📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 109 dokumenIMPLEMENTASI DAN TANTANGAN DI RANTAI PASOKAN BERKELANJUTAN DAN HIJAU DALAM INDUSTRI PAKAIAN OLAHRAGA
Krisis lingkungan global yang mendesak telah ntensifkan pengawasan pada industri fashion dan pakaian olahraga, dengan perhatian khusus pada jejak ekologis merek global seperti Nike. Di tengah meningkatnya tuntutan konsumen dan regulasi akan transparansi, Nike luncurkan kampanye "Move to Zero", yang bertujuan untuk mencapai nol emisi karbon dan limbah. Namun, ketulusan dan efektivitas komitmen ini—terutama dalam produk bervolume tinggi seperti merchandise Sportswear—telah dipertanyakan, dengan para kritikus mengutip kesenjangan antara narasi publik dan realitas operasional. Studi ini menyelidiki strategi Nike dalam menerapkan manajemen rantai pasokan berkelanjutan dan hijau (SSCM) dalam produksi pakaian Sportswear-nya, membandingkan praktiknya dengan praktik Adidas dan Puma. Dengan menggunakan desain kualitatif eksploratif, penelitian ini menganalisis laporan keberlanjutan perusahaan, literatur akademis, data LSM, dan investigasi media melalui tinjauan literatur tematik dari artikel-artikel terpilih yang disusun menggunakan Model PRISMA V2 dan pengelompokan kata kunci analitik jaringan menggunakan VosViewer. Temuan utama mengungkapkan bahwa meskipun Nike telah membuat kemajuan—seperti mengintegrasikan 40% polyester daur ulang dan mengadopsi logistik berbasis AI—kelemahan signifikan tetap ada, termasuk transparansi pemasok yang terbatas melampaui Tier 1, risiko greenwashing, dan skalabilitas minimal dari inisiatif sirkular. Dibandingkan dengan Adidas dan Puma, Nike tertinggal dalam indeks transparansi dan pengurangan emisi yang terverifikasi. Studi ini menyimpulkan bahwa upaya SSCM Nike saat ini berada pada tahap transisi: ambisius secara retoris tetapi tidak konsisten secara operasional. Rekomendasi termasuk memperluas pengungkapan rantai pasokan, berinvestasi dalam energi terbarukan tingkat pemasok, mengadopsi sertifikasi pihak ketiga, dan meningkatkan skala program sirkularitas. Wawasan ini berkontribusi pada wacana akademis tentang SSCM sambil menawarkan panduan yang dapat ditindaklanjuti untuk menyelaraskan narasi merek dengan hasil lingkungan yang terukur. Penelitian di masa depan harus berfokus pada pengumpulan data primer, penilaian siklus hidup, dan kesiapan peraturan untuk lebih memvalidasi dan memperluas temuan ini.
ANALISIS TEKNO EKONOMI PENGEMBANGAN PLTS TERAPUNG TAHAP 2 SEBAGAI PENDUKUNG PENURUNAN BIAYA PEMBANGKITAN HIDROGEN HIJAU DAN BIAYA PEMAKAIAN SENDIRI: STUDI KASUS PADA PT PLN INDONESIA POWER UBP SEMARANG
Transisi menuju sistem energi rendah karbon mendorong pengembangan teknologi pembangkitan berbasis energi terbarukan, termasuk pemanfaatan sistem Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) terapung untuk mendukung produksi hidrogen hijau. Studi ini menyajikan analisis kelayakan teknis dan ekonomi pengembangan PLTS terapung tahap 2 dengan skema investasi pada area polder 2 – PT PLN Indonesia Power Unit Bisnis Pembangkitan (UBP) Semarang dengan tujuan mendukung penurunan biaya pembangkitan hidrogen hijau dan biaya pemakaian sendiri yang saat ini menggunakan impor grid dengan Renewable Energy Certificate (REC) dan PLTS skema sewa dengan Power Purchase Agreement (PPA) yang sudah tidak ekonomis pada tahun 2025. Pemodelan teknik dilakukan menggunakan PVsyst untuk menentukan potensi produksi energi, Performance Ratio (PR) dan kerugian akibat shading. Simulasi ekonomi dilakukan melalui HOMER Pro untuk jaringan listrik dan pembangkit hidrogen dengan pendekatan dua skenario operasi: on-grid scheduling dan operasi 24 jam. Parameter evaluasi ekonomi mencakup CAPEX, OPEX, Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PP), Levelized Cost of Electricity (LCOE), dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). Hasil menunjukkan bahwa PLTS terapung tahap 2 dengan skema investasi, kemiringan panel 5° dan azimuth -51° mampu menghasilkan energi 912.710 kWh/tahun dengan nilai CAPEX Rp 9,94 M, OPEX Rp 133,24 juta, NPV Rp 4,42 M, IRR 15,03% dan payback period 10,7 tahun, mendukung penurunan LCOH dengan nilai terendah Rp 84.972 /kg menggunakan pola on grid scheduling dengan ekses hidrogen 3,46 ton, serta berkontribusi pada pengurangan emisi sebesar 766,33 ton CO?e/tahun. Hasil analisis sensitivitas memberikan LCOE jaringan listrik PDC 11 terendah pada Rp. 1.650,91 / kWh dengan penurunan tarif PPA skema sewa sebesar 20 %.
STUDI KELAYAKAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA PADA WILAYAH PT PLN INDONESIA POWER UNIT BISNIS PEMBANGKITAN JAMBI
Pemerintah Indonesia berkomitmen untuk mencapai target Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060 dengan meningkatkan pemanfaatan energi baru dan terbarukan (EBT). PT PLN Indonesia Power Unit Bisnis Pembangkitan (UBP) Jambi merencanakan pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) di wilayah Unit Pembangkit (UP) Payo Selincah guna meningkatkan pemanfaatan EBT serta mengurangi beban biaya listrik untuk pemakaian sendiri (PS). Penelitian ini menawarkan kebaruan berupa metode yang komprehensif dalam menentukan konfigurasi PLTS yang optimal pada lokasi yang memiliki keterbatasan luas lahan. Tujuan dari penelitian ini yaitu mengevaluasi kelayakan teknis dan ekonomi pembangunan PLTS di lokasi tersebut berdasarkan data iradiasi matahari, kebutuhan daya listrik, dan luas wilayah yang tersedia untuk pembangunan PLTS. Studi kelayakan mencakup analisis spesifikasi peralatan utama, konfigurasi sistem yang optimal, estimasi biaya investasi, serta evaluasi kelayakan teknis dan ekonomi menggunakan parameter seperti performance ratio (PR) net present value (NPV), return on investment (ROI), internal rate of return (IRR), levelized cost of electricity (LCOE) dan payback period. Simulasi menggunakan PVSyst menghasilkan konfigurasi optimal PLTS dengan total kapasitas terpasang 740 kWp/610 kWac, potensi produksi energi tahunan sebesar 983 MWh, dan rasio kinerja rata -rata sebesar 78,2%. Analisis ekonomi menunjukkan potensi nilai NPV sebesar RP6.161.780.981 dengan IRR 28,73%, ROI 126,2%, LCOE Rp691,29/kWh, dan periode pengembalian investasi selama 4,2 tahun. Selain itu, penelitian ini juga memproyeksikan potensi pengurangan emisi gas rumah kaca (GRK) yang dihasilkan dari implementasi PLTS sebesar 649.99 ton CO2-e per tahun sehingga berpotensi memberikan kontribusi dalam target pengurangan emisi GRK nasional.
ANALISIS TEKNO-EKONOMI DAN DESAIN SISTEM PRODUKSI AMONIA HIJAU DI INDONESIA
Pengembangan amonia hijau sebagai vektor energi bersih memiliki peran strategis dalam mendukung transisi energi Indonesia dan pencapaian target Net-Zero Emissions pada tahun 2060. Amonia hijau diproduksi melalui sintesis nitrogen dan hidrogen yang berasal dari proses berbasis energi terbarukan. Penelitian ini mengevaluasi kelayakan teknis dan ekonomi produksi amonia hijau di Indonesia, mencakup pemilihan sumber energi, konfigurasi proses, skema distribusi, dan indikator investasi. Berdasarkan penilaian tingkat kesiapan teknologi dan kebutuhan energi, PLTA Kayan di Kalimantan Utara dipilih sebagai sumber utama karena kapasitas terpasang sebesar 9.000 MW dan tingkat kematangan teknologi yang tinggi. Rancangan proses meliputi elektrolisis alkali untuk hidrogen, distilasi kriogenik untuk nitrogen, serta sintesis amonia menggunakan proses Haber–Bosch yang terdekarbonisasi. Simulasi sistem dengan Aspen HYSYS V14 menunjukkan kapasitas produksi tahunan sebesar 257.209,46 ton, dengan deviasi stoikiometri dev_N2 = 0,41% dan dev_H2 = 0,61%. Untuk ekspor ke Keppel Sakra Cogen Plant di Singapura sejauh 2.634 km, pengangkutan dengan kapal tanker dipilih sebagai metode paling efisien, dengan CAPEX distribusi sebesar USD 221.000.000,00, OPEX tahunan USD 9.040.366,64 , serta Levelized Cost of Transport (LCOT) sebesar USD 0,12 /kg. Dari sisi ekonomi, proyek ini dinyatakan layak dengan IRR sebesar 8,26% (di atas MARR 7,32%), NPV sebesar USD 63.241.130,29, dan Payback Period selama 7,90 tahun. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa harga jual amonia hijau merupakan faktor paling berpengaruh terhadap kelayakan finansial.
KAJIAN TEKNO-EKONOMI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA 400 MWP TERINTEGRASI DENGAN SISTEM PUMPED HYDRO STORAGE (PHS) DI DANAU TOBA
Komitmen Indonesia untuk mencapai Net Zero Emissions pada tahun 2060 telah mendorong eksplorasi solusi energi terbarukan skala besar, termasuk integrasi sistem PLTS terapung dan sistem Pumped hydro storage (PHS). Penelitian ini menganalisis kelayakan tekno-ekonomi sistem PLTS terapung berkapasitas 400 MWp yang dikombinasikan dengan Pumped hydro storage (PHS) di Danau Toba, Sumatera Utara yang sebelumnya belum pernah dilakukan. Penelitian ini menyajikan konfigurasi hibrida yang inovatif dan belum pernah diterapkan di Indonesia sebelumnya. Simulasi multi-platform dilakukan menggunakan PVsyst untuk estimasi hasil energi dan HOMER Pro untuk optimasi tekno-ekonomi. Penelitian ini memberikan wawasan baru mengenai kelayakan dan konfigurasi optimal sistem hibrida PLTS Terapung –PHS guna mendukung transisi energi terbarukan di Indonesia. Hasil simulasi PVsyst menunjukkan PLTS terapung Danau Toba dengan 714.285 modul (560 Wp) dan 113 inverter memiliki kapasitas 400 MWp (310 MWac), performance ratio 0,803, dan produksi energi tahunan 517 GWh. Kerugian terbesar berasal dari suhu (6,14%), namun lebih rendah dibanding PLTS darat, sehingga sistem ini tetap mampu memasok listrik secara stabil ke jaringan Sumatera Utara. Berdasarkan simulasi HOMER Pro, skenario 4 (Grid + PLTS 400 MWp + PHS 500 MW) adalah konfigurasi teknis terbaik meski biaya tertinggi, dengan LCOE Rp1.526/kWh dan NPC Rp264,99 miliar, hanya 0,22% lebih mahal dari skenario 1. Skenario ini unggul dalam stabilitas sistem melalui kontribusi PHS 47,8 GWh per tahun, mendukung peak shaving dan load shifting, serta menghasilkan excess energy tahunan 4,5 GWh, 48% lebih besar dari skenario 1. Hasil simulasi DiGSILENT menunjukkan sistem hybrid PLTS terapung 400 MWp dan PHS 500 MW memiliki stabilitas tegangan dan frekuensi yang baik, menjaga tegangan di 149–152 kV dan frekuensi 49,3–50 Hz meski terjadi perubahan mendadak, termasuk saat simulasi ramp rate hingga 80% dan pelepasan PLTS sementara. Dari sisi pengurangan emisi GRK, skenario 4 paling efektif dengan total pengurangan emisi tahunan 525,1 ton CO?. PLTS terapung menyumbang 480,68 ton CO? per tahun pada siang hari, sementara PHS menambah pengurangan 44,5 ton CO? saat sore hari dalam mode discharging.
ANALISA TEKNO EKONOMI POTENSI PEMANFAATAN WADUK PLTA (PUMPED HYDRO STORAGE) CISOKAN DENGAN MENGOPTIMALKAN PLTS TERAPUNG
Indonesia menghadapi tantangan besar dalam mencapai target bauran energi terbarukan sebesar 23% pada tahun 2025 dan 31% pada tahun 2050, sejalan dengan komitmen nasional menuju Net Zero Emissions (NZE) pada tahun 2060. Meskipun memiliki target tersebut, bahan bakar fosil masih mendominasi bauran energi.. Studi ini meneliti kelayakan teknis dan ekonomi menggunakan indikator Net Present Cost (NPC) dan Levelized Cost of Energy (LCOE dari sistem PLTS terapung di Waduk Cisokan, dengan cakupan area sebesar 0,52 km² untuk pemasangan kapasitas 46,62 MWp. Berdasarkan hasil simulasi menggunakan aplikasi PVsyst dan HOMER Pro, skenario eksisting menunjukkan nilai LCOE sebesar Rp 1.153,38 Rp/kWh. Integrasi PLTS berkapasitas 46,6 MWp mampu menurunkan LCOE menjadi 1.130,33 RpkWh dan NPC menjadi Rp 13.995 Miliar, dengan nilai IRR sebesar 12,6% dan Payback Period selama 7,53 tahun. Sementara itu, penambahan sistem PHS meningkatkan keandalan sistem, namun berdampak pada peningkatan biaya, dengan NPC mencapai Rp 14.689 Miliar, LCOE sebesar 1.186,38 Rp/kWh, IRR sebesar 1,4%, dan Payback Period yang lebih panjang, yaitu 21,3 tahun. Integrasi PLTS dengan PHS mampu meningkatkan kontribusi energi terbarukan dan pembangkit lokal di Jawa Barat. Studi ini menyajikan analisis tekno-ekonomi yang mengkaji integrasi sistem PLTS Terapung dengan pumped hydro storage (PHS) pada proyek pembangkit penyimpanan energi air pertama di Tanah Air, yaitu Cisokan. Kajian ini sekaligus memperluas penerapan konsep integrasi dari proyek PLTS Terapung Cirata sebagai upaya mendukung transisi energi yang lebih andal dan berkelanjutan.
STUDI KELAYAKAN PENERAPAN SISTEM PLTS DI PULAU TUNDA DALAM UPAYA PENINGKATAN RASIO ELEKTRIFIKASI PLN PROVINSI BANTEN
Hingga saat ini, rasio elektrifikasi desa berlistrik PLN di Provinsi Banten masih berada pada angka 99,4%, yang menunjukkan bahwa masih terdapat sejumlah desa terpencil yang belum sepenuhnya memperoleh akses listrik yang andal dan berkelanjutan. Salah satu wilayah tersebut adalah Pulau Tunda, yang hingga kini masih menghadapi permasalahan ketidakstabilan pasokan listrik akibat ketergantungan pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) yang hanya beroperasi selama 12 jam per hari. Kondisi ini menyebabkan tingginya biaya operasional serta dampak lingkungan yang signifikan. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi kelayakan sistem Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS), sistem penyimpanan energi baterai (BESS), dan PLTD guna menyediakan pasokan listrik selama 24 jam penuh secara efisien dan ramah lingkungan. Evaluasi dilakukan dari aspek teknis dan keekonomian sistem menggunakan indikator Levelized Cost of Energy (LCOE), Net Present Cost (NPC), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period. Hasil simulasi menunjukkan bahwa skenario PLTD eksisting menghasilkan energi 766 MWh/tahun dengan LCOE 0,332 USD/kWh dan emisi tertinggi. Skenario PLTD–PLTS mampu mengurangi konsumsi bahan bakar hingga 36% dengan LCOE 0,269 USD/kWh. Skenario PLTS–BESS menghasilkan 1570 MWh/tahun dengan kontribusi energi terbarukan 100% namun memerlukan kapasitas BESS besar dan excess energy 46% sehingga LCOE sangat tinggi (0,487 USD/kWh). Skenario PLTD–PLTS–BESS menjadi skenario optimal dengan kapasitas PLTD 239 kW, PLTS 550 kWp, dan BESS 1776 kWh menghasilkan 896 MWh/tahun, kontribusi energi terbarukan 86%, LCOE 0,212 USD/kWh, NPC 1,89 juta USD, IRR 18%, Payback 4,9 tahun, dan mampu menurunkan emisi karbon hingga 85% dibandingkan PLTD eksisting. Secara teknis, skenario optimal menjaga tegangan 20 kV dan 0,4 kV serta frekuensi 49–51 Hz sesuai grid code. Kesimpulannya, integrasi PLTS dan BESS pada sistem PLTD di Pulau Tunda terbukti layak secara teknis dan ekonomis, sekaligus signifikan menurunkan emisi. Model ini dapat direplikasi di wilayah terpencil lain untuk mencapai target elektrifikasi 100% dan mendukung transisi energi bersih di Indonesia.
PERENCANAAN PLTS DALAM MENDUKUNG TRANSISI ENERGI BERKELANJUTAN DI PULAU TERPENCIL: STUDI KASUS PULAU ENGGANO
Pulau Enggano, sebagai salah satu pulau terluar Indonesia, menghadapi tantangan besar dalam penyediaan energi listrik yang andal dan berkelanjutan. Ketergantungan terhadap bahan bakar fosil meningkatkan biaya operasional dan berdampak buruk pada lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk merancang sistem Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) guna mendukung transisi energi berkelanjutan di Pulau Enggano. Penelitian dilakukan dengan mengevaluasi potensi energi surya berdasarkan data iradiasi, merancang sistem PLTS yang efisien, serta menganalisis kelayakan ekonominya menggunakan indikator seperti Internal Rate of Return (IRR), Net Present Cost (NPC) dan Levelized Cost of Energy (LCOE). Hasilnya diharapkan memberikan solusi energi yang lebih ramah lingkungan, ekonomis, dan mendukung target nasional dalam pengurangan emisi karbon. Ada 3 skenario yang direncanakan yakni skenario konfigurasi (a) PLTD Hibrida dengan PLTS, Skenario (b) PLTD Hibrida dengan PLTS dan Baterai, dan Skenario (c) PLTS dan Baterai. Berdasarkan hasil optimasi skenario (b) merupakan konfigurasi yang paling optimal terdiri atas PV 1.536 kWp, diesel 700 kW, dan baterai 36 unit. Sistem dapat memproduksi listrik hingga 2,32 GWh/tahun. Diesel berfungsi sebagai cadangan energi apabila PV dan baterai tidak mampu memenuhi kebutuhan beban. IRR mencapai 17,43%, NPC sistem mencapai Rp 61,13 miliar dan nilai LCOE paling murah dari skenario lainnya yaitu sebesar Rp 3.108/kWh. Dari segi lingkungan, konfigurasi ini memiliki nilai RF sebesar 88,6% dengan emisi CO2 160.492 kg/tahun. Angka emisi ini sangat jauh lebih kecil jika dibandingkan dengan sistem PLTD yang saat ini digunakan di Pulau Enggano.
ANALISIS KELAYAKAN PRODUKSI GREEN HYDROGEN MENGGUNAKAN PEM ELECTROLYSIS DENGAN SUMBER ENERGI LISTRIK PLTS DI WADUK DURIANGKANG
Negara Indonesia memiliki potensi energi terbarukan yang besar, terutama energi surya, menyebabkan Negara Indonesia memiliki potensi yang besar untuk melakukan produksi green Hydrogen. Studi ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan green Hydrogen production plant yang ditenagai sepenuhnya oleh Pembangkit Listrik Tenaga Surya. Studi dilakukan di Waduk Duriangkang, Kota Batam, Kepulauan Riau, dengan membangun PLTS Floating PV sebagai sumber energi listrik dan menggunakan Proton Exchange Membrane Electrolyzer untuk memproduksi Hidrogen, dimana Hidrogen akan dikirim ke Pulau Jurong, Singapura menggunakan pipa bawah laut. Perhitungan kapasitas produksi listrik dan laju produksi Hidrogen dilakukan dengan pendekatan teknis berdasarkan spesifikasi sistem. Selain itu, dilakukan pula perhitungan untuk menentukan kapasitas tangki penyimpanan dan diameter pipa penyalur gas Hidrogen. Untuk mengetahui kelayakan ekonomi, analisis ekonomi dilakukan dengan menggunakan metode discounted cash flow (DCF) pada parameter Levelized Cost of Electricity (LCOE), Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), Levelized Cost of Storage (LCOS), dan Levelized Cost of Transmission (LCOT). Analisis kelayakan ekonomi dilakukan menggunakan indikator Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Break Even Point (BEP). Hasil studi menunjukkan bahwa green Hydrogen production plant berkapasitas 100 MW yang bersumber energi listrik dari PLTS berkapasitas 192 MWp, mampu menghasilkan 4.344.178 kg Hidrogen dalam setahun, dengan total biaya yang dibutuhkan untuk memproduksi, menyimpan, dan menyalurkan Hidrogen sebesar 12,62 USD/kg Hidrogen. Dengan menetapkan harga jual green Hydrogen sebesar 13 USD/kg, proyek dapat menghasilkan IRR 9%, NPV sebesar 25.851.421 USD, dan BEP 11,19 tahun, sehingga proyek dapat dikatakan layak secara ekonomi.
EVALUASI BERBASIS SKENARIO TERHADAP MEKANISME PEMBIAYAAN PROYEK PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK TENAGA SURYA DI PEDESAAN INDONESIA
Penelitian ini mengevaluasi kelayakan teknis dan ekonomi dari pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) berkapasitas 5 MW di Sumba, Indonesia, dalam empat skenario pembiayaan strategis: skenario dasar, Feed-In Tariff, pembebasan pajak (tax holiday), dan insentif kredit emisi karbon. Dikembangkan sebagai respons terhadap defisit listrik lokal dan tujuan transisi energi global, proyek ini juga mempertimbangkan keterbatasan makroekonomi Indonesia—kapasitas fiskal yang terbatas, ketidakpastian kebijakan, dan rendahnya minat investor terhadap proyek energi terbarukan berisiko tinggi. Berbeda dengan studi sebelumnya yang hanya berfokus pada kelayakan teknis atau ekonomi, penelitian ini menelaah bagaimana berbagai mekanisme pembiayaan memengaruhi kesuksesan proyek dengan menggunakan RETScreen dan simulasi Monte Carlo. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario dasar menghasilkan tingkat pengembalian internal (Internal Rate of Return / IRR) yang rendah, yaitu 6,8%, dan nilai kini bersih (Net Present Value / NPV) negatif, sehingga secara finansial tidak menarik. Sebaliknya, skenario berbasis insentif—terutama Feed-In Tariff—secara signifikan meningkatkan kelayakan, dengan IRR sebesar 12,9% dan periode pengembalian modal 8,1 tahun. Analisis sensitivitas mengidentifikasi tarif ekspor listrik dan biaya awal sebagai variabel yang paling berpengaruh terhadap kelayakan. Temuan ini memberikan wawasan berharga bagi pembuat kebijakan dan investor untuk merancang model pendanaan yang lebih efektif dalam mempercepat pengembangan PLTS di wilayah yang kurang terlayani.
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKRO HIDRO DI BENDUNGAN BUDONG-BUDONG, KABUPATEN MAMUJU TENGAH, SULAWESI BARAT
Pembangunan Bendungan Budong-Budong sebagai Proyek Strategis Nasional 2020 bertujuan untuk pengendalian banjir, serta memenuhi kebutuhan air baku Kabupaten Mamuju Tengah sebesar 450 liter/detik. Tujuan lainnya adalah untuk memenuhi kebutuhan irigasi dan memiliki potensi pemanfaatan kebutuhan listrik melalui Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro. Peningkatan kebutuhan listrik di Sulawesi Barat perlu dilakukan dengan memberdayakan air sebagai sumber EBT untuk mencapai target RUPTL PLN 2030. Pemanfaatan potensi kebutuhan listrik melalui PLTMH di Bendungan Budong-Budong menjadi salah satu opsi pengupayaan kemandirian produksi listrik bersumber EBT di Sulawesi Barat. Berdasarkan simulasi operasi waduk, dapat digunakan debit untuk PLTMH hingga sebesar 7.5 m3/s. Daya bangkitan direncanakan mencapai 1.05 MW dengan produksi energi 7.03 GWh/tahun. Estimasi biaya investasi PLTMH Budong-Budong sebesar Rp37,553,891,963 dengan harga jual tinggi dan sedang menghasilkan kelayakan ekonomi berdasarkan analisis NPV, BCR, IRR, dan Payback Period. Kemudian harga jual rendah menghasilkan kelayakan ekonomi berdasarkan analisis NPV dan BCR.
ANALISIS POTENSI ENERGI ARUS LAUT DENGAN METODE LINEAR MOMENTUM ACTUATOR DISC THEORY (LMADT) SERTA PEMODELAN DISCONTINUOUS GALERKIN (DG) PADA ADVANCED CIRCULATION (ADCIRC) 2D DI PERAIRAN SELAT SAPE, MOLO, DAN LINTAH
Perkembangan zaman dan pertumbuhan penduduk di Indonesia secara signifikan meningkatkan konsumsi listrik, terutama di kota-kota besar. Saat ini, konsumsi energi masih didominasi oleh energi fosil seperti minyak bumi, gas alam, dan batu bara. Namun, Indonesia memiliki potensi besar dalam energi terbarukan, terutama energi laut seperti energi pasang surut di beberapa wilayah. Pada tugas akhir ini, dilakukan analisis mengenai potensi energi arus laut di Perairan Selat Sape, Selat Lintah, dan Selat Molo yang terletak diantara Pulau Sumbawa dan Pulau Flores untuk mengetahui lokasi yang berpotensial menghasilkan daya yang cukup besar sebagai sumber energi listrik. Penelitian ini dilakukan dengan pemodelan hidrodinamika menggunakan perangkat lunak SMS dan program Discontinuous Galerkin of Advanced Circulation (DG-ADCIRC) hasil kembangan Bapak Ir. Ahmad Mukhlis Firdaus, S.T., M.T., D.Phil. yang mencakup ketiga lokasi studi tersebut untuk memperoleh parameter elevasi muka air laut dan kecepatan arus yang dibutuhkan dalam menghitung daya yang tersedia oleh turbin. Hasil pemodelan kemudian divalidasi agar sesuai dengan data observasi yang ada di lapangan. Proses analisis selanjutnya adalah identifikasi lokasi potensial yang memiliki kecepatan arus yang cukup besar. Lokasi yang memiliki potensial tersebut dijadikan sebagai lokasi pemasangan turbin dan dimodelkan dengan bantuan perangkat lunak yang sama seperti pemodelan hidrodinamika dengan model turbin Linear Momentum Actuator Disc Theory (LMADT). Model turbin dijalankan untuk tiga nilai wake coefficient (????4) yang berbeda yaitu ????4=0,3; ????4= 0,4; ????4=0,56 serta nilai blockage ratio (????) yang seragam yaitu ????=0,1 untuk low blockage. Didapatkan bahwa energi listrik yang dapat dihasilkan oleh turbin dengan pemodelan 18 hari dengan blockage ratio 0,1 pada Selat Sape berkisar 24,86 -156,57 MWh, Selat Lintah berkisar 14,27 – 40,8 MWh, dan Selat Molo sekitar 8,53 MWh.
KAJIAN TEKNO EKONOMI OPTIMALISASI PRODUKSI EXCESS GREEN HYDROGEN DI PLTU TANJUNG JATI B
Seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi secara global, tingkat emisi dan dampak pertumbuhan energi terhadap ekosistem serta perubahan iklim menjadi isu utama dunia. Program net zero emission menjadi komitmen berbagai negara untuk mengurangi emisi gas rumah kaca secara signifikan. Dalam hal ini, hidrogen hijau dapat memainkan peranan penting sebagai sumber energi bersih yang berkelanjutan. Hidrogen hijau yang diproduksi melalui proses elektrolisis air menggunakan sumber energi terbarukan tidak menghasilkan emisi karbon, sehingga menawarkan solusi energi berkelanjutan yang ramah lingkungan. Penelitian ini menggunakan model simulasi dari Aspen Hysys untuk menganalisa kinerja sistem elektrolisis dalam proses produksi hidrogen di Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dan software PVsyst untuk melakukan simulasi potensi energi surya. Penelitian ini menganalisa enam skenario proses produksi ekses gas hidrogen hijau, dimana masing masing skenario mengintegrasikan sumber energi listrik dan teknologi elektrolisis yang berbeda. Penelitian ini juga menimbang sisi ekonomi dari optimalisasi proses produksi gas hidrogen pada enam skenario tersebut. Hasil pada penelitian ini menunjukan bahwa nilai Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) pada Excess green hydrogen dari PLTU berada pada kisaran 3,83 – 9,8 USD/kg. Nilai yang tergolong kompetitif untuk harga LCOH hidrogen hijau di Indonesia. Studi pada penelitian ini juga membuktikan skenario yang menghasilkan nilai LCOH terendah, layak untuk diimplementasikan berdasarkan analisa sisi ekonomi. Hal ini dibuktikan dengan nilai Net Present Value (NPV) dan Internal Rate of Return (IRR) yang bernilai positif.
ANALISIS TEKNO EKONOMI PRODUKSI HIDROGEN HIJAU DI INDONESIA BERBASIS PLTA : STUDI KASUS PLTA BENGKULU
Emisi karbon global mencapai 33,1 gigaton CO2 pada tahun 2018, di mana sebagian besar bersumber dari sektor pembangkitan energi. Kondisi ini menimbulkan urgensi transisi menuju energi bersih dan berkelanjutan. Pemerintah Indonesia telah menetapkan komitmen enhanced nationally determined contribution (ENDC) untuk mengurangi emisi gas rumah kaca sebesar 31,89% secara mandiri pada tahun 2030, dan menetapkan target net zero emission (NZE) pada tahun 2060. Dalam konteks ini, pemanfaatan energi terbarukan menjadi strategi utama, khususnya pembangkit listrik tenaga air (PLTA), yang memiliki potensi besar namun belum sepenuhnya dimanfaatkan. Indonesia memiliki potensi energi hidro sebesar 75.000 MW, namun baru sekitar 34.000 MW yang telah dikembangkan. PLTA tipe runof- river (ROR), yang tidak memiliki sistem penyimpanan, sering menghasilkan surplus energi dalam bentuk limpasan saat beban sistem rendah. Energi ini berpotensi digunakan untuk memproduksi hidrogen hijau melalui elektrolisis air, sebagai solusi penyimpanan energi sekaligus pengganti bahan bakar fosil. Penelitian ini bertujuan mengevaluasi kelayakan teknis dan ekonomi sistem produksi hidrogen hijau yang memanfaatkan surplus energi dari PLTA Bengkulu. Teknologi yang dikaji meliputi alkaline electrolyzer (AE) dan sistem pemurnian air berbasis membran. Analisis dimulai dengan mengidentifikasi surplus energi tahunan akibat rendahnya faktor kapasitas. Nilai surplus energi ini digunakan untuk menentukan kapasitas optimal AE. Proses elektrolisis dimodelkan menggunakan perangkat lunak Aspen Plus untuk memperoleh kebutuhan energi, efisiensi, dan output hidrogen. Di sisi lain, sistem water treatment plant (WTP) disimulasikan dengan WAVE untuk menghasilkan ultrapure water (UPW) standar ASTM tipe I sebagai air umpan untuk AE. Hasil simulasi menunjukkan bahwa sistem AE berkapasitas 20 MW mampu beroperasi optimal selama tujuh bulan penuh dan empat bulan secara parsial, menghasilkan produksi tahunan sebesar 2.309.355 kg H2. Efisiensi sistem mencapai 56,46%, dengan konsumsi energi 57,35 kWh/kg H2 dan kebutuhan air 9,55 liter/kg H2. Sistem pemurnian air dengan konfigurasi UF–RO–IXMB–AOP berhasil menghasilkan UPW yang memenuhi spesifikasi konduktivitas dan kandungan ion, dengan recovery rate sebesar 75,04%. Analisis keekonomian dilakukan menggunakan metode levelized lost of hydrogen (LCOH) yang memperhitungkan CAPEX, OPEX, harga listrik surplus, serta parameter finansial seperti diskonto 8%, pajak 11%, dan degradasi sistem 0,525% per tahun. Nilai LCOH diperoleh sebesar 3,78 USD/kg H? tanpa penyimpanan dan meningkat menjadi 4,42 USD/kg H? jika disertai sistem penyimpanan gas. Skenario sensitivitas menunjukkan bahwa pada CF 100% dengan skema tarif listrik renewable energy certificate (REC), LCOH naik menjadi 4,62 USD/kg H2 akibat meningkatnya harga listrik. Dibandingkan studi di Nepal (4,22–5,72 USD/kg H2) dan Slovenia (3,80 USD/kg H2), nilai LCOH dari studi ini tergolong kompetitif. Dengan pendekatan terpadu antara simulasi teknis dan model keekonomian, penelitian ini memberikan kontribusi terhadap pengembangan hidrogen hijau berbasis PLTA ROR, serta mendukung kebijakan energi bersih nasional.
KAJIAN PEMANFAATAN BIOMASSA DALAM CO-FIRING PADA PLTU NAGAN RAYA 1 & 2
Perubahan iklim global dan krisis emisi gas rumah kaca (GRK) menjadi tantangan serius bagi kelangsungan hidup manusia dan Bumi. Sektor energi, terutama pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batubara, menjadi penyumbang emisi GRK terbesar, yaitu 50 GtCO?-eq/tahun. Pemanfaatan biomassa dalam co-firing pada PLTU batubara merupakan salah satu alternatif untuk mengurangi emisi GRK dan meningkatkan bauran energi terbarukan. Penerapan teknologi co-firing pada PLTU batubara di Indonesia masih sangat minim, dengan rata-rata porsi kombinasi biomassa terhadap batubara hanya sekitar 5% dari total kebutuhan bahan bakar. Upaya untuk meningkatkan persentase co-firing biomassa masih terkendala oleh keterbatasan kapasitas peralatan eksisting serta minimnya ketersediaan dan keandalan rantai pasok biomassa. PLTU Nagan Raya 1 dan 2 di Aceh, Indonesia, memiliki potensi besar untuk memanfaatkan biomassa dalam co-firing. Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji potensi dan dampak pemanfaatan biomassa cangkang sawit dan wood chips dalam co- firing pada PLTU Nagan Raya 1 dan 2, serta untuk mengkaji potensi teknis cofiring biomassa pada PLTU Nagan Raya 1 dan 2 dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Aspen Plus versi 14 dengan berbagai variasi rasio co-firing yang lebih tinggi. Penelitian ini menggunakan metode penelitian kuantitatif. Metode kuantitatif digunakan untuk analisis teknis dan ekonomi serta supply chain co-firing biomassa. Simulasi co-firing biomassa akan dilakukan menggunakan perangkat lunak Aspen Plus versi 14 dengan data proximate dan ultimate dari batubara dan biomassa (wood chips & cangkang sawit) serta parameter operasi PLTU Nagan Raya 1 dan 2. Rasio co-firing divariasikan sebesar 10%–50% berdasarkan persentase massa melalui perangkat lunak Aspen Plus, dampak co-firing biomassa terhadap emisi gas buang dan biaya operasional pada PLTU Nagan Raya 1 dan 2 dapat dievaluasi secara lebih menyeluruh. Hasil penelitian menunjukkan bahwa penerapan co-firing biomassa di PLTU Nagan Raya memberikan dampak positif baik dari segi teknis, lingkungan, maupun keekonomian. Co-firing cangkang sawit sebesar 10% dinilai paling layak diimplementasikan karena mampu menjaga stabilitas daya, menurunkan emisi SOx dan NOx serta memberikan efisiensi konsumsi bahan bakar dengan biaya produksi energi yang lebih rendah. Sementara itu, wood chips sebagai bahan alternatif hanya direkomendasikan maksimal sebesar 5% karena keterbatasan pasokan dan pengaruhnya terhadap efisiensi. Kombinasi biomassa dengan rasio 3:2 (cangkang sawit dan wood chips) pada total campuran 10% juga terbukti optimal, baik dari sisi performa teknis maupun kapasitas pasok lokal. Dengan mempertimbangkan kapasitas pasok biomassa yang tersedia di wilayah Nagan Raya dan sekitarnya, strategi implementasi co-firing dinilai layak untuk mendukung transisi energi yang berkelanjutan.