📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 90 dokumenPENILAIAN TERMODINAMIKA TERHADAP PERILAKU PELELEHAN ABU PADA KO-PROSES TERMAL BATUBARA DAN BIOMASSA
Ko-proses termal antara batubara dan biomassa dapat mengurangi dampak lingkungan dari produksi energi, namun tetap menghadapi tantangan seperti slagging dan fouling akibat perbedaan sifat abu dari masing-masing bahan bakar. Penelitian ini membahas sifat pelelehan abu dari batubara Sumatera, kayu Puspa, bonggol Jagung, serta campurannya di bawah kondisi atmosfer pengoksidasi (21% O2/79% N2) dan pereduksi (60% CO/40% CO2). Campuran bahan bakar dibuat dengan variasi biomassa sebesar 0%, 33%, 50%, 67%, dan 100% berat. Pengujian meliputi analisis proksimat dan ultimat, komposisi abu menggunakan X-ray fluorescence, serta pengukuran temperatur fusi abu (AFT). Data juga dianalisis menggunakan perhitungan kesetimbangan termodinamika melalui FactSage 7.3. Abu kayu Puspa yang mengandung SiO2 (0,628 wt%) dan Al2O3 (0,226 wt%) menunjukkan AFT tertinggi, dengan suhu deformasi awal (IDT) 1192 °C dan suhu alir (FT) 1407 °C, menandakan ketahanan tinggi terhadap pembentukan slag. Sebaliknya, abu tongkol jagung yang kaya akan K2O (0,905 wt%) dan Cl (0,265 wt%) memiliki AFT terendah (IDT 857 °C; FT 1214 °C), menunjukkan risiko slagging dan fouling yang lebih tinggi akibat kandungan zat pelarut. Pencampuran dengan batubara menurunkan AFT dari kedua jenis biomassa. Campuran kayu Puspa–batubara memiliki IDT antara 970–1030 °C, sementara campuran bonggol jagung–batubara lebih rendah, dengan FT mencapai 1120 °C pada campuran 67%. Dalam kondisi reduksi, perubahan Fe2O3 menjadi FeO menurunkan titik leleh lebih lanjut. Diagram fasa tiga komponen (SiO2–CaO–Al2O3) menunjukkan bahwa peningkatan CaO, K2O, dan Fe2O3 menggeser komposisi abu ke wilayah temperatur cairan yang lebih rendah. Abu batubara cenderung mudah slagging namun minim fouling, sementara abu bonggol jagung lebih rentan fouling. Campuran kayu Puspa berada di tingkat sedang untuk slagging dan rendah untuk fouling.
PERILAKU TERMAL BIOMASSA BERKAYU MELALUI ANALISIS TERMOGRAVIMETRI
Biomassa berkayu berpotensi dimanfaatkan secara termal untuk mendukung dekarbonisasi dan pencapaian Net Zero Emission. Penggunaannya dalam pembakaran bersama batubara dapat mengurangi emisi. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis dan membandingkan perilaku degradasi termal dan kinetika pembakaran dari lima jenis biomassa berkayu, yaitu Kaliandra, Pinus, Pulai, Puspa, dan Akasia dengan tiga jenis batubara peringkat rendah (Banko Selatan, Banko Tengah, dan Peranap). Analisis termogravimetri (TGA) non-isotermal dilakukan pada tiga laju pemanasan (5, 10, dan 20 °C/menit) hingga temperatur 900°C. Parameter kinetika reaksi, seperti energi aktivasi (Ea ) dan faktor pra-eksponensial (A), dianalisis menggunakan metode model-fitting Coats- Redfern serta metode model-free Ozawa-Flynn-Wall (OFW) dan Kissinger-Akahira- Sunose (KAS). Hasil analisis proksimat dan ultimat menunjukkan biomassa memiliki kandungan volatile matter lebih tinggi (71,35–76,09%) dan kandungan sulfur lebih rendah (0,034–0,07%) dibandingkan batubara. Hasil analisis menunjukkan biomassa memiliki ignition temperature lebih rendah (253,7–289,6°C) dibandingkan batubara (308,3–466,9°C), sehingga reaktivitasnya lebih tinggi. Kurva DTG biomassa menunjukkan dua puncak degradasi (devolatilisasi dan pembakaran char), sementara batubara hanya menunjukkan satu puncak dominan yang berasal dari pembakaran char. Perhitungan kinetika metode Coats-Redfern menunjukkan bahwa tahap devolatilisasi biomassa dikendalikan oleh reaksi kimia (orde 2 atau 3), sedangkan tahap pembakaran char biomassa dikendalikan oleh mekanisme difusi. Pembakaran batubara didominasi oleh reaksi kimia. Metode OFW dan KAS menunjukkan energi aktivasi bervariasi seiring dengan tingkat konversi, mengonfirmasi kompleksitas mekanisme reaksi multi-tahap. Analisis termodinamika menunjukkan proses pembakaran kedua jenis bahan bakar bersifat non-spontan. Penelitian ini mengonfirmasi potensi biomassa kayu sebagai bahan bakar alternatif yang lebih ramah lingkungan dan reaktif dibandingkan dengan batubara peringkat rendah.
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO DI WAEREBO, KABUPATEN MANGGARAI, NUSA TENGGARA TIMUR
Potensi sumber daya air yang melimpah di Indonesia membuka peluang pemanfaatan energi baru terbarukan, salah satunya melalui pembangkit listrik tenaga mikrohidro (PLTMH). Di tengah meningkatnya kebutuhan listrik dan dominasi energi fosil, dan dengan adanya kondisi dimana 0.17% wilayah desa di Indonesia tak kunjung teraliri listrik, PLTMH menjadi solusi strategis menuju bauran EBT nasional dan target Net Zero Emission 2060. Desa Waerebo di Nusa Tenggara Timur merupakan salah satu wilayah off-grid yang memiliki potensi pengembangan PLTMH berkat ketersediaan air dan kondisi topografi yang mendukung. Studi ini bertujuan merancang sistem PLTMH secara teknis, menyusun rencana operasional dan biaya konstruksi, serta menganalisis kelayakan ekonominya sebagai bentuk pemanfaatan sumber daya air berkelanjutan di wilayah terpencil. Berdasarkan perencanaan yang telah dilakukan, dengan debit andalan 50% sebesar 0.25 m3/s, PLTMH Waerebo dapat menghasilkan daya sebesar 2 x 99.4 kWatt. Adapun total biaya konstruksi sebesar Rp4.7 Milyar mengasilkan nilai benefit cost ratio sebesar 1.24 yang menunjukkan bahwa PLTMH Waerebo layak secara finansial.
PENILAIAN DAUR HIDUP PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA UAP (STUDI KASUS PLTU DI LOMBOK BARAT)
Sektor ketenagalistrikan yang berasal dari Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) berbahan bakar batubara adalah penyumbang signifikan emisi gas rumah kaca. PLTU PT X di Lombok Barat berperan sebagai backbone kelistrikan di sistem Lombok sebesar 19%. Metode pendekatan yang digunakan untuk mengevaluasi dampak lingkungan adalah Life Cycle Assessment (LCA) berdasarkan ISO 14040:2006. Melalui penerapan LCA, penelitian ini bertujuan untuk memberikan wawasan mengenai dampak lingkungan PLTU PT X yang dapat digunakan untuk memberikan rekomendasi perbaikan dalam kegiatan operasionalnya dalam mengurangi emisi serta dampak negatif terhadap lingkungan. Penelitian ini menggunakan ruang lingkup gate to gate dan 1 kWh sebagai unit fungsional. Kegiatan operasional dibagi menjadi empat subsistem, yaitu subsistem 1 penyiapan energi, subsistem 2 penyiapan air produksi, subsistem 3 produksi listrik, dan subsistem 4 kegiatan pendukung. Pada tahap klasifikasi, penentuan kategori dampak lingkungan dilakukan berdasarkan ketersediaan data perusahaan termasuk data emisi cerobong, sehingga dipilih Global Warming Potential (GWP), Acidification Potential (AP), Eutrophication Potential (EP), dan Human Toxicity Potential (HTP). Untuk menghasilkan 1 kWh listrik, PLTU PT X membutuhkan 1,036 kg batubara, 0,0628 kg biomassa, dan 3,51E-07 m³ high speed diesel, serta menggunakan 0,142 m³ air laut dan 0,153 kWh listrik internal. Emisi per kWh meliputi 2,02 kg CO?, 4,28E-05 kg CH?, 3,14E-05 kg N?O, dan polutan lainnya. Berdasarkan Life Cycle Impact Assessment (LCIA), potensi dampak terbesar terdapat pada GWP sebesar 2,02 kg CO? eq, terutama berasal dari emisi boiler pada subsistem produksi listrik yang menjadikan boiler sebagai hotspot. Tiga skenario perbaikan diajukan untuk menurunkan emisi CO?, dengan peningkatan rasio biomassa menjadi 20% sebagai opsi paling realistis, yang mampu menurunkan GWP sebesar 12%.
KAJIAN TEKNIS DAN EKONOMI PRODUKSI HIDROGEN DARI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA GAS UAP TERINTEGRASI DENGAN RENEWABLE ENERGY CERTIFICATE
Penelitian ini mengkaji integrasi sistem Alkaline Water Electrolysis (AWE) dengan Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) dan skema Renewable Energy Certificate (REC) sebagai pendekatan transisi energi menuju produksi hidrogen rendah karbon yang kompetitif. Sistem CCGT digunakan sebagai sumber energi utama untuk menghasilkan listrik yang kemudian digunakan oleh unit AWE dalam memecah air menjadi hidrogen dan oksigen. Untuk meningkatkan keberlanjutan sistem, pendekatan REC diintegrasikan guna mengalihkan beban emisi dari sumber berbasis gas alam ke sumber energi terbarukan secara administratif, tanpa perubahan pada infrastruktur teknis. Model simulasi dibangun menggunakan perangkat lunak Aspen HYSYS, mencakup integrasi termal siklus Brayton dan Rankine, serta model elektroliser yang tervalidasi secara termodinamika dan elektrokimia. Evaluasi dilakukan terhadap performa energi, efisiensi proses, biaya produksi hidrogen, serta intensitas karbon sistem secara keseluruhan. Hasil menunjukkan bahwa integrasi AWE dengan CCGT–REC dapat menghasilkan hidrogen sebesar 3,19 kg/jam dengan konsumsi energi spesifik 37,61 kWh/kg H? dan efisiensi Faraday 98,39 %. Sistem mencapai efisiensi termal gabungan 47,09 %. Biaya produksi hidrogen (LCOH) tercatat sebesar USD 4,98/kg H? menggunakan listrik dari CCGT, dan USD 5,81/kg H? dengan skema REC. Sementara itu, intensitas karbon sistem menurun dari 4,64 kg CO?/kg H? menjadi hanya 2,26 kg CO?/kg H? melalui mekanisme sertifikat energi terbarukan. Studi ini menunjukkan bahwa integrasi AWE dengan skema REC secara signifikan meningkatkan keekonomian dan keberlanjutan produksi hidrogen, menjadikannya solusi jembatan yang realistis dalam upaya dekarbonisasi sektor energi.
PERANCANGAN DAN ANALISIS SISTEM PEMBANGKIT LISTRIK LIGHT INTEGRATED GASIFICATION FUEL CELL (L-IGFC) DENGAN BAHAN BAKAR CAMPURAN BATU BARA DAN BIOMASSA PADA PLTU SURALAYA
Transisi menuju energi bersih mendorong pengembangan teknologi pembangkit listrik yang efisien dan ramah lingkungan. Salah satu teknologi inovatif yang memiliki potensi besar adalah sistem Light-Integrated Gasification Fuel Cell (LIGFC), yang menggabungkan proses gasifikasi bahan bakar padat dengan sel bahan bakar oksida padat (Solid Oxide Fuel Cell/SOFC) dalam satu sistem terintegrasi. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh variasi kandungan biomassa dalam campuran batubara serta pengaruh perubahan nilai Fuel Utilization Factor (Uf) terhadap efisiensi dan kinerja sistem pembangkit listrik L-IGFC. Pemodelan sistem dilakukan menggunakan perangkat lunak Aspen PlusTM V14 dengan bahan bakar campuran batubara dan biomassa (hingga 10% massa), serta pengaturan Uf pada 80%, 85%, dan 90%. Hasil simulasi menunjukkan bahwa peningkatan kandungan biomassa mampu meningkatkan efisiensi sistem hingga mencapai 69.1% pada campuran 10% biomassa dengan Uf 80%, akibat meningkatnya kandungan hidrogen dan senyawa volatil dalam syngas hasil gasifikasi. Sebaliknya, peningkatan nilai Uf di atas 85% menyebabkan penurunan efisiensi sistem karena meningkatnya kehilangan tegangan akibat polarisasi konsentrasi, terutama pada densitas arus tinggi. Berdasarkan evaluasi performa tegangan sel dan kurva polarisasi, titik operasi optimum sistem L-IGFC berada pada kandungan biomassa 10% dan Uf sebesar 80%. Penelitian ini menunjukkan bahwa pemanfaatan biomassa dalam sistem L-IGFC tidak hanya meningkatkan efisiensi, tetapi juga mendukung pengurangan emisi karbon dari pembangkit listrik berbahan bakar padat.
STUDI TEKNO EKONOMI PROSES PRODUKSI GREEN HYDROGEN DI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO (PLTMH) PELANGAI HULU KABUPATEN PESISIR SELATAN PROVINSI SUMATERA BARAT
Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi potensi teknis dan kelayakan ekonomi produksi hidrogen hijau dengan memanfaatkan daya listrik berlebih (excess power) dari Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMh) Pelangai Hulu di Kabupaten Pesisir Selatan, Sumatera Barat. Dua jenis teknologi elektrolisis air dibandingkan dalam studi ini, yaitu Alkaline Electrolyzer (AE) dan Proton Exchange Membrane Electrolyzer (PEME). Simulasi proses dilakukan menggunakan perangkat lunak Aspen HYSYS V14, dengan hasil simulasi divalidasi menggunakan data operasional nyata dari sistem AE tipe TITAN™ HMXT-100 yang digunakan di PLTGU Priok. Hasil simulasi menunjukkan bahwa sistem AE mampu menghasilkan hidrogen sebesar 0,5009 kg per jam atau sekitar 4.387,88 kg per tahun, sedangkan sistem PEME menghasilkan lebih banyak yaitu 0,7253 kg per jam atau sekitar 6.353,63 kg per tahun, meskipun keduanya menggunakan daya input yang sama sebesar 40,5 kW. Secara teknis, AE menawarkan keunggulan berupa desain yang lebih sederhana, umur operasional lebih panjang, serta kebutuhan investasi yang lebih rendah, sehingga cocok diterapkan di daerah dengan keterbatasan sumber daya teknis. Di sisi lain, teknologi PEME memiliki efisiensi produksi yang lebih baik serta desain sistem yang lebih ringkas. Dari sisi ekonomi, perhitungan menunjukkan bahwa biaya produksi hidrogen (Levelized Cost of Hydrogen/LCOH) mencapai Rp153.548 per kilogram untuk sistem AE dan Rp147.622 per kilogram untuk sistem PEME. Skenario produksi menggunakan PEME dengan pemanfaatan penuh excess power tanpa beban biaya listrik menunjukkan hasil paling menguntungkan secara finansial, dengan NPV sebesar Rp26,09 miliar, IRR sebesar 45,72%, dan waktu pengembalian investasi (Payback Period) sekitar 2,2 tahun. Sistem AE juga menunjukkan hasil yang cukup kompetitif dengan NPV sebesar Rp15,42 miliar, IRR sebesar 39,68%, dan Payback Period sekitar 2,5 tahun. Secara umum, hasil studi ini menunjukkan bahwa pemanfaatan potensi energi berlebih dari PLTMh untuk produksi hidrogen hijau menggunakan teknologi elektrolisis air merupakan solusi yang layak secara teknis, menarik dari sisi ekonomi, dan dapat diperluas penerapannya di berbagai wilayah di Indonesia.
KAJIAN TEKNO - EKONOMI PRODUKSI HIDROGEN DALAM INTEGRASI PHOTOVOLTAIC - HYDROGEN REFUELING STATION DI INDONESIA
Pemenuhan permintaan global akan energi bersih dan target nasional Net Zero Emission (NZE) 2060 memerlukan inovasi sistem energi yang rendah karbon dan berkelanjutan. Hidrogen menjadi salah satu kandidat utama menuju dekarbonisasi, mengingat performanya dalam pemanfaatan pada sektror transportasi, industri maupun penyimpanan energi skala besar. Kapasitas aplikasi hidrogen hijau mencapai 52 GW pada tahun 2060, dan sektor transportasi menjadi salah satu target penerapan hidrogen dengan proyeksi pertumbuhan kendaraan fuel cell electric vehicles (FCEV) hingga 3,6 juta unit. Hal ini menunjukkan bahwa pengembangan infrastruktur produksi hidrogen menjadi semakin relevan dan strategis. Produksi hidrogen salah satunya didapatkan dari elektrolisis yang memanfaatkan energi listrik, di mana listrik dapat dibangkitkan melalui sumber energi fosil maupun energi terbarukan. Potensi energi surya yang melimpah sepanjang tahun membuat Indonesia berpeluang signifikan dalam mengembangkan energi baru terbarukan (EBT) berupa teknologi panel surya (PV) untuk menghasilkan hidrogen hijau. Pemanfaatan hidrogen sebagai bahan bakar di masa depan memerlukan integrasi sistem PV dengan Hydrogen Refueling Station (HRS) yang menawarkan fleksibilitas dan efisiensi sistem energi. Hal ini melatarbelakangi penelitian terkait sistem PV–HRS tanpa bergantung pada jaringan eksternal (off-grid system) yang efisien dan layak secara tekno–ekonomi di Indonesia. Penelitian ini menyajikan evaluasi tekno–ekonomi komparatif dari integrasi sistem on-site PV–HRS skala kecil di kawasan industri Marunda, Jakarta dengan target produksi harian sebesar 150 kg H? pada proyeksi tahun 2050–2060. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak HOMER Pro dengan pendekatan multiconfiguration techno-economic analysis terhadap enam konfigurasi sistem on-site PV–HRS dari kombinasi tiga tipe panel surya (polikristalin, monokristalin, dan hybrid) serta dua tipe elektroliser (Proton Exchange Membrane/PEM dan Alkaline Electrolyzer/AWE). Evaluasi ekonomi dilakukan dengan parameter Net Present Cost (NPC), Levelized Cost of Electricity (LCOE), dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). Kombinasi panel monokristalin Trina Solar Vertex 665Wp dengan elektroliser tipe PEM Quest One ME450 menjadi konfigurasi paling optimal secara tekno–ekonomi, dengan nilai NPC mencapai Rp70,8 miliar, LCOE senilai Rp271.450/kWh, serta LCOH sebesar Rp 91.000/kg H?. Tingginya efisiensi panel serta stabilitas operasional pada sistem intermiten membuat konfigurasi ini lebih unggul dibandingkan konfigurasi lainnya. Harga hidrogen hijau pada tahun 2025 masih berada pada kisaran Rp 75.600–Rp 201.600/kg, dan diproyeksikan turun menjadi Rp 40.000–Rp 70.000/kg pada tahun 2060 seiring dengan efisiensi teknologi dan peningkatan skala produksi. Hasil LCOH sebesar Rp91.000/kg dari Konfigurasi 1B pada penelitian ini menunjukkan bahwa nilai tersebut masih kompetitif meskipun berada di atas proyeksi pasar global dan nasional. Nilai LCOH masih berada dalam rentang yang dapat diterima, terutama jika mempertimbangkan konteks kondisi riil pengembangan awal hidrogen di Indonesia sebagai solusi transisi dalam menghadapi ketidakpastian pasar teknologi hidrogen hijau nasional. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa perubahan biaya investasi awal pada panel PV maupun elektroliser akan memengaruhi nilai LCOH secara signifikan, dengan kontribusi utama dari panel PV yang dominan terhadap CAPEX. Namun efisiensi konversi energi secara tekno– kimia tetap ditentukan oleh performa elektroliser, sehingga diperlukan perancangan sistem PV–HRS secara komprehensif untuk menghasilkan sistem yang ekonomis dan efisien. Implementasi integrasi sistem PV–HRS sejalan dengan arah kebijakan pemerintah melalui Rencana Umum Energi Nasional (RUEN) maupun peta jalan NZE 2060, sehingga diperlukan dukungan kebijakan dan optimalisasi teknologi terutama untuk sektor transportasi di Indonesia. Penelitian ini dapat memberikan wawasan yang komprehensif bagi perancangan sistem hidrogen hijau skala kecil yang efisien dan ekonomis melalui integrasi PV–HRS untuk mendukung dekarbonisasi di Indonesia.
OPTIMASI PEMILIHAN MATERIAL TUBING DAN ANALISIS TEGANGAN UNTUK KONVERSI SUMUR PRODUSEN GAS MENJADI SUMUR INJEKTOR CO2 PADA PROYEK CCS “P”
The urgent global need to mitigate climate change by significantly reducing greenhouse gas emissions has driven the adoption of innovative solutions in the energy sector. Implementing CCS/CCUS operations is one way the energy sector can contribute to cutting emissions. CO? injection is a core component of CCS/CCUS operations, aimed at reducing greenhouse gas emissions by storing CO? underground. Well G, currently a suspended gas production well in the X Field, is planned for conversion into a CO2 injection well for Carbon Capture and Storage (CCS). Prior to initiating CO2 injection operations, several critical analyses must be conducted to assess the tubing's suitability, including corrosion rate, risk of failure, material selection, and tubing stress analysis. These evaluations are essential to ensure safe and seamless CO2 injection operations without potential issues. The tubing analysis indicates that the 5½” x 3½” tubing, made of L80 grade material with 13Cr, is deemed safe for CO2 injection at a rate of 59 MMSCFD, with a corrosion rate of 1.66 mm over a 12-year injection period. For enhanced material strength and durability, the use of at least Super 13Cr material is recommended. Tubing stress analysis confirms that the selected tubing, with its specified weight, grade, and connection, can withstand various loads and operational conditions. This study evaluates the feasibility of converting a gas producer well into a CO2 injection well for CCS operations.
ANALISIS INTEGRASI PLTS DENGAN BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEM (BESS) UNTUK MENDUKUNG KEBERLANJUTAN STASIUN PENGISIAN KENDARAAN LISTRIK UMUM, STUDI KASUS: SPKLU REST AREA 379A, BATANG, JAWA TENGAH
Pertumbuhan kendaraan listrik di Indonesia menuntut penyediaan infrastruktur Stasiun Pengisian Kendaraan Listrik Umum (SPKLU) yang handal dan berkelanjutan. Namun, ketergantungan penuh terhadap jaringan PLN sebagai sumber energi utama berisiko menimbulkan beban puncak tambahan dan meningkatkan emisi karbon, terutama jika sumber listrik masih berbasis fosil. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi integrasi sistem energi terbarukan berupa Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) dan sistem penyimpanan energi baterai (BESS) sebagai sumber daya utama atau pendukung untuk SPKLU. Studi kasus difokuskan pada SPKLU di Rest Area 379A, Kabupaten Batang, Jawa Tengah, yang memiliki potensi pemanfaatan energi surya cukup tinggi dan lahan yang memadai. Penelitian dimulai dengan desain teknis sistem PLTS menggunakan perangkat lunak PVsyst untuk menentukan potensi kapasitas maksimum terpasang berdasarkan luas lahan, intensitas iradiasi, dan parameter teknis sistem. Hasil desain awal dari PVsyst digunakan sebagai data masukan awal untuk simulasi kelayakan sistem hybrid menggunakan perangkat lunak HOMER Grid. Tiga skenario konfigurasi sistem dibandingkan: (1) SPKLU terhubung ke jaringan PLN dan PLTS (on-grid), (2) SPKLU dengan kombinasi jaringan PLN + PLTS + BESS (hybrid), dan (3) SPKLU off-grid dengan PLTS dan BESS sebagai satu-satunya sumber energi. Masing-masing skenario dianalisis dari sisi teknis (kemampuan suplai beban dan efisiensi sistem), ekonomi (Net Present Cost, LCOE, Payback Period, dan IRR), serta lingkungan (pengurangan emisi CO?). Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario 2 jaringan PLN + PLTS + BESS (hybrid) memberikan performa paling optimal dengan Net Present Cost sebesar Rp195 juta, Levelized Cost of Energy sebesar Rp2.022/kWh, dan Internal Rate of Return sebesar 9,0% dengan payback period sekitar 8,2 tahun. Meskipun skenario off-grid menghasilkan emisi terendah, sistem ini memiliki nilai LCOE tertinggi (Rp6.432/kWh), sehingga kurang layak secara ekonomi. Sebaliknya, skenario on- grid (PLN + PLTS) memiliki LCOE rendah tetapi tanpa pengurangan emisi dan ketergantungan penuh pada sumber listrik konvensional. Kebaruan dari penelitian ini terletak pada integrasi hasil simulasi PVsyst dan HOMER Grid yang secara komprehensif mengevaluasi sistem energi terbarukan untuk aplikasi SPKLU di iklim tropis. Pendekatan ini belum banyak dijumpai dalam penelitian sebelumnya di Indonesia, terutama yang mengkaji simultan aspek teknis, ekonomi, dan lingkungan secara mendalam. Penelitian ini memberikan kontribusi nyata terhadap pengembangan strategi pengoperasian SPKLU yang efisien, rendah emisi, dan ekonomis, sekaligus mendukung pencapaian target transisi energi dan Net Zero Emission nasional.
ANALISIS TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN INDUSTRI BAJA SEBAGAI PROSUMER LISTRIK DENGAN INTEGRASI ENERGI TERBARUKAN
Studi ini mengeksplorasi potensi pabrik baja untuk menjadi prosumer listrik melalui sistem pembangkit listrik hibrida. Analisis Tekno-Ekonomi-Lingkungan yang komprehensif dilakukan untuk menilai kelayakan teknis, biaya, dan dampak lingkungan dari konfigurasi prosumer, yang mengintegrasikan Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) terapung air laut dan biometana dari jerami padi dengan gas buang industri baja. Untuk mendukung pengambilan keputusan investasi, studi kasus berdasarkan fasilitas produksi baja di Indonesia disimulasikan dalam dua skenario, konfigurasi dengan gas buang sebagai energi primer dan sistem prosumer listrik hibrida yang diusulkan. Hasilnya menunjukkan bahwa konfigurasi prosumer hibrida dapat mencapai hasil ekonomi dan lingkungan yang positif, dengan Net Present Value (NPV) sebesar IDR 5,13 triliun, Internal Rate of Return (IRR) sebesar 18,87%, dan Levelized Cost of Electricity (LCOE) sebesar IDR 629,25/kWh. Namun, di bawah skenario dasar, konfigurasi yang diusulkan tidak semenarik konfigurasi yang hanya dengan gas buang. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa dalam beberapa skenario, konfigurasi yang diusulkan menawarkan peningkatan finansial melalui tarif feed-in yang lebih tinggi, harga biometana yang lebih rendah, dan mekanisme kredit karbon. Sistem ini berkontribusi terhadap sekitar 141.623 ton pengurangan emisi CO2 tahunan, yang mendukung transisi sektor kelistrikan menuju operasi yang berkelanjutan. Penelitian ini menyediakan kerangka kerja strategis bagi industri yang bertujuan untuk meningkatkan daya saing ekonomi dan keberlanjutan sektor ketenagalistrikan dengan mendukung pengambilan keputusan investasi sistem pembangkitan listrik.
ANALISIS DAN PERACANGAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA PASANG SURUT AIR LAUT BERBASIS BENDUNGAN
Ketergantungan suplai listrik di Bagansiapiapi, Riau pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) berkapasitas 7.5 MW menyebabkan biaya operasi yang tinggi dan emisi karbon yang signifikan. Kondisi ini kontras dengan potensi energi pasang surut lokal yang sangat besar, dengan rentang pasang surut mencapai 4-5 meter yang belum termanfaatkan. Penelitian ini bertujuan untuk merancang dan menganalisis kelayakan teknis serta ekonomi dari Pembangkit Listrik Tenaga Pasang Surut (PLTPS) berbasis bendungan sebagai solusi untuk program de-dieselisasi dan pemanfaatan energi terbarukan di Indonesia. Metodologi yang digunakan adalah pemodelan 0-Dimensi (0-D) menggunakan MATLAB untuk menyimulasikan enam skenario desain, yang merupakan kombinasi dari tiga mode operasi (Ebb, Flood, Two-Way) dan dua konfigurasi turbin (T800 dan T1300). Pemilihan alternatif terbaik dilakukan melalui analisis multi-kriteria dua tahap (teknis dan ekonomi). Hasil analisis menunjukkan skenario optimal adalah PLTPS dengan kapasitas terpasang 3.9 MW yang beroperasi pada mode Ebb, menggunakan 30 unit turbin T1300. Konfigurasi ini menghasilkan Levelized Cost of Energy (LCOE) sebesar Rp 6.513,32/kWh dan memenuhi seluruh persyaratan Grid Code PLN. Studi kasus pembanding pada lokasi lain (Pulau Boleng) menunjukkan bahwa kelayakan ekonomi sangat dipengaruhi oleh panjang bendungan. Disimpulkan bahwa proyek PLTPS Bagansiapiapi layak secara teknis dan strategis, dengan parameter desain paling krusial untuk kelayakan ekonomi adalah kombinasi antara rentang pasang surut yang tinggi pada selat yang relatif sempit untuk meminimalkan biaya konstruksi.
PERENCANAAN DESAIN BENDUNG UNTUK PEMBANGUNAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MINI HIDRO RIORITA, KABUPATEN KOLAKA UTARA, SULAWESI TENGGARA
Peningkatan kebutuhan listrik nasional mendorong pemanfaatan energi baru dan terbarukan (EBT), termasuk tenaga air. Kabupaten Kolaka Utara di Sulawesi Tenggara memiliki potensi hidroenergi yang belum dimanfaatkan secara optimal. Salah satu lokasi yang memiliki potensi tersebut adalah Sungai Pakue, yang direncanakan sebagai sumber energi untuk Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro (PLTM) Riorita. Tugas akhir ini bertujuan untuk merancang bendung sebagai bagian utama sistem PLTM sesuai kriteria teknis. Perencanaan dilakukan melalui analisis hidrologi dan debit andalan, desain hidraulis, evaluasi stabilitas struktur, dan perencanaan struktur beton bertulang. Bendung dirancang untuk menghadapi debit banjir rencana periode ulang 100 tahun sebesar 628,01 m³/s, dan memanfaatkan debit andalan sebesar 1,47 m³/s dengan probabilitas 67%. Bendung menggunakan tipe gergaji (labyrinth weir) setinggi 3,27 meter dan lebar efektif 40 meter. Energi air diredam dengan kolam olak tipe MDO, dilengkapi lindungan (riprap) dan lapisan filter pada hilirnya. Digunakan bangunan pembilas dua pintu dan intake satu pintu. Struktur menggunakan beton mutu K-300 dan baja BJTS 420. Hasil evaluasi menunjukkan desain aman dan stabil terhadap gaya luar. Estimasi biaya konstruksi sebesar Rp 18.548.686.205,87. Bendung ini diharapkan dapat mendukung penyediaan energi bersih dan berkelanjutan di Kolaka Utara.
ANALISIS TARGET PERTUMBUHAN EKONOMI 8% TERHADAP KEBIJAKAN ENERGI DAN TARGET ENHANCED NATIONALLY DETERMINED CONTRIBUTION (ENDC) INDONESIA
Perubahan iklim menjadi tantangan global yang menuntut seluruh negara untuk mengambil langkah konkret dalam menurunkan emisi gas rumah kaca. Indonesia sebagai negara berkembang menunjukkan komitmennya melalui ratifikasi Paris Agreement yang kemudian diperkuat dengan penyampaian Enhanced Nationally Determined Contribution (ENDC) pada tahun 2022. Dalam dokumen ini, Indonesia menetapkan target penurunan emisi sebesar 31,89% secara unconditional dan 43,20% secara conditional pada tahun 2030 dibandingkan skenario Business As Usual (BAU). Di sisi lain, Indonesia juga menetapkan target pertumbuhan ekonomi sebesar 8% pada tahun 2029, yang berpotensi meningkatkan konsumsi energi dan emisi, mengingat struktur energi nasional masih didominasi oleh energi fosil. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis capaian kinerja dan kontribusi Kebijakan Energi Nasional (KEN) dan Rencana Umum Energi Nasional (RUEN) terhadap pencapaian target ENDC, serta mengidentifikasi keterkaitan antara pertumbuhan ekonomi dan peningkatan emisi di sektor energi. Penelitian menggunakan pendekatan mixed method dengan analisis data capaian kinerja energi Indonesia tahun 2018–2023 dan proyeksi emisi tahun 2029 menggunakan Kaya identity. Hasil studi menunjukkan bahwa sebagian besar target RUEN belum tercapai, terutama pada indikator bauran EBT, gas bumi, dan energi primer. Proyeksi menunjukkan bahwa tanpa transformasi signifikan, emisi sektor energi tahun 2029 dapat mencapai 1.798,65 MtCO?e, jauh di atas target ENDC tahun 2030. Temuan ini menegaskan pentingnya integrasi antara kebijakan energi dan ekonomi dalam mendukung pembangunan nasional.
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MINIHIDRO WAY MELESOM, DESA BAMBANG, KECAMATAN LEMONG, KABUPATEN PESISIR BARAT, PROVINSI LAMPUNG
Indonesia sebagai negara kepulauan menghadapi tantangan besar dalam pemerataan akses listrik, dengan pertumbuhan kebutuhan energi listrik mencapai rata-rata 6,9% per tahun, sementara pemanfaatan potensi energi terbarukan seperti tenaga air baru mencapai 6,5% dari total potensinya (ESDM, 2020; RUEN, 2017). Ketimpangan ini menjadi isu utama dalam transisi energi nasional yang menuntut solusi desentralisasi pembangkit listrik di wilayah terpencil. Sebagai respons terhadap kebutuhan tersebut, dibangunlah PLTM Melesom yang beroperasi di Desa Bambang, Kecamatan Lemong, Kabupaten Pesisir Barat, Provinsi Lampung dengan memanfaatkan aliran sungai Way Melesom. PLTM Melesom memanfaatkan debit andalan 59% sebesar 0,81 m³/s untuk membangkitkan dua turbin berkapasitas 2 × 0,21 MW dengan produksi energi tahunan sebesar 2,61 GWh. Proyek ini, dengan total biaya konstruksi sekitar Rp10.397.151.195, diharapkan dapat mendukung elektrifikasi daerah terpencil, memperkuat bauran energi terbarukan, serta mengurangi ketergantungan terhadap energi fosil.