📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 7 dokumenOPTIMISASI ALOKASI SUMBER DAYA DAN INVESTASI PUBLIK DALAM HILIRISASI BATUBARA UNTUK KETAHANAN ENERGI : PENDEKATAN NET ECONOMIC BENEFIT DI INDONESIA
Indonesia menghadapi paradoks struktural di sektor energi: sebagai salah satu produsen batubara terbesar dunia, namun secara bersamaan merupakan pengimpor neto komoditas energi olahan dengan ketergantungan impor LPG mencapai 78 persen dan beban subsidi Rp 58 triliun per tahun. Kawasan industri gasifikasi batubara terpadu BACBIE (Bukit Asam Coal Based Industrial Estate, Tanjung Enim) menawarkan tiga jalur konversi batubara kalori rendah menjadi dimethyl ether (DME), metanol, dan synthetic natural gas (SNG). Penetapan BACBIE sebagai Proyek Strategis Nasional dan amanat PP No. 40 Tahun 2025 yang menargetkan substitusi impor LPG hingga 100 persen pada 2060 mempertegas urgensinya. Namun ketiga jalur bersaing memperebutkan pasokan batubara dan infrastruktur gasifikasi bersama yang sama, sehingga pertanyaan yang relevan bukan sekadar apakah hilirisasi perlu didukung, melainkan: jalur mana, pada kapasitas berapa, dan berapa investasi publik yang dapat dijustifikasi secara ekonomi nasional? Penelitian ini mengembangkan dan mengaplikasikan model optimisasi berbasis Net Economic Benefit (NEB) untuk menjawab pertanyaan alokasi tersebut dari perspektif pemerintah sebagai perencana sosial. Pendekatan yang digunakan adalah Linear Programming (LP) murni dengan NEB sebagai fungsi objektif, mengintegrasikan pendapatan pada harga paritas impor, biaya investasi dan operasional, penghematan fiskal subsidi LPG, dan eksternalitas karbon melalui Social Cost of Carbon. Kebaruan penelitian ini terletak pada integrasi pertama antara kerangka NEB dan model optimisasi formal multi-jalur (mengisi iii kesenjangan di pertemuan tiga aliran literatur: optimisasi jaringan proses energi, seleksi portofolio proyek, dan analisis biaya-manfaat berbasis kesejahteraan). Lima skenario dirancang melalui incremental decomposition untuk mengisolasi efek kebijakan secara kausal: S1 (baseline optimal), S2 (ekspansi kapasitas Qmax = 8,0 MTPA), S3 (mandat alokasi SNG Fase 2), S4 (carbon pricing SCC = 50 USD/tCO?), dan S5 (reformasi harga eceran tertinggi LPG). Temuan utama membalik asumsi konvensional: nilai sosio-ekonomi portofolio hilirisasi bersumber dominan dari penghematan fiskal subsidi LPG sebesar 267 juta USD per tahun melalui substitusi DME (komponen yang sistematis luput dari evaluasi finansial). Alokasi DME-heavy terbukti optimal secara sosial: NEB S1 = +537 juta USD dan S2 = +528 juta USD. Sebaliknya, mandat alokasi SNG pada S3 menurunkan NEB drastis menjadi +84 juta USD, mengkuantifikasi biaya sosial intervensi regulasi yang sebelumnya tidak terukur. Infrastruktur bersama BACBIE memangkas viability gap privat dari 322 menjadi ~40 USD/ton DME (penurunan 88 %), menghasilkan justifikasi Viability Gap Funding senilai ~224 juta USD NPV dengan rasio manfaat-biaya 2,4. Model juga mengidentifikasi jendela kebijakan kondisional: NEB positif hanya terjaga ketika SCC di bawah ~10 USD/tCO? dan harga eceran tertinggi LPG di bawah ~279 USD/ton secara bersamaan. Secara praktis, penelitian ini menyediakan basis kuantitatif yang dapat diadopsi oleh Kementerian ESDM, Kementerian Keuangan, dan Danantara untuk mengevaluasi skenario alokasi investasi publik dalam hilirisasi batubara secara transparan dan berbasis bukti, dalam kerangka implementasi PP No. 40 Tahun 2025 tentang Kebijakan Energi Nasional.
PREDIKSI UKURAN RISIKO BERBASIS EKSPEKTASI DAN VARIANSI MODEL RISIKO RERATA DAN APLIKASINYA PADA PASAR ENERGI
Risiko merupakan suatu kerugian yang dapat dianalisis secara kuantitatif. Analisis risiko dapat dilakukan dengan model risiko. Model risiko adalah model statistik yang memuat peubah acak yang mengikuti distribusi tertentu. Dalam Tugas Akhir ini, digunakan model risiko eksponensial dan pengembangannya, serta model risiko stokastik yaitu GARCH. Model risiko dikontruksi menjadi model risiko rerata dan digunakan untuk menentukan ukuran risiko. Ukuran risiko yang digunakan adalah ukuran risiko berbasis ekspektasi dan variansi, yang sering disebut dengan SDPP (Standard Deviation Premium Principle). Tujuan penelitian ini adalah mengkonstruksi model risiko rerata pengembangan eksponensial dan model risiko rerata stokastik, menentukan prediksi ukuran risiko berbasis ekspektasi dan variansi model risiko rerata, menenukan uji keakuratan prediksi ukuran risiko pada pasar energi. Berdasarkan hasil simulasi, diperoleh bahwa model risiko stokastik lebih akurat untuk memprediksi ukuran risiko daripada model risiko pengembangan eksponensial. Selain itu, model risiko rerata yang telah dikonstruksi juga lebih akurat dalam memprediksi ukuran risiko.
EVALUASI TEKNO-EKONOMI CO-FIRING HIDROGEN DAN AMONIA PADA PLTGU
Sektor ketenagalistrikan di Indonesia menyumbang 239,26 juta ton karbon dioksida pada tahun 2023. Dengan adanya target mencapai net-zero emission, maka pembangkit listrik perlu mengurangi emisi karbonnya. Pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) merupakan pembangkit berbasis gas alam yang menggunakan siklus ganda Brayton dan Rankine yang masih berbasis fosil. Reduksi karbon dioksida dapat digunakan menggunakan teknologi co-firing berbasis hidrogen dan amonia. Penelitian ini mengkaji pemasangan co-firing hidrogen dan amonia pada PLTGU untuk tipe 3 x 146 MW gas turbin dan 243 MW siklus uap. tiga tipe variasi co-firing berupa: hidrogen secara langsung (5–30%-Volume), amonia secara langsung (5–20%-Volume), dan amonia dengan perengkahan (25 – 65%-Volume). Pemodelan dilakukan dengan simulasi proses Aspen HYSYS yang dilanjutkan dengan perhitungan keekonomian. Nilai pembangkitan listrik dengan adanya co-firing hidrogen akan meningkat dari co-firing 0% sebesar 90,51 USD/MWh menjadi 105,06 USD/MWh untuk co-firing 30% dengan penurunan intensitas emisi dari 0,463 tCO2/MWh menjadi 0,412 tCO2/MWh dengan harga gas hidrogen sebesar 2,52 USD/kgH2. Biaya reduksi karbon untuk co-firing hidrogen cenderung datar yaitu dalam rentang 283–287 USD/tCO2. Pada co-firing amonia secara langsung, nilai LCOE akan meningkat hingga 105,93 USD/MWh pada co-firing 20% dengan nilai intensitas karbon berkurang menjadi 0,420 tCO2/MWh. Biaya reduksi karbon co-firing amonia secara langsung akan lebih rendah pada co-firing tinggi yaitu 355,36 USD/tCO2 pada co-firing 20%. Co-firing amonia dengan perengkahan terlebih dahulu menghasilkan LCOE tertinggi yaitu 147,64 USD/MWh untuk co-firing terbesar 65% dan intensitas karbon terendah sebesar 0,301 tCO2/MWh. Biaya reduksi karbon cukup besar pada tempuhan co-firing kecil yaitu 383,78 USD/tCO2 pada co-firing 5% dan akan mengecil hingga 352,48 USD/tCO2 pada co-firing 65%. Apabila dibandingkan dari ketiga metode co-firing, co-firing hidrogen memiliki nilai keekonomian terbaik akibat minim penambahan peralatan, dan diikuti dengan variasi co-firing amonia secara langsung. Amonia dengan perengkahan memiliki keuntungan bahwa dapat dilaksanakan pada kapasitas yang lebih besar apabila upaya dekarbonisasi yang ingin dilakukan lebih agresif.
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.
PENDEKATAN PERENCANAAN SKENARIO UNTUK MENINGKATKAN DAYA SAING BISNIS DAN PERTUMBUHAN BERKELANJUTAN DI SEKTOR MIDSTREAM GAS INDONESIA: STUDI KASUS PT PERTA DAYA GAS
PT Perta Daya Gas (PDG), perusahaan patungan antara PT Pertamina Gas dan PLN Energi Primer Indonesia, menghadapi stagnasi strategis akibat tingginya ketergantungan terhadap satu aset utama, CNG Plant Tambak Lorok, yang menyumbang lebih dari 93% pendapatan perusahaan dan menghadapi ketidakpastian kontrak pada tahun 2029. Penelitian ini menerapkan pendekatan perencanaan skenario untuk merumuskan strategi proaktif yang meningkatkan daya saing dan menjamin pertumbuhan berkelanjutan PDG di tengah keterbatasan institusional dan dinamika transisi energi. Melalui metode studi kasus kualitatif, data dikumpulkan dari enam wawancara semi-terstruktur dengan pemangku kepentingan internal dan eksternal, serta ditriangulasi dengan dokumen strategis seperti RJPP 2023–2027, RUPTL 2021–2030, dan Indonesia Energy Transition Outlook 2025. Analisis strategis menggunakan kerangka PESTEL, Porter’s Five Forces, dan VRIO mengidentifikasi delapan driving forces utama: otonomi strategis, permintaan gas dari PLN, tekanan transisi energi, kompetisi internal, kelincahan dan budaya organisasi, peluang pasar industri, potensi layanan O&M, serta ketergantungan terhadap pertumbuhan dan pendapatan. Dua ketidakpastian kritis yakni tingkat otonomi strategis PDG dan permintaan gas PLN ke depan, digunakan untuk membentuk matriks skenario 2x2 yang menghasilkan empat masa depan plausibel: Championship Mode, Pivot Game, Playbook Locked, dan Stuck on the Bench. Berdasarkan implikasi strategis dari masing-masing skenario, dirumuskan dua belas opsi strategi yang kemudian dievaluasi menggunakan pendekatan Multi-Criteria Decision Analysis (MCDA) berdasarkan lima kriteria berbobot: potensi pendapatan, kesesuaian strategis, keselarasan dengan pemegang saham, kelayakan operasional, dan waktu implementasi. Hasil evaluasi menunjukkan bahwa tiga strategi yaitu meningkatkan efisiensi O&M, menerapkan lean operations, dan mengoptimalkan kontrak yang ada, memiliki robustnes dan kelayakan tinggi di seluruh skenario. Penelitian ini menunjukkan bahwa integrasi perencanaan skenario dengan MCDA dapat memperkuat ketahanan organisasi, meningkatkan ketajaman pengambilan keputusan, dan menjadi panduan strategis dalam menghadapi ketidakpastian transisi energi, khususnya di sektor infrastruktur gas midstream Indonesia.
PENGEMBANGAN MODEL VALUASI FINANSIAL DENGAN PERSPEKTIF RISIKO PADA INVESTASI PEMBANGKIT LISTRIK HYBRID
Pengembangan sistem pembangkit listrik hybrid terutama pada jaringan mikrogird merupakan salah satu jawaban dalam transisi energi di masa depan. Saat ini, pembangunan pembangkit listrik hybrid menjadi semakin esensial dalam mendukung program net zero emission di bidang dekarbonisasi pembangkit listrik dan upaya peningkatan bauran energi baru terbarukan, terutama di daerah terdepan, terluar, dan tertinggal yang sampai hari ini masih bergantung pada pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD). Dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2021-2030 dijelaskan bahwa ada sekitar 5200 unit mesin PLTD di 2130 lokasi di seluruh Indonesia yang berpotensi untuk dilakukan program dekarbonisasi. Penelitian ini mengeksplorasi dan mengevaluasi pendekatan penilaian proyek untuk pembangkit listrik hybrid yang sebagian besar lebih berfokus pada pendekatan deterministik dengan keterbatasan dalam mengakomodir risiko. Penelitian ini menekankan adopsi model stokastik yang mampu mengintegrasikan risiko dengan analisis keekonomian sehingga nilai valuasi menjadi lebih representatif. Simulasi monte carlo digunakan untuk perhitungan distribusi probabilistik yang membantu menganalisis dampak risiko terhadap proyeksi arus kas sehingga memungkinkan analisis yang lebih komprehensif dan objektif terhadap parameter model finansial dari risiko yang mungkin terjadi. Hasil penelitian menunjukkan bahwa menambahkan proses penilaian risiko dan integrasinya dalam model stokastik terbukti lebih efektif dibandingkan model deterministik dengan menyediakan distribusi probabilitas hasil finansial yang mencerminkan berbagai skenario risiko. Pendekatan ini memungkinkan integrasi eksplisit faktor risiko seperti fluktuasi harga pasar, intermitensi sumber energi, serta biaya operasional sehingga hasil valuasi menjadi lebih akurat. Penelitian juga menunjukkan bahwa variasi parameter kunci seperti tarif listrik, variabilitas produksi energi, biaya investasi, dan tingkat diskonto memiliki dampak signifikan terhadap parameter levellized cost if electricity, net present value, dan internal rate of return, yang memengaruhi kelayakan investasi dalam pengembangan pembangkit listrik hybrid.
PENINGKATAN SISTEM MANAJEMEN KINERJA UNTUK OPERATOR PEMBANGKIT LISTRIK DI CAPRYCOAL MINING COMPANY
Sistem manajemen kinerja operator pembangkit listrik Caprycoal Mining Company menjadi subjek penelitian ini, yang dievaluasi secara kritis dan disarankan untuk didesain ulang. Penelitian tersebut berdasarkan pada Resource-Based View (RBV), Performance Management Theory, Goal-Setting Theory, dan Management by Objectives (MBO), yang menekankan pada nilai sumber daya yang strategis, tujuan yang jelas, dan manajemen kinerja yang terstruktur. Penelitian menggunakan Soft System Methodology (SSM) dengan wawancara semi terstruktur untuk memahami kekurangan sistem dari manajer, supervisor, operator, dan manajemen sumber daya manusia. Kesenjangan yang signifikan terungkap, termasuk tidak adanya Indikator Kinerja Utama (KPI) yang jelas dan penting untuk penilaian kinerja yang obyektif dan kurangnya mekanisme untuk mengelola data kompetensi yang penting untuk pelatihan teknis dan pengembangan karir. Program pelatihan yang ada tidak terstruktur dan tidak selaras dengan tuntutan operasional, sehingga menyebabkan peningkatan keterampilan yang tidak efektif. Sebagai tanggapan, penelitian ini mengusulkan perombakan menyeluruh, merekomendasikan kerangka kerja KPI terstruktur berdasarkan Teori Penetapan Sasaran dan MBO dengan sasaran yang spesifik, terukur, dapat dicapai, relevan, dan terikat waktu (SMART) yang selaras dengan tujuan individu dan organisasi. Sistem manajemen kompetensi digital disarankan untuk memfasilitasi pengumpulan, pengelolaan, dan analisis data yang efisien untuk pengambilan keputusan berdasarkan data. Selain itu, mereka mengusulkan program pelatihan teknis yang dirancang secara sistematis dan diperbarui secara berkala untuk mencerminkan praktik terbaik dan inovasi teknologi di sektor energi, sehingga meningkatkan kompetensi operator. Sistem baru ini menekankan mekanisme umpan balik yang teratur dan terstruktur serta analisis data tingkat lanjut untuk terus memantau dan mengevaluasi kinerja, memastikan kemampuan beradaptasi terhadap perubahan kebutuhan operasional dan kondisi pasar. Selain itu, program penghargaan dan pengakuan formal disarankan untuk memotivasi dan mempertahankan karyawan yang berkinerja tinggi dengan menghubungkan hasil kinerja dengan imbalan yang nyata.