📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 90 dokumenVALUASI OPSI RIIL ATAS PROYEK PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA TERAPUNG DAN SISTEM PENYIMPANAN ENERGI BATERAI: STUDI KASUS PADA VOID PASCATAMBANG DI INDONESIA
Keputusan investasi pada sistem fotovoltaik terapung yang terintegrasi dengan sistem penyimpanan energi baterai (FPV-BESS) di void pascatambang memiliki ketidakpastian majemuk, mencakup variabilitas hasil energi, perkembangan tarif listrik, dan arah perkembangan biaya teknologi. Analisis arus kas terdiskonto (DCF) yang bersifat deterministik tidak dapat menggambarkan nilai strategis dari fleksibilitas manajerial dalam investasi tersebut. Studi ini mengembangkan kerangka penilaian opsi riil (ROV) untuk proyek FPV berkapasitas 9,9 MWp yang terintegrasi dengan BESS berkapasitas 36,4 MWh di void bekas tambang batu bara di Kalimantan Utara, Indonesia. Simulasi Monte Carlo dengan 10.000 percobaan digunakan untuk mendapatkan distribusi nilai proyek dan mengkalibrasi volatilitas (?), menghasilkan nilai ? sebesar 11,05% untuk penilaian latis binomial. Dua opsi manajerial dikuantifikasi: opsi gaya Amerika untuk menunda investasi, yang dinilai sebesar USD 2,29 juta, dan opsi gaya Eropa untuk ekspansi kapasitas menjadi 20 MWp pada tahun ke-6, yang dinilai sebesar USD 0,79 juta. Nilai Sekarang Bersih yang Diperluas (ENPV) yang dihasilkan sebesar USD 3,08 juta melampaui NPV kasus dasar deterministik yang bernilai nol, sehingga membuktikan bahwa fleksibilitas memberikan nilai ekonomis yang signifikan dibandingkan dengan DCF statis. Temuan ini menegaskan pentingnya memasukkan analisis opsi riil dalam penilaian investasi FPV-BESS, khususnya untuk proyek energi terbarukan berbasis kontrak dengan skema behind-the-meter di negara berkembang. Studi ini menyajikan penerapan baru Penilaian Opsi Riil (ROV) pada sistem fotovoltaik apung yang terintegrasi dengan sistem penyimpanan energi baterai (FPV-BESS) dan merupakan penerapan ROV pertama untuk studi FPV-BESS di Indonesia. Kebaruan ini menjawab kesenjangan dalam literatur yang ada, yang sebagian besar berfokus pada analisis investasi PV saja, FPV saja, atau penyimpanan energi secara independen. Studi ini mengintegrasikan keterkaitan antara FPV dan BESS di bawah ketidakpastian operasional dan pasar, sehingga memungkinkan fleksibilitas manajerial untuk dievaluasi dalam kerangka yang terpadu.
OPTIMIZATION DESIGN OF A HYDROGEN-FUELED MICRO GAS TURBINE COMBUSTOR USING COMPUTATIONAL FLUID DYNAMICS AND SURROGATE MODELING
Hydrogen can support carbon-free distributed power in micro gas turbines, but its high reactivity makes combustor design difficult because flashback, pressure loss, outlet-temperature uniformity, and NOx emissions must be balanced. This thesis develops a computational fluid dynamics (CFD)-surrogate optimization framework for a swirl-stabilised hydrogen micro gas turbine combustor with six design variables: swirler blockage, central fuel-lance protrusion, secondary-hole pattern, axialchannel blockage, global equivalence ratio, and central-lance fuel split. A validated steady RANS model with Flamelet Generated Manifold chemistry generated 165 labelled design points. Gaussian-process surrogates predicted the CFD responses with calibrated uncertainty, while a logistic response surface identified flashback with a cross-validated receiver-operating-characteristic area of 0.99. A trust-region NSGA-III search constrained by flashback probability, data support, and prediction uncertainty produced thirty trusted Pareto designs. Additional CFD simulations confirmed eight selected designs; all were non-flashback and met the acceptance criteria. The balanced minimax design achieved 4.60% total-pressure loss, 562.6 K mean exit temperature, 27.1 ppmv NOx, and a 0.319 pattern factor at the prescribed very-lean study condition, ???? = 0.0431. This combustor-exit temperature is not a nominal full-load turbine inlet temperature. The results show that flashback-aware, uncertainty-calibrated CFD-surrogate optimization can identify practical hydrogen combustor compromises at much lower cost than direct CFD search.
ANALISIS TERMODINAMIKA DAN STUDI TEKNO-EKONOMI CO-FIRING GAS ALAM DENGAN HIDROGEN STUDI KASUS PLTGU CILEGON
Jumlah emisi CO? global dari sektor energi terus meningkat setiap tahun. Gas alam dan batubara masih menjadi kontributor terbesar terhadap emisi karbon, sehingga keduanya menjadi sorotan utama dalam upaya mitigasi perubahan iklim. Tren kenaikan emisi ini telah terbukti menjadi salah satu faktor utama pemicu perubahan iklim di berbagai negara, dengan dampak yang meluas terhadap lingkungan, kesehatan, dan perekonomian. Oleh karena itu, langkah yang harus ditempuh adalah mengurangi ketergantungan pada bahan bakar fosil dan beralih ke sumber energi yang lebih ramah lingkungan. Hidrogen muncul sebagai salah satu opsi strategis karena sifatnya yang bebas karbon, sehingga dapat menjadi solusi transisi energi untuk mendukung pencapaian target Net Zero Emissions. Implementasi co-firing hidrogen dengan gas alam pada PLTGU tidak hanya mendukung program transisi energi di Indonesia, tetapi juga menjadi bagian penting dari upaya global menuju sistem energi yang berkelanjutan. Dalam penelitian ini, simulasi termodinamika terkait co-firing hidrogen dengan gas alam dilakukan menggunakan perangkat lunak Aspen Hysys. Model yang digunakan merepresentasikan PLTGU Cilegon dengan konfigurasi 1-on-1, berkapasitas total sekitar 370 MW, dan berbasis turbin Mitsubishi M701F. Variasi rasio hidrogen dalam campuran bahan bakar ditetapkan antara 0% hingga 30% basis volume, dengan mempertimbangkan keterbatasan tipe combustor dry low NOx (DLN) premixed. Temperatur keluaran combustor dijaga konstan pada 1.400 °C untuk memastikan stabilitas operasi dan menjaga keandalan sistem. Selain analisis teknis, dilakukan pula kajian tekno-ekonomi untuk menghitung total biaya pemanfaatan hidrogen dengan asumsi sistem penyimpanan bertipe compressed gas. Perhitungan biaya pokok produksi (BPP) digunakan sebagai dasar evaluasi kelayakan penggunaan hidrogen dalam skema co-firing pada PLTGU. Hasil analisis termodinamika menunjukkan bahwa ketika rasio hidrogen meningkat hingga 30%, daya total PLTGU naik dari 378.632 MW menjadi 379.461 MW. Perubahan total daya ini setara dengan peningkatan sekitar 0,22%. Efisiensi pembangkit juga mengalami kenaikan dari 58,19% menjadi 58,32%, atau meningkat sekitar 0,22%. Sementara itu, co-firing dengan hidrogen terbukti mampu menurunkan laju emisi CO? dari 139.213 kg/jam menjadi 124.750 kg/jam, dengan penurunan sekitar 10,39%. Temuan ini menegaskan bahwa hidrogen memiliki potensi nyata untuk mendukung pengurangan emisi karbon sekaligus meningkatkan efisiensi sistem pembangkit. Dari sisi tekno-ekonomi, hasil analisis menunjukkan bahwa total biaya investasi sistem penyimpanan hidrogen bertipe compressed gas mencapai USD 770 juta. Nilai Levelized Cost of Hydrogen Storage (LCHS) diperkirakan sekitar 8,98 USD/kg, dengan proyeksi total biaya utilisasi pada tahun 2026 sebesar 15,47 USD/kg. Berdasarkan hasil perhitungan ini, biaya pokok produksi listrik (BPP) mengalami kenaikan signifikan, yakni 3,61 kali lipat. Harga BPP naik dari Rp 1.042,99/kWh menjadi Rp 3.764,68/kWh. Analisis sensitivitas lebih lanjut menunjukkan bahwa biaya Inside Battery Limits (ISBL) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap total biaya utilisasi hidrogen, karena menyumbang porsi terbesar dari capital expenditure cost (CapEx) untuk peralatan utama. Penerapan co-firing hidrogen pada PLTGU memang memberikan keuntungan dari sisi teknis berupa peningkatan efisiensi dan penurunan emisi, namun di sisi lain menimbulkan tantangan ekonomi yang cukup besar. Kenaikan biaya pokok produksi berpotensi memangkas keuntungan atau laba perusahaan, sehingga diperlukan strategi kebijakan yang mendukung agar hidrogen menjadi lebih kompetitif dibandingkan dengan gas alam maupun bahan bakar fosil lainnya. Salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah pemberian insentif ekonomi, seperti subsidi harga hidrogen hijau, bantuan investasi untuk sistem penyimpanan hidrogen, maupun skema kredit karbon. Dengan adanya dukungan kebijakan dan inovasi teknologi, diharapkan penggunaan hidrogen di masa depan dapat menjadi lebih ekonomis dan berkelanjutan.
STUDI PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MINIHIDRO PADA BENDUNGAN WAY APU KABUPATEN BURU, MALUKU
Tingginya ketergantungan Indonesia terhadap sumber energi fosil serta masih adanya 0,17% wilayah terpencil yang belum teraliri listrik mendorong perlunya pemerataan sumber energi yang lebih berkelanjutan. Dengan potensi sumber daya air yang melimpah, Indonesia memiliki peluang besar untuk mendukung transisi energi menuju pemanfaatan Energi Baru Terbarukan (EBT). Perencanaan PLTM Way Apu berlokasi di Kecamatan Waeapo, Kabupaten Buru, Provinsi Maluku. Debit banjir rencana dengan periode ulang 100 tahun diperoleh sebesar 1.415,69 m³/s. Daya bangkitan PLTM Way Apu dihitung berdasarkan debit andalan 70% sebesar 25,34 m³/s dan net head sebesar 40,45 meter serta efisiensi turbin sebesar 90%, sehingga menghasilkan daya bangkitan total sebesar 8,6 MW. Keuntungan maksimal yang dapat diperoleh per tahun pada PLTM Way Apu adalah sekitar Rp100 miliar, dengan tarif harga listrik yang dijual ke PLN sebesar Rp1.352/kWh. Dengan nilai keuntungan tersebut, diperoleh Net Present Value (NPV) sebesar Rp381.424.828.321 (setara Rp381 miliar) dan Benefit Cost Ratio (BCR) sebesar 3,47, sehingga dapat disimpulkan bahwa investasi PLTM Way Apu layak secara ekonomi.
PERENCANAAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO BAGONG, KABUPATEN TRENGGALEK, JAWA TIMUR.
Kebutuhan listrik di Indonesia terus meningkat sehingga diperlukan pemanfaatan energi terbarukan yang lebih berkelanjutan. PLTMH Bagong yang berlokasi di Desa Sengon, Kecamatan Bendungan, Kabupaten Trenggalek, Provinsi Jawa Timur merupakan salah satu potensi energi air yang dapat dikembangkan untuk mendukung penyediaan listrik. PLTMH Bagong direncanakan sebagai pembangkit tipe storage dengan memanfaatkan air dari Waduk Bendungan Bagong. Selain berfungsi mereduksi debit banjir rencana periode ulang 100 tahun dari 311.41 m³/s menjadi 217.94 m³/s, tampungan bendungan juga menyediakan debit andalan maksimum dengan probabilitas 80% sebesar 1.88 m³/s untuk pembangkitan listrik. Berdasarkan hasil perhitungan, PLTMH Bagong mampu menghasilkan daya maksimum sebesar 0.88 MW, daya minimum sebesar 0.08 MW, dan produksi energi tahunan sebesar 4.55 GWh. Dari aspek ekonomi, biaya konstruksi PLTMH Bagong direncanakan sebesar Rp16.198 miliar, dengan nilai Payback Period sebesar 9.95 tahun dan Benefit Cost Ratio sebesar 1.76. Nilai tersebut menunjukkan bahwa PLTMH Bagong layak secara ekonomi dan berpotensi memenuhi kebutuhan listrik sekitar 2872 penduduk per tahun.
MEMAHAMI KESEDIAAN PEMILIK RUMAH UNTUK MENGADOPSI SISTEM PLTS ATAP DI INDONESIA: SEBUAH SURVEI PURPOSIVE
Indonesia memiliki potensi yang besar dalam pengembangan energi surya, namun adopsi sistem fotovoltaik (PV) atap di kalangan pemilik rumah masih relatif rendah dibandingkan dengan potensi energi surya nasional. Meskipun dukungan pemerintah dan perkembangan pasar energi terbarukan terus meningkat, adopsi PV atap belum berkembang sejalan dengan target energi terbarukan Indonesia. Kondisi ini menunjukkan perlunya pemahaman yang lebih mendalam mengenai faktorfaktor yang memengaruhi kesediaan pemilik rumah untuk mengadopsi sistem PV atap. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis faktor-faktor yang memengaruhi kesediaan pemilik rumah di Indonesia untuk mengadopsi sistem PV atap, dengan fokus pada persepsi biaya, kesadaran teknologi, hambatan yang dirasakan, akses terhadap informasi, serta skema kemitraan atau pembiayaan. Penelitian menggunakan survei kuantitatif cross-sectional dengan metode purposive sampling non-probabilitas. Setelah proses penyaringan dan pembersihan data, diperoleh 97 respons valid untuk dianalisis. Analisis data dilakukan menggunakan statistik deskriptif, korelasi peringkat Spearman, uji multikolinearitas, dan regresi logistik biner. Hasil deskriptif menunjukkan bahwa mayoritas responden memiliki akses listrik yang stabil, ketergantungan yang relatif tinggi terhadap listrik, serta sikap yang positif terhadap energi terbarukan. Hasil inferensial menunjukkan bahwa skema kemitraan atau pembiayaan merupakan satu-satunya variabel yang memiliki pengaruh positif dan signifikan secara statistik terhadap kesediaan mengadopsi sistem PV atap. Sebaliknya, persepsi biaya, kesadaran teknologi, hambatan yang dirasakan, dan akses terhadap informasi tidak menunjukkan pengaruh langsung yang signifikan dalam model regresi. Temuan penelitian menunjukkan bahwa kesediaan mengadopsi sistem PV atap lebih dipengaruhi oleh mekanisme dukungan finansial yang praktis dibandingkan oleh kesadaran, akses informasi, atau hambatan yang dirasakan. Oleh karena itu, strategi bisnis dan kebijakan perlu memprioritaskan skema pembiayaan dan kemitraan yang mudah diakses untuk mengurangi biaya awal dan risiko adopsi. Karena penelitian ini menggunakan sampel purposif sebanyak 97 responden, hasil penelitian perlu dipandang sebagai gambaran awal dan bukan representasi seluruh rumah tangga di Indonesia. Kata Kunci: PLTS Atap; Adopsi Rumah Tangga; Minat Adopsi; Energi Terbarukan
ANALISIS POTENSI ENERGI GELOMBANG LAUT DAN ANGIN LEPAS PANTAI DI PESISIR SELATAN JAWA
Pemanasan global mendorong urgensi transisi energi menuju sumber energi baru terbarukan (EBT) sesuai target pemerintah Indonesia, dengan perairan selatan Jawa memiliki potensi EBT yang besar dari gelombang laut dan angin, namun belum dikaji secara optimal. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis karakteristik variabilitas spasial-temporal EBT dari energi gelombang laut dan energi angin, serta mengestimasi potensi energi listrik di 12 lokasi perairan selatan Jawa (Pandeglang, Sukabumi, Cianjur, Pangandaran, Cilacap, Kebumen, Yogyakarta, Trenggalek, Tulungagung, Malang, Jember dan Alas Purwo). Kajian ini menggunakan data dari hindcast European Centre for Medium-Range Weather Forecasts 5th Generation (ERA5) selama 35 tahun (1990–2024). Penelitian ini menerapkan analisis distribusi Weibull untuk angin dan joint probability untuk gelombang laut. Hal tersebut dilakukan guna menghitung produksi energi tahunan serta kapasitas faktor perangkat Wave Energy Converter (WEC) dan turbin angin, yang terdiri dari Wave Dragon, Archimedes Waveswing (AWS), Pelamis, dan Haliade-150. Berdasarkan analisis yang dilakukan, perairan selatan Jawa didominasi oleh gelombang swell yang dicirikan oleh periode gelombang 10–14 detik, serta arah datang gelombang dominan dari selatan. Selain itu, hasil analisis menunjukkan bahwa ketersediaan energi tahunan rata-rata sebesar 21,42 kW/m untuk gelombang dan 239,9 W/m2 (0,239 kW/m2) untuk angin. Kemudian mencapai puncaknya pada periode monsun timur (Juni–Agustus) di seluruh lokasi dengan rata-rata sebesar 29,58 kW/m untuk gelombang dan 379,64 W/m2 (0,379 kW/m2) untuk angin. Selain itu, penelitian ini menghitung kapasitas faktor untuk seluruh lokasi dengan rata-rata 21,6% untuk Wave Dragon dan 15,32% untuk Haliade-150. Secara spasial, area perairan Pandeglang merupakan lokasi paling prospektif untuk energi gelombang laut dan angin, hal tersebut ditunjukkan dengan kapasitas faktor mencapai 21,33% dengan alat Wave Dragon dan turbin angin dengan kapasitas faktor mencapai 35,5% dengan alat Haliade-150. Secara umum, penelitian ini menunjukkan bahwa pembangunan EBT di selatan Jawa dengan WEC dan turbin angin cukup menjanjikan pada beberapa lokasi. Hal ini penting guna mendukung langkah pemerintah Indonesia untuk mewujudkan transisi energi berkelanjutan.
STUDI POTENSI ENERGI GELOMBANG LAUT DAN KELAYAKAN EKONOMI PEMASANGAN WAVE ENERGY CONVERTER (WEC) DI PERAIRAN TULUNGAGUNG
Pertumbuhan ekonomi dan populasi yang pesat mendorong peningkatan konsumsi energi global, termasuk kebutuhan energi listrik di Indonesia yang masih sangat bergantung pada bahan bakar fosil sehingga dibutuhkan transisi menuju energi baru terbarukan (EBT). Sebagai upaya mendukung optimalisasi potensi tersebut, penelitian ini bertujuan menentukan lokasi potensial pemasangan Wave Energy Converter (WEC), menghitung produksi energi, serta menilai kelayakan ekonomi menggunakan metode Levelized Cost of Energy (LCoE) di perairan Tulungagung. Simulasi numerik dilakukan menggunakan model Simulating WAve Nearshore (SWAN) tahun 2024 dengan resolusi spasial mencapai 50 m di pesisir. Lokasi potensial ditentukan berdasarkan enam parameter, yakni daya gelombang rata-rata ( ), optimum hotspot identifier (OHI), coefficient of variance (CoV), wave energy development index (WEDI), batimetri, dan jarak dari pantai. Jenis WEC yang digunakan adalah Wave Dragon dan Wave Roller. Analisis kelayakan ekonomi mempertimbangkan tiga skenario capital expenditure (CAPEX), yakni optimis, realistis, dan pesimis. Hasil verifikasi model menunjukkan kesesuaian yang baik antara simulasi dengan data observasi dan reanalisis ERA5. Karakteristik medan gelombang dipengaruhi oleh angin musiman dan swell dari Samudra Hindia, dengan potensi energi tertinggi pada musim JJA dan terendah pada musim DJF. Terdapat (4) empat lokasi rekomendasi pemasangan WEC, yakni T1, T2, T3, dan T4. Produksi energi tahunan tertinggi dicapai oleh T2 sebesar 11.529,72 MWh (Wave Dragon) dan T4 sebesar 2.806,48 MWh (Wave Roller), namun jika ditinjau dari capacity factor (Cf) sebagai indikator efisiensi, T4 memiliki performa terbaik sebesar 31,95%, diikuti T1 (25,53%), T2 (22,25%), dan T3 (9,50%). Hasil perhitungan LCoE menunjukkan bahwa T4 memiliki nilai termurah pada seluruh skenario CAPEX, yakni 1.911–6.392 IDR/kWh, sedangkan T3 memiliki nilai LCoE termahal sebesar 6.441–21.482 IDR/kWh. Dengan demikian, T4 direkomendasikan sebagai lokasi prioritas pemasangan WEC di perairan Tulungagung berdasarkan efisiensi penyerapan energi dan kelayakan ekonomi terbaik.
PENILAIAN KAPASITAS KOMUNITAS DALAM MENDUKUNG KEBERLANJUTAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO RIMBA LESTARI DI DESA GUNUNGHALU KABUPATEN BANDUNG BARAT
Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH) merupakan salah satu bentuk alternatif untuk memenuhi kebutuhan energi listrik masyarakat. Di Indonesia, pada awalnya PLTMH ini dikembangkan sebagai salah satu solusi untuk mengatasi kebutuhan elektrifikasi penduduk di daerah terpencil yang belum terjangkau jaringan listrik nasional. Ketersediaan air yang melimpah serta teknologi yang relatif sederhana menjadi pertimbangan untuk diaplikasikannya PLTMH bagi masyarakat perdesaan. Dalam suatu program PLTMH pada umumnya setelah selesai pembangunan fisik, operasional dan pemeliharaan sepenuhnya diserahkan kepada masyarakat atau komunitas lokal penerima manfaat dari PLTMH tersebut. Oleh karena itu keberlanjutan suatu PLTMH sangat ditentukan dan tergantung pada kapasitas komunitas penerima manfaatnya. Dalam penelitian ini dilakukan suatu penilaian terhadap kapasitas komunitas dalam mendukung keberlanjutan PLTMH Rimba Lestari dengan metode deskriptif kualitatif menggunakan indeks kapasitas komunitas (IKK) yang dikembangkan oleh Bush dkk.(2002) namun disesuaikan terhadap konteks penelitian dengan domain utama terdiri dari kemitraan komunitas, transfer informasi, pemecahan masalah, dan infrastruktur. Pengumpulan data dilakukan melalui penilaian indeks dan wawancara terhadap perwakilan dari komunitas sendiri, pihak pemerintah serta Lembaga Swadaya Masyarakat (LSM). Hasil dari penelitian menunjukan bahwa komunitas penerima manfaat PLTMH Rimba Lestari telah memiliki kapasitas yang cukup dalam hal kemitraan, transfer pengetahuan, pemecahan masalah, dan infrastruktur. Demikian pula halnya dengan tingkat keberlanjutan yang juga menunjukan bahwa komunitas cukup mampu untuk mempertahankan keberlanjutan dari program PLTMH Rimba Lestari ini, akan tetapi ada dua hal yang perlu mendapat perhatian khusus yaitu dalam aspek finansial serta kaderisasi. Hasil cukup yang didapatkan disini mengindikasikan bahwa komunitas memiliki cukup kapasitas dalam mendukung keberlanjutan program PLTMH Rimba Lestari namun masih tersedia ruang untuk peningkatan dan perbaikan.
KAJIAN TEKNO EKONOMI SISTEM HYBRID PLTD DAN PLTS DI PULAU SIMEULUE
Ketersediaan energi yang andal dan berkelanjutan merupakan tantangan signifikan bagi daerah terpencil di Indonesia, termasuk Pulau Simeulue, yang masih bergantung pada bahan bakar fosil untuk pembangkit listrik. Penelitian ini mengusulkan sistem energi hibrida yang mengintegrasikan energi terbarukan berupa Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) dengan energi konvensional melalui Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD), guna memastikan pasokan listrik yang efisien dan ramah lingkungan. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak HOMER Pro, PVSyst untuk optimasi teknis dan ekonomi. Hasil simulasi menunjukkan bahwa sistem energi hibrida yang terdiri dari PLTS berkapasitas 12.344 kWp, PLTD 5.931 kW, dan baterai 3,51 MWh dengan bauran energi terbarukan sebesar 31,5% mampu menghasilkan energi tahunan sebesar 43.343.491 kWh. Sistem ini terbukti efisien dalam memenuhi kebutuhan energi masyarakat dan memiliki stabilitas yang baik. Simulasi dilakukan dengan HOMER Pro dengan menggunakan 4 skema, menunjukkan bahwa skema dengan PLTDPLTS- Inverter-Baterai merupakan skema terbaik yang memiliki investasi awal sebesar Rp 278.252.551.179 dan Levelized Cost of Energy (LCOE) Rp 3.001,02 per kWh, yang lebih rendah dibandingkan dengan skema PLTD yang memiliki LCOE Rp3.524 per kWh dan juga lebih rendah dibandingkan dengan konfigurasi sistem lainnya. Selain itu, penerapan konfigurasi PLTD-PLTS-Inverter-Baterai berbahan bakar biodiesel ini berhasil mengurangi emisi CO2 sebesar 32,75%, dari 37.573.676 kg/tahun menjadi 25.266.545 kg/tahun. Implementasi sistem energi hibrida dengan proporsi energi terbarukan sebesar 31,5%. Simulasi dengan PVSyst untuk skema ini dibutuhkan jumlah modul PV dengan kapasitas 500 Wp sebanyak 24.684 unit dan Inverter 100 kW 95 unit. Secara keseluruhan, studi ini dianggap layak untuk diimplementasikan di daerah Pulau Simeulue.
PEMODELAN DAN SIMULASI PELACAKAN TITIK DAYA MAKSIMUM DENGAN METODE PHYSICS-INFORMED DEEP NEURAL NETWORK
Ketergantungan Indonesia pada energi fosil yang mencapai 67% mendorong urgensi pemanfaatan energi terbarukan, khususnya Pembangkit Listrik Tenaga Surya. Namun, karakteristik daya panel surya bersifat nonlinier dan sangat dipengaruhi oleh fluktuasi iradiansi serta suhu lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk meningkatkan kinerja sistem PLTS melalui penerapan metode Physics-Informed Machine Learning (PIML) untuk memprediksi duty cycle pada algoritma Maximum Power Point Tracker (MPPT) metode PIML pada MPPT dapat mengurangi pertubasi berulang yang dilakukan oleh metode Perturb and Observe (P&O), sehingga osilasi daya di sekitar titik MPP dapat diminimalkan. Pada pengujian kondisi Standard Test Condition, metode PIML menghasilkan efisiensi sebesar 70,34% pada topologi buck dan 97,71% pada topologi boost. Nilai ini lebih tinggi dibandingkan metode konvensional Perturb and Observe (P&O) yang menghasilkan efisiensi sebesar 65,44% pada buck dan 88,26% pada topologi boost. Secara keseluruhan, penggunaan metode PIML terbukti efektif dalam meningkatkan efisiensi.
ANALISIS TEKNO-EKONOMI IMPLEMENTASI CO-FIRING MIKROALGA (CHLORELLA VULGARIS) DALAM SKEMA KARBON SIRKULAR PADA PLTU 350 MW
Penelitian ini mengkaji jalur dekarbonisasi berbasis mikroalga pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batubara 350 MW dalam kerangka karbon sirkular, di mana sebagian CO2 gas buang dimanfaatkan untuk budidaya Chlorella vulgaris dan biomassa yang dihasilkan digunakan sebagai bahan bakar co-firing. Model tunak Aspen Plus yang dikalibrasi pada kondisi turbine maximum continuous rating (TMCR) digunakan untuk membandingkan dua konfigurasi dengan masukan panas boiler dijaga konstan: Skenario 1, co-firing menggunakan serbuk kayu dan mikroalga kering; sedangkan Skenario 2, co-firing menggunakan serbuk kayu dan amonia yang diproduksi dari mikroalga melalui proses gasifikasi dan sintesis. Hasil simulasi menunjukkan bahwa kinerja termal boiler meningkat secara moderat pada kedua skenario co-firing, dengan efisiensi naik dari 85.60% menjadi 85.86% dan 86.99% masing-masing untuk Skenario 1 dan 2, terutama akibat berkurangnya kehilangan panas melalui gas buang kering dan kelembapan. Namun, pada tingkat pembangkit secara keseluruhan, kinerja menurun dikarenakan kebutuhan daya parasitik untuk proses kultivasi, pemanenan, pengeringan, dan—pada Skenario 2—kompresi serta pemisahan udara, sehingga menurunkan daya bersih yang dihasilkan dan meningkatkan net heat rate. Meskipun terdapat penalti tersebut, intensitas emisi CO2 spesifik menurun dari 0.64 kgCO2/kWh (baseline) menjadi masing-masing 0.60 dan 0.54 kgCO2/kWh pada Skenario 1 dan 2. Indikator karbon sirkular meningkat seiring integrasi sistem; indeks resirkulasi CO2 naik dari 16.73% menjadi 32.97%, meskipun dengan kebutuhan skala lahan dan air make-up yang signifikan. Kajian tekno-ekonomi menunjukkan bahwa kelayakan sangat dipengaruhi oleh produktivitas kolam. Pada produktivitas realistis 8.56 g/m2/d, kedua skenario belum menunjukkan keekonomian yang memadai; sedangkan pada produktivitas optimistis 20 g/m2/d, Skenario 1 menjadi cukup kompetitif secara ekonomi, sementara Skenario 2 tetap layak tetapi memerlukan investasi modal yang besar. Analisis ini mengungkap trade-off penting: konsumsi daya parasitik mendominasi neraca energi keseluruhan dan mengimbangi peningkatan efisiensi di tingkat boiler. Dengan demikian, kelayakan implementasi ditentukan oleh kombinasi produktivitas kolam yang tinggi dan mekanisme kebijakan yang tepat untuk mengimplementasikan sistem sirkular karbon.
ANALISIS PROYEK INVESTASI PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS BETA: STUDI PERBANDINGAN DUA SKENARIO KOMERSIAL
Pengembangan Lapangan Gas Beta di Blok Celebes menghadapi keputusan komersialisasi kritis antara dua strategi di bawah kerangka Gross Split PSC Indonesia. Penelitian ini membandingkan dua skenario: integrasi Beta ke Lapangan Alfa yang terhubung ke infrastruktur eksisting untuk penjualan langsung ke PLN mulai tahun 2026, versus pengembangan Lapangan Beta saja yang menunggu penyelesaian infrastruktur mini-LNG di tahun 2028. Studi ini bertujuan untuk menentukan strategi komersialisasi optimal dengan mengevaluasi kinerja finansial, mengidentifikasi variabel risiko kritis, dan memberikan rekomendasi strategis. Studi ini menggunakan pemodelan finansial rinci dengan analisis deterministik, analisis sensitivitas, dan simulasi Monte Carlo melalui 1.000 skenario di bawah kerangka Gross Split PSC dengan tingkat diskonto 12,68%. Temuan menunjukkan bahwa menghubungkan Beta ke Lapangan Alfa jelas lebih unggul, menghasilkan NPV USD 77,75 juta dibandingkan USD 64,69 juta untuk Beta saja (20% lebih baik), dengan tingkat pengembalian lebih tinggi yaitu IRR 49,70% versus 43,18%, dan pemulihan modal lebih cepat 3,38 tahun versus 3,93 tahun. Hasil yang lebih baik ini berasal dari produksi gas yang lebih banyak (119,78 BSCF versus 102,01 BSCF) selama umur lapangan 13 tahun yang lebih panjang dan pendapatan yang lebih tinggi (USD 628,71 juta versus USD 520,27 juta) dengan memulai produksi lebih awal. Analisis risiko mengungkapkan bahwa volume produksi memiliki dampak terbesar terhadap kesuksesan proyek, dimana perubahan 20% dapat mengayunkan NPV sebesar USD 21 juta, diikuti oleh harga gas yang mempengaruhi NPV sebesar USD 17-19 juta. Simulasi menguji 1.000 skenario berbeda dan menemukan kedua opsi tetap menguntungkan, dengan Beta ke Alfa menunjukkan hasil yang lebih konsisten dan dapat diprediksi. Studi ini menyimpulkan bahwa integrasi Beta ke Lapangan Alfa adalah strategi optimal dengan keuntungan finansial yang superior dan risiko lebih rendah. Penelitian merekomendasikan eksekusi proyek segera dengan target produksi awal tahun 2026, memantau progres mini-LNG, memperbarui evaluasi ekonomi secara berkala, menegosiasikan perpanjangan kontrak PLN setelah 2029, dan mengimplementasikan program optimasi produksi serta kontrol biaya.
STRATEGI FINANSIAL SEBUAH PROYEK ENERGI TERBARUKAN UNTUK MENINGKATKAN KAPABILITAS PENDAPATAN BERKELANJUTAN DALAM TRANSISI BISNIS (STUDI KASUS: PT ENERGI PANAS INDONESIA, JAKARTA, INDONESIA)
Sektor energi global sedang mengalami transformasi seiring negara-negara berupaya menerapkan transisi energi ke energi terbarukan. Indonesia sebagai salah satu negara yang berpartisipasi dalam Perjanjian Paris dan berkomitmen untuk mencapai nol emisi bersih pada tahun 2060. Namun, pengembangan proyek energi terbarukan, khususnya panas bumi memiliki tantangan yang tinggi karena biaya awal yang tinggi, dan risiko eksplorasi. PT Energi Panas Indonesia (EPI), anak perusahaan PT Indonesia Power, menghadapi tantangan dalam memastikan pendapatan yang stabil sekaligus mendukung transisi energi nasional. Energi surya fotovoltaik (PV) telah muncul sebagai solusi potensial karena biaya modalnya yang relatif rendah, waktu konstruksi yang singkat, serta risiko teknis dan sosial yang lebih rendah. Studi ini menganalisis kelayakan ekonomi, struktur pembiayaan, dan model bisnis strategis untuk pengembangan PLTS dalam berbagai skema proyek guna meningkatkan pendapatan berkelanjutan EPI. Penelitian ini berfokus pada proyek PLTS yang berlokasi di Jawa Barat, menggunakan model Engineering, Procurement, and Construction (EPC) dan Build-Own-Operate-Transfer (BOOT) dengan durasi 15 tahun dan 25 tahun. Tujuannya adalah: (1) menilai kelayakan finansial proyek menggunakan Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period (PBP); (2) menentukan variabel paling sensitif yang memengaruhi kelayakan proyek; (3) mengidentifikasi sumber pembiayaan yang tersedia; (4) merekomendasikan strategi pembiayaan yang optimal; dan (5) menyarankan model bisnis terbaik untuk mempertahankan pendapatan jangka panjang. Penelitian ini menggunakan pendekatan pemodelan keuangan kuantitatif, yang mengintegrasikan analisis penganggaran modal, analisis sensitivitas, dan kerangka kerja Indeks US’ untuk mengevaluasi optimalisasi utang-ekuitas. Data diperoleh dari asumsi internal perusahaan dan tolok ukur industri, termasuk proyeksi CAPEX, OPEX, dan tarif energi. Analisis ini membandingkan skema EPC, BOOT 15 tahun, dan BOOT 25 tahun menggunakan parameter keuangan yang identik, dengan menerapkan Biaya Modal Rata-Rata Tertimbang (WACC) sebesar 7,38% dan tingkat inflasi sebesar 2,37%. Hasilnya menunjukkan bahwa kedua skema BOOT layak secara finansial dengan nilai NPV dan IRR positif di atas WACC. Skema BOOT 25 tahun memberikan laba kumulatif tertinggi dan stabilitas pendapatan jangka panjang, sementara skema BOOT 15 tahun menawarkan pemulihan modal yang lebih cepat dan fleksibilitas untuk investasi ulang. Skema EPC, sebaliknya, hanya menghasilkan pendapatan jangka pendek dan satu kali. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa tarif listrik adalah faktor yang paling berpengaruh terhadap kelayakan proyek, diikuti oleh efisiensi system dari pembangkitan tenaga listrik. Analisis pembiayaan mengidentifikasi empat opsi pendanaan utama—ekuitas internal, pinjaman bank domestik, pinjaman internasional, dan leasing—masing-masing dengan biaya dan risiko yang bervariasi. Hasil Indeks US mengonfirmasi bahwa EPI memiliki kemampuan pembayaran yang kuat, yang memungkinkan perusahaan untuk mengakses leverage secara hati-hati sambil mempertahankan struktur modal yang seimbang. Penelitian ini berkontribusi pada pengambilan keputusan manajerial dengan menyediakan kerangka kerja kuantitatif untuk menilai kelayakan proyek energi terbarukan di berbagai model bisnis dalam konteks regulasi dan keuangan Indonesia. Penelitian ini juga menyoroti pentingnya proyek PLTS sebagai bisnis transisi seiring dengan perkembangan pengembangan panas bumi. Penelitian selanjutnya dapat memperluas analisis dengan mengeksplorasi konfigurasi energi terbarukan hibrida (surya + baterai atau surya + panas bumi) dan mengevaluasi kebijakan baru seperti penetapan harga karbon dan sertifikat energi terbarukan untuk memperkuat kelayakan finansial investasi energi terbarukan di Indonesia.
ANALISIS SPASIAL UNTUK IDENTIFIKASI POTENSI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO DI WILAYAH JAWA BARAT, INDONESIA
Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH) merupakan salah satu teknologi untuk menyediakan listrik secara mandiri bagi suatu daerah. Jawa Barat dengan kondisi topografi yang memiliki banyak aliran sungai merupakan wilayah yang potensial untuk membangun PLTMH. Pemodelan berbasis SIG (Sistem Informasi Geografis) ini dilakukan sebagai pendekatan untuk menentukan lokasi potensi PLTMH per bulan di wilayah Jawa Barat. Pemodelan ini menggunakan perhitungan potensi PLTMH dengan menggunakan data beda tinggi suatu aliran sungai (head) dan debit aliran sungai. Nilai beda tinggi pada aliran sungai ini akan dimodelkan menggunakan data DEM (Digital Elevation Model) yang didapat dari data SRTM (Shuttle Radar Topography Mission) 90 M wilayah Jawa Barat. Sedangkan nilai debit didapatkan dari perhitungan Rational Method yang akan menghasilkan nilai debit pada suatu outlet per satuan waktu. Hasil yang didapat, terdapat 37 titik potensial PLTMH di Jawa Barat. Lokasi paling potensial untuk membangun PLTMH terletak pada koordinat geodetik 107,8346 BT ; 6,68285 LS.