Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSistem ketenagalistrikan Jawa Bali adalah sistem ketenagalistrikan yang sudah terinterkoneksi dan mempunyai lima wilayah usaha distribusi. UU No 30 Tahun 2009 Tentang Ketenagalistrikan memberikan kewenangan kepada Pemerintah Pusat atau Pemerintah Daerah dalam persetujuan harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik sehingga tarif tenaga listrik dapat ditetapkan berbeda di setiap daerah dalam suatu wilayah usaha. UU juga mengamanatkan harga jual tenaga listrik harus disesuaikan dengan tingkat harga dan nilai keekonomiannya dengan mencerminkan kepentingan dan kemampuan rakyat. Saat ini perhitungan biaya pokok penyediaan tenaga listrik di Indonesia masih menggunakan metode biaya akutansi dan menerapkan tarif tenaga listrik seragam untuk semua wilayah di Indonesia.Di dalam penelitian ini, harga jual tenaga listrik pada lima wilayah usaha distribusi dihitung dengan metode biaya marginal jangka panjang. Biaya marginal jangka panjang menghitung adanya perubahan tambahan biaya yang diakibatkan adanya tambahan perubahan permintaan tenaga listrik dimasa depan. Didalam penelitian ini unit pembangkit marginal untuk beban puncak disimulasikan dengan menggunakan bahan bakar gas dan bahan bakar High Speed Diesel (HSD).Hasil penelitian didapatkan harga biaya marginal tenaga listrik di titik tegangan rendah dan tegangan menengah sangat di pengaruhi oleh biaya marginal kapasitas distribusi di masing-masing wilayah. Harga biaya marginal di titik tegangan rendah dan di titik tegangan menengah paling tinggi adalah di wilayah Distribusi Jawa Barat Banten. Harga biaya marginal tenaga listrik di titik tegangan tinggi didapatkan mempunyai harga biaya marginal yang sama di lima wilayah distribusi Jawa Bali.Hasil penelitian juga didapatkan bahwa penggunaan bahan bakar oleh pembangkit marginal beban puncak akan mempengaruhi harga biaya marginal tenaga listrik. Penggunaan bahan bakar HSD untuk pembangkit marginal beban puncak menghasilkan biaya marginal tenaga listrik yang lebih tinggi dibandingkan dengan menggunakan bahan bakar gas.

---

ABSTRACTJava-Bali electricity system is already interconnected system and has five business distribution areas. Law No. 30 Year 2009 on Electricity provides authority to the Government or Local Government in the approval of the electricity price and power grid price so electricity tariff can be set differently in each region. Act also mandates the electricity price should be adjusted to level economic value with consider affordability to pay of the people. Currently the calculation of electricity cost of supply in Indonesia is still using the accounting method and apply a uniform tariff for all regions in Indonesia.In this study, electricity price on five distribution businesses areas in Java Bali calculated by marginal costs the method. Marginal cost of power supply is defined as the change in total cost of service resulting from smalll change in demand. In this study the power plant unit for peaking was simulated using gas and High Speed Diesel (HSD).The results showed marginal cost at the point of low voltage and medium voltage is influenced by the marginal capacity cost of distribution in each region. The highest marginal cost at the point of low voltage point and medium voltage is in the Distribusi Jawa Barat Banten. Marginal cost at the point of high voltage obtained have the same marginal cost in the five distribution. The results also showed that the use of fuel by peaking power plant will affect to the marginal cost. Peaking power plant that using HSD produces a higher marginal cost than using gas."

"Manajemen usaha penyediaan tenaga listrik merupakan hal yang kompleks. Salah satu hal yang penting dalam manajemen penyediaan tenaga listrik, khususnya dalam perencanaan adalah peramalan tenaga listrik di masa yang akan datang. Peramalan (forecasting) adalah suatu kegiatan atau usaha untuk memprediksi kondisi di masa yang akan datang dengan bantuan model untuk merepresentasikannya. Dalam membuat peramalan, keakuratan merupakan kriteria utama dalam menentukan metode peramalan. Dalam penelitian ini metode algoritma genetik digunakan untuk membuat peramalan beban tenaga listrik. Algoritma Genetik adalah algoritma pencarian yang meniru mekanisme evolusi dan genetik alam. Dalam proses peramalan, dilakukan optimasi parameter-parameter model dengan meminimalkan nilai mean square error (mse). Model peramalan yang dikembangkan dengan algoritma genetik dapat mendekati model sebenarnya. Parameter optimal model peramalan jangka panjang adalah A= 1.558, B1= 0.642, B2= 1.188, B3= -0.437, B4= -0.378, B5= -0.484, dan B6= 0.848, sedangkan untuk jangka menengah adalah adalah α= 0.6383 ,β=0, dan γ=0.8289. Laju pertumbuhan beban rata-rata hasil ramalan jangka panjang tahun 2008-2017 sekitar 6.9%. Peramalan beban jangka menengah memberikan hasil yang lebh baik jika dibandingkan dengan peramalan dari PLN P3B Jawa-Bali dengan jumlah selisih eror sebesar 0.44%.

---

Managing electricity energy supply is a complex task. The most important part of electricity supply management, particularly in utility planning is forecasting of the future electricity load. Forecasting is a process to predict future conditions usually achieved by constructing models on relative information and some assumptions. In making a electricity forecasting, accuracy is the primary criteria in selecting forecasting methods.

In this research, a genetic algorithm approach is proposed to build electricity load forecasting. Genetic algorithms are global search methods that mimic the methapor of natural evolution and genetic. Parameter optimization process have done by minimize mean square error (mse).

Load forecasting model using genetic algorithm gives model which is almost the same with actual data. Optimal parameters for long term model are: A= 1.558, B1= 0.642, B2= 1.188, B3= -0.437, B4= -0.378, B5= -0.484, dan B6= 0.848, for medium term model are: α= 0.6383 ,β=0, dan γ=0.8289. Annual growth rate for 2008-2017 using genetic algorithm model is about 6.9%. Medium term forecasting using genetic algorithm gives better result than PLN P3B Java-Bali forecasting with sum error difference about 0.44%."

"Dalam perencanaan operasi harian, diperlukan perkiraan beban beberapa waktu kedepan sebagai dasar penentuan strategi pembangkit. Saat ini belum dibentuk suatu model matematis yang dapat digunakan untuk melakukan perkiraan beban listrik secara akurat. Untuk itu pada penelitian kali ini akan disusun model matematis yang dapat melakukan peramalan beban secara akurat. Metode yang digunakan pada penelitian ini untuk melakukan peramalan beban listrik di Jawa-Bali adalah dengan menggunakan Feed Forward Neural Networks dan Bayesian Neural Networks. Hasil dari pengolahan data yang telah dilakukan diperoleh hasil bahwa peramalan dengan Feed Forward Neural Networks memberikan hasil peramalan yang lebih baik untuk rentang waktu 1 minggu kedepan, sedangkan untuk melakukan ramalan 1 ? 2 hari kedepan Bayesian Neural Networks memberikan hasil yang lebih akurat.

---

In the daily operations planning, required load estimates as a basis for determining the generating strategy. Currently a mathematical model that can be used to perform accurately estimate the electric load has not been established. Therefore in the present study will be developed a mathematical model that can perform load forecasting accurately. The method used in this study to to forecast electricity load in Java-Bali is by using Feed Forward Neural Networks and Bayesian Neural Networks. The results shows forecasting with Feed Forward Neural Networks provide better forecasting results for a span of 1 week ahead, while to do a forecast 1-2 days ahead of Bayesian Neural Networks provide more accurate results."

"ABSTRAKSolar photovoltaic Solar PV merupakan salah satu teknologi energi terbarukan yang telah berkembang dengan pesat. Efisiensi solar PV terus meningkat dan total biaya instalasinya semakin murah di beberapa tahun terakhir. Hal ini mempengaruhi tren kenaikan total kapasitas pembangkitan solar PV di dunia, baik tipe utility-scale PV maupun rooftop PV. Menurunnya biaya energi listrik yang dihasilkan rooftop PV juga akan mendorong konsumen beralih ke peralatan yang memanfaatkan listrik, seperti : dari kompor gas ke kompor listrik; dan kendaraan berbahan bakar minyak ke kendaraan listrik. Di sisi lain, integrasi solar PV ke suatu sistem jaringan berpotensi menimbulkan masalah karena sifatnya yang intermittent dan waktu pembangkitannya yang tidak dapat diatur. Penelitian ini akan membahas tentang dampak penetrasi solar PV pada sistem tenaga listrik Jawa - Bali. Metode yang digunakan adalah dengan memproyeksikan kapasitas terpasang solar PV lalu melakukan simulasi pembangkitan listrik untuk melayani permintaan beban pada tahun 2025. Rencana pengembangan kapasitas terpasang pembangkit listrik di Jawa - Bali diperoleh dari Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik RUPTL yang disusun oleh Perusahaan Listrik Negara PLN . Hasil penelitian menunjukkan bahwa sistem tenaga listrik Jawa - Bali berpotensi kekurangan pembangkit dengan fleksibilitas tinggi untuk mengantisipasi penetrasi solar PV dan pertumbuhan jumlah kendaraan listrik dan kompor listrik.

---

ABSTRACTSolar photovoltaic Solar PV is one of the renewable energy technologies that has grown rapidly. The efficiency of solar PV continues to increase and the total installation cost is getting lower in this recent years. This affects the upward trend in total solar PV generation capacity in the world, for both utility scale PV and rooftop PV type. The decrease in the cost of electrical energy generated by rooftop PV will also encourage consumers to switch to equipment that utilizes electricity, such as from agas stove to an electric stove and oil fueled vehicles to electric vehicles. However, the integration of solar PV into a grid system has the potential to cause problems due to its intermittent nature and uncontrollable generation time. This research will discuss the impact of solar PV penetration on Java Bali grid system. The method used is by projecting the installed capacity of solar PV and then perform the simulation of electricity generation to serve the load demand in 2025. The development plan of power plant in Java Bali is obtained from the Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik RUPTL . The result shows that Java Bali grid system potentially lack of flexible generator to anticipate the penetration of solar PV and the growth of electric vehicle and induction stove."

"Ketidakadilan dalam menyediakan tarif listrik dengan metode tarif flat listrik saat ini mendorong keinginan untuk mengubah pola desain skenario tarif, yaitu penetapan harga dinamis. Harga dinamis telah diuji di beberapa negara barat dengan berbagai jenis skenario. Namun, untuk Indonesia sendiri, penetapan harga dinamis belum familiar di sektor listrik. Berangkat dari masalah tarif untuk penyediaan biaya dasar pembangkit yang bervariasi setiap waktu dan pola penggunaan beban listrik, skenario penetapan harga dinamis dirancang sedemikian rupa sehingga sesuai dengan karakteristik di Indonesia. Dalam studi ini, kita akan membahas rancangan skenario penetapan harga dinamis berdasarkan beban rumah tangga dan generator di Java Madura Bali System. Desain skenario tarif yang digunakan adalah kombinasi dari Critical Peak Pricing (CPP) dan Time-of-Use (TOU), di mana CPP hanya berlaku dalam 132 jam selama satu tahun tergantung pada penggunaan PLTG sedangkan untuk hari lain skenario TOU akan digunakan dengan jadwal puncak dan di luar puncak ditentukan berdasarkan karakteristik beban perumahan. Setelah skenario desain penetapan harga dinamis, maka dicoba untuk disuntikkan ke dalam biaya real estat untuk menganalisis perbandingan biaya listrik ketika menggunakan tarif tetap dan penetapan harga dinamis dan pengurangan penggunaan beban pada waktu puncak dan dampak dari pengurangan konsumsi listrik di tanaman di sistem Jawa Madura Bali.

---

The injustice in providing electricity rates with the current flat electricity tariff method encourages the desire to change the design pattern of tariff scenarios, namely dynamic pricing. Dynamic pricing has been tested in several western countries with various types of scenarios. However, for Indonesia itself, dynamic pricing is not yet familiar in the electricity sector. Departing from the problem of tariffs for supply of basic costs of plants that vary each time and usage patterns of electric loads dynamic pricing scenarios are designed in such a way that they match the characteristics in Indonesia.

In this study, we will discuss the design of dynamic pricing scenarios based on household and generator loads in the Java Madura Bali System. The tariff scenario design used is a combination of Critical Peak Pricing (CPP) and Time-of-Use (TOU), where CPP is only valid in 132 hours for one year depending on the use of PLTG while for other days the TOU scenario will be used with peak schedules and off-peak is determined based on the characteristics of the housing load.

After the scenario design dynamic pricing is made, then it is attempted to be injected into real estate costs to analyze the comparison of electricity costs when using flat tariffs and dynamic pricing and reduction in load usage at peak times and the impact of reducing electricity consumption in plants in the Java Madura Bali system."

"Peningkatan kebutuhan masyarakat akan daya listrik perlu diikuti dengan pengembangan sistem tenaga listrik antara lain berupa penambahan pembangkit listrik baru. Jenis energi primer atau bahan bakar pembangkit listrik merupakan salah satu hal penting yang akan mempengaruhi biaya produksi pembangkit, dimana biaya bahan bakar merupakan bagian terbesar dari biaya produksi pembangkit. Sistem tenaga listrik Jawa Bali (STLJB) di tahun 2007 - 2011 akan melakukan penambahan pembangkit-pembangkit listrik non BBM, antara lain PLTU batubara dan PLTP, dalam usaha untuk memenuhi kebutuhan masyarakat akan daya listrik dan mengurangi ketergantungan pada BBM yang harganya cenderung naik. Tesis ini akan mengkaji mengenai pengaruh penambahan pembangkit listrik STLJB di tahun 2007 - 2011 terhadap biaya produksi pembangkit, dengan bantuan perangkat lunak simulasi produksi.

---

To fulfill the increasingly society need on electric power, electric power system development in the form of additional power plants is required. The influence of power plants addition on electric generation cost is in connection to the kind of power plants, where its fuel cost takes the biggest part in electric generation cost. The Java Bali power system being the biggest interconnected power system in Indonesia have many oil fired power plants, while oil prices tend to increase. To reduce the electric generation cost and to fulfill the societies need on electric power, in the year 2007 - 2011 the Java Bali power system add new non oil fired power plants such as coal power plants and geothermal plants. This thesis will overview the development of Java Bali power system in the year 2007 - 2011 and its influence on the electric generation cost, with production simulation software as an aid tool."

"Penelitian ini mempertimbangkan upaya penurunan emisi CO2 dari sistem jaringan listrik yang terdiri dari berbagai jenis pembangkit listrik: batubara, gas alam, minyak, dan energi alternatif. Model diformulasikan sebagai programa linier dan diimplementasikan dalam LINGO 10. Model diterapkan dalam cakupan Sistem Interkoneksi Jawa-Bali dan dikembangkan untuk memenuhi target emisi CO2 yang telah ditentukan. Dua strategi mitigasi CO2 yang dipertimbangkan dalam penelitian ini adalah fuel balancing dan fuel switching. Untuk mengurangi emisi CO2 sebesar 26% pada tahun 2021, PLN diperkirakan akan menghasilkan hingga 30% listrik dari sumber energi baru dan terbarukan (EBT) dan biaya ketenagalistrikan diperkirakan akan meningkat menjadi Rp 617,765 per kWh untuk strategi fuel balancing sedangkan untuk strategi fuel switching, PLN harus menghasilkan 29% listrik dari EBT dan biaya ketenagalistrikan diperkirakan menjadi Rp 532,96 per kWh.

---

This research considers the problem of reducing CO2 emissions from a power grid consisting of a variety of power-generating plants: coal, natural gas, oil, and alternative energy. The problem is formulated as a linear programming and implemented in LINGO 10. The model is applied to Java-Bali Power Generation Interconnected System and was developed for a nation to meet a specified CO2 emission target. Two carbon dioxide mitigation options are considered in this study: fuel balancing and fuel switching. In order to reduce the CO2 emissions by 26% in 2021, PLN has to generate up to 30% of electricity from Renewable Energy (RE) and the cost of electricity (COE) is expected to increase to Rp 617.765 per kWh for fuel balancing option While for fuel switching option, PLN has to generate 29% of electricity from RE and the COE is expected to increase to Rp 532.96 per kWh."

"Penulisan disertasi ini terbagi dalam 3 bagian utama: Pertama, menghitung biaya pokok penyediaan tenaga listrik tahun 2014 dibedakan menurut karakteristik pembangkit di masing-masing wilayah dan waktu (peak dan off-peak) menggunakan metode revenue requirement. Penggunaan biaya universal memperlihatkan bahwa subsidi lebih banyak dinikmati oleh wilayah Jawa, sedangkan penggunaan biaya pokok yang berbeda memperlihatkan sebaliknya. Penggunaan biaya pokok yang berbeda juga menghasilkan total alokasi subsidi yang lebih rendah dibandingkan penggunaan biaya universal. Di masa depan, penerapan biaya menurut wilayah dan waktu dalam menghitung alokasi subsidi hendaknya diikuti dengan penerapan tarif regional serta melibatkan pemerintah daerah setempat terkait cost sharing subsidi. Kedua, menghitung biaya penyediaan listrik di masing-masing kelas pelanggan dibedakan menurut wilayah menggunakan metode Long Run Marginal Cost berdasarkan rencana jangka panjang penyediaan listrik 2015-2024. Terjadi distorsi tarif (subsidi silang antar kelas pelanggan) dimana kelas pelanggan industri mensubsidi kelas pelanggan rumah tangga. Tingginya selisih biaya penyediaan dan tarif berlaku, menyebabkan PLN kehilangan kesempatan untuk membiayai investasi ketenagalistrikan di Indonesia yang rata-ratanya per tahun mencapai US$ 6,94 miliar. Ketiga, mengaplikasikan metode Frisch untuk menghitung elastisitas permintaan terhadap harga melalui elastisitas pengeluaran. Nilai elastisitas harga yang diperoleh digunakan untuk menganalisis perubahan kesejahteraan rumah tangga, redistribusi dan inefisiensi subsidi menggunakan data triwulanan Susenas 2014 berdasarkan tiga skenario kenaikan tarif. Pencabutan subsidi untuk rumah tangga dengan daya minimal 1.300 VA dan pengurangan subsidi untuk rumah tangga dengan daya maksimal 900 VA memperlihatkan adanya penurunan kesejahteraan rumah tangga, dan peningkatan persentase penduduk miskin namun redistribusi subsidi menjadi lebih baik serta inefisiensi subsidi pada rumah tangga daya terpasang 450 VA. Sebelum kebijakan menaikkan tarif diimplementasikan hendaknya dilakukan verifikasi rumah tangga melalui pencocokan dan penelitian di lapangan dengan harapan di masa depan subsidi menjadi lebih tepat sasaran.

---

The writing of this dissertation is divided into three main ideas: First, calculate the cost of supplying electricity in 2014 is differentiated according to the characteristics of the plant in each region and time (peak and off-peak) using the revenue requirement method. The use of universal costs shows that more subsidies are enjoyed by the Java region, whereas the use of different basic costs shows otherwise. Different cost of use also resulted in a lower total subsidy allocation than the use of universal costs. In the future, the implementation of costs by region and time in calculating the subsidy allocation should be followed by the application of regional tariffs and involving local governments on the cost-sharing of subsidies. Second, calculate the cost of providing electricity in each class of customers differentiated by region using Long Run Marginal Cost method based on long-term plan of electricity supply 2015-2024. There is a tariff distortion (cross-subsidy between customer classes) where the class of industrial customers subsidizes the class of household customers.

The high cost of provisioning and tariffs is prevailing, causing PLN to lose the opportunity to finance an electricity investment in Indonesia, which averaged US $ 6.94 billion per year. Third, apply the Frisch method to calculate the elasticity of demand for prices through the elasticity of expenditure. The value of elasticity of prices obtained is used to analyze changes in household welfare, redistribution, and inefficiency of subsidies using quarterly data of Susenas 2014 based on three tariff increment scenarios. The abolition of subsidies for households with a minimum power of 1,300 VA and a reduction in subsidies for households with a maximum of 900 VA shows a decrease in household welfare, and an increase in the percentage of the poor but better redistribution of subsidies and the inefficiency of subsidies in installed households of 450 VA. Before the policy of raising tariffs implemented, household verification should be conducted through matching and field research in the hope that in the future subsidies will be more targeted."

"Bertambahnya kebutuhan akan tenaga listrik sejalan dengan bertambahnya populasi penduduk, berkembangnya teknologi dan peningkatan infrastruktur. Peningkatan kebutuhan tenaga listrik tidak bisa secara langsung diatasi melalui penambahan jumlah pembangkit listrik. Produsen tenaga listrik harus mengelola pembangkitannya dengan bijak supaya semua beban masih dapat terpenuhi dengan biaya produksi seefisien mungkin.Dengan bertambahnya kebutuhan akan tenaga listrik, maka daya pada pembangkit pun akan semakin bertambah. Pada region barat sistem tenaga listrik Jawa-Bali mengalami kekurangan pembangkit dan mempunyai permintaan daya yang besar sehingga untuk menutupi kekurangan daya, pembangkit dari region timur mengirim daya sebesar ±2500 MW setiap hari. Hal ini memicu susut daya pada sisi penerima, untuk mengatasi susut daya ini dilakukan kajian terhadap tiga case pola pengoperasian pembangkit tenaga listrik yaitu case 1 pola pengoperasian pembangkit menggunakan merit order, case 2 pola pengoperasian pembangkit dengan merit order dan pengoptimalan pembangkit di bagian barat, dan case 3 pola pengoperasian pembangkit dengan membatasi transfer daya sebesar 2000 MW.Perbandingan susut rata-rata selama seminggu didapat persentase terendah pada case ke-3 sebesar 2,57%, sedangkan tertinggi pada case ke-1 yaitu sebesar 2.72%. Pada hari senin-minggu didapatkan BPP termurah pada case ke-1 sebesar Rp 858,10 /kWh.

---

Increasing the need for electric power in accordance with a population of the increase, the rise of the technology and infrastructure improvements. A rise in the needs of electric power not biased directly overcome through but the number of additional power plants. A manufacturer of electric power have to manage the power plant wisely so that the entire burden still could be met with the costs of production efficiently.With increasing demand for electricity, the power plant will also be growing. In the Western region of electric power systems of Java-Bali suffered a shortage of power plants and has large demand so as to cover a shortage of power plants from the East send 2500 MW of power per day. This triggered power was reduced on the side of the receiver, to address this power shrink done three case study of pattern of operating power plants are generating operation pattern 1 case using merit order, case 2 a pattern of operation of generators with power optimization and order merit in the West, and case 3 pattern generation by limiting the operation of the power transfer of 2000 MW.Comparison of average losses in one week, bottommost in case 3 2,57%, the highest is case 1 2,72. From Monday to Sunday the cheapest BPP is case 1 Rp 858,10 /kWh."