Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKProyek listrik 35.000 MW bertujuan untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 97 pada tahun 2019. Dengan target yang sangat tinggi, pelaksanaan proyek pembangkit listrik diharapkan tidak menemui kendala dan keterlambatan sesuai jadwal Commercial Operation Date COD yang ditetapkan di dalam RUPTL Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik . Salah satu penyebab terjadinya kendala proyek adalah kurang akuratnya penentuan tipe pembangkit listrik di dalam RUPTL karena hanya menitik beratkan pada prakiraan beban demand forecast , efisiensi dan keandalan sistem. Dalam penelitian ini dilakukan analisa pemilihan tipe pembangkit listrik berbahan bakar gas menggunakan metode Proses Hirarki Analitik AHP . Dari hasil penelitian, kriteria dengan prioritas tertinggi pada studi kasus pembangkit 250 MW lokasi Arun adalah kriteria kebutuhan sistem dengan nilai Eigen Vector sebesar 0,507 diikuti operasional pembangkit, finansial dan konstruksi. Prioritas sub kriteria teratas adalah demand forecast, jadwal penyelesaian pembangkit dan biaya EPC dengan nilai Eigen vector global lebih dari 0,100. Tipe pembangkit PLTG Aero derivative merupakan alternatif prioritas pertama dengan nilai Eigen Vector global 0,249 disusul oleh PLTMG dengan nilai Eigen Vector global 0,239 dan PLTG Heavy Duty dengan nilai Eigen Vector global 0,227. Nilai prioritas yang hampir sama antara tiga prioritas alternatif PLTG AD, PLTMG dan PLTG HD menunjukkan bahwa tipe pembangkit yang dipilih dalam RUPTL sangat memungkinkan untuk dibuka hanya antara ketiga jenis pembangkit tersebut. Kata kunci: kebutuhan listrik Indonesia, pembangkit listrik berbahan bakar gas, analisa multi kriteria, AHP, kebutuhan sistem, demand forecast, PLTG AD

---

ABSTRACTThe 35,000 MW power project aims to increase the electrification ratio to 97 by 2019. With very high targets, the implementation of power generation projects is expected to meet no obstacles and delays in accordance with the Commercial Operation Date COD schedule set out in the RUPTL Business Plan for Power Supply . One of the causes of project constraints is the inaccurate determination of the type of power plant in RUPTL as it only emphasizes on the demand forecast, efficiency and reliability of the system. In this research, there is an analysis of the selection of gas fired power plants using the Analytical Hierarchy Process AHP method. From the research result, the criteria with the highest priority in the case study of 250 MW Arun location is the system requirement criterion with the Eigen Vector value of 0.507 followed by the operational of the plant, finance and construction. The priority of the top sub criteria is demand forecast, plant completion schedule and EPC cost with global Eigen vector value more than 0.100. Aero derivative Gas Turbine power plant type is the first priority alternative with global Eigen Vector 0.249 followed by Gas Engine with global Eigen Vector 0.239 and Heavy Duty Gas Turbine with global Eigen Vector 0.227. Similar priority values among the three alternative priorities of Gas Turbine AD, Gas Engine and Gas Turbine HD indicate that the type of plant selected in RUPTL is possible to be opened only between the three types of plants. Keywords Indonesia 39 s electricity needs, gas fired power plants, multi criteria analysis, AHP, system requirements, demand forecast, Aero Derivative Power Plant"

"Dalam melayani sebuah sistem kelistrikan dibutuhkan pembangkit yang handal dan efisien. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap PLTGU merupakan salah satu pilihan pembangkit thermal yang mempunyai kriteria tersebut. Terdapat beberapa jenis konfigurasi PLTGU. Khusus untuk PLTGU dengan dua turbin gas memliki dua jenis konfigurasi, yaitu konfigurasi 2G-2H-3S dua turbin gas, dua HRSG, tiga turbin uap dan konfigurasi 2G-2H-1S dua turbin gas, dua HRSG, satu turbine uap . Mode operasi dari setiap jenis konfigurasi menghasilkan keandalan dan efisiensi yang berbeda.Penelitian ini bertujuan untuk menghitung efisiensi dan keandalan dari dua jenis konfigurasi PLTGU yang menggunakan dua turbin gas, sehingga dapat menentukan pengaruh jenis konfigurasi terhadap efisiensi dan keandalan PLTGU. Dengan menggunakan metode energi input ouput untuk menentukan besar efisiensi dan dengan menghitung Equivalent Availability Factor EAF untuk mendapatkan faktor kesiapan atau keandalan pembangkit.Dari hasil perhitungan didapatkan konfigurasi 2G-2H-1S memliki nilai efisiensi yang lebih tinggi dari konfigurasi 2G-2H-3S, terhitung Untuk mode operasi Full Blok Cycle konfigurasi 2G-2H-1S memliki efisiensi maksimum 55.5 sedangkan konfigurasi 2G-2H-3S efisiensi maksimum 53.5 . Sedangkan untuk nilai keandalan konfigurasi 2G-2H-3S lebih handal dibandingkan dengan konfigurasi 2G-2H-1S. Untuk mode operasi Full Blok Cycle memliki 93.39 EAF, sedangkan konfigurasi 2G-2H-3S 92.62 EAF. Dari segi keekonomian kedua jenis konfigurasi memiliki nilai kelayakan, dimana untuk konfigurasi 2G-2H-1S lebih ekonomis dilihat dari NPV 371,286,536 USD dan IRR 12 serta waktu pengembalian modal yang relative lebih cepat 9 tahun. Dengan mengetahui konfigurasi PLTGU yang handal, efisien dan ekonomis dapat dijadikan dasar pengambilan keputusan untuk pemilihan konfigurasi PLTGU yang sesuai dengan kebutuhan beban dasar, beban menengah, atau beban puncak di sebuah sistem kelistrikan.Kata Kunci : EAF, Efisiensi, Keandalan, Konfigurasi PLTGU, PLTGU.

---

In serving the electrical systems required a reliable and efficient plants. Combined Cycle Power Plant CCPP is one of the thermal power plants that have a selection criteria. There are several types of CCPP configurations. Especially for CCPP with two gas turbines have two types of configurations, the configuration of 2G 2H 3S two gas turbines, two HRSG, three steam turbines and the configuration of 2G 2H 1S two gas turbines, two HRSG, one steam turbine , The mode of operation of each type of configuration produces a different reliability and efficiency.

This study aimed to quantify the efficiency and reliability of two types of power plant configuration that uses two gas turbines, so as to determine the effect of this type of configuration on the efficiency and reliability of the CCPP. By using the input energy ouput to determine the efficiency and to calculate Equivalent Availability Factor EAF to obtain readiness factors or reliability of the power plant. From the results of the calculation.

Calculation resulting from the configuration of 2G 2H 1S has a higher efficiency values of configuration 2G 2H 3S, accounting for full block cycle operating modes configuration 2G 2H 1S discount maximum efficiency of 55.5 , while the configuration of 2G 2H 3S efficiency a maximum of 53.5 . As for the value of reliability configuration 2G 2H 3S is more reliable than the configuration of 2G 2H 1S. For full block cycle operating modes discount EAF 93.39 , while the configuration 2G 2H 3S 92.62 EAF. In terms of economics both types of configurations have a feasibility value, which for configuration 2G 2H 1S more economical views of NPV 371,286,536 USD and IRR 12 and the payback time is 9 years faster. By knowing the configuration of a reliable, efficient and economical power plant can be used as a basis for a decision on the selection of CCPP configurations in accordance with based load, medium load, or peak load requirements in an electrical system."

"Tantangan utama dalam proses pendistribusian gas di wilayah Indonesia Timur adalah kondisi geografis daerahnya dimana terdiri dari berbagai pulau yang tersebar, variasi jumlah kebutuhan gas dan ketersediaan infrastruktur perpipaan yang kurang memadai. Transportasi gas bumi dalam bentuk rantai suplai Mini LNG sampai ke titik pembangkit listrik adalah salah satu opsi yang potensial untuk menggantikan minyak diesel sebagai bahan bakar. Optimisasi logistik digunakan untuk mendapatkan skenario transportasi LNG yang terbaik dengan biaya suplai terendah.Berdasarkan analisa dan hasil perhitungan optimisasi logistik disimpulkan bahwa pembagian 4 zona distribusi di Indonesia Timur adalah yang paling optimal dengan menggunakan metode transportasi Milk and Run. Kapasitas kapal pengangkut LNG untuk daerah Sulawesi Tengah dan Sulawesi Selatan masing-masing adalah 1 buah kapal berkapasitas 30.000 m3. Daerah Maluku memiliki 1 buah kapal berkapasitas 19.000 m3 dan untuk daerah Papua adalah 3 buah kapal masing-masing berkapasitas 30.000 m3, 10.000 m3 dan 2.500 m3.Jumlah dan kapasitas Tangki Regasifikasi untuk daerah Sulawesi Tengah adalah 4 buah tangki berkapasitas 7.000 m3, 5.000 m3, 4.000 m3 dan 4.500 m3. Daerah Sulawesi Selatan terdiri dari 2 buah tangki 4.000 m3, 2 buah tangki 3.000 m3, dan 2 buah tangki 5.000 m3. Daerah Maluku terdiri dari 2 buah tangki 2.300 m3, 8 buah tangki 1.200 m3 dan 4 buah tangki 600 m3. Untuk Daerah Papua memiliki 4 buah tangki 7.500 m3, 1 buah tangki 2.500 m3, 9 buah tangki 1.200 m3 dan 1 buah tangki 600 m3. Biaya suplai tertinggi untuk 4 wilayah tersebut sebesar 13,48 USD/MMBTU (Maluku) yang mana masih dibawah harga suplai minyak diesel sebesar 15.6 USD/MMBTU.

---

The main challenge in the process of gas distribution in Eastern Indonesia is the geographical conditions of the region which consists of scattered islands, a variety of natural gas demand and the lack of the existing piping infrastructure. Gas transportation in the form of supply chain with small scale LNG delivered to the Power Plant is a potential option replacing diesel oil as a fuel. Logistics optimization is used to find the best scenario of LNG transportation with the lowest supply cost.

Based on analysis and the results of the logistic optimization calculations concluded that 4 distribution zones in the Eastern Indonesia are the most optimal distribution area by using of Milk and Run?s transportation methods. The Small LNG carrier capacity for Sulawesi Tengah and Sulawesi Selatan region each are 1 unit of 30.000 m3. Maluku region has 1 unit of 19.000 m3 and Papua region has 3 vessels which has a capacity of 30.000 m3, 10.000 m3 and 2.500 m3 respectively.

The number and capacity of LNG Storage Tank in the Regasification Terminal for Sulawesi Tengah are 4 Tanks which has a capacity of 7.000 m3, 5.000 m3, 4.000 m3 and 4.500 m3 respectively. Sulawesi Selatan region consists of 2 units of 4.000 m3, 2 units of 3.000 m3, and 2 units of 5.000 m3. The Maluku region consists of 2 units of 2.300 m3, 8 units of 1.200 m3 and 4 units of 600 m3. And for Papua region has 4 units of 7.500 m3, 1 unit of 2.500 m3, 9 units of 1.200 m3 and 1 unit of 600 m3. The highest Supply Cost of each region is 13,48 USD/MMBTU (Maluku) which is still lower than supply cost of diesel oil about 15.6 USD/MMBTU."

"Energi listrik telah menjadi kebutuhan mendasar manusia di seluruh dunia termasuk bagi rakyat Indonesia. Namun masih banyak desa-desa di pelosok Indonesia yang belum mendapatkan listrik. Padahal, listrik sangat berpengaruh pada produktivitas suatu wilayah. Permasalahan listrik di daerah tersebut diakibatkan oleh keterbatasan infrastruktur, kelangkaan bahan bakar, dan sulitnya pemeliharaan peralatan pembangkit listrik berbahan bakar minyak. Mesin Stirling dapat menghasilkan suatu gerak yang dapat dimanfaatkan sebagai penggerak generator untuk membangkitkan listrik dengan input berupa panas. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk merancang dan menganalisis penggunaan mesin Stirling dalam pembangkit listrik skala kecil.Metode yang penulis gunakan yaitu dengan mempelajari dasar teori tentang termodinamika, mesin Stirling dan generator arus searah, melakukan studi literatur tentang pengaplikasian mesin Stirling pada pembangkit energi listrik, dan merancang sistem yang terdiri dari mesin Stirling konfigurasi gamma yang dikopel dengan generator arus searah dan beberapa komponen pendukung.Hasil dari penelitian ini adalah prototype pembangkit listrik skala kecil dengan kecepatan putar maksimum mesin Stirling sebesar 626,8 RPM dan tegangan hubung terbuka maksimum sebesar 2,0304 volt dengan perbedaan suhu masukan sebesar 130,5oC. Implementasi untuk sistem ini memiliki keluaran daya listrik maksimum sebesar 4,6206 mW dengan efisiensi sebesar 0,0036%. Analisis kinerja sistem dapat menjadi acuan pengembangan teknologi selanjutnya.

---

Electrical energy has become the fundamental necessity for human race all over the world, including Indonesia. Unfortunatelly, a lot of rural villages in remote areas in Indonesia have not yet obtained access for electricity. Whereas, electricity is tightly related to the productivity of one area. Electricity unavailability in those areas are caused by lack of infrastructure support, fuel scarcity, and the complication of diesel generator maintenance. Stirling engines produce a mechanical movement which can be wielded as a prime mover of generator to generate electricity using thermal energy as the input. Because of this background, this study aims to design and analyze the Stirling engine usage in small scale electricity generation.

The methods used by author in compiling this thesis are theoretical study on thermodynamic, Stirling engine and direct current generator working principles, application of Stirling engines in electrical power generation, and design a system that consists of a Stirling engine gamma configuration that is coupled with a DC generator and several supporting components.

The result of this study is a prototype of small scale power plant with a maximum rotational speed of Stirling engine is 626,8 RPM and maximum open circuit voltage is 2,0304 volt with temperature difference of the input is 130,5oC. Implementation of this system has 4.6206 mW maximum power output with efficiency 0.0036%. The analysis of system?s performance can be a reference for further technological development."

"Sejalan dengan upaya dekarbonisasi global menuju net zero emission, pemerintah mencanangkan arah pengembangan kelistrikan menuju energi hijau melalui program pengalihan bahan bakar diesel pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) menjadi bahan bakar ramah lingkungan atau yang dikenal dengan nama program dedieselisasi. Di antara bahan bakar yang dicanangkan adalah gas bumi. Pulau Nias menjadi salah satu perhatian pemerintah dalam program pemerataan akses listrik dan percepatan dedieselisasi PLTD melalui Keputusan Menteri ESDM No. 13K/13/MEM/2020 untuk melaksanakan penyediaan infrastruktur gas bumi ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Nias. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan skema logistik distribusi gas bumi dalam wujud Liquefied Natural Gas (LNG) dan Compressed Natural Gas (CNG) melalui jalur laut dari wilayah Hub Arun LNG untuk mendapatkan biaya pengangkutan yang paling rendah. Skema logistik LNG meliputi LNG Carrier-Onshore Terminal, Mini Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) dan LNG ISO Tank, sedangkan skema logistik CNG mencakup CNG Tube-Skid dan CNG Marine. Hasil penelitian menunjukkan biaya pengangkutan paling rendah diperoleh melalui moda LNG dengan skema LNG Carrier-Onshore Terminal, yaitu sebesar $5,18/MMBtu. Dari analisis sensitivitas diperoleh harga Indonesian Crude Price (ICP) dan volume pengangkutan merupakan faktor yang sangat berpengaruh terhadap daya saing gas bumi dibandingkan bahan bakar diesel.

---

The Indonesian government has set policies of green energy in power generation to support global decarbonization issue towards net zero emissions. One of the policies is fuel-switching program of diesel fuel into natural gas (de-dieselization). Nias Island becomes one of the government's concerns for equitable access to electricity and accelerating the de-dieselization program through government’s decree to provide natural gas infrastructure for the Nias Gas Engine Power Plant (PLTMG). This research performed analysis of natural gas distribution logistics scheme by sea lane in the form of LNG and CNG from the Arun LNG Hub to look for the lowest transportation cost. The LNG logistics scheme includes LNG Carrier-onshore terminal, Mini FSRU and LNG ISO Tank, while the CNG logistics scheme includes CNG Tube-Skid and Marine CNG. The result of calculation shows that the lowest transportation cost is $5.18/MMBtu by using LNG Carrier-onshore terminal logistic scheme. The result of sensitivity analysis indicates that crude oil price and gas volume transported are important factors which determine natural gas competitiveness compared to diesel fuel."

"Kenaikan tarif listrik PLN sebesar 13% perdua bulan pada tahun 2014 berdampak bagi PT.Semen Padang yang mengandalkan pasokan utama dari PLN. Dampak kenaikan tarif adalah peningkatan biaya belanja listrik ke PLN untuk produksi semen sebesar 33,4%. Penelitian ini bertujuan untuk membangun model untuk mengetahui kelayakan pembangunan captive power plant pada PT. Semen Padang dengan tetap berpegang pada prinsip “good quality of energy at the lowest possible cost” untuk menurunkan belanja listrik. Model yang dibangun adalah metode deterministik dan probabilistik dengan simulasi Monte Carlo. Penelitian ini berhasil membuktikan hipotesis bahwa pembangunan captive power plant layak untuk dilakukan dikarenakan nilai dari NPV > 0 dan IRR > MARR, tetapi dari hasil perhitungan probabiitas resiko menunjukkan probabilitas mendapat NPV > 0 adalah 59.10% sementara probabilitas mendapat IRR > MARR adalah 55,78%, sehingga sebaiknya tidak dibangun pada saat ini menunggu menguatnya nilai tukar rupiah terhadap dollar Amerika.

---

Increasing of electricity tariff by 13% per two months in 2014 will impact to PT Semen Padang that rely on the main supply from PLN. The impact of the tariff increase is the increase in the cost of electricity to PLN for cement production by 33,4%. This research objective to build a model to determine the feasibility of the construction of captive power plant at PT. Semen Padang by sticking to the principle of "good quality of energy at the lowest possible cost" in order to reduce electricity cost. The model which will be built is deterministic and probabilistic methods by Monte Carlo simulations. This research was able to prove the hypothesis that the development of captive power plant is feasible because the value of NPV> 0 and IRR> MARR, but from the calculation of risk indicates taht the probability to get NPV > 0 is 59.10% while the probability to get IRR> MARR is 55.78% , so it should not be built at the time being waiting for the strengthening of the rupiah against the US dollar."

"ABSTRAKGuna mendapatkan keandalan yang tinggi dari suatu pengoperasian PLTD, maka salah satu hal yang harus diperhatinan ialah lama (jam) pengoperasinnya. Untuk itu perlu diperkirakan kemungkinan sukses dan/atau lama pengoperasian, baik untuk setiap unit mesin diesel maupun sistem PLTD secara keseluruhan, agar PLTD dapat dioperasikan secara optimum. Salah satu cara untuk memperkirakan kemungkinan tersebut ialah dengan metoda pendekatan operasional, dimana kondisi-kondisi operasional (aktual) tertentu dijadikan parameter (variabel) dalam perhitungan. Kemungkinan lama (jam) operasi yang didapatkan dari perhitungan sama dengan kemungkinan jam operasi. Sehingga lama pengoperasian PLTD dapat disesuaikan dengan kondisinya."

"

Berdasarkan RUPTL 2018-2027, pembangkit listrik PLN di Pulau Jawa mengalami defisit pasokan gas mencapai 731 bbtud atau 4,86 mtpa pada tahun 2027. Pasokan gas saat ini dipenuhi dengan mendatangkan LNG dari Terminal LNG Bontang dan Tangguh sehingga fasilitas terminal regasifikasi merupakan komponen utama dalam rangkaian logistik LNG untuk memenuhi pasokan gas ke pembangkit. Pemilihan tipe regasifikasi onshore ataupun offshore merupakan hal penting sebagai dasar untuk mendapatkan biaya regasifikasi terendah pada throughput yang ditetapkan. Dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian, studi komparatif terhadap kedua tipe regasifikasi tersebut dilakukan dan didapatkan bahwa, pada rentang throughput 0,11 – 1,46 mtpa, tipe regasifikasi offshore lebih menguntungkan karena menghasilkan biaya regasifikasi yang lebih rendah dibandingkan dengan tipe regasifikasi onshore sedangkan tipe regasifikasi onshore lebih menguntungkan saat rentang throughput 1,46 – 5,03 mtpa dibandingkan dengan tipe regasifikasi offshore. Biaya regasifikasi terendah untuk tipe regasifikasi onshore adalah 0,50 usd/mmbtu (5,03 mtpa) dan 1,92 usd/mmbtu (0,11 mtpa). Sedangkan untuk tipe regasifikasi offshore adalah 0,54 usd/mmbtu (5,04 mtpa) dan 1,60 (0,11 mtpa).

 

Kata kunci: Terminal Regasifikasi LNG, throughput, onshore, offshore, biaya regasifikasi.

 

---

Based on 2018-2027 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), gas-based power plants in Java will experience natural gas shortage of 731 BBTUD, equivalent to 4.86 MTPA in 2027. Nowadays, natural gas supplies for gas power plants in Java are fulfilled from Bontang LNG and Tangguh LNG plants and it requires regasification terminal as the main infrastructure in LNG supply chain. Regasification type selection becomes critical in order to obtain lowest regasification cost at certain throughput. By considering the technical and economic aspects, comparative analysis on both regasification types shows that on the throughput 0.11 - 1.46 MTPA, offshore LNG regasification terminal gives lowest regasification cost compare to onshore LNG regasification while on throughput 1.46 - 5.03 MTPA it shows the opposite. The lowest regasification cost for the onshore is 0.50 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.92 USD/mmbtu for 0.11 MTPA. For the offshore, it cost 0.56 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.60 USD/mmbtu for 0.11 MTPA.

"

"ABSTRAKPeningkatan permintaan tenaga listrik yang terus meningkat menjadikan listrik adalah kebutuhan bagi manusia sehingga perlu diimbangi dengan ketersediaan daya yang cukup. Penyediaan kapasitas cadangan pada sistem bertujuan untuk memenuhi kebutuhan beban serta menjaga keandalan sistem dengan reserve margin. Untuk memenuhi kebutuhan beban dan menjaga keandalan sistem maka diperlukan adanya perencanaan pembangkit dan agar perencanaan yang diperoleh optimal, digunakan perhitungan sederhana untuk teknologi pembangkit dengan menggunakan optimasi statis pada wilayah Jawa-Bali. Pada pembahasan ini pembangkit termal direpresentasikan oleh pembangkit listrik tenaga uap PLTU , pembangkit listrik tenaga gas PLTG , dan pembangkit listrik tenaga gas-uap PLTGU . Diperoleh hasil bahwa jenis pembangkit yang optimum untuk memenuhi beban dasar ialah PLTU dengan kapasitas >50 , PLTGU paling optimum untuk beban menengah dengan kapasitas antara 12-50 , dan PLTG paling optimum dan ekonomis untuk beban puncak dengan kapasitas 0-12 . Kebutuhan pembangkit di Jawa-Bali berdasarkan hasil perhitungan dengan mengggunakan metode optimasi statis hingga akhir tahun 2016 sebesar 32,566 MW sedangkan kapasitas pembangkit yang eksisting yang mencapai 36,720 MW termasuk dengan reserve margin 30 yang berarti sistem di Jawa-Bali sudah sangat handal dalam memenuhi kebutuhan pembangkit. Hasil proyeksi kebutuhan pembangkit hingga tahun 2020 juga memperlihatkan hasil yang sama bahwa adanya kelebihan daya pembangkit eksisting daripada kebutuhan pembangkit dengan menggunakan optimasi statis dengan pembangkit eksisting pada tahun 2020 berdasarkan perhitungan mencapai 45,426 MW dan berdasarkan jumlah pembangkit eksisting dengan perencanaan PT.PLN Persero mencapai 51,462 MW, hal ini berdampak pada biaya investasi tinggi sehingga biaya untuk sistem pembangkitan yang harus dikeluarkan pun semakin besar.

---

ABSTRACTEscalation of electricity demand which cannot be avoided anymore has made electricity a primary need for human race. This climbing demand need to be balanced out with a sufficient power available on the system. The availability of extra generation capacity is required in order to maintaining the reliability of generation system for so called reserve margin. For ensuring the demand get enough power supplied, the generation planning system is needed and for it to provide the optimum option for system it require a calculation regarding each generation technologies with screening curve method. This calculation modelling the generation planning system in Jawa Bali region. On this study the main focus for the calculation is thermal generation which represented by three generation technologies Coal Fired Power Plant, Gas Turbine Power Plant, and Combined Cycle Power Plant . Therefore, from this study we can obtain that Coal Fired Power Plant is an optimum option for base load as well as economically for capacity between 50 . For intermediate load Combine Cycle Power Plant provide cheaper source of energy for capacity between 12 50 , and lastly for peak load Gas Turbine Power Plant provide the optimum option for capacity between 0 12 . The results for generation system planning based on screening curve method until the end of 2016 is 32,566 MW for generation capacity compared to the existing generation and system planning based on PT. PLN Persero which is 36,720 MW. The generation system planning until 2020 also shows a difference based on calculation which is 45,426 MW and the existing generation capacity reach 51,462 MW. This shows that Jawa Bali region has more generation existing meaning that the system is reliable. On the other hand, the reliability comes with higher investment costs making the costs needed for the system also increased. It is believed that to ensure reliability of the generating system there will be higher costs to pay. "