Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Studi ini menganalisa kelayakan penggunaan sistem PLTS Terapung bersama dengan generator diesel untuk memasok resor di Pulau Kei Kecil, Maluku Tenggara, Indonesia. Sistem PLTS Terapung menggunakan skema off-grid dengan skenario spesifik yaitu dengan membagi baterai menjadi tiga bagian yang sama yang digunakan secara bergantian untuk mengurangi fluktuasi daya output yang dihasilkan oleh PLTD sekaligus untuk memenuhi persyaratan beban harian selama 24 jam. Dampaknya adalah siklus pengisian baterai berubah menjadi dua kali dalam tiga hari, sehingga masa pakai baterai akan meningkat menjadi 1,5 kali lebih lama. Dalam penelitian ini, analisis ekonomi dilakukan dengan bunga pinjaman 10 dan waktu operasi selama 25 tahun. Dengan tarif listrik 1 USD/kWh diperoleh kombinasi kapasitas sistem DG dan SFPV yang paling layak dan menguntungkan adalah masing-masing 130 kW dan 20 kW. Kombinasi ini menghasilkan durasi PBP selama 9 tahun 0 bulan dan 9 hari, NPV 36,545 USD, IRR adalah 11,65 , dan rasio PI 1,016.

---

This study analyses the feasibility of the Sea floating PV SFPV system utilization in conjunction with diesel generator DG to supply the resorts at Small Kei Island, Southeast Moluccas, Indonesia. The SFPV system uses off grid scheme with a specific scenario that is by dividing the battery into three equal parts which are used interchangeably in order to reduce the fluctuation of the output power generated by DG at once to meet the daily load requirement for 24 hours. The impact is the battery charge cycle changed to twice in three days, thus the battery life will increase to 1.5 times longer. In this study, the economic analysis is done with the loan interest of 10 and the operating time for 25 years. With electricity tariff of 1 USD kWh obtained the most feasible and profitable combination of capacity of DG and SFPV systems is 130 kW and 20 kW respectively. The combination yields the duration of PBP for 9 years 0 months and 9 days, NPV of 36,545 USD, IRR is 11.65 , and PI ratio is 1.016."

"Sistem Pembangkit Listrik Tenaga Hibrida (PLTH) adalah integrasi sistem pembangkit listrik berbasis energi fosil (tak terbarukan) dan pembangkit listrik terbarukan. Tujuan utamanya untuk menghemat pemakaian bahan bakar dan mengurangi emisi terutama CO2. Secara menyeluruh, integrasi pada sistem PLTH ini merupakan sistem yang multi variabel sehingga digunakan bantuan perangkat lunak, dalam hal ini HOMER versi 2.67. perangkat lunak ini mengoptimasi berdasarkan nilai NPC terendah. Dengan studi kasus optimasi sistem PLTH di Pulau Sebesi propinsi Lampung Selatan, diintegrasikan PLTD, PLTB dan PLTS. Hasil simulasi dan optimasi berbantuan PL HOMER menunjukkan bahwa secara keseluruhan PLTH yang optimum untuk diterapkan di area studi di atas adalah integrasi antara PLTB dan PLTD. Pada kondisi yang optimum ini, kontribusi PLTB sebesar 57% dan PLTD 43% dengan nilai bersih sekarang (net present cost, NPC) sebesar $ 943.957, biaya pembangkitan listrik (cost of electricity, COE) sebesar $ 0,492 per kWh, konsumsi BBM pertahun 42.630 liter, emisi CO2 yang dihasilkan sistem sebesar 112.258 kg/tahun atau berkurang sebesar 43,4%, kelebihan energinya selama setahun sebesar 44.984 kWh.

---

Hybrid power system is the integration of power system based on fossil fuel energy and renewable energy. The main purpose of the system is to save the fossil fuel and reduce the environmental effect, especially CO2 emission. The hybrid system is a multi-variable system. HOMER version 2.67, a micropower optimization modeling software is used to analyze data for both wind speed and solar radiation, simulating hybrid system configurations at once and rank them according to its lowest net present cost. The configuration of the hybrid system in Sebesi island consist of a diesel generating unit, photovoltaic modules (PV) and wind turbines. The optimum hybrid system from the simulation and optimization result is consist of wind and diesel generating set. Contribution of wind turbin is 57% and the contribution of diesel generating set is 43%. The optimum hybrid system has $ 943.957 of the total Net Present Cost (NPC), Cost of Electricity (COE) is $ 0,492 $/kWh , fuel consumption in a yearly is 42.360 litre, CO2 emission is 112.258 kg/year or decrease 43,4% from the first condition, excess electricity is 44.984 kWh/year."

"ABSTRAKKeberadaan Fish Cold Storage sangat diharapkan bagi Nelayan di Pulau Kei Kecil untuk menjaga kualitas Ikan tetap baik. Dikarenakan terletak di area terpencil dan memiliki daya pembangkitan listrik terpasang yang terbatas, menjadi faktor kendala dalam pembangunan Fish Cold Storage. Penelitian ini membahas penerapan Pembangkit Listrik Tenaga Surya Terapung dan Pembangkit Listrik Tenaga Bayu mode hybrid dengan sistem off-grid menggunakan dua set Baterai Bank yang beroperasi secara bergantian setiap 24 jam untuk melistriki DC Fish Cold Storage berdasarkan data harian lama penyinaran matahari dan kecepatan angin. Penentuan kapasitas sistem pembangkitan listrik dilakukan dengan empat skenario menggunakan tipe baterai bank yang berbeda. Dari hasil simulasi, sistem pembangkitan listrik mode hybrid Pembangkit Listrik Tenaga Surya Terapung dan Pembangkit Listrik Tenaga Bayu tidak handal dan optimal sehingga diperoleh konfigurasi Pembangkit Listrik Tenaga Bayu 170kW dan Baterai Bank Tipe AGM 48VDC ndash; 2265AH sebagai sistem pembangkitan yang handal dan optimal dengan biaya energi Rp 2.523/kWh. Sistem pembangkitan listrik ini memenuhi semua kriteria kelayakan ekonomi pada kondisi ideal dengan menetapkan tarif listrik sebesar Rp 9.828/kWh pada kondisi ideal dan diperoleh payback period selama 6 tahun 6 bulan 7 hari, net present value sebesar Rp 3.017.428, internal rate of return sebesar 9,002 , dan profitability index sebesar 1.6438.

---

ABSTRACT The existence of Fish Cold Storage is highly expected by Fishermen in Kei Kecil Island to preserve the Fish quality well. Due to located on remote areas and having limited existing power generation as becoming the obstacles in development of Fish Cold Storage. This study discuss about hybrid sea floating photovoltaic and wind turbine with off grid system using two sets of battery banks that operate interchangeably every 24 hours for powering DC Fish Cold Fish Storage based on daily solar irradiance duration and wind speed data. Determination the power generation system capacity is done by four scenarios which is using different battery bank type. Based on simulation result, hybrid sea floating photovoltaic and wind turbine are not reliable and optimum, so the configuration of 170kW Wind Turbin and 48VDC 2265AH Battery Bank of AGM is selected based on the reliability and optimized level with the cost of energy of Rp 2.523 kWh. Those selected power generation system fulfill all economic feasibility criteria by setting electricity tariff of Rp 9.828 kWh on ideal condition with receiveing payback period for 6 years 6 months 7 days, net present value of Rp 3,017,428, internal rate of return of 9.002 , and profitability index of 1.6438."

"Lokasi pembangunan offshore wellhead platform yang terletak di Laut Jawa tersebutkaya akan radiasi sinar matahari dengan rata-rata pertahun sebesar 5.33 kWh/m²/hari dimana merupakan potensi untuk dapat digunakan sebagai sumber tenaga untuk membangun pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) pada platform tersebut.Berdasarkan penelitian ini, kebutuhan energi listrik pada fasilitas ini sebesar 69.26 kWh per hari dapat disuplai dari pemanfaatan PLTS yang terdiri dari 41 panel surya 325 W dengan luas PV array 92,36 m², inverter 1,17 kW yang digabungkan dengan diesel generator 6 kW. Konfigurasi sistem ini sangat layak untuk dibangun pada Offshore Wellhead Platform karena berdasarkan pengujian kelayakan finansial didapatkan hasil Net Present Value (NPV) Rp. 228.703.185,79, PI (Profitability Index) sebesar 2,28 dan pengembalian investasi terjadi pada 6 tahun dan 2 bulan dimana terjadi lebih cepat dari umur proyek 25 tahun.

---

The offshore wellhead platform development site located in the Java Sea is rich in solar radiation with an annual average of 5.33 kWh/m²/day which has the potential to be used as a power source to build a solar power plant on the platform. Based on this research, the electrical energy needs of this facility of 69.26 kWh per day can be supplied from the solar power plant which consists of 41 solar panel 325 W with a PV array area of 92,36 m², 1.17 kW inverter combined with a 6 kW diesel generator. This system configuration is very feasible to be built on the Offshore Wellhead Platform because based on the financial feasibility test, the results of the Net Present Value (NPV) is Rp. 228.703.185,79, the Profitability Index (PI) is 2,28 and the Payback Period (PBP)

occurs in 6 years and 2 months faster than the project age of 25 years"

"Indonesia merupakan negara dengan iklim tropis dan memiliki puluhan ribu pulau. Salah satu tantangannya adalah negara kepulauan umumnya memiliki sumber daya lokal yang terbatas dan biaya impor energi yang tinggi. Teknologi energi terbarukan di sebagian besar pulau seringkali tidak beroperasi dan tidak berlanjut karena banyaknya masalah yang terlibat, salah satunya adalah ketidakjelasan pengelolaan dan aset dari pembangkit listrik. Penelitian ini bertujuan untuk menjelaskan faktor-faktor apa saja yang mempengaruhi keberlanjutan energi terbarukan dalam memasok listrik kepada masyarakat dalam jangka panjang dan akan memaparkan keterkaitan antara kesejahteraan masyarakat dengan hadirnya teknologi energi terbarukan. Metode yang digunakan adalah wawancara mendalam dan kuesioner dengan skala likert. Penelitian dilakukan di dua pulau, yakni pulau Mecan dan pulau Sabira. Data yang diperoleh disimulasikan dalam bentuk System Dynamics, salah satu langkah dari systems thinking, dengan menggunakan alat bantu Powersim. Hasil penelitian menunjukkan bahwa PLTS mampu dikelola sepenuhnya oleh masyarakat sampai dengan keberlanjutan biaya Operation & Maintenance dari pembangkit, meskipun biaya replacement cost dari powerplant tetap dibutuhkan bantuan dari pemerintah dan kementerian. Sedangkan hasil di pulau Sabira, meskipun pembangkit listrik masih beroperasi, insentif dan subsidi pemerintah menjadi ketergantungan yang kuat bagi masyarakat agar ketersediaan listrik selalu terjaga.

---

Indonesia is a country with a tropical climate and has tens of thousands of islands. One of the challenges is that archipelagic countries generally have limited local resources and high energy import costs. Renewable energy technologies in most islands are often not running and are unsustainable due to the many problems involved, one of which is the lack of information on management and generating assets. This research aims to explain what factors affect the sustainability of renewable energy in supplying electricity to the community in the long term and will present the interrelation between the local people’s welfare and the presence of renewable energy technology. The method used is an in-depth interview and questionnaire with a Likert scale. The research was conducted on two islands, namely Mecan Island and Sabira Island. The data obtained is simulated in the form of System Dynamics, one of the methods of systems thinking, by using the Powersim software tools. The results show that the Solar Power Plant can be fully managed by the local community and is also related to the Operation & Maintenance costs of the power plant, although the replacement cost of the power plant still requires assistance from the government and the ministry. While the results on Sabira Island, although the power plant is still operating, government incentives and subsidies become a heavy dependence for the people, so that the availability of electricity access is always maintained."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui bagaimana aspek ekonomi berbagai konfigurasi proses tenaga surya terkonsentrasi diterapkan di Nusa Tenggara. Penggunaan sistem penyimpanan energi diteliti penerapannya terhadap tenaga surya yang dikonsentrasikan karena penggunaannya pada sumber energi yang berselang, seperti energi surya, dinilai mampu mengatasi permasalahan pasokan dan permintaan energi listrik. Sistem tangki ganda (panas dan dingin) menjadi yang konvensional pada tenaga surya terkonsentrasi, sementara tangki jenis termoklin masih berada dalam tahap penelitian.. Penelitian ini akan dilakukan dengan menyimulasikan enam jenis skenario pembangkitan dengan kedua jenis tangki tersebut dan skenario tanpa menggunakan sistem penyimpanan energi. Skenario dilakukan dengan menjalankan siklus termodinamika Rankine dan Brayton. Seluruh data yang berkaitan akan menggunakan data yang tersedia di Nusa Tenggara Timur dengan WACC sebesar 10% dan umur guna proyek selama 25 tahun. Hasil penelitian menyatakan bahwa di penerapan siklus Brayton menghasilkan energi lebih besar, tetapi efisiensi keseluruhannya kecil dibandingkan siklus Rankine. Hal tersebut menuntun kepada lebih besarnya LCOE skenario yang menjalankan siklus Brayton dibandingkan siklus Rankine. Penggunaan tangki jenis termoklin mampu untuk menekan biaya investasi, sehingga sistem yang menggunakan sistem tangki termoklin memperoleh LCOE lebih rendah dibandingkan dengan sistem tangki. Di antara semua jenis skenario, sistem yang menjalankan sistem tangki termoklin dengan siklus Rankine mampu menghasilkan LCOE paling rendah. Hasil LCOE tersebut sebanding dengan LCOE sumber energi lain di Indonesia.

---

This study aims to determine how the economic aspects of various configurations of concentrated solar power processes are applied in Nusa Tenggara. The employment of energy storage systems is investigated for its application to concentrated solar power because its use in intermittent energy sources, such as solar energy, is able to overcome problems of supply and demand for electrical energy. The double tank system (hot and cold) is becoming the conventional one on concentrated solar power, while the thermocline type tank is still in the research stage. This research will be carried out by simulating six scenarios by incorporating both types of tanks, without using energy storage systems, and is running with Rankine and Brayton thermodynamic generation cycles. All related data will use Nusa Tenggara Timur availability with WACC of 10% and 25 project lifetimes. The results of the study state that the application of the Brayton cycle produces more energy, yet the overall efficiency is lower than the Rankine cycle. This leads to a larger LCOE of scenarios running the Brayton cycle than the Rankine cycle. The use of a thermocline tank can reduce investment costs so that a system using a thermocline tank system obtains a lower LCOE than the double tank system. Among all types of scenarios, the system with thermocline tank and Rankine cycle were able to produce the lowest LCOE. The results of the LCOE are comparable to the LCOE of other energy sources in Indonesia."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) merupakan salah satu jenis pembangkit listrik yang umum di Indonesia, terutama di daerah-daerah terpencil.  Namun PLTD memiliki potensi emisi karbon yang berbahaya. Oleh sebab itu Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merencanakan program de-dieselisasi. Salah satu Langkahnya berupa mengkonversi PLTD menjadi pembangkit listrik berbasis gas, dimana salah satu distribusi yang memadai melalui jalur small scale liquefied natural gas (LNG). Hal ini juga menjadikan daerah Nusa Tenggara Barat dan Musa Tenggara Timur sebagai salah satu target dedieselisasi dikarenakan jumlah daya PLTD mencapai 661,61 MegaWatt (MW). Namun, perealisasian dari  gerakan dedieselisasi melalui distribusi small scale LNG memiliki tantangan dari segi ekonomi dan risiko investasi. Oleh karena itu, penelitian ini melakukan analisis risiko tekno-ekonomi akan sistem distribusi small scale LNG. Model evaluasi kelayakan ekonomi menggunakan metode real option yang dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Microsoft Office Excel. Penelitian ini menunjukan kebutuhan gas dari delapan pembangkit listrik berkapasitas 347 MW sebesar 9.050.400 MMBTUD. Analisis profitabilitas menghasilkan nilai Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI) berturut-turut sebesar 56.876.674 USD, 15,3%, 7,25 tahun, dan 1,48. Analisis risiko dengan metode real option dengan nilai volatility (σ) sebesar 21.6% menghasilkan keputusan yang dapat diambil yaitu: (1) Proyek berjalan pada awal tahun; (2) Proyek berhenti beroperasi pada tahun ke-20 dengan memperoleh salvage value sebesar 11.375.335 USD.

---

A diesel power plant is one of the most common types of power plants in Indonesia, especially in remote areas. However, diesel power plant has the potential for dangerous carbon emissions. Therefore, the Ministry of Energy and Mineral Resources plans a de-dieselization program. One of the steps is to convert a diesel power plant into a gas-based power plant, where one of the adequate distributions is through the small-scale Liquefied Natural Gas (LNG) route. This also makes the areas of West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara one of the targets for de-dieselisation because the total power of the diesel power plant reaches 661.61 Mega Watt (MW). However, the realization of the de-dieselization movement through the distribution of small-scale LNG has challenges in terms of economics and investment risks. Therefore, this study analyzes the techno-economic risks of the small-scale LNG distribution system. The economic feasibility evaluation model uses the real options method which is carried out using Microsoft Office Excel software. The data to determine the LNG distribution scheme were obtained from previous studies. This research shows that the gas demand from eight power plants with a capacity of 347 MW is 9,050,400 MMBTUD. Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI) values from the profitability analysis were 56,876,674 USD, 15.3%, 7.25 years, and 1.48 respectively. The following decisions can be made as a result of risk analysis using the real option method with a volatility value of 21.6 percent: (1) The project starts at the beginning of the year; (2) The project stops operating in the 20th year with a salvage value of 11,375,335 USD."

"Energi listrik merupakan salah satu faktor terpenting dalam kehidupan manusia hingga saat ini. Oleh karena itu, apabila terdapat suatu kawasan yang telah menjadi pemukiman masyarakat, maka sangat mendesak tempat tersebut untuk mendapatkan suplai energi listrik yang sesuai dengan kebutuhan. Namun, ada beberapa daerah di Indonesia yang masih belum mendapatkan pasokan listrik. Salah satu daerah yang belum mendapat pasokan listrik yang cukup adalah Kalimantan Barat. Masih ada beberapa daerah di Kalbar yang pasokan listriknya belum memenuhi kebutuhan, terutama saat terjadi beban puncak. Untuk mengatasi hal tersebut, pemerintah Indonesia melalui PLN mengadakan kesepakatan untuk mengimpor listrik dari Sarawak, Malaysia. Penulis melihat ada alternatif lain untuk memenuhi kebutuhan listrik yaitu dengan memanfaatkan energi terbarukan. Posisinya yang dilintasi garis khatulistiwa menjadikan pembangkit listrik tenaga surya sebagai salah satu solusi alternatif yang dapat ditetapkan untuk memenuhi kebutuhan listrik Kalbar. Dalam tugas akhir ini, penulis merancang konfigurasi sistem pembangkit listrik tenaga surya dan mengkaji lebih jauh aspek keekonomiannya dibandingkan dengan daya eksisting yang dipasok dari Malaysia. Analisis tekno-ekonomi akan dilakukan untuk menganalisis sistem tenaga energi terbarukan dengan sumber surya. Dengan demikian dapat dilihat dan dianalisis perbandingannya dari segi biaya keseluruhan, keandalan, kelayakan, dan efektivitas. Aspek optimasi penelitian ini adalah, net present cost (NPC), renewable penetration, dan cost of energy (COE). Tesis ini akan memberikan evaluasi kinerja keuangan dan energi dari solusi yang diusulkan menggunakan HOMER Pro. Hasil simulasi menunjukkan bahwa dengan penerapan photovoltaic dapat menekan biaya produksi energi karena separuh produksinya berasal dari energi terbarukan. Hasil penelitian ini juga menunjukkan bahwa penerapan sistem PV on-grid dapat mempercepat penyediaan listrik di Kalimantan Barat.

---

Electrical energy is one of the most important factors in human life until this day. Therefore, if there is an area that has become a community settlement, it is urgent for that place to get the supply of electrical energy as needed. However, there are some areas in Indonesia that still have not received electricity supply. One of the areas that has not received sufficient electricity supply is West Kalimantan. There are still several areas in West Kalimantan where the electricity supply has not met demand, especially when peak loads occur. To overcome this, the Indonesian government through PLN entered into an agreement to import electricity from Sarawak, Malaysia. Author sees there are another alternative option to meet electricity needs which is by utilizing renewable energy. Its position which is crossed by the equator makes solar power plants one of the alternative solutions that can be set to fulfill West Kalimantan's electricity needs. In this thesis, author designed a configuration of solar power plant system and investigate further about the economical aspect comparing to existing power that supplied from Malaysia. Techno-economic analysis will be conducted to analyze the renewable energy power system with solar sources. By that way, it can be seen and analyzed the comparison in terms of overall cost, reliability, feasibility, and effectiveness. The aspects of optimizing this research are, net present cost (NPC), renewable penetration, and cost of energy (COE). This thesis will provide a financial and energy performance evaluation of the proposed solution using HOMER Pro. The result of the simulation shows that by implementing photovoltaic it can reduce the cost of energy since the half of production comes from renewable energy. The result of this research also shows that implementing on-grid PV system can accelerate electricity provision in West Kalimantan."

"Kampung Mului merupakan salah satu kampung yang berada di wilayah Desa SwanSlutung, Kecamatan Muara Komam, Kabupaten Paser, Kalimantan Timur. Kampung Mului belum mendapat pasokan listrik dari PLN sehingga masyarakat memakai genset untuk kebutuhan sehari-hari. Kondisi daerah Kampung Mului merupakan alasan mendasar untuk memberdayakan potensi air terjun di Kampung Mului menjadi sumber Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH). Pada penelitian ini dibahas kelayakan investasi PLTMH dari segi ekonomi menggunakan NPV, PI dan Payback Period PLTMH Kampung Mului 20 tahun beroperasi dengan biaya pengeluaran listrik masyarakat Kampung Mului jika tidak memakai PLTMH. Hasil dari penelitian menunjukkan potensi daya air terjun Kampung Mului sebesar 123,4 kW dan kebutuhan beban listrik Kampung Mului sebesar 19,92 kW. Dari besarnya kebutuhan beban listrik Kampung Mului sehingga yang akan diambil debit air sungai sebesar 0.36 m3 /s dengan tinggi jatuh air 10 m. Hasil NPV skenario 2 sebesar Rp 6.770.000,- dan hasil NPV skenario 3 dengan iuran Rp 130.000,-/rumah dan Rp 43.000,-/rumah adalah sebesar Rp 755.960.000 dan Rp 4.280.000 yang menghasilkan nilai positif (>1), sehingga sumber dana tanpa bunga dan sumber dana hibah secara ekonomi investasi layak untuk membangun PLTMH. Hasil NPV skenario 1 dengan bunga tinggi dan rendah, sama-sama menghasilkan nilai negatif. Lama waktu yang dibutuhkan untuk mengembalikan biaya investasi (Payback Period) adalah 13 tahun 1 bulan. Hasil nilai PI dari 3 skenario yang telah didapat, hanya pada skenario 3 dengan nilai PI > 1 dengan nilai 1.0292 sehingga untuk metode PI yang layak untuk dibangun adalah hanya skenario 3. Harga pokok produksi untuk 20 tahun beroperasi sebesar Rp 582,89,- kWh. 

---

Kampung Mului is one of the villages in the area of SwanSlutung, Kecamatan Muara Komam, Kabupaten Paser, East Kalimantan Province. Mului Village is one of the villages in the Paser Regency, East Kalimantan. Mului village has not received electricity from PLN, so the community uses generators for their daily needs. The condition of the Kampung Mului area is a fundamental reason for empowering the potential of a waterfall in Kampung Mului to be a source of Micro Hydro Power Plants (PLTMH). This study discusses the economic feasibility of PLTMH investment using NPV, PI and Payback Period for PLTMH Kampung Mului for 20 years operating at the cost of electricity expenditure for Kampung Mului community if they do not use PLTMH. The results of the study showed the potential of Kampung Mului waterfall is 123,4 kW and the electricity load needs of Kampung Mului was 19,92 kW. Of the magnitude of the need for electricity in Kampung Mului, the river water debit will be taken at 0,36 m3 / s with 10 m effective high. The NPV scenario 2 results of IDR 6.770.000 and the NPV results of scenario 3 with contributions of IDR 130.000 / house and IDR 43.000 / house is IDR 755.960.000 and IDR 4.280.000 which results in a positive value (> 1) , so that the source of funds without interest and sources of grant funds are economically feasible to build PLTMH. But for NPV scenario 1 results with high and low interest, both produce negative values. The length of time needed to return the investment cost (Payback Period) is 13 years 1 month. The results of PI values from the 3 scenarios that have been obtained, only in scenario 3 with PI values > 1 with a value of 1,0292 so that for the PI method that is feasible to be built is only scenario 3. The cost of production for 20 years of operation is Rp. 582,89, - kWh."