Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Potensi gas CBM di Kalimantan Tengah dapat digunakan sebagai pasokan bahan bakar pembangkit PLTGU namun belum adanya standarisasi harga jual gas CBM menyebabkan nilai keekonomian dari pembangkit berbahan bakar CBM perlu dikaji khususnya untuk harga produksi listrik yang cukup sensitif terhadap harga bahan bakar. Dalam perencanaan pengembangan pembangkit di Pulang Pisau Kalimantan Tengah akan dibangun pembangkit berkapasitas 2 x 60 MW, dengan memperhatikan produk pabrikan yang ada maka pembangkit yang dipilih adalah pembangkit berkapasitas 2 x 64 MW dengan total kapasitas 130,7 MW. Evaluasi pembangunan pembangkit PLTGU 130,7 MW dilakukan untuk menentukan harga produksi listrik dari kegiatan pembangkitan menggunakan cadangan CBM yang ada. Evaluasi akan dilakukan dengan analisa sensitifitas harga listrik terhadap perubahan harga gas CBM dan nilai IRR. Harga listrik akan dibandingkan dengan pembangkit PLTD, PLTU dan PLTGU Konvensional. Berdasarkan perhitungan dalam model finansial didapatkan kenaikan harga gas 1 US$/Mmbtu, harga listrik akan naik 0,007 US$/KWh. Untuk harga gas CBM 7US$/Mmbtu pada base case IRR sebesar 14% Interest Rate 10% didapatkan harga listrik PLTGU sebesar 0,083 US$/KWh. Pada kondisi base case harga listrik PLTGU dengan CBM mampu bersaing dengan PLTD. Meskipun lebih rendah, harga listrik PLTU akan jauh meningkat jika eksternalitas dimasukan dalam komponen biaya. Dan keterbatasan bahan bakar gas yang menyebabkan harga listrik PLTGU tinggi dapat ditekan dengan memanfaatkan gas CBM sebagai bahan bakar alternatif. ......CBM gas potential in Central Kalimantan can be used as a combined cycle power plant fuel supply, but the lack of standardization of CBM gas price led to the economic value of the CBM-fired plants need to be studied in particular for the production of electricity prices is quite sensitive to fuel prices. In planning the development of plants at Home Knives Central Kalimantan plant will be built with a capacity of 2 x 60 MW, taking into account the manufacturer's product then selected plants are plants with a capacity of 2 x 64 MW with a total capacity of 130.7 MW. Evaluation of 130,7 MW Combined Cycle Power Plant construction is done to determine the price of electricity production from generation activities using existing CBM reserves. Evaluation will be conducted with sensitivity analysis to changes in electricity prices CBM gas prices and the value of IRR. Electricity prices will be compared with diesel generators, combined cycle power plant and Conventional. Based on the calculation of the financial model obtained gas price increase 1 U.S. $ / MMBTU, electricity prices will go up 0.007 U.S. $ / kWh. For CBM gas price 7US $ / MMBtu in the base case IRR of 14% Interest Rate 10% Combined Cycle Power Plant electricity prices obtained for 0.083 U.S. $ / kWh. In the base case conditions with CBM CCGT electricity prices competitive with diesel. Although lower, the price at the plant will be much improved if externalities are included in the cost components. And limitations of the fuel gas combined cycle causing high electricity prices could be reduced by utilizing the CBM gas as an alternative fuel.

Abstrak :
Tarif dinamis saat ini telah menjadi tren di negara-negara maju khususnya di bidang ketenagalistrikan. Tarif tetap (flat tariff) pada konsumen listrik menyebabkan kurang optimalnya biaya penyediaan listrik. Di Indonesia kelompok konsumen tertinggi kedua setelah industri adalah rumah tangga yaitu sebesar 37,6 % dari konsumsi total energi listrik. Sehingga secara alamiah kurva beban cenderung mendekati kurva kebutuhan rumah tangga. Pada sistem Jawa Madura Bali, beban puncak pelanggan rumah tangga terjadi pada saat yang sama dengan beban puncak pada sistem. Sehingga jika terjadi load shifting pada beban rumah tangga akan mempunyai dampak yang besar bagi sistem. Beban puncak dipikul oleh pembangkit dengan biaya operasional yang mahal. Dengan adanya pengurangan beban puncak diharapkan terjadi efisiensi sistem yang signifikan. Tesis ini mengembangan metode penentuan skema kombinasi tarif dinamis TOU (Time Of Use) dan CPP (Critical Peak Pricing) dengan berdasarkan revenue neutrality. Skema tersebut disimulasikan pada pelanggan rumah tangga di sistem Jawa Madura Bali. Dari beberapa skenario, hasil penerapan skema ini menunjukkan peningkatan efisiensi biaya pokok penyediaan listrik secara total di sistem Jawa Madura Bali. ......The current dynamic tariff has become a trend in developed countries, especially in the electricity sector. Flat tariffs on electricity consumers cause the cost of electricity to be less optimal. In Indonesia, the second highest consumer group after industry is household, which is 37,6 % of total electricity consumption. So naturally the load curve tends to approach the curve of household needs. In the Java Madura Bali system, the peak load of a household customer occurs at the same time as the peak load on the system. If any load shifting of the electricity consumption of the household is happen it will have a big impact on the system. The peak load is borne by the power plant with expensive operational costs. With the reduction of peak load, significant system efficiency is expected. This thesis develope a method of determination of a dynamic tariff combination scheme, TOU (Time Of Use) and CPP (Critical Peak Pricing) with revenue neutrality. The scheme is simulated to household customers in the Java Bali Madura system. From several scenarios, the results of the implementation of this scheme show increasing of the total cost efficiency of electricity supply in the Java Madura Bali system.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Pada tesis ini dilakukan suatu studi untuk merumuskan tarif pembelian listrik tarif bagi kebijakan Feed-in Tariff untuk teknologi Photovoltaic di Indonesia. Penentuan tarif dilakukan berdasarkan prinsip Levelized Cost of Electricity generation (LCOE). Model perhitungan kemudian pada software Microsoft Excel. Solar PV Syatem yang akan dijadikan acuan model adalah tipe Grid-Connected PV System without Battery. Setelah model perhitungan dibuat, dilakukan pengumpulan data baik data international maupun lokal untuk kemudian dikalkulasikan ke dalam model dan didapatkan hasil akhir berupa rekomendasi tarif FIT, yaitu dalam range Rp. 1987 / kWh - Rp. 4503 / kWh. Hasil rekomendasi tarif FIT ini kemudian dibandingkan dengan tarif FIT dari berbagai negara di dunia. Selanjutnya dilakukan simulasi bila kebijakan FIT dengan tarif hasil perhitungan tersebut diimplementasikan. Analisa dan rekomendasi diberikan pada bagian akhir.

---

In this tesis, a study on the design of a electricity tariff for Feed-in Tariff policy for Photovoltaic technology in Indonesia has been done. Tariff is determined based on Levelized Cost of Electricity generation (LCOE) principle. A calculation model is established under Microsoft Excel software. A Grid-Connected PV System without Battery model is used for LCOE calculation. Next step was data collection from both international and local resources. Data was then fed into the model and the end product is the recommended FIT Tariff, which is in the range of Rp. 1987 / kWh - Rp. 4503 / kWh. This recommended FIT Tariff was then compared to FIT tariff from other country. Simulation is then being done under scenario that FIT policy is implemented using the recommended FIT Tariff. Analysis and recommendation is given by the end of paper.

Abstrak :
Pengukuran energi listrik menggunakan kWh meter harus memiliki akurasi yang sangat baik, oleh karena itu, tidak ada pihak yang secara finansial dirugikan antara konsumen dan pemasok listrik sebagai akibat dari kesalahan dalam pengukuran energi yang digunakan. Dengan meningkatnya penggunaan beban non-linier oleh konsumen dapat menyebabkan salah satu masalah kualitas daya dalam bentuk harmonik; yang dapat mempengaruhi tingkat akurasi dari hasil pengukuran yang sebenarnya. Di sisi lain, seiring berjalannya waktu, usia kWh meter juga memungkinkan terjadinya kesalahan dalam pembacaan karena kerja komponen kWh yang kurang optimal. Dari hasil percobaan, pada beban rumah tangga, dapat dibuktikan bahwa semakin tinggi THD% (% THD-I> 15%), deviasi membaca akan semakin besar dengan kesalahan% tertinggi mencapai 4.4% pada analog kWh meter sementara meter digital kWh hanya 1,57%. Dalam pengukuran variasi beban, semakin banyak penggunaan beban non-linear, maka% THD akan meningkat. Dalam percobaan ini, lampu LED menghasilkan% THD-I tertinggi (mencapai 142,36%). Sementara itu variasi beban juga mempengaruhi% THD-I yang dihasilkan yang bergantung pada beban dominan pada daya yang dikonsumsi. Hasil uji beban variabel menunjukkan bahwa analog kWh meter yang tahun konstruksinya relatif panjang (lebih dari 15 tahun) tidak mampu mengukur beban dengan daya kecil (<100W) sehingga akan mempengaruhi tingkat akurasi yang sangat rendah. Untuk kesalahan membaca persentase dari semua variasi beban, analog kWh meter (2002) mencapai 22,68%, analog kWh meter (2015) adalah 9,36%, dan digital kWh meter adalah 2,09%. Untuk persentase kesalahan membaca pada beban tinggi saja, 2,25% untuk analog kWh meter (2002), 1,15% untuk analog kWh meter (2015), sementara 0,68% untuk meter digital kWh. Dari semua percobaan yang dilakukan, dapat disimpulkan bahwa meter digital kWh memiliki akurasi yang lebih baik daripada analog kWh meter. Juga direkomendasikan untuk mengganti kWH meter analog yang telah dibangun cukup lama dengan tahun konstruksi baru atau dengan meter digital kWh agar tidak merugikan dari sisi pemasok listrik.

---

Measurement of electrical energy using kWh meter must have a very good of accuracy, therefore, none of any party is financially disadvantaged between the consumer and electricity supplier as a result of errors in the measurement of energy used. With the increasing use of non-linear load by consumers may cause one of the power quality problems in form of harmonics; that may affect the degree of accuracy of the actual measurement results. On the other hand, as the time goes by that the age of old kWh meter also allows to occurrence of errors in the reading due to the less optimal work of the kWh meter components. From the experiment results, in the household load, it can be proved that the higher the %THD (%THD-I > 15%), the reading deviation will be greater with the highest % error reaching 4.4% on analog kWh meter while the digital kWh meter is only 1.57%. In the measurement of load variation, the more use of non- linear loads, the %THD will increase. In this experiment, the LED lamp produced the highest %THD-I (reaching 142.36%). Meanwhile the load variations also affected the %THD-I produced which depend on the dominant load on the power consumed. Variable load test results show that analog kWh meter whose construction years have been relatively long (more than 15 years) are not able to measure loads with a small power (<100W) so that it will affect the very low level of accuracy. For the error reading percentage of all load variations, analog kWh meters (2002) reached 22.68%, analog kWh meters (2015) were 9.36%, and digital kWh meter were 2.09%. For error reading percentage at high load only, 2.25% for analog kWh meters (2002), 1.15% for analog kWh meters (2015), while 0.68% for digital kWh meters. From all the experiments carried out, it can be concluded that digital kWh meters have better accuracy than analog kWh meter. It is also recommended that to replace the analog kWH meter which has been construction for quite a long time with the new construction year or with digital kWh meter in order not to detriment from the electricity supplier side.

Abstrak :
Skema load shifting merupakan strategi krusial dalam upaya menekan biaya pokok penyediaan (BPP) dalam sistem pembangkitan energi. Penelitian ini mengeksplorasi dua pendekatan utama dalam pelaksanaan load shifting: yang pertama, secara aktif melalui pemanfaatan Battery Energy Storage System (BESS), dan yang kedua, secara partisipatif dengan menerapkan tarif dinamis. Fokusnya adalah pada simulasi kedua skema ini dalam jangka waktu mendatang, khususnya mengantisipasi penetrasi masif PLTS dalam lima tahun ke depan di wilayah Sistem Jawa-Madura-Bali. Hasil analisis menunjukkan bahwa baik implementasi BESS maupun penerapan tarif dinamis Time of Use (TOU) efektif dalam meningkatkan efisiensi pembangkitan listrik. Studi ini juga mengidentifikasi karakteristik unik dalam simulasi tarif dinamis TOU untuk berbagai jenis pelanggan, termasuk rumah tangga, industri, dan komersial. Penelitian ini memberikan metodologi yang praktis dan relevan bagi sistem besar di seluruh dunia, dengan studi kasus pada Sistem Jawa-Madura-Bali yang menyoroti hasil terbaik pada skenario 10.5% load shifting untuk pelanggan rumah tangga. ......The load-shifting scheme plays a pivotal role in reducing the cost of electricity provision in power generation systems. This study explores two main approaches to implementing load shifting: firstly, actively through the utilization of Battery Energy Storage System (BESS), and secondly, participatively by applying dynamic tariff schemes. The focus lies on simulating both schemes in future time horizons, particularly anticipating the massive penetration of Photovoltaic Solar (PLTS) within the next five years in the Java-Madura-Bali System. The analysis results demonstrate the effectiveness of both BESS implementation and the Time of Use (TOU) dynamic tariff scheme in enhancing electricity generation efficiency. The study also identifies unique characteristics in the simulation of TOU dynamic tariffs for various types of consumers, including households, industries, and commercial entities. This research provides a practical and relevant methodology for large-scale systems worldwide, with a case study on the Java-Madura-Bali System highlighting household consumers' best outcomes in the 10.5% load-shifting scenario.