Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tingginya emisi karbon dari sektor energi di Indonesia menjadikan perlunya suatu upaya transisi energi menuju Net Zero Emissions (NZE) melalui eksplorasi kelayakan investasi pemanfaatan energi. Salah satu langkah strategis adalah dengan mengeksplorasi kelayakan investasi dalam pemanfaatan energi baru terbarukan. Panas bumi menjadi energi baru terbarukan yang memiliki potensi tinggi untuk dikembangkan. Penelitian ini bertujuan untuk menginvestigasi kelayakan investasi pemanfaatan hidrogen hijau panas bumi pada sektor transportasi berbasis skenario keuangan. Dengan melihat dari sisi keuangan melalui variabel Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PP), dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), temuan penelitian ini menunjukkan bahwa proyek ini membutuhkan dukungan substansial dari pemerintah berupa bantuan subsidi atau insentif pajak. Strategi rekomendasi bagi para pemangku kepentingan meliputi optimalisasi kapasitas produksi yang memberikan pengaruh tinggi terhadap perubahan variabel keuangan, menjalin kerja sama dengan mitra strategis terkait hilirasi, serta adopsi teknologi produksi yang paling optimal. Penelitian selanjutnya disarankan untuk dapat mengikutsertakan aspek lainnya seperti regulasi, lingkungan, serta penggunaan data kebutuhan pasar secara pasti untuk meningkatkan validitas hasil penelitian.

---

The high carbon emissions from Indonesia's energy sector necessitate efforts to transition toward Net Zero Emissions (NZE) by exploring the feasibility of energy utilization investments. One strategic approach is to assess the feasibility of investments in renewable energy sources. Geothermal energy, as one of the renewable energy options, holds significant potential for development. This study aims to investigate the investment feasibility of utilizing geothermal green hydrogen in the transportation sector based on financial scenarios. By evaluating financial metrics such as Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PP), and Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), the findings indicate that the project requires substantial government support in the form of subsidies or tax incentives. Recommended strategies for stakeholders include optimizing production capacity to significantly influence financial variables, establishing strategic partnerships for downstream activities, and adopting the most efficient production technologies. Future research is encouraged to incorporate additional aspects such as regulatory and environmental factors, as well as precise market demand data, to enhance the validity of the findings. "

"Krisis iklim global mendorong pengembangan hidrogen hijau sebagai sumber energi berkelanjutan. Penelitian ini mengkaji potensi teknis dan keekonomian produksi hidrogen hijau melalui integrasi panel surya terapung (floating PV) di Waduk Saguling. Perhitungan dilakukan berdasarkan data iradiasi matahari, karakteristik lokasi, dan parameter teknis-ekonomis dari teknologi Proton Exchange Membrane (PEM) electrolyzer. Estimasi biaya produksi menggunakan pendekatan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), sedangkan kelayakan finansial dianalisis dengan indikator Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI). Hasil studi menunjukkan bahwa dengan kapasitas produksi sebesar 3.000 kg/hari dan total pasokan listrik tahunan sebesar 165,16 GWh (81,7% dari PLTS dan 18,3% dari jaringan PLN), diperoleh LCOH sebesar 12,43 USD/kg dan harga jual hidrogen diasumsikan sebesar 15 USD/kg. Evaluasi keekonomian menghasilkan NPV sebesar USD 6.771.567, IRR sebesar 8,29%, PBP selama 10,6 tahun, dan PI sebesar 1,27, yang menandakan kelayakan investasi. Simulasi Monte Carlo mengonfirmasi bahwa harga jual hidrogen merupakan variabel paling sensitif terhadap profitabilitas. Temuan ini menunjukkan bahwa produksi hidrogen hijau berbasis PV di Indonesia berpotensi kompetitif dan mendukung transisi energi rendah karbon.

---

The global climate crisis has accelerated the development of green hydrogen as a sustainable energy source. This study examines the technical and economic feasibility of producing green hydrogen through the integration of floating solar panels at the Saguling Reservoir. Calculations were based on solar irradiation data, site characteristics, and techno-economic parameters of Proton Exchange Membrane (PEM) electrolyzer technology. The Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) was estimated, while financial viability was evaluated using Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI). The results show that with a production capacity of 3,000 kg/day and a total annual electricity supply of 165.16 GWh (81.7% from solar PV and 18.3% from the PLN grid), the LCOH is calculated at 12.43 USD/kg with a hydrogen selling price assumed at 15 USD/kg. Economic evaluation yields an NPV of USD 6,771,567, IRR of 8.29%, PBP of 10.6 years, and a PI of 1.27—indicating a financially viable project. A Monte Carlo simulation confirms that hydrogen selling price is the most sensitive variable influencing profitability. These findings suggest that PV-based green hydrogen production in Indonesia has the potential to be competitive and to support the transition toward a low-carbon energy system. "

"Meningkatnya permintaan energi Indonesia dan ketergantungan pada bahan bakar fosil telah menyebabkan peningkatan emisi gas rumah kaca, dengan sektor transportasi berkontribusi sekitar 25% dari total. Untuk mendukung target nasional mengurangi emisi hingga 41% pada tahun 2030 dan mencapai Emisi Net-Zero pada tahun 2060, studi ini mengeksplorasi Green Hydrogensebagai solusi energi berkelanjutan. Dengan menggunakan pendekatan pengambilan keputusan multi-kriteria yang mengintegrasikan AHP dan TOPSIS, empat teknologi elektrolisis air—AWE, PEM, AEM, dan SOEC—dievaluasi berdasarkan faktor teknis, ekonomi, lingkungan, dan sosial. Hasilnya mengidentifikasi Alkaline Water Electrolysis (AWE) sebagai pilihan yang paling cocok karena biayanya yang rendah, kematangan yang tinggi, kesederhanaan operasional, dan risiko lingkungan yang rendah. Temuan ini menawarkan wawasan praktis bagi para pemangku kepentingan untuk memandu pemilihan teknologi dan keputusan kebijakan dalam transisi Green Hydrogen Indonesia.

---

Indonesia’s growing energy demand and reliance on fossil fuels have led to rising greenhouse gas emissions, with the transportation sector contributing around 25% of the total. To support national targets of reducing emissions by up to 41% by 2030 and achieving Net-Zero Emissions by 2060, this study explores green hydrogen as a sustainable energy solution. Using a multi-criteria decision-making approach that integrates AHP and TOPSIS, four water electrolysis technologies—AWE, PEM, AEM, and SOEC—are evaluated based on technical, economic, environmental, and social factors. The results identify Alkaline Water Electrolysis (AWE) as the most suitable option due to its low costs, high maturity, operational simplicity, and low environmental risk. These findings offer practical insights for stakeholders to guide technology selection and policy decisions in Indonesia’s green hydrogen transition."

"Penelitian mengkaji kelayakan teknis dan ekonomi produksi hidrogen hijau di Waduk Wonorejo dengan mempertimbangkan ketersediaan air menggunakan pendekatan water- energy-food nexus. PLTS terapung berkapasitas 88 MW, dirancang menutupi 20% area Waduk, menghasilkan 141 GWh/tahun, digunakan pada seluruh skema yang dianalisis. Analisa ketersediaan air berdasarkan wawancara serta data operasi dari PLTA Wonorejo dan Perum Jasa Tirta I sedangkan kebutuhan air untuk produksi hidrogen berdasarkan kebutuhan blending gas alam di Jawa Timur. Efisiensi konversi air sungai menjadi air demineral menggunakan metode wawancara dengan PLTGU Sengkang, PLTU Pulang Pisau dan PLTU Tenayan. Hasil perhitungan air demineral digunakan sebagai acuan untuk menghitung kapasitas electrolyzer. Perangkat lunak HOMER Pro digunakan untuk melakukan simulasi terhadap sistem yang ada dengan kebutuhan energi untuk produksi hidrogen. Skema A (baterai/non-baterai), debit air tersedia 100% (0,093 m3/detik) memproduksi 246 ribu ton H2/tahun, membutuhkan electrolyzer berkapasitas 1.536 MW memiliki LCOH 6,29-6,46 $/kgH2 dengan mengorbankan sebuah aliran sungai. Skema B (baterai/non-baterai), debit air tersedia 50% (0,047 m3/detik) memproduksi 123 ribu ton H2/tahun, membutuhkan electrolyzer berkapasitas 768 MW memiliki LCOH 6,42-6,60 $/kgH2 dengan berkompromi secara rentan terhadap pengguna air lainnya. Skema C (baterai/non-baterai) menggunakan debit air berdasarkan kebutuhan hidrogen di Jawa Timur (0,0044 m3/detik), memproduksi 11 ribu ton H2/tahun, membutuhkan electrolyzer berkapasitas 72 MW memiliki LCOH 8,88-9,19 $/kgH2 dengan penetrasi minimal sehingga berdampak minimal.

---

This study assesses the technical and economic feasibility of green hydrogen production at the Wonorejo Reservoir by considering water availability using a water-energy-food nexus approach. A floating solar PV system with a capacity of 88 MW, designed to cover 20% of the reservoir’s surface, generates 141 GWh/year and is used across all analyzed scenarios. Water availability is assessed through interviews and operational data from the Wonorejo Hydropower Plant and Perum Jasa Tirta I, as well as natural gas demand data from East Java. The efficiency of converting river water into demineralized water is based on interviews with PLTGU Sengkang, PLTU Pulang Pisau, and PLTU Tenayan. The resulting demineralized water calculation serves as a basis for estimating the required electrolyzer capacity. HOMER Pro software is used to simulate the existing system according to the energy demand for hydrogen production. Scenario A (with/without battery), using 100% available water discharge (0.093 m3/s), produces 246 thousand tons of H2 per year, requires a 1,536 MW electrolyzer, and yields an LCOH of $6.29–6.46/kg H2, at the cost of depleting a natural river flow. Scenario B (with/without battery), using 50% of the available water discharge (0.047 m3/s), produces 123 thousand tons of H2 per year, requires a 768 MW electrolyzer, and yields an LCOH of $6.42–6.60/kg H2, posing a vulnerable compromise with other water users. Scenario C (with/without battery), based on hydrogen demand in East Java (0.0044 m3/s), produces 11 thousand tons of H2 per year, requires a 72 MW electrolyzer, and yields an LCOH of $8.88–9.19/kg H2, with minimal penetration and minimal environmental impact."

"Penelitian ini mengeksplorasi kelayakan investasi proyek hidrogen hijau dari listrik panas bumi menggunakan sistem elektrolisis. Analisis ini mempertimbangkan dampak berbagai faktor terhadap metrik ekonomi utama, termasuk Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period (PP). Temuan kami menunjukkan bahwa kapasitas produksi dan biaya listrik merupakan faktor penting, dengan produksi yang lebih tinggi menghasilkan nilai NPV, IRR, dan PP yang lebih positif. Oleh karena itu, disarankan untuk menemukan elektroliser alternatif yang mampu melebihi 100 kg produksi hidrogen harian. Biaya transportasi juga merupakan pertimbangan penting lainnya, karena skenario tanpa biaya transportasi menunjukkan NPV yang lebih tinggi dibandingkan dengan skenario yang menyertakan biaya transportasi. Makalah ini memberikan wawasan berharga bagi investor dan pemangku kepentingan yang mempertimbangkan proyek produksi hidrogen ramah lingkungan. Hal ini menekankan pentingnya mengoptimalkan kapasitas produksi, meminimalkan konsumsi listrik, dan mengelola biaya transportasi untuk meningkatkan kelayakan finansial. Penelitian lebih lanjut disarankan untuk mengeksplorasi dampak lingkungan dan sosial dari produksi hidrogen hijau serta pertimbangan finansial.

---

This research explores the investment feasibility of green hydrogen projects from geothermal electricity using an electrolysis system. The analysis considers the impact of various factors on key economic metrics, including Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and Payback Period (PP). Our findings reveal that production capacity and electricity cost is a crucial factor, with higher production leading to more positive NPV, IRR, and PP values. Consequently, the finding of alternative electrolyzers capable of exceeding 100 kg of daily hydrogen production is recommended. Transportation cost is another key consideration, as scenarios without transportation costs exhibit a higher NPV compared to those with transportation costs included. This paper provides valuable insights for investors and stakeholders considering green hydrogen production projects. It emphasizes the importance of optimizing production capacity, minimizing electricity consumption, and managing transportation costs for improved financial viability. Further research is recommended to explore the environmental and social impact of green hydrogen production alongside the financial considerations."