Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Rasio elektrifikasi Indonesia hingga kini baru mencapai 81,5%. Angka tersebut masih jauh dari target rasio elektrifikasi 100% pada tahun 2020. Pada tahun 2013, rasio elektrifikasi tersebut mencakup 94% perkotaan dan 32% pedesaan. Selain listrik, masyarakat pedesaan membutuhkan energi untuk memasak. Hingga kini, kebutuhan tersebut masih dipenuhi dengan menggunakan kayu bakar. Ketidakrataan persebaran energi tersebut menimbulkan urgensi untuk melakukan pengadaan pembangkit energi mandiri di daerah pedesaan. Penelitian ini mengkaji pembangkitan listrik hibrid fotovoltaik dan biogas dari aspek teknis dan pendanaan mikro dengan studi kasus di daerah Nusa Tenggara Barat. Nusa Tenggara Barat dipilih karena rasio elektrifikasinya yang masih tergolong rendah, potensi pengembangan daerah, dan potensi energi terbarukan yang menjanjikan. Penelitian dilakukan dengan meninjau skenario teknis serta memvariasikan skenario pendanaan mikro. Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan skema pendanaan yang layak secara finansial, sehingga memungkinkan untuk pengembangan berkesinambungan pedesaan. Hasil penelitian menunjukkan bahwa permintaan energi RPZ untuk Skenario Dasar adalah 770,26 kWh/hari dengan suplai energi mencapai 1091,11 kWh/hari. Dari 16 skenario skema pembiayaan, skema yang layak secara finansial adalah SP-16 dengan NPV sebesar USD 4.133.050,33, IRR sebesar 10,04%, dan PBP selama 13 tahun. Sementara itu, Skenario Alternatif memiliki 3 skema pembiayaan yang layak secara finansial, yaitu SP-12, SP-13, dan SP-16 dengan IRR 9,42%, 11,96%, dan 15,21% secara berturut-turut.

---

ABSTRACT
Indonesia?s current electrification ratio is only 81,5%. The number indicates that Indonesia is still far from its electrification ratio target in 2020, which is 100%. On 2013, the electrification ratio consists of 94% municipal and 32% rural. Aside from electricity, rural area citizen also needs energy for cooking. Until now, that need is still being fulfilled by using firewood. This energy inequality rises the urgency to develop independent power plant in rural areas. This research will be focusing on mini grid photovoltaic and biogas hybrid power generation from both technical and microfinancing aspect in West Nusa Tenggara. West Nusa Tenggara is chosen because of its low electrification ratio, potential area development, and promising renewable energy potential. This research is done by exercising the technical scenarios and varying microfinancing scheme. This research aims to find the financially viable microfinancing scheme, thus creating sustainable rural development. The result shows that the RPZ energy demand for Basic Scenario is 770,26 kWh/day and the energy supply is up to 1.091,11 kWh/day. Of 16 microfinancing scenarios, the financially viable scheme is SP-16 with NPV value of USD 4.133.050,33, IRR value of 10,04%, and PBP of 13 years. Meanwhile, Alternative Scenario has 3 viable microfinancing scheme, which are SP-12, SP-13, and SP-16 with IRR value of 9,42%, 11,96%, and 15,21% respectively.

Abstrak :
Indonesia memiliki target rasio elektrifikasi untuk semua provinsi sebesar 100% dalam RUPTL 2018-2027. Namun sampai saat ini masih banyak daerah di Indonesia  yang belum mendapatkan aliran listrik. Khususnya di Distrik Hingk, Kabupaten Pegunungan Arfak, Papua Barat. Sulitnya medan menjadi tantangan pembangunan jaringan listrik di sana. Pembangkit Listrik Hibrid Mikrohidro dan PV merupakan solusi yang tepat untuk menghadirkan listrik di sana. Sebelum dilakukan pembangunan diperlukan analisis keekonomian dan risiko dengan melakukan variasi terhadap skenario kebijakan dan investasi. Dalam penilitian ini dilakukan analisis ekonomi dan risiko terhadap kelayakan pembangunan pembangkit. Analisis ekonomi dilakukan dengan menghitung NPV,IRR dan payback period. Analisis risiko dilakukan dengan metode monte carlo. Analisis dilakukan terhadap sistem hybrid seri, sistem hybrid switched, dan sistem hybrid paralel. Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan untuk sistem hybrid seri nilai NPV $232.444 dan IRR 15% dengan payback period selama 6,9 tahun. Sistem hybrid switched memiliki nilai NPV $252.747 dan IRR 17% dengan payback period selama 6,13 tahun. Sistem hybrid paralel memiliki nilai NPV $286.340 dan IRR 20% dengan payback period 4,94 tahun. Dari hasil simulasi didapatkan bahwa semua sistem hybrid layak untuk digunakan dan sistem hybrid paralel akan memberikan keuntungan terbesar jika diaplikasikan. ......According to RUPTL 2018-2027, Indonesia targets a 100% electrification ratio for all provinces. However, there are a lot of areas in Indonesia that are still lack of proper electricity access, for example at the Hingk District, Arfak Mountains Regency, West Papua. One of the main challenges of building a proper electricity infrastructure in that area is the difficulty of the terrain. A hybrid power plant of hydroelectric power and photovoltaic is the right solution to this problem. Prior to the development of the power plant, a feasibility study that consists of economic and risk analysis is done by simulating different policies and various investment schemes. All of these simulations are compared to each other to obtain the most feasible option that will attract investors to invest in this project. Economic analysis and risk were carried out on the feasibility of building a power plant. Economic analysis is done by calculating the NPV, IRR and payback period. Risk analysis is done by the Monte Carlo method. The analysis was carried out on series hybrid, switched hybrid, and parallel hybrid. Based on the calculation results obtained for the hybrid series system the NPV value is $ 232,444 and the IRR is 15% with a payback period of 6.9 years. The switched hybrid system has s NPV  $ 252,747 and an IRR of 17% with a payback period of 6.13 years. The parallel hybrid system has NPV values of $ 286,340 and IRR of 20% with a payback period of 4.94 years. From the simulation results, it was found that all hybrid systems are feasible to be built and the parallel hybrid system is the best choice to be applied.

Abstrak :
Pada daerah terpencil di Indonesia, generator diesel menjadi pasokan utama dalam memenuhi kebutuhan listrik. Masalah kenaikan biaya bahan bakar serta emisi gas karbon pada generator diesel ini membuat pasokan utama untuk listrik membutuhkan sumber lain yang lebih ramah lingkungan dan ekonomis. Potensi energi surya yang tinggi di Indonesia membuat pemanfaatan sel surya dapat menjadi solusi untuk hal tersebut. Namun, keluaran sel surya yang bersifat tidak stabil memerlukan sistem penyimpanan energi seperti baterai. Penggunaan sel surya dan baterai sebagai komponen dapat membutuhkan biaya investasi yang besar. Studi ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi sistem pembangkit listrik hibrid surya/diesel/baterai di daerah Papua Barat yang optimal dengan biaya pembangkitan yang lebih kecil daripada sistem PLTD eksisting. Simulasi menggunakan perangkat lunak Homer menghasilkan COE yang lebih rendah yaitu $0,178/kWh dengan menambahkan sel surya berkapasitas 10.208 kWp dan baterai pada sistem eksisting. Konfigurasi ini menghasilkan penurunan emisi gas karbon monoksida sebesar 14.105 kg/tahun. Pada kondisi radiasi matahari puncak sebesar 1,20 kW/m2 rata-rata energi yang tersimpan selama 24 jam dalam baterai sebesar 6.232,48 kWh. ......Remote areas in Indonesia depends on diesel generator as main supply to fill the electricity demands. Fluctuation of fuel’s price and carbon gas emission resulted from generator diesel need to be reduced by using more eco-friendly and economical sources. Indonesia’s high potential for solar radiation can be utilized through photovoltaics to overcome this matter. However, the intermittency of photovoltaics needed energy storage system such as battery to stabilize it. Addition of new components may increase investment costs. This study focuses on sizing optimization of hybrid power plant consisting of solar cell/diesel/battery to maximize economic profit by reducing COE compared to existing power plant in West Papua. By using Homer software as simulation tools, it shows that integrating 10,208 kWp photovoltaics and battery on existing power plant reduces COE to $0.178/kWh. The configuration proposed shows reduction of CO gas emission to 14,105 kg/year. On days when solar radiation’s peak reaches 1.20 kW/m2 average energy stored in battery is 6,232.48 kWh.

Abstrak :
Banyak pulau di Indonesia yang terisolasi dan jauh dari pulau utama. Salah satunya adalah Pulau Sabu yang terletak di Provinsi Nusa Tenggara Timur. Sumber energi listrik Pulau Sabu 100% berasal dari pembangkit listrik tenaga diesel dengan beban puncak sebesar 900 kW pada tahun 2015. Rasio elektrifikasi pada 2017 sebesar 26,67%. Potensi energi baru terbarukan belum diimplementasikan di Pulau Sabu khususnya potensi sinar matahari dan angin. Radiasi sinar matahari rata-rata per tahun sebesar 6,466 kW/m2 dengan clearness index 0,654 dan durasi penyinaran 8,72 jam. Potensi energi angin di Pulau Sabu sebesar 2,588 m/s pada ketinggian 15 meter dan 4,868 m/s pada ketinggian 50 meter. Penelitian ini menganalisis potensi energi baru terbarukan untuk implementasi sistem hibrid tanpa baterai dengan konfigurasi yang berbeda. Dari data potensi radiasi sinar matahari, dipilih spesifikasi modul surya yang memiliki daya maksimal 315 W dengan efisiensi 19,3%. Spesifikasi modul surya ini digunakan untuk menghitung panel surya yang dibutuhkan dengan skenario kebutuhan listrik 1 rumah tangga dan pembangkit listrik tenaga surya dengan kapasitas 100 kW sampai dengan 800 kW. Potensi energi angin digunakan untuk menentukan spesifiasi turbin angin yang akan digunakan dengan cara memilih daya keluaran yang paling besar dari berbagai produk turbin angin. Perangkat lunak HOMER digunakan untuk menganalisis skenario sistem eksisting dan sistem hibrid pada aspek ekonomi dan lingkungan. Biaya energi sistem eksisting sebesar $0,324/kWh, sistem hibrid diesel dan solar PV didapatkan biaya energi terendah sebesar $0,292/kWh dan sistem hibrid diesel dan turbin angin, didapatkan biaya energi terendah sebesar $0,291/kWh pada nilai hub height 73 m. ......There are large number of the remote island in Indonesia that isolated and not connected to the utility grid. Sabu Island, a part of Nusa Tenggara Timur is an example of isolated area that far from the mainland. Electricity resource of Sabu Island is 100% from diesel generator. The electrification ratio is 26.67%. Huge potential renewable energy resource not yet implementing on Sabu Island. Annual average radiation is 6.466 kW/m2 with clearness index 0,654 and sun peak hour 8.72. Annual average wind speed is 2.588 m/s (h=15 meter) and 4.868 m/s (h=50 meter). This paper assesses the potential of implementing the hybrid system with different configuration of diesel-PV-WTG without energy storage devices. From annual average radiation, we choose specification of PV module with 315 V for voltage and 19.3% efficiency and used for residential and power utility scenario with 100-600 kW capacity. Wind turbine specification chosen with maximum output power based on wind profile. HOMER simulation software is used to perform feasibility study and to determine the optimized of the hybrid system. Levelized Cost of Energy (LCOE) of existing system is $0.324/kWh, minimum LCOE of diesel and solar PV is $0.292/kWh and minimum LCOE of diesel and wind turbine is #0.291/kWh in hub height 73 m.