Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Makalah ini membahas analisa tekno-ekonomi dalam pemilihan sensor konsentrasi hidrogen untuk penggunaan di Intalasi Elemen Bakar Eksperimental (IEBE). Sebelum memilih sebuah sensor, penting untuk mempertimbangkan prinsip kerja sensor yang tersedia dan sifat-sifat khusus dari obyek yang akan diukur yaitu hydrogen serta faktor lingkungan pada aplikasi dimana sensor akan digunakan. Proses pemilihan dilakukan dengan mempertimbangkan faktor teknis dari spesifikasi sensor serta pertimbangan ekonomi yaitu umur pakai dari sensor yang akan dipilih. Faktor-faktor tersebut dianalisa berdasarkan teknologi sensor yang tersedia di pasar, sehingga hasilnya dapat digunakan sebagai pertimbangan teknis dan ekonomis dalam pemilihan sensor.

---

This paper discusses the selection of a hydrogen concentration sensor for the use in the Experimental Fuel Element Installation (IEBE). Prior to selecting a sensor, it is important to consider the working principle of the sensor that available and the special properties of the object to be measured, namely hydrogen as well as environmental factors in applications where the sensor will be used. The selection process is done by considering the technical factors of the specification sensors as well as economic considerations, namely service life of the sensors to be selected. These factors are analyzed based on sensor technology that commercially available, so the results can be used as a technical and economic considerations in the selection of the sensor."

"Penelitian ini dilakukan analisa geospasial, tekno ekonomi terhadap potensi pengembangan produksi hydrogen hijau di Indonesia. dengan bahan sumber daya energi terbarukan khususnya dari energi matahari dan energi angin. Melalui pemodelan geospasial dengan memanfaatkan teknologi geographic information system (GIS), potensi teknis dari sumber daya alam di suatu wilayah dapat diidentifikasi secara visual. Area yang memadai untuk dikembangkan sebagai lokasi pembangkit energi terbarukan yang akan diintegrasikan dengan fasilitas produksi hydrogen hijau dapat diestimasi dari sisi kuantitas, lebih lanjut identifikasi ini dapat membantu dalam menilai kelayakan ekonomis terhadap pengembangan jenis sumber energi. Analisa terkait aspek teknis dilakukan melalui perhitungan estimasi energi yang dapat dihasilkan dari tenaga surya dan tenaga angin. Sedangkan analisa ekonomi dilakukan melalui estimasi nilai Levelized Cost of Energy (LCOE) dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) maupun perbandingan berdasarkan data penelitian yang telah ada. Penelitian berbasis pemodelan spasial dan tekno-ekonomis dinilai mampu memberi pandangan umum terkait potensi produksi hydrogen hijau dari energi terbarukan serta biaya produksinya dalam skala nasional, serta diharapkan dapat menjadi salah satu metodologi standar untuk diterapkan dalam memproyeksi pengembangan proyek produksi hydrogen hijau di masa mendatang. Hasil studi ini menunjukkan bahwa pembangkit energi terbarukan berbasiskan energi matahari dan energi angin cukup potensial untuk dikembangkan secara nasional, dengan catatan pemilihan lokasi dilakukan dengan seksama untuk menghindari konflik terkait tata guna lahan. Meskipun demikian secara umum biaya produksi hydrogen saat ini dinilai masih cukup tinggi dibandingkan komoditas energi lainnya akibat faktor biaya produksi energi terbarukan serta biaya teknologi electrolysis yang relatif cukup tinggi, dibandingkan energi fosil. Pada akhirnya pengembangan industry hydrogen hijau secara nasional patut didukung dengan mempersiapkan infrastruktur penunjang baik berupa infrastruktur fisik maupun kebijakan yang berpihak terhadap industry terkait di sektor hulu maupun hilir.

---

This thesis presents a geospatial techno-economic analysis on the potential of low-cost and large-scale green hydrogen production in Indonesia. In this study, the potential of the hydrogen production using power feedstock sources from solar energy, wind power energy will be analysed. Utilizing geographic information system (GIS), a technical potential and economic assessment of hydrogen production can be visually depicted. The geospatial model visualizes the suitable areas potential for green hydrogen production sourcing from solar irradiation and wind energy system. The technical aspect of hydrogen potential is determined by the yield of the solar or wind system, based on currents knowledge of technologies. While the economic assessment is determined by the levelized cost of energy and hydrogen, LCOE and LCOH using cost input data. The research based on spatial modelling gives a general overview of the production price and potential-of green hydrogen generation from intermittent renewables sources on a national level. geospatial techno-economic analysis proves to be a suitable method to visualize the future hydrogen production development Our rough estimation shows that large-scale PV, wind farm integrated with hydrogen production potential could be potentially developed throughout the country. However, the economic scale may not be sufficient due to higher price of renewables electricity than current fossil fuel based of energy and high electrolyzer cost technology. Consequently, in order to support developing national green hydrogen strategies will require an integrated planning supported by dedicated infrastructure as well as right policy framework."

"Pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam memiliki tantangan teknis dan ekonomis, terkait dengan teknologi dan fasilitas produksi yang baru untuk dapat memproduksikan gas pada kondisi lingkungan yang ekstrem. Dalam penelitian ini dilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam dengan metode pengembangan sistem produksi bawah laut. Analisa teknis meliputi analisa flow assurance, khususnya strategi manajemen hidrat untuk menjamin keberlangsungan aliran gas dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Dari analisa teknis didapatkan konfigurasi pencegahan dan penghilangan hidrat. Analisa ekonomi mencakup perhitungan biaya investasi pada setiap alternatif konfigurasi yang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan dengan perhitungan keekonomian berdasarkan skema PSC yang berlaku di Indonesia. Dengan harga gas ekspor dan domestik sebesar 11/MMBTU dan 7/MMBTU, konfigurasi MEG dengan teknologi MRU adalah yang paling optimum karena memberikan IRR dan NPV yang terbesar yaitu sebesar 14,8 dan 794,5 juta US . Berdasarkan hasil sensitivitas keekonomian, CAPEX, harga gas ekspor dan hasil bagi untuk kontraktor memberikan pengaruh terbesar untuk IRR dan NPV, sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang terkecil. Untuk mendapatkan minimum IRR sebesar 18 yang dipersyaratkan oleh regulator, CAPEX perlu ditekan sebesar 10 dan dengan besaran hasil bagi untuk kontraktor minimum sebesar 50.

---

Deepwater gas greenfield development has technical and economic challenges, related to new technology and production facilities and that can be used for producing gas in the extreme ambient conditions. Technical analysis includes flow assurance analysis, selection of hydrate inhibitors MEG MeOH and determine minimum injection flow rate of hydrate inhibitors and hydrate remediation strategy. Economic analysis includes the calculation of investment cost on each configuration that meets the technical criteria above. Then continue with calculation of economic parameter based on applicable Indonesia PSC scheme. With export gas and domestic gas price 11 MMBTU and 7 MMBTU, MEG with MRU technology is the most optimum because it provides the largest IRR 14.8 and NPV 794.5 million US . Based on IRR and NPV sensitivity analysis CAPEX, export gas price and contractor split have significant effect to IRR and NPV otherwise OPEX has the most un significant effect to IRR and NPV. To obtain the minimum IRR of 18 required by the regulator, CAPEX needs to be reduced by 10 and by changing the contractor split by a minimum of 50 for contractor."

"Salah satu penyumbang emisi CO2 terbanyak pada kategori industri manufaktur adalah pabrik semen yang menghasilkan 8% dari total emisi global. Oleh karena itu, penelitian ini dilakukan untuk melakukan analisis teknis dan ekonomi terkait dekarbonisasi pada pabrik semen. Terdapat 3 skenario yang dilakukan pada penelitian ini, yaitu skenario 0 yang meliputi proses produksi klinker, skenario 1 yang meliputi proses produksi klinker, calcium looping carbon capture, sintesis metanol, dan PV-elektrolisis, serta skenario 2 yang meliputi proses produksi klinker menggunakan bauran bahan bakar alternatif, calcium looping carbon capture, sintesis metanol, dan PV-elektrolisis. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa suhu optimum untuk sintesis metanol pada tekanan 50 bar adalah 230 oC dengan rasio umpan antara H2 dan CO2 sebesar 3. Efisiensi energi tertinggi didapatkan pada skenario 2B dengan nilai sebesar 56,42%, diikuti oleh skenario 2A dengan nilai sebesar 56,40%, dan terakhir skenario 1 dengan nilai sebesar 56,36%. Emisi CO2 pada skenario 0 didapatkan sebesar 108.125 kg CO2/jam, mengalami peningkatan pada skenario 1 sebesar 299.553 kgCO2/jam, menurun pada skenario 2A dengan emisi CO2 sebesar 252.586 kgCO2/jam, dan menurun kembali pada skenario 2B dengan emisi CO2 sebesar 250.061 kgCO2/jam. Nilai levelized cost of methanol untuk skenario 1 sebesar Rp8.660,84, skenario 2A sebesar Rp8.465,59, dan skenario 2B sebesar Rp8.388,50. 

---

One of the biggest contributors to CO2 emissions in the manufacturing industry category is cement industries which produce 8% of total global emissions. Therefore, this research was carried out to analyze technical and economic aspects related to decarbonization in cement factories. There are 3 scenarios carried out in this study, namely scenario 0 which includes the clinker production process, scenario 1 which includes the clinker production process, calcium looping carbon capture, methanol synthesis, and PV-electrolysis, and scenario 2 which includes the clinker production process using mixed alternative fuels, calcium looping carbon capture, methanol synthesis, and PV-electrolysis. The results from this research show that the optimum temperature for methanol synthesis at a pressure of 50 bar was 230oC with a feed ratio between H2 and CO2 of 3. The highest energy efficiency was obtained in scenario 2B with a value of 56.42%, followed by scenario 2A with a value of 56.40%, and finally scenario 1 with a value of 56.36%. CO2 emissions in scenario 0 are 108,125 kgCO2/hour, increased in scenario 1 of 299,553 kgCO2/hour, decreased in scenario 2A with CO2 emissions of 252,586 kgCO2/hour, and decreased again in scenario 2B with CO2 emissions of 250,061 kgCO2/hour. The levelized cost of methanol for scenario 1 is IDR 8,660.84, scenario 2A biomass is IDR 8,465.59, and scenario 2B is IDR 8,388.50."

"Industri energi dunia berkontribusi 87% terhadap peningkatan gas rumah kaca di dunia. Untuk mengurangi emisi gas rumah kaca di dunia, hidrogen merupakan alternatif sumber energi dengan densitas energi gravimetrik 120 MJ/kg dan densitas volumetric 0,0824 kg/m3. Tantangan utama hidrogen sebagai energi alternatif adalah densitas volumetriknya yang sanagt rendah, sehingga memerlukan teknologi penyimpanan hidrogen dengan densitas volumetrik yang lebih tinggi. Sistem penyimpanan hidrogen sangat penting dalam siklus supply-chain hidrogen, terutama dari segi keekonomiannya. Sistem penyimpanan hidrogen terdiri dari proses hidrogenasi, transportasi, dan dehidrogenasi. Pada penelitian ini dilakukan analisis tekno-ekonomi dari 5 jenis teknologi penyimpanan hidrogen: compressed hydrogen, liquid Hydrogen, liquid organic hydrogen carrier, metal hydride, and amonia. Penelitian ini menggunakan Aspen Hysys dalam process design, process modeling, dan equipment sizing. Biaya sistem (IDR/kg) ditentukan berdasarkan Capital Expenditure (CapEx) dan Operational Expenditure (OpEx) dari masing-masing proses hidrogenasi dan dehidrogenasi, serta biaya transportasi pada 2000 km. Hasil penelitian menunjukkan bahwa pembawa liquid organic hydrogen carrier memiliki biaya sistem terendah sebesar IDR 40.254/kg, diikuti metal hydride sebesar IDR 45.247/kg, compressed hydrogen sebesar IDR 54.926/kg, amonia sebesar IDR 165.434/kg, dan liquid hydrogen sebesar IDR 189.658/kg. Namun efisiensi penyimpanan liquid organic hydrogen carrier hanya bernilai 8,71%, metal hydride bernilai 7,66%, dan amonia bernilai 33,49%. Hasilnya menunjukkan bahwa baik LOHC ataupun metal hydride memiliki tingkat kematangan teknologi yang baik.

---

The world's energy industries contribute 87% to the increase in global greenhouse gases. To reduce global greenhouse gas emissions, hydrogen as clean energy is an alternative energy source with a gravimetric energy density of 120 MJ/kg and a volumetric density of 0.0824 kg/m3. The main challenge of hydrogen as an energy carrier is its low volumetric density, thus requiring hydrogen storage technology at higher volumetric densities. Hydrogen storage systems are crucial to the hydrogen supply chain process, especially in terms of its economics. The hydrogen storage system consists of hydrogenation, transportation, and dehydrogenation processes. This paper uses the techno-economic analysis of five types of hydrogen storage technologies: compressed hydrogen, liquid Hydrogen, liquid organic hydrogen carrier, metal hydride, and ammonia. Hysys was introduced to help process design, process modeling, and equipment sizing of each technology. System costs (IDR/kg) are determined based on projected Capital Expenditure (CapEx) and Operational expenditure (OpEx) of each hydrogenation and dehydrogenation process, as well as shipping transportation cost at 2000 km. The results show that liquid organic hydrogen carrier had the lowest system cost of IDR 40.254,65/kg, followed by metal hydride at IDR 45.247,35/kg, compressed hydrogen at IDR 54.926,27/kg, ammonia at IDR 165.434,6/kg, and liquid hydrogen at IDR 189.658,25/kg. However, the storage efficiency of liquid organic hydrogen carriers is only 8.71%, metal hydride 7,66%, and ammonia 33,49%. The results show that both LOHC and metal hydride have better technological maturity."

"Pengembangan lapangan gas laut dalam memiliki tantangan teknis, terkait fasilitas produksi dan teknologi untuk dapat memproduksikan migas pada kondisi lingkungan yang ekstrem. Disamping itu, biaya yang diperlukan lebih besar dibandingkan pengembangan lapangan laut dangkal. Dalam penelitian ini dilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangan gas laut dalam di Selat Makasar dengan metode subsea tieback, dengan memanfaatkan kapasitas tersedia dari floating production unit (FPU) yang sudah ada. Analisa teknis meliputi penentuan ukuran pipa (flowline) optimal, yang dapat memenuhi target deliverabilitas gas, memenuhi kriteria teknis lainnya, serta analisa flow assurance, khususnya mitigasi hidrat untuk menjamin keberlangsungan aliran fluida dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Dari analisa teknis akan didapatkan beberapa konfigurasi ukuran pipa dan mitigasi hidrat. Analisa ekonomi meliputi perhitungan biaya investasi untuk setiap opsi yang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan penghitungan parameter keekonomian berdasarkan aturan Production Sharing Contract (PSC) yang berlaku di Indonesia. Dengan harga gas 6 US$/mmbtu, didapatkan nilai Government Take (GT) 609 juta US$ dan Internal rate of Return (IRR) 15.13%. Sensitivitas analisis dilakukan dengan variasi harga jual gas dan mengubah besaran kontraktor split untuk meningkatkan IRR sehingga dapat mencapai nilai yang masih dapat diterima dari sisi Kontraktor. Untuk mendapatkan IRR yang lebih besar dari 20%, diperlukan kontraktor split sebesar 48%. Hasil analisa keekonomian dapat menjadi pertimbangan dalam penentuan besaran kontraktor split untuk pengembangan lapangan gas laut dalam.

---

Deepwater gas field development has technical challenges, related to production facilities and technology that can be used for producing oil and gas in the extreme ambient conditions. The required cost is also higher than shallow water. This research analyzed technical and economical aspect of deepwater gas field development at Makasar Strait using subsea tieback method, which utilize the available capacity from existing Floating Production Unit (FPU). Technical analysis include selection the optimum flowline size, which meet the gas deliverability and other criteria as well. It also cover the flow assurance analysis, particularly hydrate mitigation, to ensure the flow continuity of oil and gas from subsea well to the sales point. Economic analysis include the calculation of investment cost on each option that meet the technical criteria above. Then continued with calculation of economic parameter based on applicable Indonesia Production Sharing Contract (PSC) scheme. With gas price of 6 US$/mmbtu, will give Government Take (GT) of 609 million US$ and Internal rate of Return (IRR) 15.13%. Sensitivity analysis has been done by varrying the gas sale price and changing the percentage of contractor split to increase the IRR to meet the value that still acceptable from Contractor side. Contractor split of 48% is required to achieve IRR higher than 20%. This economic analysis result could become a consideration in defining the percentage of Contractor Split for deepwater gas development."

"Salah satu bentuk layanan terpenting dalam teknologi selular adalah adanya ketersediaan area cakupan untuk memenuhi kebutuhan pelanggan. Pengembangan area cakupan bisa dilakukan dengan cara menambah jumlah Base Station baru. Untuk mengatasi kendala-kendala non teknis yang ada dalam pembangunan Base Station baru di kota-kota besar seperti di wilayah Jakarta, maka bisa dilakukan dengan cara membangun Base Station Indoor Coverage. Base Station Indoor Coverage adalah jenis Base Station yang area cakupannya hanya meliputi gedung-gedung tertentu saja dimana Base Station tersebut dibangun. Dengan dibangunnya Base Station Indoor maka lokasi serta jumlah pelanggan dan spesifikasi layanan yang diharapkannya bisa menjadi lebih jelas. Karena pembangunan BS indoor merupakan sebuah investasi perusahaan, maka perlu dilakukan analisa terhadap tingkat efektifitasnya untuk mendapatkan masukkan bagi pengambilan keputusan dibangun atau tidaknya sebuah BS indoor pada gedung dengan spesifikasi tertentu, atau spesifikasi gedung yang seperti apa yang harus didahulukan pembangunan BS indoor nya. Analisa tingkat efektifitas pembangunan BS indoor bisa dilakukan dengan berbagai metoda, salah satunya dengan menggunakan metoda analisa tekno-ekonomi yang memasukkan parameter pengelompokkan jenis gedung, perhitungan profitability indicator, serta asumsi revenue berdasarkan trafik gedung sejenis yang sudah ada BS indoor nya. BS indoor yang dijadikan acuan adalah BS indoor dari operator PT Telkomsel, dan perhitungan yang akan dilakukan adalah untuk wilayah Jakarta. Dengan menggunakan analisa tekno-ekonomi ini, keputusan pembangunan BS indoor diharapkan menjadi lebih tepat.

---

One of the most important things on cellular technologies is availability of network coverage to satisfy the customers. By build the new base station expects the network coverage area can be enlarged, but some of barrier has been identified on build new base station whether technically and non-technically. To eliminate the non-technically problem in the big city such as at Jakarta, resolve by built the indoor coverage base station. Indoor coverage base station is kind of base station which will serve the customer on that building itself. Advantages of this base station are to identify the number of customer and specifics of service clearly. Related to investment analysis, further calculation of profitability indicator it must done on first step as a guideline for management to decided the building locations and building types for the new indoor coverage base stations. In case analysis study of build the new indoor coverage base station did by techno-economic analysis method which include the parameter of building type, profitability indicator calculation, and revenue assumption compare to the current similar building type which have the indoor coverage base station at Jakarta which operated by PT Telkomsel. Conclusion of this techno-economic analysis is to assist the management to choose the right decision on build the new indoor coverage base station."

"Potensi minyak kelapa sawit Indonesia yang begitu besar mendorong berkembangnya berbagai macam usaha untuk meningkatkan nilai tambah bagi kelapa sawit. Salah satu cara untuk meningkatkan nilai tambah bagi kelapa sawit adalah pembuatan minyak DAG yang berbahan dasar minyak sawit. Minyak DAG merupakan minyak untuk kesehatan. Minyak DAG dapat berfungsi menurunkan kadar lemak dalam tubuh. Pembuatan minyak DAG dapat dilakukan baik melalui rute hidrolisis, rute esterifikasi, maupun kombinasi dari keduanya. Dalam studi ini akan dilakukan analisa secara tekno-ekonomi produksi minyak DAG di Indonesia. Metode untuk memproduksi minyak DAG yang dilakukan adalah kombinasi parsial hidrolisis dan esterifikasi yang dilakukan di dalam hollow fiber reactor dengan bantuan biokatalis. Hasil studi ini akan memberikan saran apakah pembangunan pabrik untuk memproduksi DAG di Indonesia layak secara ekonomi atau tidak.

---

Indonesian palm oil potential was so great that encourage the development of a variety of efforts to increase the added value of palm oil. One way to increase the added value for palm oil is the production of DAG oil which is a palm oil-based. DAG oil is the health cooking oil. DAG oil can lower levels of fat in the body. DAG oil production is can be done either through the route hydrolysis, esterification route, or a combination of both.

In this study, analysis will be done in techno-economic of DAG oil production in Indonesia. Method for producing DAG oil is the combination of partial hydrolysis and esterification carried out in the hollow fiber reactor with the help of biokatalis. The results of this study will provide advice on whether the construction of factories for the production of DAG in Indonesia economically feasible or not."

"Untuk meningkatkan nilai tambah pemanfaatan gas di fasilitas pengolahan gas R, ekses fuel gas tekanan rendah akan diubah menjadi bahan bakar liquefied petroleum gas yang mudah ditransportasikan. Kilang mini LPG di Sulawesi Tengah memiliki desain gas umpan sebesar 4 MMSCFD dengan teknologi refrigerasi dan distilasi. Kilang Mini LPG memiliki kapasitas produksi sekitar 37.1 ton/hari dengan kandungan LPG 98%. Total kondensat diproduksi sekitar 61.2 bbl/hari dan lean gas metana sebesar 3.5 MMSCFD. Nilai CAPEX kilang mini LPG sebesar US$ 12,000,000 dan OPEX sebesar US$ 35,225,732 untuk masa operasi 25 tahun. Analisis keekonomian yang diperoleh dengan NPV 46,924,709, IRR 59.02% dan Pay Back Period selama 2 tahun. Hasil penelitian tesis ini menunjukkan bahwa pembangunan kilang mini LPG di Sulawesi Tengah memiliki nilai kelayakan investasi yang baik.

---

To added value of utilization of natural gas at R gas processing facility, the low pressure excess fuel gas from condesate stabilization unit will be processed to produced liquefied petroleum gas. The mini LPG plant that will be built at Central Sulawesi will have capacity of feed gas of 4 MMSCFD. Built with refrigeration and distilation technology will produce LPG about 37.1 tonne/day with content 98%. Total condensate produced will be 61.2 bbl/day, and lean gas (methane) will be 3.5 MMSCFD. The plant CAPEX is estimated USD 12,000,000, and OPEX USD 35,225,732 for 25 years plant life time. The economic parameter will be NPV USD 46,924,709, IRR 59.02% and Pay Back Period for 2 years. The thesis results showed that development of mini LPG plant in Central Sulawesi has a good investment feasibility."

"Listrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

Electricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel.

This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh."