ANALISIS TEKNO-EKONOMI TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA

.

TUGAS AKHIR TF141581

ANALISIS TEKNO-EKONOMI TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA HALAMAN JUDUL KIKI YONATA NRP. 2412 100 026

Dosen Pembimbing : 1. Harsono Hadi, Ph.D. 2. Ir. Sarwono, M.M.

DEPARTEMEN TEKNIK FISIKA Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2017

i

“Halaman ini memang dikosongkan”

ii

.

FINAL PROJECT TF141581

TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS OF SOLAR POWER PLANT SYSTEM DESIGN IN COMMERCIAL BUILDING IN SURABAYA, INDONESIA HALAMAN JUDUL KIKI YONATA NRP. 2412 100 026

Supervisor : 1. Harsono Hadi, Ph.D. 2. Ir. Sarwono, M.M.

DEPARTMENT OF ENGINEERING PHYSICS Faculty of Industrial Technology Sepuluh Nopember Institute of Technology Surabaya 2017

iii


iv

PERNYATAAN BEBAS PLAGIASI Saya yang bertanda tangan di bawah ini: Nama : Kiki Yonata NRP : 2412 100 026 Departemen : Teknik Fisika FTI-ITS Dengan ini menyatakan bahwa Tugas Akhir saya berjudul: ANALISIS TEKNO-EKONOMI TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA Adalah bebas dari plagiasi. Apabila pernyataan ini terbukti tidak benar, maka saya bersedia menerima sanksi sesuai ketentuan yang berlaku. Demikian surat pernyataan ini saya buat dengan sebenarbenarnya. Surabaya, 11 Januari 2017 Yang membuat pernyataan

Kiki Yonata

v


vi



ANALISIS TEKNO-EKONOMIS TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA Nama NRP Departemen Dosen Pembimbing

: Kiki Yonata : 2412100026 : Teknik Fisika FTI-ITS : 1. Harsono Hadi, Ph.D. 2. Ir. Sarwono, M.M.

Abstrak Sistem PLTS merupakan salah satu energi terbarukan yang berpotensi untuk dikembangkan di Indonesia. Salah satu sistem PLTS adalah grid-connected. Pada penelitian ini dilakukan simulasi dan perhitungan ekonomi pada modul jenis polikristal dan monokristal dengan variasi sudut kemiringan sebesar 10 o, 15o, dan 20o. Modul yang digunakan berasal dari Jerman, Cina, dan Indonesia. Penelitian ini dilakukan menggunakan perangkat lunak PVSyst dengan menggunakan modul polikristal dan monokristal @250 Wp sebanyak 84 buah dan inverter kapasitas 20 kW. Parameter nilai ekonomi yang digunakan adalah Net Present Value (NPV), Payback Period, Profitability Index, dan Internal Rate of Return (IRR). Dari hasil perhitungan, sistem akan mengalami pengembalian modal investasi setelah berproduksi selama 13 tahun untuk penggunaan modul monokristal dan 14 tahun untuk modul polikristal. Pengaruh kenaikan tingkat suku bunga Bank Indonesia dapat menambah Payback Period, mengurangi nilai NPV, dan memperkecil nilai PI dari investasi. Dengan menggunakan perhitungan sederhana, nilai maksimum suku bunga Bank Indonesia adalah sebesar 7.5% agar investasi 21 kWp masih layak dilakukan. Kata Kunci: PLTS, net present value, profitability index, payback period, internal rate of return.

xi

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

xii

TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS OF SOLAR POWER PLANT SYSTEM DESIGN IN COMMERCIAL BUILDING IN SURABAYA, INDONESIA Name NRP Department Supervisor

: Kiki Yonata : 2412100026 : Teknik Fisika FTI-ITS : 1. Harsono Hadi Ph.D 2. Ir. Sarwono, MM

Abstract Solar Power Plant system is one of the renewable energy that potential to be developed in Indonesia. One of the system is grid-connected. In this research, simulation and economic calculations on the polycrystalline and monocrystalline modules with the variation of the tilted angle of 10 o, 15o and 20o. Modules that used is came from Germany, China, and Indonesia. This research was conducted using the software PVSYST with polycrystalline and monocrystalline modules @250 Wp were 84 pieces and inverter capacity of 20 kW. Parameter economic value that used is Net Present Value (NPV), Payback Period, Profitability Index, and Internal Rate of Return (IRR). From the calculation, the system will return on investment after producing for 13 years with monocrystalline modules and 14 years for polycrystalline modules. Increasing the interest rate of Bank Indonesia can increase amount of Payback Period, decreasing the value of NPV and minimize the PI value of the investment. By using a simple calculation, the maximum value of Bank Indonesia interest rate is 7.5% for an investment 21 kWp so that project still worth doing. Keywords : Solar Power Plant, Net Present Value, Profitability Index, Payback Period, Internal Rate of Return

xiii

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

xiv

KATA PENGANTAR Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT, karena rahmat dan hikmat-Nya sehingga penulis diberikan kesehatan, kemudahan, dan kelancaran dalam menyusun laporan Tugas Akhir yang berjudul: ANALISIS TEKNO-EKONOMI TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA Perkenankan saya menyampaikan terima kasih yang sebesarbesarnya kepada : 1. Bapak Agus Muhamad Hatta, S.T, M.Si., Ph.D selaku Ketua Jurusan Teknik Fisika yang telah memberikan petunjuk, ilmu, serta bimbingan selama menempuh pendidikan di Teknik Fisika. 2. Bapak Ir. Harsono Hadi, M.T. Ph.D dan Bpk. Ir. Sarwono, M.M. selaku dosen pembimbing yang telah dengan sabar memberikan petunjuk, ilmu, serta bimbingan yang sangat bermanfaat. 3. Bapak Ir. Tutug Dhanardhono M.T selaku dosen wali penulis. 4. Orang tua saya satu-satunya, Ibu Rita Nurzahara. Terimakasih atas segala cinta, kasih sayang, doa, perhatian, serta dukungan moril dan materiil yang telah diberikan. 5. Seluruh teman Tugas Akhir (Fardan Sentosa dan Muhammad Jamaluddin), terima kasih untuk segala bantuan dan senantiasa menemani mengerjakan Tugas Akhir. 6. Teman-teman asisten Laboratorium Pengukuran Fisis yang telah memberikan semangat dan memberikan tempat yang nyaman bagi penulis. 7. Seluruh dosen, karyawan dan civitas akademik Teknik Fisika, terimakasih atas segala bantuan dan kerjasamanya. 8. Semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu, terimakasih atas bantuannya. xv

Semoga laporan Tugas Akhir ini dapat memberikan kontribusi yang berarti dan menambah wawasan yang bermanfaat bagi pembaca, keluarga besar Teknik Fisika khususnya, dan civitas akademik ITS pada umumnya. Selain itu juga semoga dapat bermanfaat sebagai referensi pengerjaan laporan Tugas Akhir bagi mahasiswa yang lain Surabaya, 11 Januari 2017

Penulis

xvi

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ................................................................ i PERNYATAAN BEBAS PLAGIASI ..................................... v HALAMAN PENGESAHAN .................................................. vii ABSTRAK .............................................................................. xi ABSTRACT .............................................................................. xiii KATA PENGANTAR .............................................................. xv DAFTAR ISI ............................................................................ xvii DAFTAR GAMBAR ............................................................... xix DAFTAR TABEL ................................................................... xxi BAB I PENDAHULUAN ........................................................ 1 1.1 Latar Belakang ............................................................... 1 1.2 Perumusan Masalah ....................................................... 2 1.3 Batasan Masalah ............................................................ 3 1.4 Tujuan Penelitian ........................................................... 3 BAB II TEORI PENUNJANG ................................................. 5 2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Surya .................................. 5 2.2 Jenis-jenis PLTS ............................................................ 6 2.3 Variabel Energi Matahari di Permukaan Bumi ............... 8 2.4 Komponen Sistem PLTS ................................................ 14 2.5 Analisis Ekonomi ........................................................... 18 BAB III METODOLOGI PENELITIAN ................................. 24 3.1 Blok Diagram Sistem ..................................................... 24 3.2 Pengambilan Data .......................................................... 25 3.3 Komponen Sistem PLTS ................................................ 27 3.4 Desain Sistem PLTS ...................................................... 28 3.5 Perhitungan Ekonomi Desain PLTS ............................... 29 BAB IV ANALISIS DAN PEMBAHASAN ........................... 31 4.1 Hasil Simulasi Sistem PLTS ............................................ 31 4.2 Hasil Perhitungan Ekonomi PLTS ................................... 43 4.3 Hasil Perhitungan Kelayakan Investasi ............................ 45 BAB V PENUTUP .................................................................. 49 5.1 Kesimpulan ...................................................................... 49 5.2 Saran ................................................................................ 49 xvii

DAFTAR PUSTAKA .............................................................. 51 LAMPIRAN

xviii

DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Perbedaan Solar Thermal dan PLTS ........................5 Gambar 2.2 Konfigurasi Sistem PLTS Grid-connected ...............7 Gambar 2.3 Konfigurasi Sistem PLTS Off-grid ...........................8 Gambar 2.4 Konstanta Matahari ..................................................9 Gambar 2.5 Proses Radiasi Matahari di Permukaan Bumi ...........10 Gambar 2.6 Radiasi Matahari Bulanan ........................................11 Gambar 2.7 Grafik Iradiasi Bulanan Surabaya .............................12 Gambar 2.8 Efek Kemiringan Modul ...........................................13 Gambar 2.9 Variasi Sudut Datang Radiasi dan Kemiringan Modul PV .............................................................................14 Gambar 2.10 Susunan Modul PV.................................................14 Gambar 2.11 Perbedaan Tipe Modul PV .....................................15 Gambar 3.1 Diagram alir penelitian tugas akhir...........................23 Gambar 3.2 Konfigurasi Sistem PLTS Grid-connected .........24 Gambar 3.3 Grafik Kebutuhan Listrik Bangunan ........................27 Gambar 4.1 Polikristal Cina sudut kemiringan 10o ......................31 Gambar 4.2 Polikristal Cina sudut kemiringan 15o ......................32 Gambar 4.3 Polikristal Cina sudut kemiringan 20o ......................32 Gambar 4.4 Polikristal Indonesia sudut kemiringan 10 o ..............33 Gambar 4.5 Polikristal Indonesia sudut kemiringan 15o ..............34 Gambar 4.6 Polikristal Indonesia sudut kemiringan 20o ..............34 Gambar 4.7 Polikristal Jerman sudut kemiringan 10o ..................35 Gambar 4.8 Polikristal Jerman sudut kemiringan 15o ..................35 Gambar 4.9 Polikristal Jerman sudut kemiringan 20o ..................36 Gambar 4.10 Monokristal Cina sudut kemiringan 10o .................36 Gambar 4.11 Monokristal Cina sudut kemiringan 15o .................37 Gambar 4.12 Monokristal Cina sudut kemiringan 20o .................37 Gambar 4.13 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 10o .........38 Gambar 4.14 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 15o .........38 Gambar 4.15 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 20o .........39 Gambar 4.16 Monokristal Jerman sudut kemiringan 10o .............40 Gambar 4.17 Monokristal Jerman sudut kemiringan 15o .............40 Gambar 4.18 Monokristal Jerman sudut kemiringan 20o .............40

xix

Gambar 4.19 Perbedaan Nilai Life Cycle Cost ............................. 41 Gambar 4.20 Perbedaan Nilai Cost of Energy ............................. 27

xx

DAFTAR TABEL Tabel 2.1 Variasi Intensitas Radiasi Bulanan Surabaya................... 11 Tabel 3.1 Data Lokasi Sistem PLTS ............................................... 25 Tabel 3.2 Data Iradiasi Matahari Surabaya ..................................... 25 Tabel 3.3 Spesifikasi Inverter .......................................................... 28 Tabel 4.1 Hasil Kelayakan Investasi Modul Polikristal ................... 45 Tabel 4.2 Hasil Kelayakan Investasi Modul Monokristal ................ 46 Tabel 4.3 Pengaruh Perubahan BI 7-day Rate ................................. 47

xxi


xxii

BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Energi merupakan salah satu permasalahan yang dihadapi oleh semua negara yang mengalami pertumbuhan ekonomi, tak terkecuali Indonesia. Seiring dengan banyaknya pembangunan di berbagai sektor, seperti industri, transportasi, infrastruktur, dan sektor yang lainnya maka kebutuhan energi Indonesia akan terus meningkat juga (Elinur 2010). Permasalahan energi yang dialami oleh Indonesia adalah ketergantungan Indonesia dalam pemakaian energi fosil untuk memenuhi kebutuhan energi sehari-hari, sedangkan penggunaan energi terbarukan mengalami kendala di dalam pengembangan dan penggunaannya. Ketergantungan dalam pemakaian energi fosil tercatat sebanyak 96 % dari kebutuhan masyarakat Indonesia, dimana 96% energi fosil didominasi oleh minyak bumi sebesar 48%, gas alam sebesar 18%, dan batu bara mencapai 30%. Di sisi lain, ketergantungan ini tidak diimbangi oleh usaha untuk melakukan konversi atau konservasi energi yang baik (Outlook Energi Indonesia 2014) Salah satu konversi energi yang dapat dilakukan adalah dengan melakukan pemanfaatan sumber daya alam tak habis pakai, salah satunya adalah matahari. Intensitas radiasi matahari yang dimiliki oleh Indonesia rata-rata sebesar 4,8 kWh/m2 per hari dengan variasi rata-rata 9% tiap bulannya. Hal ini menunjukkan persebaran yang merata akibat dari posisi geografis Indonesia yang berada di daerah tropis. Persebaran ini didominasi oleh wilayah yang berada di Kawasan Timur Indonesia (KTI) dengan intensitas radiasi maksimum sebesar 5,5 kWh/m2 per hari di daerah Papua dan Kawasan Barat Indonesia (KBI) dengan ratarata per daerah mencapai 4,5 kWh/m 2 per hari (Lubis 2007). Namun potensi ini belum dimaksimalkan dikarenakan berbagai faktor, salah satunya adalah sedikitnya studi yang dilakukan dalam bidang desain sistem PLTS terutama pada bangunan komersial. Studi yang selama ini dilakukan adalah pada perumahan yang tingkat kebutuhan listriknya lebih kecil dan 1

2 mudah dijangkau oleh pemasangan PLTS dengan sistem grid connected photovoltaic (Elieser Tarigan 2015). Kondisi yang berbeda terjadi ketika desain sistem PLTS akan diterapkan pada bangunan komersial, karena pada bangunan komersial pada umumnya memiliki rooftop yang dapat dimanfaatkan untuk pembangunan PLTS. Manfaat dari adanya rooftop ini adalah sedikitnya shading yang ada pada rooftop sehingga akan menurunkan kehilangan daya pada saat pembangkitan, transmisi dan distribusi listrik (Akash Kumar Shukla 2016). Berdasarkan uraian di atas, maka pada Tugas Akhir ini akan dilakukan desain sistem PLTS pada bangunan komersial yang ada di Surabaya, Indonesia. Surabaya dipilih karena merupakan salah satu kota terbesar di Indonesia yang memiliki bangunan komersial seperti restoran, café, dan pusat perbelanjaan. Bangunan komersial dipilih karena dalam hal kelayakan investasi lebih membutuhkan perhitungan yang tepat dan efisien. Sehingga dalam penelitian ini akan diperoleh desain sistem PLTS yang paling efektif dan memiliki nilai investasi yang paling efisien. 1.2 Rumusan Masalah Permasalahan yang diangkat dalam Tugas Akhir ini yaitu : a. Bagaimanakah rancangan sistem PLTS pada bangunan komersial di Surabaya, Indonesia? b. Bagaimanakah perhitungan tekno-ekonomi dan lingkungan rancangan sistem PLTS pada bangunan komersial di wilayah Surabaya, Indonesia? c. Bagaimanakah pengaruh kenaikan BI 7-day Repo Rate terhadap kelayakan investasi sistem PLTS pada bangunan komersial di wilayah Surabaya, Indonesia? 1.3 Batasan Masalah Batasan masalah yang digunakan dalam penelitian tugas akhir ini adalah sebagai berikut : a. Lokasi yang digunakan adalah Coffee Toffee Klampis, Surabaya yang terletak pada 7.29 o LS dan 112.78o BT

3 b. Variabel modul fotovoltaik yang digunakan adalah modul dari Jerman, Korea/Jepang, dan Asia Tenggara c. Variabel sistem PLTS yang dirancang menggunakan sistem grid connected. d. Performansi rancangan sistem PLTS yang ditinjau adalah energi listrik yang diproduksi, investment cost, dan kelayakan investasi. e. Software yang digunakan untuk melakukan rancangan sistem PLTS adalah PVSyst. 1.4 Tujuan Tujuan utama dari tugas akhir ini yaitu : a. Mendapatkan rancangan sistem PLTS sesuai kapasitas yang diinginkan untuk bangunan komersial di wilayah Surabaya, Indonesia. b. Mendapatkan perhitungan tekno-ekonomi dan lingkungan sistem PLTS yang paling efisien pada bangunan komersial di wilayah Surabaya, Indonesia. c. Mengetahui pengaruh kenaikan BI 7-day Repo Rate terhadap kelayakan investasi sistem PLTS pada bangunan komersial di wilayah Surabaya, Indonesia.

4


BAB II DASAR TEORI 2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Surya Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) termasuk dalam salah satu sumber energi baru dan terbarukan. PLTS memanfaatkan sumber energi matahari dalam bentuk cahaya matahari untuk diubah langsung menjadi energi listrik. Pada dasarnya matahari membawa energi yang dibagi menjadi dua bentuk, yaitu energi panas dan cahaya. Dari dua bentuk energi tersebut dibagi menjadi dua sistem tenaga surya, yaitu sistem tenaga panas matahari (solar thermal) dan sistem tenaga surya (PLTS). Sistem tenaga panas matahari menangkap panas untuk digunakan sebagai pemanas air, sedangkan sistem tenaga surya mengubah cahaya matahari langsung menjadi listrik. Ketika modul fotovoltaik (PV) terkena cahaya matahari, modul akan menghasilkan listrik searah atau direct current (DC). Listrik DC akan dikonversi menjadi listrik bolak-balik atau alternating current (AC) oleh inverter, yang selanjutnya didistribusikan ke bangunan.

Gambar 2.1 Perbedaan Solar Thermal dan PLTS (Tan & Seng, 2014)

5

6 PLTS mampu secara efektif mengurangi ketergantungan pada daya listrik, menaikkan produksi energi baru terbarukan, dan meningkatkan kualitas lingkungan. Energi listrik yang dihasilkan oleh PLTS bergantung pada beberapa faktor, yaitu besar iradiasi matahari yang diterima oleh modul fotovoltaik, suhu sekitar modul, dan ada tidaknya shading atau bayangan yang mengenai modul. Faktor iradiasi matahari merupakan faktor utama bagi PLTS untuk menghasilkan energi listrik. Iradiasi matahari ditentukan oleh letak geografis PLTS dibangun, semakin besar nilai iradiasi yang diterima maka semakin besar pula daya yang bisa dihasilkan oleh PLTS. Berbeda dengan iradiasi matahari, besar suhu sekitar modul yang tinggi akan membuat listrik yang dihasilkan semakin kecil. Pada umumnya suhu yang digunakan untuk pengujian modul adalah 25o C, namun dalam kondisi cerah dan panas khususnya di daerah khatulistiwa, suhu sekitar modul bisa mencapai 40-50o C. Adanya faktor shading pada modul fotovoltaik akan membuat daya yang dihasilkan PLTS akan menurun. Hal ini dikarenakan modul terbuat dari bahan semikonduktor (sel surya) yang dirangkai seri berjumlah 36, 60, atau 72. Sehingga apabila terjadi shading pada beberapa sel maka akan membuat energi yang dihasilkan menjadi terpengaruh. 2.2 Jenis-jenis PLTS PLTS berdasarkan teknologi yang digunakan dibagi menjadi dua sistem, yaitu sistem PLTS grid-connected dan sistem PLTS off-grid (atau biasa disebut stand alone) 2.2.1 PLTS Grid-connected Aplikasi PLTS Grid-connected banyak dijumpai pada bangunan atau dipasang pada tanah lapang jika lahan yang dimiliki tidak terbatas. Pada bangunan biasanya modul PV akan diletakkan pada atap bangunan atau terintegrasi dengan bangunan. Modul PV yang terintegrasi biasa disebut Building Integrated Photovoltaics (BIPV). Penempatan modul PV akan terletak pada dinding jendela atau menyesuaikan dengan bentuk bangunan yang ingin digunakan.

7

Gambar 2.2 Konfigurasi Sistem PLTS Grid-connected (Tan & Seng, 2014) Pada sistem PLTS Grid-connected, bangunan akan memiliki 2 sumber daya. Yang pertama adalah dari sumber tegangan jalajala PLN, dan kedua dari sistem PLTS yang dibangun. Kedua sumber daya ini akan diatur oleh suatu komponen yang biasa disebut AC Distributed Board (ACDB). Besarnya daya yang dipenuhi oleh kedua sumber daya ini bergantung dari besarnya modul PV yang terpasang dan faktor lain seperti iradiasi, suhu lingkungan, dan efek shading. Ketika modul PV dapat menghasilkan listrik yang melebihi dari kebutuhan bangunan, kelebihan listrik akan dialirkan ke sambungan jala-jala. Ketika tidak ada sinar matahari yang mengenai modul PV, misalnya saat cuaca berawan atau malam hari, bangunan akan menggunakan sumber daya dari PLN. 2.2.2 PLTS Off-grid Sistem PLTS Off-grid banyak ditemui pada daerah yang terisolasi atau jauh dari jangkauan jala-jala PLN. Daerah ini biasanya terdapat pada daerah pedalaman atau pulau-pulau terluar yang tidak mendapat distribusi listrik secara penuh. Tantangan utama pada sistem PLTS Off-grid adalah kebutuhan terhadap baterai yang memiliki deep cycle baik seperti jenis baterai lead-acid, Ni-

8 Cd, atau baterai Lithium untuk menyimpan listrik ketika terjadi kondisi modul PV tidak mendapatkan cahaya matahari yang cukup untuk menghasilkan listrik.

Gambar 2.3 Konfigurasi Sistem PLTS Off-grid (Tan & Seng, 2014) 2.3 Variabel Energi Matahari di Permukaan Bumi Energi matahari yang sampai ke permukaan bumi memiliki peran penting terhadap energi listrik yang dihasilkan oleh PLTS. Beberapa variabel tersebut adalah sebagai berikut. 2.3.1 Konstanta Matahari Nilai intensitas radiasi matahari dipengaruhi berdasarkan beberapa hal, yaitu orbit bumi terhadap matahari, jarak bumi dan matahari, lokasi tempat penerima sinar matahari, serta kondisi cuaca tempat penerima sinar matahari. Radiasi yang diemisikan oleh matahari untuk mencapai ke bumi bernilai konstan di luar atmosfer bumi. Konstanta matahari (ISC) adalah energi matahari per satuan waktu yang diterima oleh permukaan dengan arah tegak lurus terhadap matahari setiap m 2. Nilai konstanta matahari ditentukan sebesar 1366,1 W/m2 dengan ketidakpastian sebesar 1,7%.

9

Gambar 2.4 Konstanta Matahari (Jessup, 1974) Dengan menggunakan konstanta matahari (ISC) bisa dilakukan perhitungan nilai intensitas radiasi matahari sebagai berikut. * ( )+ (2.1) keterangan: GSC : Konstanta matahari GO : Intensitas radiasi matahari N : Jumlah hari dalam setahun 2.3.2 Radiasi Matahari di Bumi Radiasi matahari yang sampai di bumi lebih kecil daripada luar angkasa atau atmosfer bumi. Hal ini disebabkan oleh adanya beberapa faktor yang dapat mengurangi radiasi matahari antara lain ada beberapa energi yang dipantulkan kembali ke luar angkasa oleh atmosfer terluar bumi. Banyak cahaya matahari yang dipantulkan kembali akibat penggunaan kaca pada perumahan. Sebagian cahaya ada yang dipantulkan oleh awan dan sebanyak 30% radiasi yang sampai ke permukaan bumi dipantulkan dengan berbagai cara.

10 Dari sebagian radiasi matahari yang mampu campai ke permukaan bumi dibedakan menjadi 3 berdasarkan prosesnya, yaitu sebagai berikut. a. Radiasi Langsung (Direct Radiation) Direct Radiation merupakan radiasi yang mencapai bumi tanpa adanya perubahan arah dan diterima oleh bumi dalam arah sejajar. b. Radiasi Hambur (Diffuse Radiation) Diffuse Radiation merupakan radiasi yang mengalami perubahan akibat adanya pemantulan dan pembiasan oleh benda lain yang ada di permukaan bumi, seperti pemantulan oleh dinding rumah atau pemantulan yang diakibatkan oleh kaca. c. Radiasi Total (Global Radiation) Global Radiation merupakan penjumlahan dari Direct Radiation dan Diffuse Radiation.

Gambar 2.5. Proses Radiasi Matahari di Permukaan Bumi (The Practical Aspect of Solar Space and Domestic Water Heating Systems for Residential Buildings, 1978) 2.3.3 Variasi Radiasi Bulanan Energi matahari pada garis mendatar di semua lokasi akan memperlihatkan variasi dari bulan ke bulan apabila setiap

11 bulannya di asumsikan bernilai sama. Hal ini disebabkan oleh gerak rotasi bumi terhadap matahari dan pergantian musim yang dipengaruhi oleh lapisan awan. Ketika musim dingin, matahari akan lebih rendah daripada musim panas, dan akan membuat sudut dating matahari akan semakin kecil sehingga menyebabkan intensitas radiasi matahari yang sampai ke bumi menjadi berkurang. Sedangkan pada musim panas sudut datang matahari terhadap bumi menjadi lebih besar, sehingga intensitas radiasi matahari yang diterima oleh bumi semakin besar.

Gambar 2.6 Radiasi Matahari Bulanan (The Practical Aspect of Solar Space and Domestic Water Heating Systems for Residential Buildings, 1978) Variasi intensitas radiasi matahari bulanan untuk wilayah Surabaya bisa didapatkan dengan memasukkan letak geografis Surabaya ke dalam Software PVSyst. Dengan memasukkan variabel 7,28o LS dan 112,8o BT yang kemudian disimulasikan akan didapatkan hasil sebagai berikut. Tabel 2.1 Variasi Intensitas Radiasi Bulanan Surabaya Global Diffuse Interval Radiation Radiation Beginning (kWh/m2/bulan) (kWh/m2/bulan) Januari 149.7 56.4 Februari 166.0 51.5

12

Interval Beginning Maret April Mei Juni Juli Agustus September Oktober November Desember Total

Global Radiation (kWh/m2/bulan) 212.0 209.1

Diffuse Radiation (kWh/m2/bulan) 56.7 55.8

184.1 139.8 141.4 145.7 131.1 141.7 115.5 108.8 1844.9

60.8 62.4 65.4 67.3 66.6 63.9 58.2 57.7 722.7

Gambar 2.7 Grafik Iradiasi Bulanan Surabaya

13 2.3.4 Efek Kemiringan Permukaan Dalam melakukan desain sistem PLTS, faktor kemiringan permukaan atau kemiringan modul sangat berpengaruh terhadap energi listrik yang dihasilkan. Desain yang dilakukan sebisa mungkin selalu tegak lurus dengan arah datangnya matahari. Sehingga perlu dilakukan perhitungan sudut kemiringan yang efektif dalam melakukan desain sistem PLTS. Usaha yang selama ini dilakukan adalah mengupayakan modul PV agar selalu mengikuti cahaya matahari yang datang, hal ini biasa disebut dengan tracking. Tracking dapat dilakukan namun dalam prakteknya tidak memungkinkan digunakan pada sistem pemanas perumahan.

Gambar 2.8 Efek Kemiringan Modul (The Practical Aspect of Solar Space and Domestic Water Heating Systems for Residential Buildings, 1978) Karena alasan inilah, upaya yang bisa dilakukan untuk memaksimalkan cahaya matahari yang diterima adalah dengan mengatur sudut penerimaan modul terhadap matahari berdasarkan data intensitas radiasi matahari setiap bulan. Untuk bulan Oktober hingga Maret, sudut datang matahari bervariasi antara 5o hingga 23o dibawah garis putus-putus pada sudut tegak lurus terhadap lokasi lintang. Untuk memaksimalkan selama musim panas kemiringan sudut modul PV diatur lebih besar 15 o.

14

Gambar 2.9 Variasi Sudut Datang Radiasi dan Kemiringan Modul PV (The Practical Aspect of Solar Space and Domestic Water Heating Systems for Residential Buildings, 1978) 2.4 Komponen Sistem PLTS Dalam melakukan desain sistem PLTS On-grid atau Off-grid diperlukan komponen-komponen sebagai berikut. 2.4.1 Modul PV Komponen utama yang diperlukan adalah modul PV. Dalam proses instalasi, modul PV akan disambung secara seri untuk membentuk suatu rangkaian, yang kemudian akan diparalel untuk membentuk sebuah array atau susunan.

Gambar 2.10 Susunan Modul PV (Photovoltaics Report, 2016) Modul PV yang digunakan dalam sistem PLTS yang ada sekarang ini dibedakan menurut material pembuatnya, yaitu: a. Tipe Monokristal Modul PV tipe monokristal merupakan modul dengan nilai efisiensi yang paling tinggi dibandingkan tipe yang lain. Efisiensi modul sebesar 15-20% dengan efisiensi yang tinggi, membuat harga jenis ini paling mahal. Dengan nilai efisiensi

15 yang besar, modul jenis ini dapat menghemat lahan yang akan digunakan untuk pemasangan sistem PLTS. Modul ini terbuat dari kristal single yang kemudian berkembang berbentuk pilar. Hasil akhir dari proses manufaktur modul tipe monokristal akan memiliki bentuk persegi dengan pojokpojoknya yang hilang. b. Tipe Polikristal Modul tipe polikristal dibuat dengan cara menuangkan silikon cair sehingga membentuk cetakan berupa kubus dan membiarkannya hingga dingin dan menjadi keras. Blok kubus yang mengeras ini kemudian dipotong menjadi pilar sehingga menjadi sel surya berbentuk kotak sempurna. Modul tipe ini memiliki arah struktur kristal yang acak dan berbeda-beda dengan kristal yang berdekatan. c. Tipe Thin-film atau Amorph Modul tipe thin-film atau amorph berbeda dengan jenis monokristal atau polikristal, thin-film bukan jenis kristal namun lapisan tipis silikon yang diletakkan di bahan dasar seperti logam atau kaca untuk menghasilkan sel surya. Thinfilm merupakan modul dengan harga yang paling murah daripada jenis yang lainnya, namun efisiensi yang dimilikinya juga paling rendah. Untuk mendapatkan nilai energi listrik yang sama dengan monokristal atau polikristal, diperlukan luasan lahan yang cukup besar untuk memasangnya. Dengan sifatnya yang lebih fleksibel dan mudah dibentuk, thin-film dapat dipasang mengelilingi atap perumahan atau melapisi dinding-dinding bangunan yang menghadap ke arah selatan.

Gambar 2.11 Perbedaan Tipe Modul PV (Photovoltaics Report, 2016)

16

Untuk menentukan jumlah modul yang akan digunakan, perlu dilakukan perhitungan beban yang akan dipenuhi. Perhitungan beban dapat dilakukan dengan menghitung jumlah peralatan listrik yang digunakan selama satu hari atau dengan melihat nilai kWh pada kWh meter. Apabila suatu bangunan memiliki peralatan listrik yang memerlukan pemanasan atau pendinginan yang besar, energi listrik yang dibutuhkan akan sangat besar dan berpengaruh pada jumlah modul PV yang dibutuhkan. Perhitungan total beban yang dibutuhkan adalah sebagai berikut. ( ) (2.2) ( ) (2.3) 2.4.2

Inverter Inverter merupakan peralatan elektronik yang berfungsi untuk mengubah arus searah (direct current) menjadi arus bolakbalik (alternating current) ketika diberi tegangan dan frekuensi tertentu. Ada beberapa jenis inverter yang digunakan untuk menghasilkan arus bolak-balik, yaitu pure sine wave inverter dan modified sine wave inverter. Dalam memilih inverter yang akan digunakan untuk sistem PLTS On-grid diperlukan beberapa kriteria, antara lain: a. Standard inverter yang digunakan untuk aplikasi PLTS Ongrid yaitu UL 1741 b. Tegangan DC yang berasal dari baterai atau modul PV c. Karakteristik inverter seperti efisiensi, frekuensi, dan tegangan d. Garansi produk, biasanya selama 5 hingga 10 tahun e. Kemampuan MPPT yaitu kemampuan inverter untuk menentukan nilai maksimum tegangan dan arus yang keluar dari modul PV Masukan tegangan inverter DC apabila tanpa baterai biasanya sebesar 230-600 V, sedangkan untuk sistem menggunakan baterai sebesar 12,24 atau 48 V. Untuk menghitung nilai Ampere-hour (Ah) yang dibutuhkan oleh inverter adalah sebagai berikut.

17

(2.4) Sehingga untuk kebutuhan sehari, apabila 3 jam penyinaran matahari dibutuhkan inverter dengan Ampere-hour sebesar. 2.4.3 Baterai Baterai merupakan media penyimpanan listrik DC yang kemudian akan digunakan untuk waktu yang ditentukan. Adanya penyimpanan energi dalam bentuk baterai membuat harga yang harus dikeluarkan untuk membangun sistem PLTS menjadi meningkat, selain itu baterai dapat mengurangi efisiensi dan keluaran dari sistem PLTS hingga 10% untuk penggunaan baterai Lead-acid. Ada beberapa jenis baterai yang digunakan dalam sistem PLTS Off-grid, yaitu baterai Lead-acid dan baterai Alkaline. a. Baterai Lead-acid Baterai jenis Lead-acid merupakan jenis yang paling banyak digunakan dalam sistem PLTS, dan jenis Lead-acid tertutup atau baterai kering (Valve-Regulated Lead Acid) adalah yang paling banyak digunakan pada sistem PLTS On-grid, karena baterai jenis ini tidak membutuhkan perawatan yang terlalu sering jika dibandingkan dengan baterai basah. Ada dua jenis baterai Lead-acid tertutup, yaitu baterai gel dan baterai absorbent glass mat (AGM). Baterai gel didesain untuk keadaan zero-resistance, sehingga bukan pilihan yang baik karena apabila terjadi overcharging akan mengakibatkan baterai rusak. Sedangkan baterai AGM adalah baterai dengan standard industri, yang bebas perawatan dan cocok untuk digunakan pada sistem PLTS On-grid. b. Baterai Alkaline Baterai Alkaline adalah baterai yang direkomendasikan untuk digunakan pada keadaan suhu dingin yang ekstrem sekitar -50oF atau kurang. Kelebihan dari jenis baterai ini adalah nilai toleransi pada suhu dingin dan tinggi yang baik, perawatan yang sedikit, dan kemampuannya apabila mengalami over-charged tanpa merusak baterai.

18 Untuk menghitung daya baterai yang diperlukan (Wh), harus diketahui terlebih dahulu kapasitas beban, kapasitas baterai dan nilai deep of discharge (DOD). (2.5) (2.6) 2.5 Analisis Ekonomi Dalam melakukan analisis ekonomi terhadap sistem PLTS terdapat beberapa indikator yang sering digunakan, yaitu payback period analysis, Net Present Value (NPV), Saving to Investment Ratio (SIR), Adjusted Internal Rate of Return (AIRR), dan LifeCycle Cost (LCC) Analysis. 2.5.1 Payback Period Payback period adalah waktu yang dibutuhkan agar investasi yang telah dikeluarkan kembali kepada investor. Perhitungan payback period dilakukan untuk mengetahui risiko keuangan terhadap proyek yang akan dilakukan. Nilai payback period yang semakin kecil akan semakin baik, dengan faktor risiko terhadap pengembalian modal akan semakin cepat dalam waktu yang cepat. Dalam menghitung payback period biasa disebut metode payback dengan membagi modal awal yang dikeluarkan dengan pendapatan yang diterima oleh pemodal selama satu tahun. Penggunaan payback period dalam menghitung efektivitas investasi tetap memiliki batasan. Payback period tidak menghitung keuntungan yang didapatkan setelah payback period serta memiliki keterbatasan dalam membandingkan dua proyek. 2.5.2 Net Present Value (NPV) Net Present Value atau NPV digunakan untuk menganalisis keuntungan dari investasi atau proyek, formula yang digunakan sensitif terhadap perubahan nilai mata uang atau barang. NPV membandingkan nilai uang yang diterima hari ini dan nilai uang pada masa mendatang dengan memasukkan variabel inflasi dan laju pengembalian. NPV didasarkan pada teknik discounted cash flow (DCF) dengan 3 langkah dasar, yaitu menemukan present

19 value dari setiap arus uang, termasuk didalamnya adalah pemasukan, pengeluaran, dan diskon harga proyek. NPV adalah perbandingan antara nilai investasi pasar dan biaya itu sendiri. Jika nilai NPV adalah negatif, maka proyek tidak direkomendasikan untuk dilaksanakan, jika nilainya positif, maka proyek layak untuk dilaksanakan. Nilai NPV bernilai nol berarti tidak ada perbedaan apabila proyek tetap dilaksanakan atau ditolak. Rumus untuk menentukan NPV adalah sebagai berikut. (Ross, 2010)

∑

-

(

)

(2.7)

dimana: i : Discount Rate= Interest Rate + Inflation Rate n : Masa kerja modul PV (tahun) t : Tahun yang akan dihitung (tahun) S : Investasi awal NCF : Pendapatan bersih hingga tahun ke-n 2.5.3 Benefit Cost Ratio (BCR) Benefit Cost Ratio (BCR) adalah nilai persen uang dari sistem pembangkit yang dibandingkan dengan biaya awal investasi dan biaya operation and maintenance, dengan referensi nilai payback period yang diinginkan. Nilai SIR akan memiliki pengertian sebagai berikut. (Ross, 2010) a. Nilai SIR bernilai 1, maka biaya investasi akan diperoleh kembali secara penuh. b. Nilai SIR bernilai lebih dari 1, maka penghematan akan lebih besar daripada investasi. c. Nilai SIR bernilai kurang dari 1, maka biaya investasi akan lebih besar daripada penghematan sistem. Sehingga apabila nilai SIR suatu sistem adalah 0,2 akan mengindikasikan bahwa dalam payback period yang diinginkan, hanya 20% biaya investasi yang bisa diperoleh kembali. Namun apabila nilai SIR sebesar 1,4 berarti penghematan melebihi biaya investasi sebesar 40%. Rumus SIR adalah sebagai berikut. ∑

(

)

(2.8)

20 dimana: BCR : Benefit Cost Ratio (BCR) NCFt : Net Cash Flow pada tahun ke-t t : Tahun S : Biaya investasi awal n : Total tahun i : Tingkat Bunga Bank (%) 2.5.4 Internal Rate of Return (IRR) Internal Rate of Return (IRR) adalah metode perhitungan investasi dengan menghitung tingkat bunga yang menyamakan nilai sekarang dari penerimaan yang diterima dengan nilai sekarang dari pengeluaran untuk investasi. Rumus untuk menghitung IRR adalah sebagai berikut. (Ross, 2010)

(

)

(2.9)

dimana: NPV1 : NPV ketika i1 NPV2 : NPV ketika i2 i1 : Discount rate rendah i2 : Discount rate tinggi 2.5.5 Life-Cycle Cost (LCC) Analysis Pada analisis Life-Cycle Cost, semua biaya sekarang dan di masa depan berhubungan dengan sistem PLTS yang dibangun. Biaya tersebut dijumlahkan selama sistem PLTS bekerja, namun biaya tersebut tidak hanya energi yang dihasilkan, pemasangan, operasi dan perawatan, perbaikan, biaya pekerja, inflasi, dan laju diskon selama investasi. Perbandingan antara Life-Cycle Cost dengan alternatif menentukan sebuah sistem memiliki biaya yang efektif atau tidak. Rumus yang digunakan untuk menentukan LifeCycle Cost adalah sebagai berikut. (Ross, 2010) (2.10) dimana: LCC S O&M

: Life Cycle Cost : Biaya investasi awal : Biaya Operasional dan maintenance

21 Biaya O&M yang dikeluarkan selama periode hidup proyek, akan berbeda dari tahun ke tahun. Untuk menghitung biaya O&M yang sesuai dengan laju bunga Bank Indonesia, digunakan perhitungan sebagai berikut. (

*

) (

)

+

(2.11)

dimana: O&Mp : Biaya Present Value O&M O&M : Biaya O& M per tahun n : Lama life time proyek i : Tingkat bunga bank Perbandingan yang valid antara penerimaan di masa mendatang dengan pengeluaran dana sekarang adalah hal yang sulit untuk dilakukan karena adanya perbedaan nilai waktu uang (Adi, 2016). Oleh sebab itu digunakan metode perhitungan dengan menggunakan Discount Factor (DF), yaitu dengan melakukan diskonto terhadap penerimaan di masa mendatang ke nilai di masa sekarang. Perhitungan Discount Factor adalah sebagai berikut. (

(2.12)

)

dimana: DF I n

: Discount Factor : Tingkat bunga bank : Lama life time proyek

2.5.6 Cost of Energy (COE) Cost of Energy (COE) adalah perbandingan antara biaya total per tahun dari sistem dengan energy yang dihasilkannya selama periode yang sama (Santiari, 2011). Perhitungan COE dari sistem PLTSditentukan oleh Life Cycle Cost (LCC), Cost Recovery Factor (CRF), dan jumlah energy yang dihasilkan oleh suatu PLTS. CRF merupakan faktor yang digunakan untuk mengkonversikan semua cash flow dari Life Cycle Cost (LCC) menjadi serangkaian pembayaran atau biaya tahunan dengan jumlah yang sama (Santiari, 2011). Perhitungan CRF adalah sebagai berikut. ( (

) )

(2.12)

22 dimana: CRF

: Cost Recovery Factor

i : Tingkat bunga bank (%) n : Life time proyek (tahun) Dengan menggunakan nilai Cost Recovery Factor, perhitungan

COE dapat dilakukan dengan menggunakan cara sebagai berikut. (2.13) dimana: COE CRF kWh

: Cost of Energy (Rp/kWh) : Cost Recovery Factor : Energi yang dihasilkan per tahun (kWh/tahun)

BAB III METODOLOGI PENELITIAN Dalam melakukan desain sistem Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) ini dilakukan berdasarkan beberapa tahap tertentu. Alur dalam penelitian ini adalah seperti gambar 3.1. Permasalahan Perumusan Masalah Pengambilan Data

Desain PLTS Bangunan Komersial dengan sistem Grid-connected Tidak Desain Sesuai ?

Perhitungan Tekno-ekonomi desain PLTS Tidak Nilai ekonomis?

Pembahasan dan Kesimpulan

Selesai Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian Tugas Akhir 23

24 Berikut dibawah ini merupakan penjelasan secara rinci mengenai diagram alir penelitian tugas akhir pada gambar 3.1. 3.1 Blok Diagram Sistem PLTS akan dibangun pada bangunan komersial berupa Kafe Coffee Toffee di daerah Klampis Surabaya. PLTS ini diharapkan dapat membantu mengurangi energi listrik yang digunakan oleh pemiliki kafe. Selama ini energi listrik yang digunakan berasal dari PLN dengan rata-rata per bulan menghabiskan energi listrik sebesar 4000 kWh dengan rincian data per hari seperti table 3.1. Pembangunan PLTS ini merupakan salah satu usaha untuk melakukan penghematan konsumsi energi fosil. Salah satu kendala yang dihadapi dalam membangun PLTS adalah biaya pembangkitan PLTS yang lebih mahal dibandingkan pembangkitan dari listrik PLN. Hal ini disebabkan modul fotovoltaik yang ada memiliki efisiensi yang masih rendah, antara 15-20% setiap m2 dan harga tiap modul yang mahal. Sistem yang digunakan pada sistem PLTS bangunan komersial ini adalah sistem On-grid atau grid-connected. Pemakaian sistem grid-connected digunakan karena tidak memerlukan baterai sebagai media penyimpanan energi listrik. Sehingga dengan sistem ini biaya investasi pembangunan PLTS dapat ditekan dan dikurangi secara signifikan. Sistem gridconnected dapat digunakan hanya pada saat matahari bersinar, sedangkan ketika malam hari kafe akan menggunakan listrik dari PLN. Pada penelitian ini konfigurasi sistem PLTS akan dikembangkan di bangunan komersial berupa kafe Coffee Toffee seperti pada gambar 3.2.

Gambar 3.2 Konfigurasi Sistem PLTS Grid-connected

25

3.2 Pengambilan Data 3.2.1 Data Lokasi Sistem PLTS Tahap pertama yang dilakukan adalah melakukan pengambilan data luasan rooftop lokasi bangunan komersial di Surabaya. Lokasi yang digunakan pada tugas akhir ini adalah outlet Coffee Toffee Surabaya di Jalan Klampis Surabaya. Data lengkap lokasi dapat dilihat pada tabel 3.1 berikut ini. Tabel 3.1 Data Lokasi Sistem PLTS Data Lokasi Coffee Toffee Panjang 17 meter Lebar 6,5 meter Sudut Kemiringan 15,68o Koordinat Lintang 7,28o LS Koordinat Bujur 112,78o BT Altitude 5 meter Dari data yang sudah diperoleh, luasan rooftop yang dapat digunakan sepanjang 17 meter dengan lebar 6,5 meter. Sehingga dengan luas sebesar tersebut yang akan dimanfaatkan untuk membangun PLTS. 3.2.2 Data Iradiasi Matahari Surabaya Salah satu faktor yang sangat mempengaruhi kinerja PLTS suatu daerah adalah iradiasi yang dimiliki daerah tersebut. Iradiasi matahari adalah jumlah energi matahari yang diterima oleh suatu lokasi tertentu setiap m2 per hari. Semakin besar iradiasi yang diterima oleh modul fotovoltaik, maka akan menghasilkan arus yang semakin besar dengan tegangan yang semakin kecil. Data iradiasi lokasi sistem PLTS adalah sebagai berikut. Tabel 3.2 Data Iradiasi Matahari Surabaya Global Diffuse Wind Bulan Temper. Irrad. Irrad. Vel. Januari 4.83 1.82 26.6 3.74 Februari 5.93 1.84 26.2 3.11 Global Diffuse Wind Bulan Temper. Irrad. Irrad. Vel.

26

Maret 6.84 1.83 26.5 2.63 April 6.97 1.86 27.1 1.81 Mei 5.94 1.96 27.5 1.60 Juni 4.66 2.08 27.8 2.85 Juli 4.56 2.11 27.4 2.60 Agustus 4.70 2.17 27.6 3.09 September 4.37 2.22 27.3 2.46 Oktober 4.57 2.06 27.0 2.30 November 3.85 1.94 27.2 2.59 Desember 3.51 1.86 27.1 3.35 Rata-rata 5.05 1.98 27.1 2.68 Keterangan : Global Irrad : Radiasi total lokasi PLTS (kWh/m2/hari) Diffuse Irrad : Radiasi hambur lokasi PLTS (kWh/m2/hari) Temper : Suhu lingkungan lokasi PLTS (oC) Wind Vel : Kecepatan angin lokasi PLTS (m/s) 3.2.3 Data Beban di Kafe Coffee Toffee PLTS yang akan dibangun di rooftop kafe coffee toffee yaitu sebesar 4 kWp. Kapasitas tersebut berdasarkan data beban penggunaan yang dimiliki oleh kafe dan kemampuan finansial yang ada. Dengan kapasitas yang tidak terlalu besar, permasalahan power quality dapat dikurangi sehingga tidak mengganggu jaringan listrik PLN yang ada. Berikut ini adalah data beban kafe Coffee Toffee selama pengambilan data pada tanggal 14 Oktober hingga 14 November 2016. Selama pengambilan data, didapatkan kesimpulan bahwa dalam satu bulan, kafe menggunakan energi listrik sebesar 4433,3 kWh. Pemakaian energi listrik meningkat ketika hari sabtu dan minggu, sedangkan pemakaian berkurang pada hari jumat. Data energi listrik secara lengkap dapat dilihat pada gambar 3.3.

27

10 8 6 4

2 0 1

3

5

7

9

11 13 15 17 19 21 23

Gambar 3.3 Grafik Kebutuhan Listrik Bangunan 3.3 Komponen Sistem PLTS Untuk melakukan rancangan sistem PLTS On-grid, diperlukan beberapan komponen sebagai berikut. 3.3.1 Modul PV Pada penelitian ini modul yang digunakan adalah jenis polikristal dan monokristal dengan kapasitas @250 Wp. Modul yang dimaksud berasal dari 3 negara yaitu Jerman, Cina, dan Indonesia. Pemilihan ketiga negara ini untuk mengetahui perbandingan biaya investasi apabila menggunakan masingmasing modul ketiga negara. 3.3.2 Inverter Inverter yang dipilih harus memiliki kemampuan untuk mengatasi beban AC yang dimiliki oleh sistem yang ingin dipenuhi. Keluaran inverter harus lebih besar dari total daya dari beban AC. Masukan tegangan DC inverter seharusnya sesuai dengan keluaran tegangan baterai dan dapat beroperasi dengan range tegangan kontoller. Dalam sistem ini, inverter yang digunakan adalah jenis three phase 50 Hz. Spesifikasi inverter bisa dilihat pada table 3.3 berikut ini.

28 Tabel 3.3 Spesifikasi Inverter Input (DC) Max. DC Power Max. Input Voltage MPP Voltage Range Max. Input Current String per MPP Input Output (AC) Rated Power ( 230 V, 50 Hz) Nominal Output Voltage Nominal AC Voltage Range Power Factor Rated Power Frequency Rated Grid Voltage Displacement Power Factor Efficiency Max. Efficiency European Efficiency

22000 W 880 V 430-800 V 42 A 5 20000 W 400 V 310 V-450 V 1 50 Hz 230 V 0.99 97.8% 97.5%

3.4 Desain dan Simulasi Sistem PLTS Yang dimaksud dengan desain pada penelitian ini adalah membuat gambar atau pola; bertujuan untuk merencanakan atau mengembangkan sesuatu untuk tujuan tertentu (Longman Dictionary of Contemporary English (Fifth edition) 2009). Desain sistem PLTS grid-connected dilakukan setelah dilakukan perhitungan komponen sistem PLTS yang dibutuhkan. Perhitungan dilakukan pada komponen modul PV dan inverter yang digunakan. Setelah perhitungan dan desain telah dilakukan, langkah selanjutnya adalah melakukan simulasi. Simulasi adalah metode untuk mengevaluasi kinerja dari suatu sistem yang sudah ada atau yang akan diusulkan. Simulasi dilakukan untuk mengurangi kemungkinan kegagalan, menghilangkan potensi sistem tidak berfungsi dengan baik, mencegah kelebihan beban kerja dari sistem, dan untuk mengoptimalkan kinerja sistem (Maria 1997). Dengan melakukan

29 simulasi pada software PVSyst, akan didapatkan estimasi energi yang dapat diproduksi oleh PLTS yang akan didesain. 3.5 Perhitungan Ekonomi Desain PLTS Perhitungan ekonomi dilakukan dengan menghitung biaya siklus hidup (LCC), faktor pemulihan modal (CRF), dan biaya energi PLTS (COE). Setelah melakukan perhitungan ekonomi, dilakukan analisis kelayakan investasi PLTS dengan menggunakan metode NPV, PI, dan Payback Period (PI). Berikut adalah perhitungan yang dilakukan untuk menghitung biaya ekonomi dan kelayakan investasi. a. Biaya siklus hidup (LCC) dilakukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut. (3. 1) b.

Faktor pemulihan modal (CRF) dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut.

dengan (3. 2)

c.

Biaya energi PLTS dihitung persamaan sebagai berikut.

dengan

menggunakan (3. 3)

d.

Metode Net Present Value (NPV) dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut. ∑ (3. 4)

e.

Metode Profitability Index (PI) dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut. ∑

f.

dengan (3. 5)

Metode Internal Rate of Return (IRR) dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut.

30 (

)

(3. 6)

BAB IV ANALISIS DAN PEMBAHASAN 4.1 Hasil Simulasi Sistem PLTS PLTS akan dibangun pada bangunan komersial berupa Kafe Coffee Toffee di daerah Klampis Surabaya. Untuk melakukan simulasi sistem PLTS, terlebih dahulu dilakukan perhitungan jumlah komponen modul PV dan inverter yang digunakan. Pada penelitian ini kapasitas yang akan dibangun adalah 21 kWp dengan menggunakan modul PV tipe monokristal dan polikristal masing-masing berkapasitas @250 Wp dan inverter dengan kapasitas 20 kW. Sebelum melakukan simulasi desain sistem PLTS,terlebih dahulu menghitung jumlah modul dan inverter yang dibutuhkan. Modul yang dirangkai seri dan parallel jumlahnya juga diperhitungkan. 4.1.1 Hasil Simulasi Modul Polikristal Perhitungan yang sudah dilakukan kemudian dijadikan acuan dalam melakukan simulasi dengan menggunakan perangkat lunak PVSyst. Hasil simulasi berupa energi listrik yang dihasilkan setiap bulannya berdasarkan data iradiasi yang dimasukkan ke dalam perangkat lunak PVSyst. Hasil simulasi PVSyst dengan modul berasal dari Cina adalah sebagai berikut.

Gambar 4.1 Polikristal Cina dengan sudut kemiringan 10o 31

32

Gambar 4.2 Polikristal Cina dengan sudut kemiringan 15o

Gambar 4.3 Polikristal Cina dengan sudut kemiringan 20o Berdasarkan hasil simulasi perangkat lunak PVSyst dengan menggunakan modul tipe polikristal produk Cina, didapatkan hasil energi listrik sebesar 31.13 MWh/tahun variasi sudut kemiringan 10o, 31.14 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 15o, dan 30.97 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 20o. Dengan rata-rata rasio performansi untuk modul polikristal Cina sebesar 78.8%. Dari ketiga variabel sudut kemiringan modul, sistem akan menghasilkan energi listrik

33 tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 100 dihasilkan energi listrik sebesar 3580 kWh pada bulan April dan 1709 kWh pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 15o dihasilkan energi listrik sebesar 3628 kWh pada bulan April dan 1648 kWh pada bulan Desember. Sedangkan pada sudut kemiringan 20 o dihasilkan energi listrik pada bulan April sebesar 3654 kWh dan pada bulan Desember sebesar 1576 kWh. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem akan mengalami system losses dan array losses yang berbedabeda. Modul dengan sudut kemiringan 10 o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.98 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari, begitu juga dengan modul dengan sudut kemiringan 15 o. Sedangkan modul dengan sudut kemiringan 20o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.97 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari. Nilai losses yang terbesar disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan pada modul. Hasil simulasi dengan menggunakan modul PV polikristal berasal dari Indonesia telah dilakukan. Modul yang digunakan berkapasitas 250 Wp. Hasil simulasi dengan perangkat lunak PVSyst adalah sebagai berikut.

Gambar 4.4 Polikristal Indonesia dengan sudut kemiringan 10 o

34

Gambar 4.5 Polikristal Indonesia dengan sudut kemiringan 15 o

Gambar 4.6 Polikristal Indonesia dengan sudut kemiringan 20 o Simulasi dengan modul polikristal berasal dari Indonesia didapatkan hasil energi listrik per tahun yaitu sebesar 31.56 MWh dengan sudut kemiringan modul 10o, 31.58 MWh apabila menggunakan sudut kemiringan 15o, dan pada sudut kemiringan 20o sebesar 31.40 MWh. Rasio performansi yang dimiliki oleh modul berasal dari Indonesia yaitu sebesar 79.9%, lebih besar apabila dibandingkan dengan modul berasal dari Cina. Dengan produksi energi tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem

35 dengan menggunakan modul berasal dari Indonesia mengalami system losses dan array losses yang sama. Losses yang terjadi pada array system sebesar 0.92 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari losses pada sistem. Besarnya losses yang terjadi disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan modul sebesar -10.6% dan efisiensi inverter sebesar -2.4%.

Gambar 4.7 Polikristal Jerman dengan sudut kemiringan 10o

Gambar 4.8 Polikristal Jerman dengan sudut kemiringan 15 o

36

Gambar 4.9 Polikristal Jerman dengan sudut kemiringan 20 o Berdasarkan hasil simulasi perangkat lunak PVSyst dengan menggunakan modul tipe polikristal berasal dari Jerman, didapatkan hasil energi listrik sebesar 31.22 MWh/tahun variasi sudut kemiringan 10o, 31.24 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 15o, dan 31.07 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 20o. Dengan rata-rata rasio performansi untuk modul polikristal Cina sebesar 79.1%. Dari ketiga variabel sudut kemiringan modul, sistem akan menghasilkan energi listrik tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 100 dihasilkan energi listrik sebesar 3592 kWh pada bulan April dan 1714 kWh pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 15o dihasilkan energi listrik sebesar 3640 kWh pada bulan April dan 1652 kWh pada bulan Desember. Sedangkan pada sudut kemiringan 20 o dihasilkan energi listrik pada bulan April sebesar 3667 kWh dan pada bulan Desember sebesar 1580 kWh. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem akan mengalami system losses dan array losses yang berbedabeda. Modul dengan sudut kemiringan 10 o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.97 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari, begitu juga dengan modul dengan sudut kemiringan 15 o. Sedangkan modul dengan sudut kemiringan 20o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.96 kWh/kWp/hari dan 0.11

37 kWh/kWp/hari. Nilai losses yang terbesar disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan pada modul yaitu sebesar -11.3%. 4.1.2 Hasil Simulasi Modul Monokristal Perhitungan selanjutnya dengan menggunakan modul tipe monokristal. Hasil simulasi menggunakan perangkat lunak PVSyst dengan modul berasal dari Cina adalah sebagai berikut.

Gambar 4.10 Monokristal Cina dengan sudut kemiringan 10 o

Gambar 4.11 Monokristal Cina dengan sudut kemiringan 15 o

38

Gambar 4.12 Monokristal Cina dengan sudut kemiringan 20 o Berdasarkan hasil simulasi perangkat lunak PVSyst dengan menggunakan modul tipe monokristal berasal dari Cina, didapatkan hasil energi listrik sebesar 30.68 MWh/tahun variasi sudut kemiringan 10o, 30.69 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 15o, dan 30.53 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 20o. Dengan rata-rata rasio performansi untuk modul polikristal Cina sebesar 77.7%. Dari ketiga variabel sudut kemiringan modul, sistem akan menghasilkan energi listrik tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 100 dihasilkan energi listrik sebesar 3546 kWh pada bulan April dan 1676 kWh pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 15o dihasilkan energi listrik sebesar 3595 kWh pada bulan April dan 1615 kWh pada bulan Desember. Sedangkan pada sudut kemiringan 20 o dihasilkan energi listrik pada bulan April sebesar 3622 kWh dan pada bulan Desember sebesar 1544 kWh. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem akan mengalami system losses dan array losses yang berbedabeda. Modul dengan sudut kemiringan 10 o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 1.04 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari, begitu juga dengan modul dengan sudut kemiringan 15 o. Sedangkan modul dengan sudut kemiringan 20o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 1.03 kWh/kWp/hari dan 0.11

39 kWh/kWp/hari. Nilai losses yang terbesar disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan pada modul yaitu sebesar -11.7% dengan efisiensi pada saat kondisi standar pengujian pada 25oC yaitu 15.38%

Gambar 4.13 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 10o

Gambar 4.14 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 15o

40

Gambar 4.15 Monokristal Indonesia sudut kemiringan 20o Simulasi dengan modul polikristal berasal dari Indonesia didapatkan hasil energi listrik per tahun yaitu sebesar 31.19 MWh dengan sudut kemiringan modul 10o, 31.20 MWh apabila menggunakan sudut kemiringan 15o, dan pada sudut kemiringan 20o sebesar 31.03 MWh. Rasio performansi yang dimiliki oleh modul berasal dari Indonesia yaitu sebesar 79%, lebih besar apabila dibandingkan dengan modul berasal dari Cina. Dengan produksi energi tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 10 0 dihasilkan energi listrik sebesar 3584 kWh pada bulan April dan 1714 kWh pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 15o dihasilkan energi listrik sebesar 3632 kWh pada bulan April dan 1652 kWh pada bulan Desember. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem dengan menggunakan modul berasal dari Indonesia mengalami system losses dan array losses yang sama. Losses yang terjadi pada array system sebesar 0.97 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari losses pada sistem. Besarnya losses yang terjadi disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan modul sebesar -11.6% dan efisiensi inverter sebesar -2.4%. Pada saat Standart Test Conditions (STC) sistem memiliki efisiensi sebesar 15.47%.

41

Gambar 4.16 Monokristal Jerman sudut kemiringan 10o

Gambar 4.17 Monokristal Jerman sudut kemiringan 15o

42

Gambar 4.18 Monokristal Jerman sudut kemiringan 20o Berdasarkan hasil simulasi perangkat lunak PVSyst dengan menggunakan modul tipe monokristal berasal dari Jerman, didapatkan hasil energi listrik sebesar 31.19 MWh/tahun variasi sudut kemiringan 10o, 31.20 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 15o, dan 31.03 MWh/tahun untuk variasi sudut kemiringan 20o. Dengan rata-rata rasio performansi untuk modul polikristal Cina sebesar 79.8%. Dari ketiga variabel sudut kemiringan modul, sistem akan menghasilkan energi listrik tertinggi pada bulan April dan terendah pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 100 dihasilkan energi listrik sebesar 3643 kWh pada bulan April dan 1725 kWh pada bulan Desember. Pada sudut kemiringan 15o dihasilkan energi listrik sebesar 3693 kWh pada bulan April dan 1662 kWh pada bulan Desember. Sedangkan pada sudut kemiringan 20 o dihasilkan energi listrik pada bulan April sebesar 3720 kWh dan pada bulan Desember sebesar 1589 kWh. Dari ketiga sistem yang telah didesain, sistem akan mengalami system losses dan array losses yang berbedabeda. Modul dengan sudut kemiringan 10 o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.93 kWh/kWp/hari dan 0.11 kWh/kWp/hari, begitu juga dengan modul dengan sudut kemiringan 15o. Sedangkan modul dengan sudut kemiringan 20o masing-masing memiliki nilai system losses dan array losses sebesar 0.92 kWh/kWp/hari dan 0.11

43 kWh/kWp/hari. Nilai losses yang terbesar disebabkan oleh kenaikan suhu permukaan pada modul yaitu sebesar -10.1% dengan efisiensi sistem saat pengujian pada kondisi standar sebesar 13.62%. 4.2 Hasil Perhitungan Ekonomi PLTS 4.2.1 Menghitung Life Cycle Cost (LCC) Life Cycle Cost yang digunakan pada penelitian ini terdiri dari biaya investasi awal dan biaya operasional dan maintenance (O&M). Life Cycle Cost yang dihitung adalah sistem PLTS yang menggunakan modul dengan tipe polikristal dan monokristal berasal dari Jerman, Cina, dan Indonesia. 50000 45000

Life Cycle Cost ($)

40000 35000 30000

25000

Modul Polikristal

20000

Modul Monokristal

15000 10000 5000 0

Modul Jerman

Modul Cina

Modul Indonesia

Gambar 4.19 Perbandingan Nilai Life Cycle Cost 4.2.2 Perhitungan Biaya Energi (COE) Perhitungan biaya energi atau Cost of Energy (COE) ditentukan berdasarkan besarnya biaya Life Cycle Cost (LCC), faktor pemulihan modal (CRF), dan jumlah energi listrik yang diproduksi oleh masing-masing sistem PLTS dalam satu tahun. Perbedaan nilai COE masing-masing modul PV adalah sebagai berikut.

44

Cost of Energy 0.12

0.1

0.08 COE Polikristal 0.06

COE Monokristal

0.04

0.02

0 Modul Jerman

Modul Cina

Modul Indonesia

Gambar 4.20 Perbedaan Nilai Cost of Energy Dari hasil perhitungan COE sistem PLTS pada bangunan komersial dapat diketahui bahwa biaya energi PLTS dengan menggunakan modul tipe polikristal sebesar $0.095/kWh apabila menggunakan modul Jerman, $0.089/kWh apabila menggunakan modul Cina dan COE sebesar $0.072/kWh apabila menggunakan modul Indonesia. Sedangkan untuk modul tipe monokristal didapatkan nilai COE sebesar $0.100/kWh apabila menggunakan modul Jerman, $0.090/kWh apabila menggunakan modul Cina dan COE sebesar $0.070/kWh apabila menggunakan modul Indonesia. Dengan menggunakan kurs Bank Indonesia pada tanggal 9 Desember 2016 yaitu sebesar Rp13404 per USD, maka nilai COE untuk modul polikristal didapatkan nilai sebesar Rp1273/kWh untuk modul Jerman, Rp1192/kWh untuk modul Cina dan Rp965/kWh untuk modul Indonesia. Sedangkan untuk modul monokristal didapatkan nilai sebesar Rp1340.4/kWh untuk modul Jerman, Rp1206/kWh untuk modul Cina dan Rp938/kWh untuk modul Indonesia. Biaya energi ini lebih murah daripada tarif listrik yang dikeluarkan oleh PLN, yaitu sebesar Rp1472/kWh per bulan Desember 2016.

45 4.3 Hasil Perhitungan Kelayakan Investasi Analisis kelayakan investasi dilakukan untuk menentukan apakah suatu proyek layak untuk dijalankkan atau tidak. Pada penelitian ini, digunakan 4 metode perhitungan untuk menentukan kelayakan investasi dari sistem PLTS pada bangunan komersial ini. Metode tersebut adalah Net Present Value (NPV), Profitability Index (PI), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period. Hasil perhitungan terhadap analisis kelayakan investasi penelitian ini adalah sebagai berikut. Investasi Awal Modul Polikristal Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia

$37,442 $34,712 $27,566

Tingkat Bunga (Bank Indonesia, 2016) Lama Proyek Capital Recovery Factor (CRF)

4,5% 20 tahun 0,07

Energi Listrik yang dihasilkan Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia

31,239 kWh/tahun 31,145 kWh/tahun 31,575 kWh/tahun

Biaya Pemasukan Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia Biaya Pengeluaran O&M

$3123.9 $3114.5 $3157.5 $400/tahun

Tabel 4.1 Hasil Kelayakan Investasi Modul Polikristal Modul Metode Nilai NPV - $2,009.68 Jerman PI 0.94 IRR 4.49%

Keterangan Tidak Layak Tidak Layak Tidak Layak

46

Cina

Indonesia

Payback Period NPV PI IRR Payback Period NPV PI IRR Payback Period

>20 tahun $598.04 1.01 4.5% 20 tahun $8,303.38 1.30 4.5% 14 tahun

Tidak Layak Layak Layak Layak Layak Layak Layak Layak Layak

Investasi Awal Modul Monokristal Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia

$40,101 $35,198 $26,312

Tingkat Bunga (Bank Indonesia, 2016) Lama Proyek Capital Recovery Factor (CRF)

4,5% 20 tahun 0,07

Energi Listrik yang dihasilkan Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia

31,540 kWh/tahun 30,695 kWh/tahun 31,204 kWh/tahun

Biaya Pemasukan Modul Jerman Modul Cina Modul Indonesia

$3154 $3069.5 $3120.4

Biaya Pengeluaran O&M

$400/tahun

Tabel 4.2 Hasil Kelayakan Investasi Modul Monokristal Modul Metode Nilai Keterangan NPV - $2,009.68 Tidak Layak Jerman PI 0.94 Tidak Layak

47

Cina

Indonesia

IRR Payback Period NPV PI IRR Payback Period NPV PI IRR Payback Period

4.49% >20 tahun -$473.31 0.98 4.5% >4720 tahun $9,074.79 1.34 4.54% 13 tahun

Tidak Layak Tidak Layak Tidak Layak Tidak Layak Tidak Layak Tidak Layak Layak Layak Layak Layak

Tabel 4.3 Pengaruh Perubahan BI 7-day Rate No Modul Suku Bunga Payback Period 4.5% 14 tahun 5.5% 15 tahun 6.5% 17 tahun 1 Polikristal 7.5% 20 tahun 8.5% > 20 tahun 10% > 20 tahun 4.5% 13 tahun 5.5% 15 tahun 6.5% 16 tahun 1 Monokristal 7.5% 18 tahun 8.5% > 20 tahun 10% > 20 tahun Perancangan sistem PLTS pada bangunan komersial Kafe Coffee Toffee telah dilakukan dengan menggunakan dua variabel modul yaitu modul polikristal dan modul monokristal. Modul yang digunakan memiliki kapasitas 250 Wp dengan menggunakan inverter 22 kW. Dari perhitungan yang telah dilakukan, terhadap modul tipe polristal, modul buatan Indonesia memiliki nilai Cost of Energy (COE) yang paling baik dibandingkan dengan modul buatan Jerman dan Cina, yaitu Rp965/kWh. Modul berasal dari Indonesia uga memiliki nilai investasi yang lebih murah sebesar $27,566 , Begitu juga dengan

48 modul tipe monokristal, modul berasal dari Indonesia memiliki nilai COE yang paling murah sebesar Rp938/kWh dengan investasi awal untuk membangun sebesar $26,312. Hasil analisis kelayakan investasi dengan menggunakan metode NPV, PI, IRR, dan Payback Period dapat dilihat pada tabel 4.4. Hasil perhitungan NPV kedua modul menunjukkan bahwa secara keseluruhan sistem PLTS pada bangunan komersial layak dilaksanakan. Hal ini ditandai dengan tidak adanya nilai NPV yang kurang dari 0, sehingga sistem PLTS dengan kedua modul akan mendapatkan keutungan apabila dilaksanakan. Nilai keuntungan yang terbesar didapatkan apabila sistem PLTS menggunakan modul berasal dari Jerman. Apabila dilihat dari metode Profitability Index, kedua modul juga memiliki nilai yang masih layak untuk dilakukan investasi. Nilai 1.11 dan 1.06 masih berada di atas nilai kelayakan investasi untuk sebuah Profitability Index minimal sebesar 1. Kondisi IRR kedua modul menunjukkan bahwa nilai tersebut lebih dari nilai tingkat suku bunga yang di tetapkan oleh Bank Indonesia, yaitu sebsesar 4,5%. Sehingga kedua modul mendapatkan nilai kelayakan investasi yang layak. Dalam hal pengembalian modal investasi, kedua modul memiliki nilai Payback Period yang masih dibawah batas life time suatu proyek. Modul polikristal berasal dari Indonesia akan mengembalikan modal investasi ketika PLTS berproduksi selama 14 tahun, sedangkan modul monokristal berasal dari Indonesia memiliki Payback Period ketika PLTS berproduksi selama 13 tahun. Dari hasil perhitungan kelayakan investasi dengan memperhitungkan besar biaya investasi yang dikeluarkan didapatkan hasil bahwa penggunaan modul dengan jenis polikristal lebih efisien diterapkan pada jenis bangunan komersial karena memiliki harga yang lebih murah.

BAB V PENUTUP 5.1 Kesimpulan Kesimpulan yang bisa didapatkan dari hasil penelitian ini adalah sebagai berikut. 1. Rancangan sistem PLTS pada bangunan komersial di Surabaya, Indonesia telah dilakukan pada bangunan Kafe Coffee Toffee dengan kapasitas 21 kWp per hari menggunakan sistem grid-connected. Modul yang digunakan yaitu modul polikristal dan monokristal 250 Wp sebanyak 84 buah dengan inverter kapasitas 20 kW. 2. Berdasarkan analisis ekonomi dan kelayakan investasi, sistem PLTS yang telah dirancang layak untuk dilaksanakan pembangunannya apabila menggunakan modul produksi Indonesia. Sistem akan mengalami pengembalian modal investasi setelah berproduksi selama 13 tahun untuk penggunaan modul monokristal dan 14 tahun untuk modul polikristal 3. Kenaikan tingkat suku bunga Bank Indonesia dapat meningkatkan Payback Period, mengurangi nilai NPV, dan memperkecil nilai PI dari investasi. Dengan menggunakan perhitungan sederhana, nilai maksimum suku bunga Bank Indonesia adalah sebesar 7.5% agar investasi 21 kWp masih layak dilakukan. 5.2 Saran Saran yang dapat diberikan oleh peneliti pada penelitian ini adalah sebagai berikut. a. Perlu dilakukan penetapan tingkat suku bunga oleh Bank Indonesia dibawah 6,5% agar proyek pembangunan PLTS semakin diminati. b. Rancangan sistem PLTS dapat diterapkan oleh pemerintah dan investor yang ingin membangun PLTS pada bangunan komersial di Surabaya

49

50 c. Perlu dilakukan studi lebih lanjut tentang power quality pada grid-connected, sehingga dapat mengurangi kerugian atau losses yang diakibatkan oleh sistem PLTS.

DAFTAR PUSTAKA The Practical Aspect of Solar Space and Domestic Water Heating Systems for Residential Buildings (Vol. 5). (1978). Colorado: Colorado State University. Longman Dictionary of Contemporary English (Fifth edition). (2009). Harlow: Pearson Education Limited. Outlook Energi Indonesia . (2014). Jakarta: Dewan Energi Nasional RI. Photovoltaics Report. (2016). Fraunhofer: Fraunhofer ISE. Adi, Y. (2016). Analisis Tekno Ekonomi PLTS di PT Pertamina (Persero) Unit Pengolahan IV Cilacap. Surabaya: ITS. Akash Kumar Shukla, S. S. (2016). Design, Simulation, and Economic Analysis of Standalone Rooftop Solar PV System in India. Solar Energy, 437-449. Elieser Tarigan, D. F. (2015). Techno-Economic Simulation of a Grid-Connected PV System Design as Specifically Applied to Residential in Surabaya, Indonesia. Conference and Exhibition Indonesia- New, Renewable Energy and Energy Conservation (pp. 90-99). Surabaya: Energy Procedia. Elinur, D. P. (2010). Perkembangan Konsumsi dan Penyediaan Energi dalam Perekonomian Indonesia. Indonesia Journal of Agricultural Economics (IJAE). Jessup, E. (1974). Brief History of The Solar Radiation Program. Solar Energy Data Workshop. Lubis, A. (2007). Energi Terbarukan dalam Pembangunan Berkelanjutan. Jurnal Teknik Lingkungan, 155-162. Maria, A. (1997). Introduction to Modeling and Simulation. Proceedings of the 1997 Winter Simulation Conference . New York: State University of New York. Ross, S. (2010). Fundamental of Corporate Finance. McGraw Hill.

51

52 Santiari, I. D. (2011). Studi Pemanfaatan Pembangkit Listrik Tenaga Surya Sebagai Catu Daya Tambahan pada Industri Perhotelan di Nusa Lembongan Bali. Bali: Jurusan Teknik Elektro Universitas Udayana. Tan, D., & Seng, A. K. (2014). Handbook for Solar Photovoltaic Systems. Singapore: Energy Market Authority.



LAMPIRAN A PERHITUNGAN KELAYAKAN INVESTASI TIPE POLIKRISTAL Modul Jerman

Tahun Pemasukan Pengeluaran 1 3,123.90 400.00 2 3,123.90 400.00 3 3,123.90 400.00 4 3,123.90 400.00 5 3,123.90 400.00 6 3,123.90 400.00 7 3,123.90 400.00 8 3,123.90 400.00 9 3,123.90 400.00 10 3,123.90 400.00 11 3,123.90 400.00 12 3,123.90 400.00 13 3,123.90 400.00 14 3,123.90 400.00 15 3,123.90 400.00 16 3,123.90 400.00 17 3,123.90 400.00 18 3,123.90 400.00 19 3,123.90 400.00 20 3,123.90 400.00

a.

NCF 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90

Net Present Value (NPV) ∑

b.

Profitability Index (PI) ∑

DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415

NCF Kumulatif NCF 2,606.60 2,606.60 2,494.36 5,100.96 2,386.94 7,487.90 2,284.16 9,772.06 2,185.80 11,957.86 2,091.67 14,049.53 2,001.60 16,051.13 1,915.41 17,966.53 1,832.92 19,799.46 1,753.99 21,553.45 1,678.46 23,231.92 1,606.19 24,838.10 1,537.02 26,375.12 1,470.83 27,845.95 1,407.49 29,253.45 1,346.88 30,600.33 1,288.89 31,889.22 1,233.38 33,122.60 1,180.27 34,302.87 1,129.45 35,432.32

c. Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini lebih dari 20 tahun. d.

Internal Rate of Return (IRR)

Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90 3,123.90

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90 2,723.90

i=4.5% i=10% DF PVNCF DF PVNCF 0.957 2,606.60 0.909091 2,476.27 0.916 2,494.36 0.826446 2,251.16 0.876 2,386.94 0.751315 2,046.51 0.839 2,284.16 0.683013 1,860.46 0.802 2,185.80 0.620921 1,691.33 0.768 2,091.67 0.564474 1,537.57 0.735 2,001.60 0.513158 1,397.79 0.703 1,915.41 0.466507 1,270.72 0.673 1,832.92 0.424098 1,155.20 0.644 1,753.99 0.385543 1,050.18 0.616 1,678.46 0.350494 954.71 0.590 1,606.19 0.318631 867.92 0.564 1,537.02 0.289664 789.02 0.540 1,470.83 0.263331 717.29 0.517 1,407.49 0.239392 652.08 0.494 1,346.88 0.217629 592.80 0.473 1,288.89 0.197845 538.91 0.453 1,233.38 0.179859 489.92 0.433 1,180.27 0.163508 445.38 0.415 1,129.45 0.148644 404.89 Total 35,432.32 Total 23,190.10

∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negatif.

(

)

(

)

4.49% 

Modul Cina


a.

NCF 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50


DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


b.


c. Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini selama 20 tahun. d.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50 3,114.50

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50 2,714.50


∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negative. (

)

(

)

4.5% 

Modul Indonesia


NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


a. Net Present Value (NPV) ∑

b.


c. Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini pada tahun ke-14. d.

Internal Rate of Return (IRR) ∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negative. (

)

(

)

4.53% Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50 3,157.50

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50




LAMPIRAN B PERHITUNGAN KELAYAKAN INVESTASI TIPE MONOKRISTAL Modul Jerman


NCF 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00

a. Net Present Value (NPV) ∑

b.


DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


c. Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini lebih dari 20 tahun. d.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00 3,154.00

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00 2,754.00


∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negatif.

(

)

(

)

4.49% 

Modul Cina


a.

NCF 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50


DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


b.


c. Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini selama lebih dari 20 tahun. d.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50 3,069.50

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50 2,669.50


∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negative. (

)

(

)

4.5% 

Modul Indonesia


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


a.


b.


c.

Payback Period Dari tabel perhitungan kelayakan investasi, didapatkan informasi bahwa investasi akan kembali ketika nilai PVNCF lebih besar dari nilai investasi awal. Sehingga Payback Period dari sistem PLTS ini pada tahun ke-13.

d.

Internal Rate of Return (IRR) ∑ Untuk mencari nilai IRR pada saat NPV=0 digunakan metode interpolasi antara tingkat suku bunga yang menghasilkan NPV positif dan tingkat bunga yang menghasilkan NPV negative. (

)

(

)

4.54% Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40 3,120.40

Pengeluaran 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00 400.00

NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40


LAMPIRAN C PERHITUNGAN PENGARUH TINGKAT SUKU BUNGA MODUL POLIKRISTAL a. Tingkat Suku Bunga 4,5% Tahun Pemasukan Pengeluaran 1 3,157.50 400.00 2 3,157.50 400.00 3 3,157.50 400.00 4 3,157.50 400.00 5 3,157.50 400.00 6 3,157.50 400.00 7 3,157.50 400.00 8 3,157.50 400.00 9 3,157.50 400.00 10 3,157.50 400.00 11 3,157.50 400.00 12 3,157.50 400.00 13 3,157.50 400.00 14 3,157.50 400.00 15 3,157.50 400.00 16 3,157.50 400.00 17 3,157.50 400.00 18 3,157.50 400.00 19 3,157.50 400.00 20 3,157.50 400.00

b.

DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415


Tingkat Suku Bunga 5,5% Tahun

0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055 0.055

NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Pemasukan Pengeluaran 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00 3,157.50 400.00

NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

DF 0.948 0.898 0.852 0.807 0.765 0.725 0.687 0.652 0.618 0.585 0.555 0.526 0.499 0.473 0.448 0.425 0.402 0.381 0.362 0.343

NCF Kumulatif NCF 2,613.74 2,613.74 2,477.48 5,091.23 2,348.32 7,439.55 2,225.90 9,665.45 2,109.86 11,775.31 1,999.87 13,775.17 1,895.61 15,670.78 1,796.78 17,467.57 1,703.11 19,170.68 1,614.32 20,785.00 1,530.17 22,315.17 1,450.39 23,765.56 1,374.78 25,140.34 1,303.11 26,443.45 1,235.18 27,678.63 1,170.78 28,849.41 1,109.75 29,959.16 1,051.89 31,011.05 997.05 32,008.10 945.08 32,953.18

c.

Tingkat Suku Bunga 6,5%

Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

d.


NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

DF 0.939 0.882 0.828 0.777 0.730 0.685 0.644 0.604 0.567 0.533 0.500 0.470 0.441 0.414 0.389 0.365 0.343 0.322 0.302 0.284

NCF Kumulatif NCF 2,589.20 2,589.20 2,431.18 5,020.38 2,282.79 7,303.17 2,143.47 9,446.64 2,012.65 11,459.29 1,889.81 13,349.09 1,774.47 15,123.56 1,666.17 16,789.73 1,564.48 18,354.21 1,468.99 19,823.20 1,379.34 21,202.53 1,295.15 22,497.69 1,216.10 23,713.79 1,141.88 24,855.67 1,072.19 25,927.86 1,006.75 26,934.61 945.31 27,879.92 887.61 28,767.53 833.44 29,600.96 782.57 30,383.53

DF 0.930 0.865 0.805 0.749 0.697 0.648 0.603 0.561 0.522 0.485 0.451 0.420 0.391 0.363 0.338 0.314 0.292 0.272 0.253 0.235

NCF Kumulatif NCF 2,565.12 2,565.12 2,386.15 4,951.27 2,219.68 7,170.95 2,064.82 9,235.77 1,920.76 11,156.53 1,786.75 12,943.28 1,662.10 14,605.38 1,546.14 16,151.51 1,438.27 17,589.78 1,337.92 18,927.70 1,244.58 20,172.28 1,157.75 21,330.03 1,076.97 22,407.00 1,001.84 23,408.84 931.94 24,340.78 866.92 25,207.70 806.44 26,014.14 750.18 26,764.32 697.84 27,462.16 649.15 28,111.31


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

e.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

f.


NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

DF 0.922 0.849 0.783 0.722 0.665 0.613 0.565 0.521 0.480 0.442 0.408 0.376 0.346 0.319 0.294 0.271 0.250 0.230 0.212 0.196

NCF Kumulatif NCF 2,541.47 2,541.47 2,342.37 4,883.85 2,158.87 7,042.72 1,989.74 9,032.46 1,833.86 10,866.32 1,690.20 12,556.52 1,557.78 14,114.30 1,435.75 15,550.05 1,323.27 16,873.32 1,219.60 18,092.92 1,124.06 19,216.97 1,036.00 20,252.97 954.84 21,207.81 880.03 22,087.84 811.09 22,898.93 747.55 23,646.48 688.99 24,335.47 635.01 24,970.48 585.26 25,555.74 539.41 26,095.15

DF 0.909 0.826 0.751 0.683 0.621 0.564 0.513 0.467 0.424 0.386 0.350 0.319 0.290 0.263 0.239 0.218 0.198 0.180 0.164 0.149

NCF Kumulatif NCF 2,506.82 2,506.82 2,278.93 4,785.74 2,071.75 6,857.49 1,883.41 8,740.90 1,712.19 10,453.09 1,556.54 12,009.63 1,415.03 13,424.66 1,286.39 14,711.06 1,169.45 15,880.51 1,063.14 16,943.64 966.49 17,910.13 878.62 18,788.76 798.75 19,587.50 726.14 20,313.64 660.12 20,973.76 600.11 21,573.88 545.56 22,119.43 495.96 22,615.39 450.87 23,066.27 409.88 23,476.15

Tingkat Suku Bunga 10% Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


NCF 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50 2,757.50

LAMPIRAN D PERHITUNGAN PENGARUH TINGKAT SUKU BUNGA MODUL MONOKRISTAL a. Tingkat Suku Bunga 4,5% Tahun Pemasukan Pengeluaran 1 3,120.40 400.00 2 3,120.40 400.00 3 3,120.40 400.00 4 3,120.40 400.00 5 3,120.40 400.00 6 3,120.40 400.00 7 3,120.40 400.00 8 3,120.40 400.00 9 3,120.40 400.00 10 3,120.40 400.00 11 3,120.40 400.00 12 3,120.40 400.00 13 3,120.40 400.00 14 3,120.40 400.00 15 3,120.40 400.00 16 3,120.40 400.00 17 3,120.40 400.00 18 3,120.40 400.00 19 3,120.40 400.00 20 3,120.40 400.00

b.

NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.957 0.916 0.876 0.839 0.802 0.768 0.735 0.703 0.673 0.644 0.616 0.590 0.564 0.540 0.517 0.494 0.473 0.453 0.433 0.415



Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.948 0.898 0.852 0.807 0.765 0.725 0.687 0.652 0.618 0.585 0.555 0.526 0.499 0.473 0.448 0.425 0.402 0.381 0.362 0.343

NCF Kumulatif NCF 2,578.58 2,578.58 2,444.15 5,022.73 2,316.73 7,339.46 2,195.95 9,535.41 2,081.47 11,616.88 1,972.96 13,589.84 1,870.10 15,459.94 1,772.61 17,232.55 1,680.20 18,912.75 1,592.61 20,505.36 1,509.58 22,014.94 1,430.88 23,445.82 1,356.28 24,802.10 1,285.58 26,087.68 1,218.56 27,306.24 1,155.03 28,461.27 1,094.82 29,556.08 1,037.74 30,593.82 983.64 31,577.46 932.36 32,509.82

c.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

d.


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.939 0.882 0.828 0.777 0.730 0.685 0.644 0.604 0.567 0.533 0.500 0.470 0.441 0.414 0.389 0.365 0.343 0.322 0.302 0.284

NCF Kumulatif NCF 2,554.37 2,554.37 2,398.47 4,952.83 2,252.08 7,204.91 2,114.63 9,319.54 1,985.57 11,305.11 1,864.38 13,169.49 1,750.59 14,920.09 1,643.75 16,563.84 1,543.43 18,107.27 1,449.23 19,556.49 1,360.78 20,917.27 1,277.73 22,195.00 1,199.74 23,394.74 1,126.52 24,521.26 1,057.76 25,579.02 993.21 26,572.23 932.59 27,504.81 875.67 28,380.48 822.22 29,202.71 772.04 29,974.75

DF 0.930 0.865 0.805 0.749 0.697 0.648 0.603 0.561 0.522 0.485 0.451 0.420 0.391 0.363 0.338 0.314 0.292 0.272 0.253 0.235

NCF Kumulatif NCF 2,530.60 2,530.60 2,354.05 4,884.66 2,189.81 7,074.47 2,037.04 9,111.51 1,894.92 11,006.43 1,762.71 12,769.14 1,639.73 14,408.87 1,525.33 15,934.21 1,418.92 17,353.12 1,319.92 18,673.05 1,227.83 19,900.88 1,142.17 21,043.05 1,062.48 22,105.54 988.36 23,093.89 919.40 24,013.30 855.26 24,868.55 795.59 25,664.14 740.08 26,404.23 688.45 27,092.68 640.42 27,733.09


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

e.


Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

f.


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.922 0.849 0.783 0.722 0.665 0.613 0.565 0.521 0.480 0.442 0.408 0.376 0.346 0.319 0.294 0.271 0.250 0.230 0.212 0.196

NCF Kumulatif NCF 2,507.28 2,507.28 2,310.86 4,818.14 2,129.82 6,947.96 1,962.97 8,910.93 1,809.19 10,720.12 1,667.46 12,387.58 1,536.83 13,924.40 1,416.43 15,340.83 1,305.46 16,646.30 1,203.19 17,849.49 1,108.93 18,958.43 1,022.06 19,980.48 941.99 20,922.47 868.19 21,790.67 800.18 22,590.85 737.49 23,328.34 679.72 24,008.05 626.47 24,634.52 577.39 25,211.91 532.15 25,744.06

Tingkat Suku Bunga 10% Tahun 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


NCF 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40 2,720.40

DF 0.909 0.826 0.751 0.683 0.621 0.564 0.513 0.467 0.424 0.386 0.350 0.319 0.290 0.263 0.239 0.218 0.198 0.180 0.164 0.149

NCF Kumulatif NCF 2,473.09 2,473.09 2,248.26 4,721.36 2,043.88 6,765.23 1,858.07 8,623.30 1,689.15 10,312.46 1,535.59 11,848.05 1,396.00 13,244.05 1,269.09 14,513.13 1,153.72 15,666.85 1,048.83 16,715.68 953.48 17,669.16 866.80 18,535.97 788.00 19,323.97 716.37 20,040.34 651.24 20,691.58 592.04 21,283.62 538.22 21,821.83 489.29 22,311.12 444.81 22,755.93 404.37 23,160.30

LAMPIRAN E DATASHEET MODUL MONOKRISTAL INDONESIA

LAMPIRAN F DATASHEET MODUL MONOKRISTAL JERMAN

LAMPIRAN G DATASHEET MODUL POLIKRISTAL CINA

LAMPIRAN H DATASHEET MODUL POLIKRISTAL JERMAN

LAMPIRAN I DATASHEET INVERTER

LAMPIRAN J TARIF DASAR LISTRIK

BIODATA PENULIS Nama Penulis Kiki Yonata dilahirkan di Sanggau, tanggal 21 November 1993 dari bapak yang bernama (Alm) Sugiyono dan ibu bernama Rita Nurzahara. Saat ini penulis tinggal di Kebonsari Gg. 1/659 RT 03 RW 05 Kelurahan Kebonsari – Tuban, Tuban, Provinsi Jawa Timur.

Riwayat Pendidikan : 2000-2006 : SDN Kebonsari 1 Tuban 2006-2009 : SMPN 1 Tuban 2009-2012 : SMAN 1 Tuban 2012-sekarang : S1 Teknik Fisika FTI-ITS Selama aktif menjadi mahasiswa, penulis bergabung dalam organisasi Unit Kegiatan Mahasiswa Catur ITS sebagai Ketua Umum tahun 2013-2014 dan Himpunan Mahasiswa Teknik Fisika ITS sebagai Wakil Ketua Umum tahun 2014-2015. Pada bulan Januari 2017 penulis telah menyelesaikan Tugas Akhir dengan judul Analisis Tekno-Ekonomi Terhadap Desain Sistem PLTS Pada Bangunan Komersial Di Surabaya, Indonesia. Bagi pembaca yang memiliki kritik, saran atau ingin berdiskusi lebih lanjut mengenai tugas akhir ini, maka dapat menghubungi penulis melalui email : [email protected]

ANALISIS TEKNO-EKONOMI TERHADAP DESAIN SISTEM PLTS PADA BANGUNAN KOMERSIAL DI SURABAYA, INDONESIA

Recommend Documents