Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indonesia memiliki sumber daya dan potensi panas bumi terbesar kedua di dunia dengan total kapasitas sekitar 29.000 MW 40 potensi panas bumi dunia . Total kapasitas terpasang Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi adalah sebesar 1.643,5 MW dan menempati peringkat ketiga terbesar di dunia hingga akhir tahun 2016. Namun, Indonesia belum memanfaatkan potensi sumber daya panas bumi secara optimal jika dibandingkan dengan besarnya potensi yang dimiliki.Potensi panas bumi yang besar belum dimanfaatkan secara maksimal karena terdapat hambatan terutama terkait dengan investasi awal, risiko sumber daya panas bumi, dan pendanaan proyek. Pihak pengembang memasukkan seluruh risiko awal proyek sebagai biaya investasi sehingga menyebabkan harga pembelian tenaga listrik PLTP menjadi tinggi dan negosiasi dengan PT PLN Persero menjadi berlarut-larut. Dalam tesis ini disusun tiga skema berbeda yang diaplikasikan secara internasional dalam pengembangan PLTP yang melibatkan BUMN dan IPP. Untuk pengembangan PLTP oleh BUMN Model 1 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,33 sen USD/kWh 110 MW s.d. 14,15 sen USD/kWh 10 MW , pengembangan PLTP oleh BUMN IPP Model 2 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,99 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,63 sen USD/kWh 10 MW, pengembangan PLTP oleh IPP Model 3 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,92 sen USD/kWh 110 MW s.d. 17,7 sen USD/kWh 10 MW , dan pengembangan PLTP oleh IPP dengan bantuan grant Model 3 Grant diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,05 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,76 sen USD/kWh 10 MW. Pengembangan PLTP di Jawa Bali, Sumbar, Sumsel, Jambi, Bengkulu, Lampung, Sulselrabar hanya layak dikembangkan oleh pihak BUMN Model 1 melalui proses negosiasi B to B dengan PT PLN Persero dan untuk sistem-sistem kecil dapat dikembangkan oleh pihak IPP dengan bantuan grant dari Pemerintah mengingat kapasitas PLTP yang dapat dikembangkan hanya kelas kapasitas kecil 10 MW dan 20 MW yang kurang ekonomis secara unit cost dibandingkan dengan kelas kapasitas medium dan besar 55 MW dan 110 MW.

---

It is said that Indonesia has the world 2nd biggest class geothermal energy resources and its potential is about 29,000 MW which corresponds to about 40 of all potential of the world. The current total capacity of geothermal power generation in Indonesia is 1,438.5 MW and occupies the 3rd position in the world ranking as of 2015. However, Indonesia has not exploited the geothermal resource potential enough yet, when its huge potential is considered.The large potential of geothermal have not been maximally utilized because of the obstacles associated primarily with initial investment, geothermal resource risks, and project funding. The developer calculates all the initial risks of the project as an investment cost causing the purchase price of geothermal power to be high and become protracted negotiation with PT PLN Persero.

In this thesis, there are three different schemes that are applied internationally in the development of geothermal power plant involving BUMN and IPP. For the development by SOE Model 1 obtained the purchase price of 6.33 cents USD kWh 110 MW up to 14.15 cents USD kWh 10 MW , the development by SOE IPP Model 2 obtained the purchase price of 6.99 cents USD kWh 110 MW up to 15.63 cents USD kWh 10 MW , by IPP Model 3 obtained the purchase price 7.92 cents USD kWh 110 MW up to 17.7 cents USD kWh 10 MW , and the development by IPP with grant assistance Model 3 Grant obtained the purchase price of 7.05 cents USD kWh 110 MW up to 15.76 cents USD kWh 10 MW.

The development of geothermal power plant in Java Bali, West Sumatera, South Sumatera, Jambi, Bengkuliu, Lampung, Sulselrabar is only feasible to be developed by SoE Model 1 through B to B negotiation with PT PLN Persero and for small systems can be developed by IPP with grant assistance from the Government, consider geothermal power plant capacity that can be developed only small capacity classes 10 MW and 20 MW which is less cost effective in terms of unit cost compared to medium and large capacity classes 55 MW and 110 MW ."

"Kota-kota besar di Indonesia, terutama di Jabotabek cenderung mempunyai kepadatan penduduk yang tinggi. Hal ini semakin membuat lahan untuk transmisi saluran udara tegangan tinggi (SUTT) 150 kV semakin terbatas, bahkan saat di Jakarta tidak diperbolehkan lagi membangun SUTT. Hal ini dapat diatasi dengan membangun Saluran kabel Tegangan Tinggi (SKTT) 150kV. Di sisi lain, terdapat instalasi eksisting di bawah tanah sehingga penggelaran SKTT harus disesuaikan pada suatu kedalaman, agar tidak saling bersinggungan dengan instalasi tersebut.Kajian ini membahas hubungan kuat hantar arus (KHA) SKTT 150 kV terhadap penggelaran pada kedalaman 1-10 meter dengan referensi KHA pada permukaan tanah (0 meter) dengan menggunakan metode analisis statistik, NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate Return) dan PBP (Payback Period) pada data yang diperoleh dari spesifikasi pabrikan, beberapa kontrak konstruksi, dan persetujuan gambar konstruksi. Hasil dari penelitian ini, yakni dengan asumsi pada operasi 1 sirkit kabel trefoil dengan panjang sirkit 5,022 km di dalam tanah dengan resistivitas termal ρT = 1 K.m/W (sesuai menurut kondisi garansi pabrikan), dalam periode ekonomis 40 tahun menunjukkan bahwa dengan ANOVA (menggunakan tingkat nyata/taraf signifikansi α = 5%), tidak terdapat perbedaan signifikan ratarata kuat hantar arus (KHA) terhadap setiap level kedalaman penggelaran pada 3 kabel uji pada setiap kelompok dimensi kabel (1000mm2 dan 2000 mm2). Namun, terdapat perbedaan signifikan rata-rata selisih nilai KHA di setiap level kedalaman tanah terhadap KHA di permukaan tanah pada kabel uji 1000mm2, walaupun tidak terdapat perbedaan signifikan rata-rata persentase KHA kabel di setiap level kedalaman terhadap KHA di permukaan tanah untuk seluruh kabel uji. Secara keekonomian, dari level kedalaman 1-10 meter diperoleh estimasi NPV berkisar dari Rp 768 milyar sampai dengan Rp 534 milyar untuk kabel uji 2000mm2 dan berkisar dari Rp 574 milyar sampai dengan Rp 410 milyar untuk kabel uji 1000mm2. Terlihat bahwa kedalaman penggelaran berpengaruh lebih signifikan terhadap NPV kabel 2000mm2 daripada NPV kabel 1000mm2. IRR cenderung tidak berbeda untuk seluruh kabel uji, yakni antar 23% sampai dengan 18% (masih di atas MARR yang ditentukan, yakni 5,27%) sehingga investasi dalam kondisi ini masih dapat dinyatakan layak. PBP untuk seluruh kabel uji cenderung tidak berbeda, yakni 5 tahun untuk kedalaman 1-3 meter, dan 6 tahun untuk kedalaman 4-10 meter. Hasil penelitian ini dapat digunakan sebagai karakteristik umum teknis dan ekonomis untuk mendukung perencanaan umum jangka panjang instalasi SKTT 150 kV menggunakan kabel 1000mm2 dan 2000mm2 di area Jabodetabek.

---

In Indonesia big cities, especially in Jabodetabek region, it tends has high-density of population. This affects on lack of land availability for 150 kV over-head line (OHL) transmission, even there is unavailability to erect OHL circuit in Jakarta due to the local government regulation. To overcome this, underground cable (UGC) transmission could be a solution. However, there are existing installations laid on the ground, consequently, UGC as the later installation one should be adjusted on the safe burial depth to avoid collision with the existing installations.

This paper discusses on relation of ampacity (current carrying capacity) of 150 kV High-Voltage UGC transmission at different common cable cross-section sizes applied in Jabodetabek region to its laying at 1 to 10 meter-depth referring to the ampacity value at the land surface laying (0 meter-depth) using statistics, NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate Return) and PBP (Payback Period) analyses by data from cable manufacturer specifications, construction contracts, and approval drawings.

This results that presumed on 1 circuit (cct) operation of 5,022 km cable in buried soil with the thermal resistivity ρT = 1 K.m/W , within 40 years at the manufacturer guarantee conditions showed that by ANOVA (using significance level, α = 5%) there is no significance of current carrying capacity (CCC) average against each of depth of burial among 3 cable tests of each dimension. However, there is a significant difference of on-buried to on-surface absolute Ampere value among 1000mm2-cable samples, even though the percentage of on-buried CCC differences against on-surface CCC value is relatively similar.

In economics, the NPV of are ranged from Rp 768 billions to Rp 534 billions for 2000mm2-cable and from Rp574 billions to Rp 410 billions for 1000mm2-cable. From those ranges, it shows that depth of burial affects more significant to the 2000mm2 cable NPV than that is 1000mm2 ones. The IRR tends to be typical for whole of the cable samples which is ranged from 23% to 18% (above determined MARR 5.27%) which means that an investment is still feasible on this condition. The PBP is also typical, which is 5 years for 1 to 3 meters depth of burial and 6 years for 4 to 10 meters depth. This may be used as a general technical and economical characteristics of UGC 1000mm2 and 2000mm2 installations in Jabodetabek region in order to support plan and/or to build government policies regarding its long-term installation planning."

"ABSTRAKDua permasalahan utama yang di hadapi oleh seluruh penduduk dunia adalahkelangkaan bahan bakar dan perubahan iklim global yang diakibatkan akumulasiemisi karbondioksida. Untuk mengatasi masalah tersebut penelitian mengenaisumber energi alternatif semakin gencar di seluruh dunia. Salah satu sumber yangpaling menjanjikan dan sesuai dengan kondisi Indonesia adalah bahan bakarnabati yang berasal dari algae, atau yang lebih dikenal dengan third generationbiofuel. Indonesia memiliki panjang garis pantai 95.181 km serta sinar mataharimelimpah yang sangat sesuai dengan kondisi yang diperlukan alga untuk tumbuh.Selain itu algae juga menyerap CO2 sehingga dapat mengurangi kadar CO2 diudara dan dapat dipertimbangkan dalam Carbon Trading, Penelitian inimembahas mengenai potensi energi terbarukan dari algae di Indonesia

---

ABSTRACTTwo main problems faced by the entire population in the world is fuel scarcityand global climate change caused by the accumulation of carbon dioxideemissions. To solve the problem of research on alternative energy sources hasintensified around the world. One source of the most promising and in accordancewith the conditions of Indonesia are biofuels derived from algae, or better knownas the third generation biofuels. Indonesia has a long coastline of 95,181 km andabundant sunshine that is in accordance with the conditions needed to grow algae.Besides algae absorb CO2 as well thus reducing levels of CO2 in the air and canbe considered in Carbon Trading, this research discusses the renewable energy potential of algae in Indonesia"

"ABSTRAK

Ketidakseimbangan antara beban dan kapasitas pembangkit pada sistem jaringan listrik dapat memicu terjadinya peningkatan/penurunan frekuensi pada sistem, termasuk pada sisi pembangkitan, yang pada kondisi tertentu dapat mematikan unit pembangkit. Jika unit-unit pembangkit tersebut mati secara serentak saat tarjadi gangguan frekuensi, maka hal tersebut dapat mengakibatkan blackout pada sistem. House load operation mode pada pembangkit listrik merupakan salah satu skenario yang dapat diterapkan guna mempercepat proses pemulihan saat blackout. Tesis ini akan memaparkan mekanisme pengujian house load pada sistem pembangkit PLTGU Blok 2 Muara Karang. Berdasarkan  pengujian yang dilakukan, diperoleh hasil bahwa house load operation mode pada pembangkit dapat mempercepat waktu untuk kembali menyuplai listrik ke jaringan hingga 97%. Hal ini akan sangat berguna saat proses pemulihan kondisi blackout pada sistem jaringan listrik. Selain itu, house load operation mode juga memberikan keuntungan secara ekonomis dan menurunkan aspek risiko kegagalan pada pembangkit.

---

ABSTRACT

---

The imbalance between the load and generating capacity of the electricity network system can trigger an increase / decrease in the frequency of the system, including on the generation side, which in certain conditions can turn off the generating unit. If the generating units trip simultaneously when there is a frequency disturbance, then this can lead to blackout on the system. House load operation mode in power generation is an scenario that can be applied to speed up the recovery process when blackout. This thesis will explain the testing mechanism of house load operation mode on PLTGU Blok 2 UP Muara Karang system. Based on the tests conducted, the results obtained that the house load operation mode on power plant can speed up the time to re-supply electricity to the network up to 97%. This will be very useful on the process of recovering blackout conditions in the electricity network system. In addition, house load operation mode also benefits economically and reduces the risk aspects of failure in the power plant.

"

"Optimalisasi gas lift sistem  pada salah satu lapangan fasilitas kompressi gas di lapangan A, pada PT XYZ untuk menaikkan produksi menjadi 1500 bopd dan 2.5 mmscfd. Berdasarkan perhitungan / perkiraan kebutuhan daya untuk gas lift sistem  baru adalah sebesar  100.57  KVA dan 132.33 KVA beban puncak , dimana sistem kelistrikan saat ini terdiri dari PLN 33 KVA,3 phase,50 HZ dan GEG 106 KVA,3 phase,50 HZ . Dengan kondisi seperti diatas maka sistem kelistrikan saat ini tidak dapat digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas lift sistem  yang baru sehingga memerlukan pengembangan sistem kelistrikan. Instrument air package merupakan suporting sistem  untuk gas lift sistem  yang vital, dimana  berhentinya sistem ini lebih dari 15 menit akan menyebabkan gas lift sistem  berhenti beroperasi dan menyebabkan shutdown plant. Biaya pemadaman / biaya yang diakbatkan berhentinya sistem  adalah sebesar  6199 usd/ jam. Pada penelitian ini akan dilakukan analisis pengembangan sistem kelistrikan untuk mendukung optimalisasi gas lift syatem. Analisis meliputi kriteria teknis dan non teknis. Evaluasi teknis meliputi analisis kecukupan daya, kehandalan sistem  dengan menggunakan simulator ETAP 12.6 serta indeks keandalan sistem  dengan menggunakan reliability blok diagram sedangkan untuk evaluasi non teknis melalui biaya investasi dan biaya yang timbul akibat pemadaman. Pada penelitian dilakukan 3 skenario pengembangan, skenario 1,2.1.2.2 dan 3 untuk kemudian dilakukan evaluasi baik teknis maupun non teknis. Berdasarkan penelitian skemario 2.2 merupakan sistem kelistrikan yang optimum  dengan indeks keandalan 0.9963633 dan 0.9493694 dengan biaya investasi sebesar Rp. 8.631.771.033,07. Dan biaya pemadaman sebesar RP. 2.903.023.023.515.

---

Optimization of  the gas lift sistem  in one of  gas compression facilities in field A, at PT XYZ to increase production to 1500 bopd and 2.5 mmscfd. Based on the calculation / estimation of power requirements for the new gas lift sistem  is 100.57 KVA and the beban puncak  is 132.33 KVA, while the current electricity sistem  consists of PLN 33 KVA, 3 Phase, 50 HZ and GEG 106 KVA, 3 Phase, 50 HZ. With the requirements above, the current electricity sistem  cannot be used to meet the needs of a new gas lift sistem  so that requires the development of an electrical sistem . The instrument air package is a vital support sistem  for gas lift sistem , in case the package shutdown down for more than 15 minutes will cause the gas lift sistem  shutdown and cause a plant shutdown. The cost of loss production because shutdown plant is about 6199 USD / hour. In this research, an analysis of the development of the electrical sistem  will be carried out to support the optimization of gas lift syatem. Analysis consist of Technical Criteria and Non-Technical Criteria evaluation / analysis. Technical evaluation are assessment of power adequacy, sistem  sistem  analysis using the ETAP 12.6 simulator, calculate reliability indeks using reliability block diagram and for non-technical evaluation are investment costs and cost of loss production. In the research carried out 4 development scenarios, scenarios 1,2.1,2.2 and 3. Based on the research of Scenario 2.2 is the optimum scenario."

"ABSTRAKPenelitian ini ditujukan untuk mengukur  kemungkinan atau dampak resiko yang terjadi dari pembangunan  pembangkit listrik tenaga surya terapung di Pulau Kei Kecil, Maluku Tenggara sebagai risk assesment dengan menggunakan metode Monte carlo sehingga dapat diharapkan resiko dipetakan dengan baik. Lingkup penelitian ini adalah meliputi aspek teknik, ekonomi, komersial, organisasi, dan politik. Sesuai hasil perhitungan bahwa resiko total bernilai 4,12 yang berada dalam zona ALARP dan setelah disimulasi mendapat nilai 3,89 dengan faktor resiko yang paling berpengaruh adalah Cost of Energy (CoE).  Keterbaruan penelitian ini adalah teknologi panel surya di perairan laut dengan Lokasi Pulau Kei Kecil sebagai remotearea di Indonesia.

---

ABSTRACTThis research is aimed to measure the possibility or impact of risks that arise from the construction of solar floating photovoltaic power plants in the island of Kei Kecil, Southeast Maluku as risk assesment by using monte carlo methods so that the risk can be known well. The scope of this research are technical, economical, commercial, organizational, and political aspects. According to the calculation results, the total risk is 4.12 which is in the ALARP zone and after simulation gets a value of 3.89 with the most influential risk factor being Cost of Energy (CoE). The renewal of this research is floating solar photovoltaic technology in the sea with the location of Small Kei Island as the outermost island in Indonesia."

"ABSTRAKPotensi sumber energi primer untuk pembangkit tenaga listrik di Provinsi Sumatera Uatara untuk potensi air sekitar 1.242 MW yang tersebar di 14 lokasi memberikan peluang yang cukup besar untuk investasi dalam pembangkit ini. Analisis kelayakan secara ekonomi dan teknis dilakukan pada pembangkit Listrik Tenaga Minihidro PLTM dengan lokasi di Provinsi Sumatera Utara dengan kapasitas 10 MW. Faktor ndash; faktor mempengaruhi kelayakan sebuah investasi pembangkit listrik tenaga minihidro antara lain Net Present Value NPV , Internal Rate of Return IRR dan Pay Back Period PBP. Skenario tipe saluran pembawa dianalisis dengan membandingkan tipe saluran pembawa berupa saluran terbuka, saluran tertutup dan pipa baja yang dikombinasikan dengan konfigurasi turbin 2X5,0 MW; 3X3,3 MW dan 4X2,5 MW. Hal ini dilakukan untuk menganalisis pengaruh skenario tersebut terhadap biaya investasi Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro PLTM. Analisis sensitivitas dilakukan dengan skema optimis yakni kenaikan 10 dan skema pesimis yakni penurunan 10. Skenario tipe saluran pembawa berupa pipa baja dengan kombinasi konfigurasi turbin 2X5,0 MW adalah skenario paling optimal dengan nilai investasi sebesar Rp. 308.447.179.528; NPV sebesar Rp. 49.909.676.307; IRR sebesar 12,35 dan PBP sebesar 7,39 tahun dengan nilai LOLP sebesar 0,00127711. Anlisis sensitivitas menunjukan faktor yang mempengaruhi investasi PLTM adalah biaya investasi dan produksi energi tahunan.

---

ABSTRACTPotential primary energy source for power plants in the province of North Sumatra to water potential approximately 1,242 MW spread over 14 locations providing opportunities large enough to invest in this power plant. Feasibility analysis of economically and technically performed at the Minihidro Power Plant PLTM with the location of North Sumatra Province with a capacity of 10 MW. Factors that affect the feasibility of a minihidro power plant investments are Net Present Value NPV, Internal Rate of Return IRR and the Pay Back Period PBP. Analyzis waterway type are done by comparing the open channel waterway close chennel waterway and steel pipe waterway. This anlysis is done to get such scenarios that influence towards the cost of the investment Minihidro Power Plant PLTM. Sensitivity analysis was done with an optimistic scheme of 10 increase and pessimistic scheme of 10 decrease. Scenario design of open channel waterway type with combination of 2X5,0 MW turbine configuration is the most optimal scenario with investment value is Rp. 308.447.179.528 Net Present Value NPV of Rp. 49.909.676.307 IRR of 12,35 and Pay Back Period PBP of 6.01 years with LOLP value is 0,00127711. The sensitivity analysis shows that factors affecting the Minihidro Power Plant investments are annual investment and energy production. "

"Optimasi biaya bahan bakar umumnya dilakukan dengan pendekatan menggunakan metode deterministi c maupun undeterministi c. Pada penelitian ini membandingkan penerapan merit order yang bersifat deterministi c dengan penerapan algoritma kelelawar yang bersifat undeterministi c. Persoalan economic load dispatch mempunyai batasan equality dan inequality yang kompleks, sehingga sulit menentukan nilai optimum dengan menggunakan pendekatan konvensional. Dalam menentukan nilai optimum diperlukan penjadwalan unit-unit pembangkit untuk membagi daya yang dibangkitkan dalam pemenuhan kebutuhan sistem sehingga didapatkan biaya bahan bakar optimum. Merit order disusun berdasarkan besaran biaya bahan bakar perjam setiap unit yang beroperasi pada output maksimumnya, sedangkan algoritma kelelawar disusun berdasarkan karakteristik ekolokasi kelelawar yang disimulasikan pada program komputer dari posisi, kecepatan dan frekuensi kelelawar. Data yang diuji adalah data aktual pembangkit listrik tenaga termal yang berjumlah 6 (enam) pembangkit pada kondisi beban puncak tahun 2018. Dengan menggunakan 2 (dua) metode yang berbeda yaitu merit order dan algoritma kelelawar diperoleh hasil biaya produksi (efisiensi) yang berbeda. Merit order dapat mengefisienkan biaya produksi sebesar 14,67% atau $291640 dari aktual biaya, sementara algoritma kelelawar menghasilkan efisiensi sebesar 15,66% atau $311405 dari aktual biaya. Dari hasil perhitungan ini dapat disimpulkan bahwa penggunaan metode algoritma kelelawar akan menghasilkan biaya produksi yang lebih efisien (lebih kecil) yaitu sebesar 0,99% atau $19765 dibandingkan metode merit order. Hal ini dapat terjadi karena algoritma kelelawar berhasil membuat kombinasi pembebanan pembangkit yang lebih efisien.

---

Fuel cost optimization is generally done using an approach of deterministic and undeterministic methods. This study compares the application of deterministic merit order algorithms with the application of undeterministic bat algorithms. The issue of economic load dispatch has complex equality and inequality constraints, so it is difficult to determine the optimum value using a conventional approach. In determining the optimum value it is necessary to schedule generator units to divide the generated power in meeting system requirements so the optimum fuel costs are obtained. Merit orders are arranged based on the amount of hourly fuel costs per unit operating at its maximum output, while the bat algorithm is based on echolocation characteristics of microbats simulated on a computer program from the position, velocity and frequency of bats. The researched data are the actual data of thermal power plants which amount to 6 (six) plants in the peak loads condition in 2018. By using 2 (two) different method, namely merit order and bat algorithm, the results of different production costs are obtained. The merit order can reduce production costs by 14.67% or $291640 of the actual cost, while the bat algorithm produces an efficiency of 15.66% or $311405 of the actual cost. From the results of this calculation it can be concluded that the use of bat algorithm can produce a more efficient (smaller) generation costs that is equal to $19765 or 0.99% smaller than the merit order method. This can occur because of the bat algorithm manages to create a loading combination of more efficient power plants."

"Listrik merupakan kebutuhan vital masyarakat saat ini yang merupakan salah satu tolok ukur tingkat kesejahteraan. Sehingga pemenuhan kebutuhan listrik diupayakan oleh pemerintah misalnya dengan pembangunan pembangkit listrik baru. Di Provinsi Nusa Tenggara Barat pemenuhan kebutuhan listrik secara spasial masih terdapat perbedaan yang signifikan antara kota/kabupaten yang ada di Pulau Lombok dengan kota/kabupaten di luar Pulau Lombok. Pemerintah Provinsi perlu membuat perencanaan pengembangan kelistrikan daerah, yaitu dengan membuat perencanaan kebutuhan listrik per kabupaten/kota di Nusa Tenggara Barat. Dalam tulisan, aplikasi Sistem Informasi Geografis (SIG) digunakan untuk analisis spasial kebutuhan listrik di Provinsi Nusa Tenggara Barat. Pengguna listrik dibagi berdasarkan pendekatan sektoral yaitu dengan mengelompokan pelanggan menjadi 6 sektor yaitu rumah tangga, sosial, umum, industri, pemerintah dan Penerangan Jalan Utama (PJU). Hasil analisis dengan SIG dapat lebih interaktif memperlihatkan kesenjangan spasial per kota/kabupaten untuk kebutuhan listrik. Dengan memanfaatkan aplikasi SIG akan lebih mudah bagi para pengambil kebijakan untuk membuat perencanaan pengembangan kelistrikan dengan lebih baik.

---

Electricity is a vital need for society today, which is one of the benchmarks for welfare. So that the fulfillment of electricity needs is sought by the government, for example by the construction of new power plants. In West Nusa Tenggara Province, the spatial fulfillment of electricity needs still have significant differences between the cities/regencies on Lombok Island and cities/regencies outside Lombok Island. The Provincial Government needs to plan regional electricity development, namely by planning electricity needs per district/city in West Nusa Tenggara. In writing, the application of Geographic Information Systems (GIS) is used for spatial analysis of electricity needs in West Nusa Tenggara Province. Electricity users are divided based on a sectoral approach, namely by grouping customers into 6 sectors, namely household, business, general, industrial, government and Main Street Lighting (PJU). The results of the analysis with GIS can be more interactive showing the spatial gap per city/district for electricity needs. By utilizing GIS applications, it will be easier for policy makers to make better plans for developing electricity."