## Jambura Journal of Electrical and Electronics Engineering

## Perencanaan dan Studi Kelayakan PLTS Rooftop Pada Gedung Fakultas Teknik UNG
Rafli Prodi Teknik Elektro
Universitas Negeri Gorontalo
Gorontalo, Indonesia rafli.tanpamarga@gmail.com
Jumiati Ilham
Prodi Teknik Elektro Universitas Negeri Gorontalo Gorontalo, Indonesia jumiatiilham@ung.ac.id Sardi Salim Prodi Teknik Elektro Universitas Negeri Gorontalo Gorontalo, Indonesia sardi@ung.ac.id Diterima : Juni 2021 Disetujui : November 2021 Dipublikasi : Januari 2022
Abstrak—Sebagian  besar  pembangkit  tenaga  listrik  terpasang di Indonesia saat ini masih didominasi oleh pembangkit listrik berbahan  bakar  fosil.  Penggunaan  bahan  bakar  fosil  secara terus  menerus  dapat  menyebabkan  kerusakan  lingkungan semakin  bertambah.  Oleh  karena  itu,  untuk  mengurangi penggunaan bahan bakar fosil, perlu dikembangkan pembangkit  listrik  dari  sumber  energi  terbarukan,  salah satunya  pembangkit  listrik  tenaga  surya  (PLTS).  Tujuan penelitian  ini  ialah  merencanakan  PLTS  rooftop  pada  gedung C2  Fakultas  Teknik  Universitas  Negeri  Gorontalo  serta menganalisis  kelayakannya  dari  aspek  teknis  dan  ekonomis. Perencanaan PLTS rooftop pada penelitian ini terdiri dari tahap desain  teknis  dengan  parameter  akhir  yang  diharapkan  ialah nilai  performance  ratio  (PR)  yang  lebih  besar  dari  60%  dan analisa kelayakan ekonomis menggunakan tiga metode analisis yakni,  net  present  value  (NPV),  benefit  cost  ratio  (BCR)  dan payback  period  (PP).  Dasar  perhitunan  dalam  analisis  ketiga metode tersebut menggunakan tarif listrik LWBP Rp735.00/kWh dan cost of energi (COE) Rp1,261.26/kWh. Hasil desain  teknis  diperoleh  nilai  PR  sebesar  70%  dan  dari  segi ekonomi dengan dasar perhitungan tarif LWBP diperoleh nilai NPV  Rp(1,266,891,940.59),  BCR  0,97  dan  PP  26,1  tahun. Sedangkan  dengan  dasar  perhitungan  COE,  diperoleh  nilai NPV  Rp488,730,414.17,  BCR  1,77  dan  PP  12,17  tahun. Kesimpulan akhir yang diperoleh berdasarkan hasil penelitian yang  telah  dilakukan  ialah  bahwa  sistem  PLTS  yang direncanakan layak (feasible) untuk diwujudkan.

## Kata Kunci—Perencanaan; Studi Kelayakan; PLTS Rooftop
Abstract—Most  of  the  currently  installed  power  plants  in Indonesia  are  still  dominated  by  fossil  fuel  power  plants.  The continuous use of fossil fuels can cause increasing environmental damage. Therefore, to reduce the use of fossil fuels, it is necessary to  develop  power  plants  from  renewable  energy  sources,  one  of which  is  solar  power  plants  (PLTS).  This  study  aims  to  plan  a rooftop  solar  power  plant  in  the  C2  building  of  Faculty  of Engineering, State University of Gorontalo, as well as to analyze its  feasibility  from  technical  and  economic  aspects.  The  PLTS rooftop planning in this study consisted of a technical design stage with the final parameter expected to be a performance ratio (PR) value greater than 60%. Economic feasibility analysis uses there methods,  including  net  present  value  (NPV),  benefit  cost  ratio BCR)  and  payback  period  (PP).  The  basis  of  calculation  un  the
analysis of the three methods uses the LWBP electricity tariff of IDR  735,00/kWh  and  the  cost  of  energy  (COE)  of  IDR 1.261,26/kWh.  The  result  of  the  technical  design  obtains  a  PR value of 70%. In terms of economy, based on the calculation of the LWBP tariff, it obtains the NPV of IDR (1.266.891.940,59), BCR of  0.97  and  PP  of  16.1  years.  Meanwhile,  based  on  the  COE calculation,  it  obtains  the  NPV  of  IDR  488.730.414,17,  BCR  of 1.77  and  PP  of  12,17  years.  Based  on  the  findings,  it  can  be concluded that the planned PLTS system is feasible to be realized.
Keywords—Planning; Feasibility Study; Rooftop Solar PV

## I. P ENDAHULUAN
Kebutuhan  akan  energi  listrik  terus  meningkat  seiring dengan pertumbuhan ekonomi nasional. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) memproyeksikan rata- rata  pertumbuhan  kebutuhan  energi  listrik  nasional  sekitar 6,9%  per  tahun  [1].  Untuk  mengiringi  pertumbuhan kebutuhan listrik, maka salah satu upaya paling efektif yang perlu  dilakukan  ialah  penambahan  kapasitas  pembangkit tenaga  listrik.  Khusus  di  Indonesia,  pemanfaatan  energi terbarukan  seperti  air,  angin,  biomassa,  dan  lainnya  belum optimal.  Padahal  Indonesia  memiliki  potensi  energi  surya yang cukup besar untuk dikembangkannya pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) [2]. Potensi energi surya ini mencapai 207,8  GW.  Sementara  itu,  di  Provinsi  Gorontalo  memiliki potensi energi surya mencapai 1,218 GW [3].
Pembangkit  Listrik  Tenaga  Surya  Atap  (PLTS rooftop ) adalah  proses  pembangkitan  energi  listrik  menggunakan modul  fotovoltaik  yang  dipasang  dan  diletakkan  pada  atap, dinding atau bagian lain bangunan milik konsumen PT. PLN (Persero)  serta  menyalurkan  energi  listrik  melalui  sistem sambungan listrik konsumen PT. PLN (Persero) [4]. Sistem PLTS rooftop secara konfigurasi sistemnya termasuk sistem on-grid ,  karena  terhubung  dengan  jaringan  listrik  PLN. Artinya daya yang diproduksi oleh PLTS tidak hanya untuk penggunaan  sendiri,  melainkan  bisa  disalurkan  ke  sistem yang terhubung dengannya. Pada siang hari, ketika produksi listrik PLTS melebihi kebutuhan beban, maka kelebihan ini secara  otomatis  di  salurkan  ke  grid  dan  secara  otomatis kelebihan ini dicatat oleh kWh meter Ekspor-Impor. Namun, ketika  produksi  listrik  PLTS  tidak  mencukupi  kebutuhan
beban,  maka  energi  listrik  PLTS  diprioritaskan  untuk digunakan dan sisa kekurangan listriknya disuplai dari grid. PLTS rooftop merupakan  salah  satu  bentuk  pembangkit listrik yang ramah lingkungan dan juga cocok dikembangkan di wilayah-wiayah perkotaan karena instalasi pembangkit ini dapt dipasang dan diletakkan pada atap, dinding atau bagian lain bangunan.
Pada prinsipnya, dalam merencanakan suatu PLTS (dari aspek  teknis)  harus  dipertimbangkan  faktor-faktor  antara lain: rencana pola operasi PLTS dan terkoneksi atau tidaknya PLTS dengan jaringan listrik di rencana lokasi. Faktor-faktor di  atas  mempengaruhi  pemilihan  jenis  dan  kapasitas komponen utama, yaitu: modul surya dan inverter. Kapasitas PLTS dinyatakan dengan kilowatt peak (kWp) dan kapasitas inverter  dinyatakan  dengan  (kW).  Tingkat  reliabilitas  yang diinginkan mempengaruhi konfigurasi, kapasitas dan jumlah inverter  [5].  Langkah  pertama  dalam  proses  perencanaan pembangunan  PLTS  adalah  dengan  menilai  apakah  layak untuk dilanjutkan. Melakukan penilaian tersebut, membutuhkan  kajian  sejumlah  aspek,  diantaranya  aspek teknis,  lingkungan,  finansial,  sosial,  ekonomi  dan  aspek risiko.  Namun  faktor  umum  yang  menjadi  pertimbangan kebanyakan orang adalah kelayakan teknis dan biaya [6].
Penelitian  serupa  yang  terkait  dengan  perencanaan PLTS rooftop pernah dilakukan dengan judul, diantaranya:
1) Perencanaan  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Surya  Hybrid Pada  Area  Parkir  Gedung  Dinas  Cipta  Karya,  Dinas Bina Marga Dan Pengairan Kabupaten Badung [7]
2) Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Surya Rooftop di Hotel Kini Pontianak [8]
3) Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Surya Di Atap Gedung Harry Hartanto Universitas Trisakti [9]
Pada penelitian judul pertama diatas, perencanaan PLTS rooftop dilakukan  hanya  dari  sisi  teknis  yakni  bertujuan untuk  menghitung kebutuhan daya listrik, menetapkan daya yang akan dibangkitkan, menghitung jumlah serta kapasitas modul surya dan inverter, menghitung sudut kemiringan dan lokasi modul surya. Seperti pada uraian sebelumnya bahwa perencanaan  PLTS rooftop perlu  untuk  mempertimbangkan aspek ekonomis. Penelitian judul kedua merencanakan PLTS rooftop dengan  menggunakan  tambahan  komponen,  yaitu baterai.  Penambahan  baterai  pada  sistem  akan  membuat investasi awal PLTS rooftop menjadi mahal. Sementara pada penelitian  dengan  judul  yang  ketiga,  perencanaan  PLTS rooftop dilakukan baik dari sisi teknis dan ekonomis, namun perbedaannya  dengan  penelitian  ini  yakni  terletak  pada bebeara  hal,  salah  satunya  metode  penempatan  panel  surya pada  atap  gedung,  dimana  pada  penelitian  ini,  panel  surya diletakkan paralel dengan atap gedung ( flush mounting ).

## II. METODE PENELITIAN
Perancangan  dan  penilaian  kelayakan  ekonomi  PLTS rooftop dalam  penelitian  ini  dilakukan  dengan  perhitungan manual  dan  bantuan softwere PVsyst.  Penelitian  ini dilakukan  pada  gedung  C2  Fakultas  Teknik  Kampus  Baru Universitas  Negeri  Gorontalo  yang  beralamat  di  Jl.  B.J Habibie Desa Moutong, Kecamatan Tilongkabila, Kabupaten Bone Bolango Provinsi Gorontalo.
Desain  teknis  PLTS rooftop dimulai  dari  perhitungan ukuran  string,  kemudian  dilanjutkan  dengan  perhitungan jumlah  inverter,  panel  surya  dan  kapasitas  daya  terpasang sistem.  Secara  lengkap,  tahapan  desain  teknis  dan  analisis
kelayakan ekonomi PLTS rooftop yang direncanakan dalam penelitian ini dapat dilihat pada Gambar 1. Diagram Alir Alur Penelitian.
Gambar 1. Diagram Alir Alur Penelitian
Untuk  selanjutnya,  perhitungan-perhitungan  teknis  dan ekonomi  dalam  perencanaan  PLTS rooftop pada  penelitian ini diuraikan sebagi berikut.
1) Ukuran String
• String Minimum
String minimum dihitung dengan persamaan:
𝑁 𝑠,𝑚𝑖𝑛 ≥ 𝑉𝑚𝑖𝑛,𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 𝑉 𝑚𝑝,𝑚𝑖𝑛 ……………………………...…..... (1)
dengan,
N s,min : string minimum V min,Inverter : tegangan minimum inverter V mp,min : tegangan minimum panel surya, dihitung dengan persamaan [10]:
𝑉 𝑚𝑝,𝑚𝑖𝑛 = 𝑉 𝑚𝑝 × (1 + ((𝑇 𝑎,𝑚𝑎𝑥 + 𝑇 𝑎𝑑𝑑 − 𝑇 𝑆𝑇𝐶 ) × (𝑇 𝑘 𝑃 𝑚𝑎𝑥 / 100))) ……………………………………………...…… (2) dengan:
V mp,min : tegangan minimum panel surya V mp : tegangan V mp panel surya kondisi STC
T a,max : temperatur lingkungan maksimum T add : temperatur penyesuaian = 35°C T STC
: temperatur pengujian modul surya = 25°C T k P max : koefisien temperatur daya panel surya
• String Maksimum
String maksimum dihitung menggunakan persamaan:
𝑁 𝑠,𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝑉𝑚𝑎𝑥,𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 𝑉 𝑜𝑐,𝑚𝑎𝑥 ………………...………………… (3)
dengan,
N s,max : string maksimum V max,Inverter
: tegangan maksimum inverter
V oc,max :  tegangan  maksimum  panel  surya, dihitung dengan Persamaan 4:
𝑉 𝑜𝑐,𝑚𝑎𝑥 = 𝑉 𝑜𝑐 × (1 + ((𝑇 𝑎,𝑚𝑖𝑛 −   𝑇 𝑆𝑇𝐶 ) × 𝑇 𝑘 𝑉 𝑜𝑐 )) ……... (4)
dengan:
V oc,max : tegangan makismum panel surya V oc : tegangan V oc kondisi STC
T a,min : temperatur lingkungan minimum T STC
: temperatur pengujian modul surya = 25°C T k V oc :  koefisien  temperatur  tegangan  panel surya
• String Paralel
String paralel dihitung dengan persamaan:
𝑁 𝑝,𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑎𝑥,𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 𝐼𝑠𝑐,𝑃𝑉 ………………..…………………. (5)
dengan,
N p,max : string paralel maksimum
I max,Inverter : arus maksimum inverter
I sc,PV : arus maksimum panel surya

## 2) Kapasitas Daya Terpasang
Secara  praktis,  untuk  memperkirakan  kapasitas  daya terpasang  sistem  berdasarkan  luasan  area  atap  yang ada/tersedia dapat menggunakan Persamaan 6 berikut ini.
𝐶 𝑅 = ( 𝐶𝑀 1000 ) × ( 𝑅𝐶𝑅×𝐴𝑅 𝐴𝑀 ) …………………...…………… (6)
dengan,
C R : kapasitas daya terpasang sistem (kWp)
C M : daya panel surya kondisi STC (Wp)
A R : luas area atap tersedia (m 2 ) A M : luas dimensi panel surya (m 2 ) RCR : roof cover ratio , biasanya 0.85.
Untuk  mengetahui  berapa  jumlah  inverter  yang dibutuhkan,  dapat  dilakukan  dengan  perhitungan menggunakan Persamaan 7:
𝑁 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 = 𝑁𝑃𝑉,𝑇𝑜𝑡
𝑁𝑃𝑉/𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑒𝑟 ………………...………..……… (7)
dengan
𝑁 𝑃𝑉,𝑇𝑜𝑡 = 𝐶𝑅×1000 𝐶𝑀 ……………………………….……… (8) dengan,
N Inverter
: jumlah inverter N PV,Tot : jumlah total panel surya N PV/Inverter
: jumlah panel surya per inverter
3) Sistem Pemasangan
Secara umum, bentuk atap dalam mounting system penel surya dikelompokkan menjadi atap datar ( flat roof ) dan atap miring ( tilt roof ). Dua metode mounting panel surya pada atap yang  paling  umum  digunakan  pada  sistem  PLTS rooftop , yaitu  menggunakan  rangka  atau  tanpa  rangka,  dengan menempelkan panel surya pada atap. Bahan yang digunakan untuk rangka atau penyangga penel surya harus terbuat dari bahan  aluminium[11].  Untuk  jenis  atap  yang  terbuat  dari
bahan  genteng  asbes  atau  aspal  membutuhkan  penyangga disatukan dengan rangka atap.

## 4) Global Tilt Irradiation
Iradiasi  yang  jatuh  pada  permukaan  array  atau  yang diterima modul surya berdasarkan kemiringan pemasangannya ialah global tilt irradiation (GTI). GTI dapat dihitung dengan menggunakan persamaan [12]:
𝐺𝑇𝐼 = 𝐺𝑙𝑜𝑏 𝐼𝑛𝑐 × 𝑠𝑖𝑛(𝛼 + 𝛽) …………………….…… (9)
dengan:
𝐺𝑙𝑜𝑏 𝐼𝑛𝑐 = 𝐺𝐻𝐼 𝑠𝑖𝑛 𝛼 ………………………….….………… (10)
dengan. 𝛼 = 90° − 𝜙 + 𝛿 …………………...…………….….. (11)
dan 𝛿 dihitung menggunakan persamaan[13]:
𝛿 = 23,45° × 𝑠𝑖𝑛 (360 × 284+𝑛 365 ) ……………....……. (12)
dengan:
GTI : global tilt irradiation Glob Inc : global incident irradiation GHI : global horizontal irradiation α : sudut elevasi ( elevation angle )
β : sudut kemiringan panel surya ( plane tilt ) 𝛿 : sudut deklinasi
𝜙
: lintang lokasi ( latitude ) 𝑛 : nilai hari dalam setahun
5) Faktor Penurunan
Derating factors (D) merupakan faktor penskalaan pada keluaran  sistem  PLTS  untuk  memperhitungkan  rugi-rugi sistem  ( system  losses )  dalam  kondisi  pengoperasian  yang sebenarnya. Derating  factors optimal  adalah  1  dan  nilai kurang  dari  1  menunjukkan  daya  keluaran  sistem  yang berkurang.  Misalnya,  jika  daya  yang  hilang  melalui komponen tertentu adalah 2%, maka faktor penurunan daya untuk komponen tersebut adalah 0,98.

## 6) Perhitungan Produksi Energi Sistem
Energi  yang  akan  dihasilkan  sistem  bergantung  pada kapasitas  daya  terpasang  sistem  (C R ), derating  factors (D) dan juga iradiasi matahari. Iradiasi matahari yang dimaksud dalam  hal  ini  ialah  nilai  GTI.  Energi  yang  akan  dihasilkan sistem  dapat  dihitung  dengan  menggunakan  persamaan berikut.
𝐸 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 = 𝐶 𝑅 × 𝐷 × 𝐺𝑇𝐼 …………………...…………. (13)
dengan,
E system : energi yang dihasilkan sistem pada periode tertentu C R : kapasitas daya terpasang sistem D : derating factors GTI : global tilt irradiation
7) Efektivitas  Pembangkitan  Listrik  AC  (ACEGE)  dan Performance Ratio (PR)
Efektivitas pembangkitan listrik AC (ACEGE) menunjukkan  keefektifan  sistem  PLTS  dalam  mengubah iradiasi  matahari  yang  ada  menjadi  listrik  AC.  ACEGE direpresentasikan  dalam  persen  (%)  dan  dihitung  dengan Persamaan 14.
𝐴𝐶𝐸𝐺𝐸 = 𝐸𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 𝐺𝑙𝑜𝑏𝑖𝑛𝑐,𝑡𝑜𝑡 × 100% ………...……………..… (14)
dengan 𝐺𝑙𝑜𝑏 𝑖𝑛𝑐,𝑡𝑜𝑡 = 𝐺𝑙𝑜𝑏 𝑖𝑛𝑐 × 𝐴 𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦 …………..…………….(15)
dengan:
ACEGE : efektivitas pembangkitan listrik AC E system : energi produksi sistem Glob inc,tot : global incident irradiation total Glob inc
: global incident irradiation A array : luas array
Sementara itu, untuk mengetahui performance ratio (PR) sistem, dapat dilakukan dengan menggunakan Persamaan 16 dibawah ini.
𝑃𝑅 = 𝐴𝐶𝐸𝐺𝐸 𝜂𝑃𝑉 ………………….………………………… (16)
dengan, 𝜂 𝑃𝑉 adalah efisiensi panel surya.
8) Metode Analisa Net Present Value (NPV)
Net present value (NPV) adalah metode menghitung nilai bersih ( net value ) pada waktu sekarang ( present ). Metode ini menggunakan  teknik discounted  cash  flow (DFC)  untuk memperhitungkan  nilai  waktu  uang  dari  semua  aliran  kas proyek  [14].  Penggunaan  metode  NPV  dalam  menilai kelayakan suatu investasi mengikuti persamaan berikut:
𝑁𝑃𝑉 = ∑ 𝑁𝐶𝐹𝑡 (1−𝑖)𝑡 − 𝐼𝐼 𝑛 𝑡=1 ……………..………………… (17)
dengan,
NCF t : jumlah aliran kas bersih tahun ke-1 s/d ke-n II : initial investment (investasi awal)
𝑖 : interest (tingkat suku bunga) 𝑛 : lifetime (umur proyek)
Kriteria  pengambilan  keputusan  dengan  metode  ini apakah  proyek  layak  diwujudkan  atau  tidak  ialah  sebagai berikut:
• NPV  >  0  artinya  investasi  akan  menguntungkan/layak ( feasible )
• NPV  <  0  artinya  investasi  tidak  menguntungkan/tidak layak ( unfeasible ).
9) Metode Analisa Benefit Cost Ratio (BCR)
Profitability  Index (PI)  merupakan  perbandingan  nilai sekarang  arus  kas  masuk  (PV cash  inflow )  dengan  nilai sekaranag arus kas keluar (PV cash ouflow ). Metode ini juga dikenal dengan BCR ( benefit cost ratio ) [15]. Metode BCR atau PI memberikan penekanan terhadap nilai perbandingan antara  aspek  manfaat  ( benefit )  yang  akan  diperoleh  dengan aspek  biaya  dan  kerugian  yang  akan  ditanggung  ( cost ) dengan adanya investasi tersebut.
𝐵𝐶𝑅 = 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑡 (𝐵) 𝐶𝑜𝑠𝑡 (𝐶) ……………………..………..……… (18)
Kriteria  keputusan  untuk  mengetahui  apakah  suatu  rencana investasi  layak  ekonomis  atau  tidak  layak  menggunakan metode ini adalah sebagai berikut.
• B/C > 1, investasi layak ( feasible )
• B/R < 1, investasi tidak layak ( unfeasible )
10) Metode Analisa Payback Peiod PP (PP)
Analisis payback  period (PP)  pada  dasarnya  bertujuan untuk  mengetahui  sebarapa  lama  (periode)  investasi  akan dapat  dikembalikan  saat  terjadinya  kondisi  pulang  pokok ( break  event-point ).  Secara  umum, payback  period (PP) dirumuskan dengan persamaan:
𝑃𝑃 = 𝐼𝐼 𝑁𝐶𝑡 ………………………………………………. (19)
dengan,
II : initial investment (investasi awal) NC t : net cash rata-rata selama umur proyek Dalam metode payback period (PP), rencana investasi dikatakan  layak  ekonomis  atau  tidak  layak  ditentukan  oleh kriteria berikut:
Jika : PP < lifetime (n) , layak ( feasible ) : PP > lifetime (n) , tidak layak ( unfeasible )

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN
Perencanaan  PLTS rooftop ini  direncanakan  pada bangunan  gedung  C2  Fakultas  Teknik  Kampus  Baru Universitas  Negeri  Gorontalo  (UNG).  Gedung  Fakultas Teknik kampus Baru UNG terdiri dari 5 (lima) gedung yakni: Gedung C2, gedung C3, gedung C4 gedung C5 dan gedung C6. Adapun data lokasi spesifik dari gedung Fakultas Teknik Kampus Baru UNG sebagai berikut:
• Koordinat : 0.555955 LU; 123.133194 BT
• Ketinggian : 37 meter diatas permukaan laut
• Zona waktu  : UTC+08, Asia/Makassar (WITA)
• Global Horizontal Irradiation : 1882 kWh/m 2 /tahun
• Global Incident Irradiation : 1854,6 kWh/m 2 /tahun • Temperartur maksimum : 34,6°C • Temperatur minimum : 21,5°C • Temperatur rata-rata : 27,2°C • Kecepatan angina rata-rata : 2,6 Knot • Luas atap gedung : 1336,8 m 2 • Sudut kemiringan atap : 16° • Daya terpasang gedung : 197,2 Kva

## A. Panel Surya dan Inverter
Panel  surya  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  ialah REC375TP2SM72  dengan  daya  pada  kondisi  STC  sebesar 375  Wp.  Spesifkasi  teknis  panel  REC375TP2SM72 ditunjukkan  dalam  tabel  1.  spesifikasi  teknis  panel  surya rec375tp2sm72.  Sementara  untuk  inverter,  digunakan inverter  jenis  string  yakni  33000TL3-S  dengan  kapasitas daya sebesar 33 kWac dan spesifikasi teknisnya ditunjukkan dalam tabel 2 spesifikasi teknis inverter 33000tl3-s.

## Tabel 1. Spesifikasi teknis panel surya REC375TP2SM72
Electrical Characteristics (STC)
Nominal power ( P max ) 375 Wp Nominal power voltage ( V mp ) 40,1 V
Nominal power current ( I mp ) 9,36 A Open circuit voltage ( V oc ) 47,4 V Short circuit current ( I sc ) 10,04 A Module efficiency 18,7 % Operating temperature − 40… + 85 °C Maximum system voltage 1000 V / 1500 V Maximum series fuse rating 25 A Power tolerance ± 5 Mechanical Characteristics Dimensions (mm) 2005 × 1001 × 30 Weigh 22 kg
Temperature Characteristics NOCT 44,6 + 2 °C Temperature coefficient of P max − 0,37 %/ °C
Temperature coefficient of V oc − 0,28 %/ °C Temperature coefficient of I sc − 0,04 %/ °C
Tabel 2. Spesifikasi teknis inverter 33000TL3-S
Input DC Max. DC voltage 1000 V Star voltage 250 MPPT voltage range 200 V – 1000 V Nominal voltage 580 V Max power (at STC) 41,25 kW Nb. of MPPT / String for each MPPT 2 / 4 Max. input current 38 A / 38 A Max. input current per string 12 A Rated AC power 33 kW Max. AC apparent power 36,6 kVA AC nominal voltage 230 V / 400V AC grid frequency 50 Hz / 60 Hz Max. output current 53 A Power factor at rated power 0,8  leading  –  0,8 langging Efficiency Max. efficiency 98,9 % MPPT efficiency 99,5 %

## B. Desain Teknis Sistem PLTS Rooftop
Dari  hasil  perhitungan  ukuran  string  (panel  surya  yang terhubung  secara  seri),  diperoleh  string  maksimum  yang diperbolehkan  ialah  20  panel  surya  per  string  dan  3  string paralel. Tegangan minimum dan maksimum string berturut- turut  sebesar  664,2  VDC  dan  957,2  VDC.  Sementara  arus maksimum  string  diperoleh  sebesar  30,12  A.  Total  jumlah panel  surya  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  sebanyak 480 unit dan inverter sebanyak 4 unit dan jumlah penel surya yang terhubung dengan tiap inverter sebanyak 120 unit. Daya yang  dihasilkan  sebesar  180  kWp,  namun  karena  terjadi faktor penurunan sebesar 23,4% atau 0,766, maka daya yang dihasilkan PLTS berkurang menjadi 137,88 kW. Penempatan panel  surya  pada  atap  tampak  seperti  Gambar  2.  Desain Rangka Pemasangan Panel Surya pada Atap.
Gambar 2. Desain Rangka Pemasangan Panel Surya pada Atap
Peletakan  panel  surya  ada  atap  dalam  gambar  diatas mengikuti sudut kemiringan atap, sehingga iradiasi matahari ( global tilt irradiation ) yang dapat diserap oleh panel surya sebesar 1716,7 kWh/m 2 /tahun. Energi listrik yang di produksi sistem PLTS sebesar:
E s = 180 kWp × 0,766 × 1716,7 E s = 236698.6 kWh/tahun atau 648,49 kWh/hari
Kemudian, berdasarkan dimensi modul surya dalam  tabel 1 Spesifikasi teknis panel surya REC375TP2SM72, yaitu 2,007 m 2 , maka total luas area atap terpakai (luas area array) sebesar 963,36  m 2 ,  sehingga  diperoleh global  incident  total (Glob Inc,Tot ) sebagai berikut:
Glob Inc,tot = 1854,6 kWh/m 2 × 963,36 m 2 Glob Inc,tot = 1786647,45 kWh yang  kemudian  diperoleh  efektivitas  pembangkitan  listrik AC (ACEGE) sebesar:
ACEGE = 236698,6
1786647,45 = 13,2%
Dan terakhir, diperoleh performance ratio sistem PLTS yang direncanakan sebagai berikut:
PR = 13,2% 18,7% = 70%

## C. Analisa Ekonomi
Seluruh  biaya  yang  dikeluarkan  untuk  pembangunan sistem  PLTS  hingga  operasi  dan  pemeliharaannya  sering disebut sebagai life cycle cost (LCC) atau biaya siklus hidup. LLC dalam penelitian ini dibagi menjadi 2 komponen biaya, yaitu investasi awal dan biaya tahunan. Nilai investasi awal diperlihatkan dalam tabel 3 Nilai investasi awal.

## Tabel 3. Nilai investasi awal
No Komponen Jumlah  Satuan Harga Satuan Subtotal Harga A. Komponen Utama 1  Panel Surya REC375TP2SM 480 Unit Rp 4,100,000.00  Rp     1,968,000,000.00 2  Inverter Growatt 33000TL3-S 4 Unit Rp81,500,000.00  Rp        326,000,000.00 Total Harga A Rp 2,294,000,000.00 B. Komponen Sistem Penyangga 3  Aluminum Rail 4200 mm 220 Batang  Rp     260,000.00  Rp          57,200,000.00 4  Aluminum Rail 3300 mm 20 Batang  Rp     210,000.00  Rp            4,200,000.00 5  Aluminum Rail 2100 mm 20 Batang  Rp     157,000.00  Rp            3,140,000.00 6  L Feet Bracket 85 x 40 mm 1196 Pcs Rp       25,000.00  Rp          29,900,000.00 7  Hanger Bolt M8 x 100 mm 1196 Pcs Rp         1,650.00  Rp            1,973,400.00 8  Rail Join Splice 197 Pcs Rp       25,000.00  Rp            4,925,000.00 9  Mid Clamp 40 mm 912 Pcs Rp       15,500.00  Rp          14,136,000.00 10  End Clamp 40 mm 136 Pcs Rp       14,500.00  Rp            1,972,000.00 11  Grounding Lug 500 Pcs Rp       30,000.00  Rp          15,000,000.00 Total Harga B Rp 132,446,400.00 C. Perangkat Proteksi Sisi DC 12  Panel Box 30 x 40 x 17 cm 4 Pcs Rp     885,000.00  Rp            3,540,000.00 13  Fuse Link 15 A + Fuse Holder 30A 32 Pcs Rp       74,000.00  Rp            2,368,000.00 14  DC MCB 4P 40A 1000 V 8 Pcs Rp     399,000.00  Rp            3,192,000.00 15  DC SPD 3P 40KA 1000V 8 Pcs Rp     446,600.00  Rp           3,572,800.00 Total Harga C Rp 12,672,800.00 D. Perangkat Proteksi Sisi AC 16  Panel Box 60 x 40 x 18 cm 1 Pcs Rp     216,000.00  Rp               216,000.00 17  MCB 3 Phase 4P 63A 4 Pcs Rp     795,000.00  Rp            3,180,000.00 18  MCCB 3 Phase 3P 300A 1 Pcs Rp     860,000.00  Rp               860,000.00 19  AC SPD 3 Phase 4P 40kA 1 Pcs Rp     999,000.00  Rp               999,000.00 20  Digital Energy Meter 4 Pcs Rp  2,520,000.00  Rp          10,080,000.00 21  Panel Distribusi 150 kVA 1 Paket Rp  7,600,000.00  Rp            7,600,000.00 Total Harga C Rp 22,935,000.00 E. Pengkabelan 22  Kabel NYAF 4 mm² (B & R) 6 Roll Rp     646,800.00  Rp            7,761,600.00 23  Kabel NYAF 10 mm² (B & R) 4 Roll Rp  1,593,900.00  Rp          12,751,200.00 24  Kabel NYY 4 x 16 mm² 1 Roll Rp10,873,000.00  Rp          10,873,000.00 25  Kabel BC 25 mm² 600 Meter Rp       20,900.00  Rp          12,540,000.00 26  Kabel NYAF 10 mm² (Y/G) 1 Roll Rp  1,593,900.00  Rp            1,593,900.00 27  Kabel NYA 1 x 16 mm² (Y/G) 50 Meter Rp       25,000.00  Rp            1,250,000.00 Total Harga E Rp 46,769,700.00 F. Komponen/Peralatan Lainnya 28  Konektor MC4 4 mm² 48 Pcs Rp       15,000.00  Rp               720,000.00 29  Klip Kabel 10 mm 1440 Pcs Rp         7,500.00  Rp         10,800,000.00 30  Terminal Block Kabel 10 mm² 20 Pcs Rp       18,000.00  Rp               360,000.00 31  Gland Kabel PG 9 100 Pcs Rp            900.00  Rp                 90,000.00 32  Cable Gland for Flexible Conduit 16 Pcs Rp         4,000.00  Rp                 64,000.00 33 Flexible Conduit 3/4" Liquid Tight Metalic 4 Roll Rp       35,000.00  Rp               140,000.00 34  Kabel Skun Ring 4 mm + Isolasi 3 Pcs Rp       28,440.00  Rp                 85,320.00 35  Din Rail MCB 1 meter 10 Batang  Rp       15,000.00  Rp               150,000.00 36  Busbar Plat Tembaga 40 cm 8 Batang  Rp     145,000.00  Rp            1,160,000.00 37 Grounding Bar Tembaga 5 Batang  Rp       36,500.00  Rp               182,500.00 Total Harga F Rp          13,751,820.00
38 Jasa Distribusi Barang, Jasa Intalasi dan Pemasangan 180 kWp Rp2,500,000.00   Rp       450,000,000.00 39 Belanja tidak terduga (5% dari Total Harga A) 1 Lot Rp114,700,000.00   Rp       114,700,000.00 Investasi Awal Rp     3,087,275,720.00
• Biaya Operasional dan Pemeliharaan
Standar nilai biaya operasional dan pemeliharaan (O&M cost)  PLTS  per  tahun  per  kWp  terpasang  berkisar  antara USD12  –  USD15  [11].  Dalam  penelitian  ini,  penentuan O&M cost yang  dipilih  ialah  Rp30,872,757.20/tahun  (1% dari  nilai  investasi  awal).  Total  biaya  operasional  dan pemelihraan selama lifetime sistem PLTS sebesar:
O&M cost,total = Rp30,872,757.20 × 25 = Rp771,818,930.00
• Biaya Pemulihan Sistem (Recovery Cost) Biaya  penggantian  unit  inverter  atau  yang  dalam penelitian  ini  disebut  sebagai  biaya  pemulihan  ( recovery cost )  merupakan  biaya  yang  harus  dikeluarkan  untuk pengadaan  unit  inverter  hingga  instalasinya.  Harga  satuan unit  inverter  ini  diasumsikan  sama  dengan  harga  satuan pembelian awal yakni sebesar Rp326,000,000.00 per empat unit.  Sementara  untuk  biaya  jasa  distribusi  hingga instalasinya  diasumsikan  sebesar  5%  dari  total  biaya  jasa pada tahap awal pembangunan atau sebesar Rp22,500,000.00, sehingga nilai total recovery cost sebesar: Rp326,000,000.00 + Rp22,500,000.00 Rp344,000,000.00/25 tahun
atau Rp13,940,000.00/tahun
Dengan  demikian,  biaya  pengeluaran  tahunan  untuk sistem  PLTS rooftop  on-grid 180  kWp  diperoleh  dengan penjumlahan  biaya  operasional  dan pemeliharaan  per  tahun dengan biaya recovery cost /tahun seperti berikut: An_cost = Rp30,872,757.20 +  Rp13,940,000.00 An_cost =  Rp44,812,757.20

## D. Kelayakan Investasi Dasar Perhitungan Tarif LWBP
Perhitungan aliran kas bersih ( net cash flow ) didapatkan dari  hasil  pengurangan  aliran  kas  masuk  (cash in )  dengan aliran  kas  keluar  (cash out ).  Aliran  kas  masuk  didapat  dari perkalian produksi energi sistem dengan tarif LWBP seperti ditunjukkan berikut:
𝑐𝑎𝑠ℎ 𝑖𝑛 = 236698.6 kWh × 735.00 Rp173,973,471.00/tahun dan kas bersih rata-rata diperoleh sebesar:
NCF = Rp173,973,471.00 − Rp44,812,757.20
Rp129,160,713.80/tahun
• Metode Analisa Net Present Value (NPV)
Telah  diketahui  bahwa  kas  bersih  rata-rata  sebesar Rp129,056,713.80/tahun, maka dengan menggunakan tingkat suku bunga sebesar 5%/tahun, NPV diperoleh seperti dalam Tabel 4. NPV dasar perhitungan LWBP.
Tabel 4. NPV Dasar Perhitungan LWBP
Tahun Kas Bersih DF NPV 1 Rp       129,160,713.80 0.95 Rp          123,010,203.62 2 Rp       129,160,713.80 0.91 Rp          117,152,574.88 3 Rp       129,160,713.80 0.86 Rp          111,573,880.83 4 Rp       129,160,713.80 0.82 Rp          106,260,838.89 5 Rp       129,160,713.80 0.78 Rp          101,200,798.94 6 Rp       129,160,713.80 0.75 Rp            96,381,713.28 7 Rp       129,160,713.80 0.71 Rp            91,792,107.88
Tahun Kas Bersih DF NPV 8 Rp       129,160,713.80 0.68 Rp            87,421,055.13 9 Rp       129,160,713.80 0.64 Rp            83,258,147.74 10 Rp       129,160,713.80 0.61 Rp            79,293,474.04 11 Rp       129,160,713.80 0.58 Rp            75,517,594.32 12 Rp       129,160,713.80 0.56 Rp            71,921,518.40 13 Rp       129,160,713.80 0.53 Rp            68,496,684.19 14 Rp       129,160,713.80 0.51 Rp            65,234,937.33 15 Rp       129,160,713.80 0.48 Rp            62,128,511.74 16 Rp       129,160,713.80 0.46 Rp            59,170,011.18 17 Rp       129,160,713.80 0.44 Rp            56,352,391.60 18 Rp       129,160,713.80 0.42 Rp            53,668,944.38 19 Rp       129,160,713.80 0.40 Rp            51,113,280.36 20 Rp       129,160,713.80 0.38 Rp            48,679,314.63 21 Rp       129,160,713.80 0.36 Rp            46,361,252.03 22 Rp       129,160,713.80 0.34 Rp            44,153,573.36 23 Rp       129,160,713.80 0.33 Rp            42,051,022.25 24 Rp       129,160,713.80 0.31 Rp            40,048,592.62 25 Rp       129,160,713.80 0.30 Rp            38,141,516.78 Total Rp   1,820,383,940.41
Dari tabel 4. Npv dasar perhitungan LWBP terlihat bahwa total nilai kas sampai akhir masa pakai ( lifetime ), yakni pada tahun ke-25 ialah sebesar Rp1,820,383,940.41, maka dengan nilai investasi awal yang sebesar Rp3,087,275,720.00, NPV PLTS yang direncanakan dalam penelitian ini yakni:
NPV =  Rp1,820,383,940.41 − Rp3,087,275,720.00 NPV = Rp(1,266,891,779.59)
Dengan demikian, berdasarkan analisa kelayakan dengan metode NPV ini, PLTS yang direncanakan tidak layak untuk diwujudkan.  Hal  ini  terlihat  pada  hasil  perhitungan  yang diatas  yang  menghasilkan  nilai  negatif  yang  cukup  besar, yakni Rp1,266,891,779.59. Hal ini sesuai dengan pernyataan bahwa  jika  NPV<  0,  maka  investasi  tersebut  tidak  layak ( unfeasible ) untuk diwujudkan.
• Metode Analisa Benefit Cost Ratio (BCR) Metode  BCR  bekerja  dengan  membandingkan  antara keuntungan  ( benefit )  selama  umur  ( lifetime )  PLTS  dengan biaya pengeluaran ( cost ) selama itu juga. Perhitungan BCR dalam penelitian ini dilakukan dengan menganggap total kas masuk ( cash in ) sebagai B ( benefit ) dan life cycle cost sebagai C ( cost ).
BCR = (Rp173,973,471.00 × 25)
Rp4,207,594,650.00
BCR = Rp4,349,336,775.00 Rp4,207,594,650.00

## BCR = 1,03
Berdasarkan  analisa  kelayakan  investasi  menggunakan metode  ini,  terlihat  bahwa  BCR  >  1,  artinya  PLTS  yang direncanakan layak ( feasible ) untuk diwujudkan
• Metode Analisa Payback Period (PP) Metode payback  period (PP)  digunakan  untuk memprediksi  periode  pengembalian  nilai  investasi  selama lifetime  PLTS.  PP  bisa  dihitung  dengan  membagi  nilai investasi awal dengan nilai kas bersih (NCF).
PP = Rp3,087,275,720.00 Rp129,160,713.80 PP = 23,9 tahun
Kesimpulan  hasil  analsis  kelayakan  dengan  metode payback  period (PP),  PLTS  yang  direncanakan  layak ( feasible )  untuk  diwujudkan.  Hal  ini  didasari  atas  masa pengembalian nilai investasi yang lebih singkat dibandingkan masa pakai ( lifetime ) sistem (PP < n).
E. Kelayakan Investasi Dasar Perhitungan COE
Penilaian  kelayakan  ekonomis  pembanguanan  suatu sistem  PLTS  tidak  hanya  berdasar  pada  perhitungan- perhitungan  diatas  sebelumnya,  tetapi  perlu  dikaji  dengan perhitungan biaya energi ( cost of energy ). Perhitungan cost of energy (COE)  ini  menggunakan  faktor  pemulihan  modal ( capital recovery factor ). COE diperoleh dengan mengalikan nilai CRF ( capital recovery factor ) ke dalam nilai LCC ( life cycle  cost )  yang  kemudian  dibagi  dengan  produksi  energi sistem, seperti perhitungan dibawah ini:
𝐶𝑂𝐸 = 𝑅𝑝4,207,594,650.00 × 7%
236698.6 𝑘𝑊ℎ COE = Rp1,261.26/kWh
Dengan  mengganti  tarif  LWBP  pada  perhitungan sbelumnya  diatas  dengan  nilai  COE  yang  sebesar Rp1,261.26/kWh,  maka  diperoleh  kas  masuk  rata-rata  per tahun seperti berikut:
cash in = 236698.6 × Rp1,261.26 cash in = Rp298,539,179.74/tahun dan kas bersih rata-rata per tahun yakni:
NCF = Rp298,539,179.74 − Rp44,812,757.20 NCF = Rp253,726,422.54/tahun
• Metode Analisa Net Present Value (NPV)
NPV  dengan  dasar  perhitungan  nilai  COE  ini menggunakan cara yang sama dengan perhitungan NPV tarif LWBP  sebelumnya.  NPV  Dasar  Perhitungan  Tarif  COE ditampilkan dalam TABEL 5. NPV Dasar Perhitungan COE.

## TABEL 5. NPV Dasar Perhitungan COE
Tahun Kas Bersih DF NPV 1 Rp     253,726,422.54 0.95 Rp       241,644,211.94 2 Rp     253,726,422.54 0.91 Rp       230,137,344.70 3 Rp     253,726,422.54 0.86 Rp       219,178,423.53 4 Rp     253,726,422.54 0.82 Rp       208,741,355.74 5 Rp     253,726,422.54 0.78 Rp       198,801,291.18 6 Rp     253,726,422.54 0.75 Rp       189,334,563.03 7 Rp     253,726,422.54 0.71 Rp       180,318,631.46 8 Rp     253,726,422.54 0.68 Rp       171,732,029.96 9 Rp     253,726,422.54 0.64 Rp       163,554,314.25 10 Rp     253,726,422.54 0.61 Rp       155,766,013.57 11 Rp     253,726,422.54 0.58 Rp       148,348,584.35 12 Rp     253,726,422.54 0.56 Rp       141,284,366.05 13 Rp     253,726,422.54 0.53 Rp       134,556,539.09 14 Rp     253,726,422.54 0.51 Rp       128,149,084.85 15 Rp     253,726,422.54 0.48 Rp       122,046,747.48 16 Rp     253,726,422.54 0.46 Rp       116,234,997.60 17 Rp     253,726,422.54 0.44 Rp       110,699,997.71 18 Rp     253,726,422.54 0.42 Rp       105,428,569.25 19 Rp     253,726,422.54 0.40 Rp       100,408,161.19 20 Rp     253,726,422.54 0.38 Rp        95,626,820.18 21 Rp     253,726,422.54 0.36 Rp        91,073,162.08 22 Rp     253,726,422.54 0.34 Rp        86,736,344.84 23 Rp     253,726,422.54 0.33 Rp        82,606,042.70 24 Rp     253,726,422.54 0.31 Rp        78,672,421.62 25 Rp     253,726,422.54 0.30 Rp        74,926,115.83 Total Rp3,576,006,134.17
Dari  Tabel  4.5.  NPV  dasar  perhitungan  tarif  COE, terilihat  bawha  total  nilai  kas  sampai  akhir  masa  pakai ( lifetime ), yakni pada tahun ke-25 ialah sebesar Rp3,576,006,134.17,  maka  dengan  nilai  investasi  awal sebesar Rp3,097,675,720.00, NPV PLTS yang direncanakan dalam penelitian ini yakni:
NPV = Rp3,576,006,134.17 − Rp3,087,275,720.00 NPV = Rp488,730,414.17
Dengan  demikian,  berdasarkan  analisa  kelayakan menngunakan metode NPV dengan dasar perhitungan COE, PLTS  yang  direncanakan  layak  untuk  diwujudkan.  Hal  ini
sesuai  dengan  pernyataan  bahwa  jika  NPV  >  0,  maka investasi tersebut layak ( feasible ) untuk diwujudkan.
• Metode Analisa Benefit Cost Ratio (BCR)
Benefit atau  keuntungan  yang  diperoleh  dengan  dasar perhitungan COE ini sebesar Rp7,463,479,493.41 (total kas masuk  selama  25  tahun).  Sementara  biaya  atau  cost  ialah Rp4,207,594,650.00 (biaya siklus hidup/ life cycle cost ). BCR dengan dengan dasar perhitungan COE ini diperoleh sebagai berikut:
BCR = Rp7,463,479,493.41
Rp4,207,594,650.00

## BCR = 1,77
Dengan  nilai  BCR  sebesar  1,77  diatas,  perencanaan  PLTS layak ( feasible ) untuk diwujudkan karena (B/C > 1).
• Metode Analisa Payback Period (PP) Dengan nilai kas bersih per tahun sebesar Rp253,726,422.54, payback  period (PP)  dengan  dasar perhitungan ini biaya cost of energy (COE) yakni selama:
PP = Rp3,087,275,720.00
Rp253,726,422.54 = 12,17 tahun
sehingga dalam hal ini, PLTS yang direncanakan layak untuk diwujudkan  karena  periode pengembalian  ( payback period ) nilai investasi lebih singkat dari masa pakai ( lifetime ) sistem PLTS.

## IV. K ESIMPULAN
Sistem  PLTS rooftop dengan  kapasitas  daya  terpasang  180 kWp  yang  direncanakan  pada  atap  gedung  C2  Fakultas Teknik Universitas Negeri Gorontalo memerlukan luas area sekitar  963,36  m2  (72%  dari  total  luas  area  atap  tersedia), dengan  jumlah  panel  surya  berkapasitas  375  Wp  yang dibutuhkan  sebanyak  480  unit  dan  4  unit  inverter berkapasitas  33  kWac.  Secara  teknis,  sistem  PLTS  yang direncanakan  dikatakan  layak  karena  memilki  nilai performance  ratio 70%.  Nilai  investasi  awal  ( initial investment )  untuk  pembangunan  sistem  PLTS rooftop ini sebesar Rp3,087,275,720.00 dan biaya pengeluaran tahunan sebesar    Rp44,812,757.20.  Secara  ekonomis,  berdasarkan metode-metode analisis kelayakan (dengan dasar perhitungan cost  of  energy ),  pembangunan  PLTS rooftop ini  layak ( feasible )  untuk  diwujudkan  dan  peluang  penghematan tagihan  listrik  PLN  setelah  memasang  PLTS  ialah  sebesar Rp12,785,850.00 (26,2%) setiap bulannya.

## R EFFERENSI
[1] TEMPO.CO,  “ESDM:  Kebutuhan  Listrik  Nasioanl Naik 6,9 Persen Tiap Tahun,” Bisnis.com , Jakarta, p. 1, 2019.
[2] M.  Ointu,  Susanto;  Surusa,  Frengki  Eka  Putra; Zainuddin,  “Studi  Perencanaan  Pembangunan Pembangkit  Listrik  Tenaga  Mikrohidro  (PLTMH) Berdasarkan Potensi Air yang Ada di Desa Pinogu,” Jambura J. Electr. Electron. Eng. , vol. 2, p. 31, 2020, doi: https://doi.org/10.37905/jjeee.v2i2.4618.
[3] Direktorat EBTKE Kementerian ESDM RI, “Kebijakan,  Regulasi  dan  Inisiatif  Pengembangan Energi Surya di Indonesia,” in Akselerasi pengembangan  PLTS  di  Indonesia  untuk  mencapai 6,5  GW  di  tahun  2025 ,  2019,  p.  4,  [Online]. Available:
https://iesr.or.id/wp-
content/uploads/2019/10/2019-10-10-Bahan- Paparan-Akselerasi-PLTS-Mencapai-65-GW-pada- 2025-IESR.pdf.
[4] Kementerian  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral (KESDM), Peraturan  Menteri  Energi  dan  Sumber Daya  Mineral  Nomor  49  Tahun  2018  tentang Penggunaan  Sistem  Pembangkit  Listrik  Tenaga Surya  Atap  Oleh  Konsumen  PT  Perusahaan  Listrik Negara  (Persero) .  Indonesia:  LL  KESDM  BN  RI 2018 (1525) : 18 HLM, 2018, p. 3.
[5] R. Sianipar, “Dasar Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Surya,” Jetri  J. Ilm. Tek. Elektro , vol. 11, p.
1, 2014, doi: http://dx.doi.org/10.25105/jetri.v11i2.1445.
[6] Asian  Development  Bank, Handbook  For  Rooftop Solar  Development  In  Asia .  Mandaluyong  City, Philippines: Asian Development Bank, 2014.
[7] A. I. Duka, Eric Timotius Abit; Setiawan, I Nyoman; Weking,  “Perencanaan  Pembangkit  Listrik  Tenaga Surya Hybrid Pada Area Parkir Gedung Dinas Cipta Karya, Dinas Bina Marga Dan Pengairan Kabupaten Badung,” E-Journal SPEKTRUM , vol. 5, no. Vol 5 No  2  (2018):  Jurnal  SPEKTRUM,  p.  1,  2018,  doi: https://doi.org/10.24843/SPEKTRUM.2018.v05.i02. p09.
[8] G.  H.  Sihotang,  “Perencanaan  Pembangkit  Listrik Tenaga  Surya  Rooftop di  Hotel  Kini  Pontianak,” J. S1 Tek. Elektro UNTAN , vol. 1, p. 1, 2019, [Online]. Available: https://jurnal.untan.ac.id/.
[9] C.  Ramadhan,  S.G.;  Rangkuti,  “Perencanaan Pembangkit  Listrik  Tenaga  Surya  Di  Atap  Gedung
Harry  Hartanto  Universitas  Trisakti,”  in Seminar Nasional Cendekiawan , 2016, p. 1, doi: http://dx.doi.org/10.25105/semnas.v0i0.905.
[10] J.  Alfsen,  “How  to  Calculate  PV  String  Size,”
Mayfield Renewables , 2018.
https://www.mayfield.energy/blog/pv-string-size.
[11] Kementerian PUPR RI Dirjen Cipta Karya Direktorat Bina Teknik Permukiman dan Perumahan, Teknologi
Atap Solar PVROOF . Kabupaten Bandung: Kementerian PUPR RI Dirjen Cipta Karya Direktorat Bina Teknik Permukiman dan Perumahan, 2020.
[12] J. Cano, “Photovoltaic Modules: Effect of Tilt Angle on Soiling,” Arizona State University, 2011.
[13] W. A. Duffie, John A.; Beckman, Solar Engineering of  Thermal  Processes ,  4th  ed.  Madison,  Amerika Serikat: John Wiley & Sons, Inc., 2013.
[14] T. R. Astutiningsih, “Analisis Kelayakan Bisnis Pada Investasi  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Air  (PLTA) Meureubo  48  MW  Di  Aceh,”  UNIVERSITAS TERBUKA, 2018.
[15] I. N. S. Sugirianta, Ida Bagus. K; Giriantarai, I.A.D; Kumara,  “Analisa  Keekonomian  Tarif  Penjualan Listrik  Pembangkit  Listrik  Tenaga  Surya  1  MWp Bangli Dengan Metode Life Cycle Cost,” Maj. Ilm. Teknol.  Elektro ,  vol.  15,  no.  Vol  15  No  2  (2016): (July-December) Majalah Ilmiah Teknologi Elektro, p. 124,
2016, doi: https://ojs.unud.ac.id/index.php/JTE/article/view/ID
21323.