Perpustakaan Digital ITB

Jumlah emisi CO? global dari sektor energi terus meningkat setiap tahun. Gas alam dan batubara masih menjadi kontributor terbesar terhadap emisi karbon, sehingga keduanya menjadi sorotan utama dalam upaya mitigasi perubahan iklim. Tren kenaikan emisi ini telah terbukti menjadi salah satu faktor utama pemicu perubahan iklim di berbagai negara, dengan dampak yang meluas terhadap lingkungan, kesehatan, dan perekonomian. Oleh karena itu, langkah yang harus ditempuh adalah mengurangi ketergantungan pada bahan bakar fosil dan beralih ke sumber energi yang lebih ramah lingkungan. Hidrogen muncul sebagai salah satu opsi strategis karena sifatnya yang bebas karbon, sehingga dapat menjadi solusi transisi energi untuk mendukung pencapaian target Net Zero Emissions. Implementasi co-firing hidrogen dengan gas alam pada PLTGU tidak hanya mendukung program transisi energi di Indonesia, tetapi juga menjadi bagian penting dari upaya global menuju sistem energi yang berkelanjutan. Dalam penelitian ini, simulasi termodinamika terkait co-firing hidrogen dengan gas alam dilakukan menggunakan perangkat lunak Aspen Hysys. Model yang digunakan merepresentasikan PLTGU Cilegon dengan konfigurasi 1-on-1, berkapasitas total sekitar 370 MW, dan berbasis turbin Mitsubishi M701F. Variasi rasio hidrogen dalam campuran bahan bakar ditetapkan antara 0% hingga 30% basis volume, dengan mempertimbangkan keterbatasan tipe combustor dry low NOx (DLN) premixed. Temperatur keluaran combustor dijaga konstan pada 1.400 °C untuk memastikan stabilitas operasi dan menjaga keandalan sistem. Selain analisis teknis, dilakukan pula kajian tekno-ekonomi untuk menghitung total biaya pemanfaatan hidrogen dengan asumsi sistem penyimpanan bertipe compressed gas. Perhitungan biaya pokok produksi (BPP) digunakan sebagai dasar evaluasi kelayakan penggunaan hidrogen dalam skema co-firing pada PLTGU. Hasil analisis termodinamika menunjukkan bahwa ketika rasio hidrogen meningkat hingga 30%, daya total PLTGU naik dari 378.632 MW menjadi 379.461 MW. Perubahan total daya ini setara dengan peningkatan sekitar 0,22%. Efisiensi pembangkit juga mengalami kenaikan dari 58,19% menjadi 58,32%, atau meningkat sekitar 0,22%. Sementara itu, co-firing dengan hidrogen terbukti mampu menurunkan laju emisi CO? dari 139.213 kg/jam menjadi 124.750 kg/jam, dengan penurunan sekitar 10,39%. Temuan ini menegaskan bahwa hidrogen memiliki potensi nyata untuk mendukung pengurangan emisi karbon sekaligus meningkatkan efisiensi sistem pembangkit. Dari sisi tekno-ekonomi, hasil analisis menunjukkan bahwa total biaya investasi sistem penyimpanan hidrogen bertipe compressed gas mencapai USD 770 juta. Nilai Levelized Cost of Hydrogen Storage (LCHS) diperkirakan sekitar 8,98 USD/kg, dengan proyeksi total biaya utilisasi pada tahun 2026 sebesar 15,47 USD/kg. Berdasarkan hasil perhitungan ini, biaya pokok produksi listrik (BPP) mengalami kenaikan signifikan, yakni 3,61 kali lipat. Harga BPP naik dari Rp 1.042,99/kWh menjadi Rp 3.764,68/kWh. Analisis sensitivitas lebih lanjut menunjukkan bahwa biaya Inside Battery Limits (ISBL) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap total biaya utilisasi hidrogen, karena menyumbang porsi terbesar dari capital expenditure cost (CapEx) untuk peralatan utama. Penerapan co-firing hidrogen pada PLTGU memang memberikan keuntungan dari sisi teknis berupa peningkatan efisiensi dan penurunan emisi, namun di sisi lain menimbulkan tantangan ekonomi yang cukup besar. Kenaikan biaya pokok produksi berpotensi memangkas keuntungan atau laba perusahaan, sehingga diperlukan strategi kebijakan yang mendukung agar hidrogen menjadi lebih kompetitif dibandingkan dengan gas alam maupun bahan bakar fosil lainnya. Salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah pemberian insentif ekonomi, seperti subsidi harga hidrogen hijau, bantuan investasi untuk sistem penyimpanan hidrogen, maupun skema kredit karbon. Dengan adanya dukungan kebijakan dan inovasi teknologi, diharapkan penggunaan hidrogen di masa depan dapat menjadi lebih ekonomis dan berkelanjutan.