Perpustakaan Digital ITB
Rencana implementasi IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) antara
PLTU Suralaya Unit 1 dan PLTGU Cilegon sejalan dengan RUPTL 2021 – 2030,
dimana rencana sebaran bauran sumber energi untuk pembangkit listrik dari sumber
energi gas diproyeksikan meningkat dari 15,3 % menjadi 17,1 % pada tahun 2025
– 2030, dimana sumber energi batubara diproyeksikan menurun dari 67,4 %
menjadi 66,6 %. Penurunan pemakaian sumber energi yang berasal dari batubara
untuk pembangkit listrik tentunya cukup sulit karena biaya/kwh atau terkait capex
nya yang relatif masih tetap lebih murah dibandingkan sumber energi lain, alih alih
komitmen pemerintah Republik Indonesia untuk NZE 2060 sudah bulat dalam
menindak lanjuti komitmen Paris Agreement silam. Oleh karena itu, penerapan
IGCC ini sangat tepat diaplikasikan diindonesia mengingat cadangan batubara yang
masih sangat melimpah dan output emisi hasil proses IGCC yang sangatlah ramah
lingkungan dibanding PLTU konvensional.
Penelitian ini akan menggunakan metode pemodelan memanfaatkan teknologi
entrain flow gasification dengan menggunakan dihitung secara analitik, kemuadian
melakukan 9 kali variasi penelitian dengan mengubah nilai kalor batubara aktual
milik PLN (PLTU Suralaya unit 1 dan PLTU A-H) yang masuk feeding gasifier
pada range 3.115,53 - 4.735,80 kcal/kg lalu juga akan dianalisa seberapa jauh
variasi tersebut mempengaruhi keekonomian proyek ini. Komposisi gas flammable
yang dihasilkan dijaga konstan sesuai data spek MHI sehingga akan mempengaruhi
pengaturan dry air supply rate sebagai gasifier agent. Kemudian merujuk kepada
produk yang sedang dikembangkan MHI dengan komposisi output syngas yang
terdiri dari CO 36%vol, H2 11%vol, CH4 1%vol, CO2 4%vol, N2 48 %vol, LHV
Syngas 6 kJ/Nm3, Serta 99,9% Carbon Conversion maka maksimal yang
didapatkan 71,98 % Cold Gas Efficiency (CGE) nya. Hasil dari analisa teknoekonomi menghasilkan hasil yang cukup baik, dimana
melalui hasil pemodelan Aspen Hysis, didapatkan beban maksimal combined cycle
(1 Gas Turbine+1 Steam Turbine) PLTGU Cilegon sebesar 321,9 MW
menggunakan bahan bakar syngas yang dideliver melalui pipa gas bawah tanah
sepanjang 15 Km dari lokasi gasifier diarea PLTU Suralaya unit 1. Untuk
membangkitkan listrik sebesar itu diperlukan volume bahan bakar syngas sebanyak
323.100 kg/jam dengan combustion air sebanyak 1.650.000 kg/jam dan jika
kemudian dikonversi menggunakan batubara, maka didapatkan variasi volume
batubara yang berbeda. Hasil evaluasi akhir ditentukan dari angka LCoE (Levelized
Cost of Electricity) dari masing-masing kalori batubara selama masa manfaat yang
ditaksir selama 30 tahun dengan total CAPEX sebesar Rp 7,3 Triliyun. Dengan
perhitungan detail yang juga mempertimbangkan NPV, IRR, B/C ratio, biaya
OPEX tahunan, maka didapatkan balik modal atau payback periode rata-rata
ditahun ke-22. Kemudian hasil pemodelan tersebut juga wajib diuji dengan data
teknoekonomik milik MHI sehingga setelah analisa yang panjang disimpulkan
batubara yang paling layak untuk difeeding kedalam gasifier terletak pada batubara
yang bersumber dari PLTU Suralaya unit 1 dan PLTU H yang memiliki kalori
4.632,4 kcal/kg dan 4.735,8 kcal/kg. Untuk effisiensi total yang dihasilkan mulai
dari feeding batubara dengan total volume berkisar 119-124 ton/jam hingga
menghasilkan listrik sebesar 321,9 MW berkisar diangka 48,2 - 48,6% dengan
kebutuhan dry air supply rate sekitar 1,7 kg/kg coal. Sehingga secara keseluruhan
proyek pengembangan sistem IGCC dari PLTU Suralaya ke PLTGU Cilegon layak
untuk dieksekusi sebagai bagaian dari program NZE 2060 PT. PLN (Persero) yang
terbukti bisa mengurangi emisi sebesar 20% CO2 Gton.e/tahun dan juga mampu
mengevakuasi daya sebesar 300 MW saat PLTU Suralaya unit 1 benar-benar akan
disuntik mati.