Perpustakaan Digital ITB

Sebagai bentuk komitmen terhadap Nationally Determined Contribution (NDC) 2030 untuk menekan emisi CO2 dan mencapai tujuan iklim global, Indonesia melalui PLN telah menyiapkan berbagai langkah strategis guna menjalankan transisi menuju ke energi bersih untuk mendukung tujuan Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060, salah satunya adalah teknologi Carbon, Capture, and Storage (CCS). Teknologi CCS yang diintegrasikan pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) yang terdiri dari 5 blok dengan kapasitas 660 MW untuk tiap blok, merupakan objek penelitian yang dikaji pada tesis ini. Delapan variasi dari konfigurasi 5 blok PLTGU-CCS ini disimulasikan menggunakan software Aspen HYSYS versi 12. Model penangkapan CO2 menggunakan metode absorpsi menggunakan pelarut Methyldiethanolamine (MDEA) 42% dan Piperazine (PZ) 2,5% dengan target CO2 capture rate sebesar 90,03%, dan kompresi CO2 cair ditargetkan hingga 145,8 bar. Untuk mengevaluasi nilai keekonomiannya digunakan software Aspen Process Economic Analysis (APEA). Hasil validasi menunjukan bahwa pada simulasi Case (2) dengan konfigurasi 1 blok PLTGU – 1 unit CCS, membutuhkan CAPEX dan OPEX sebesar 231,49 milyar dollar US dan 13,22 milyar dollar US yang berdampak pada kenaikan Levelized Cost of Electricity (LCoE) menjadi 122,04 $/MWh atau 34,84% dari Biaya Pokok Produksi (BPP). Case (9) dengan konfigurasi 2 blok PLTGU – 1 unit CCS (3 blok lainnya tidak terintegrasi dengan CCS namun beriperasi normal), dipilih sebagai basis untuk dilakukan analisa sensitivitas pajak karbon karena memenuhi aspek teknis dan memiliki LCoE paling kecil. Hasilnya menunjukkan bahwa bila Case (9) diimplementasikan dengan pengenaan pajak karbon sebesar 148 $/tCO2 menghasilkan LCoE optimum sebesar 50 $/MWh pada PTBAE 0,9 tCO2/MWh, pengenaan pajak karbon sebesar 169,4 $/MWh menghasilkan LCoE optimum sebesar 87,27 $/MWh pada PTBAE 0,5 tCO2/MWh, dan pengenaan pajak karbon sebesar 206,63 $/tCO2 menghasilkan LCoE optimum sebesar 152,31 $/MWh pada PTBAE 0 tCO2/MWh.