Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Krisis iklim global mendorong pengembangan hidrogen hijau sebagai sumber energi berkelanjutan. Penelitian ini mengkaji potensi teknis dan keekonomian produksi hidrogen hijau melalui integrasi panel surya terapung (floating PV) di Waduk Saguling. Perhitungan dilakukan berdasarkan data iradiasi matahari, karakteristik lokasi, dan parameter teknis-ekonomis dari teknologi Proton Exchange Membrane (PEM) electrolyzer. Estimasi biaya produksi menggunakan pendekatan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), sedangkan kelayakan finansial dianalisis dengan indikator Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI). Hasil studi menunjukkan bahwa dengan kapasitas produksi sebesar 3.000 kg/hari dan total pasokan listrik tahunan sebesar 165,16 GWh (81,7% dari PLTS dan 18,3% dari jaringan PLN), diperoleh LCOH sebesar 12,43 USD/kg dan harga jual hidrogen diasumsikan sebesar 15 USD/kg. Evaluasi keekonomian menghasilkan NPV sebesar USD 6.771.567, IRR sebesar 8,29%, PBP selama 10,6 tahun, dan PI sebesar 1,27, yang menandakan kelayakan investasi. Simulasi Monte Carlo mengonfirmasi bahwa harga jual hidrogen merupakan variabel paling sensitif terhadap profitabilitas. Temuan ini menunjukkan bahwa produksi hidrogen hijau berbasis PV di Indonesia berpotensi kompetitif dan mendukung transisi energi rendah karbon.

---

The global climate crisis has accelerated the development of green hydrogen as a sustainable energy source. This study examines the technical and economic feasibility of producing green hydrogen through the integration of floating solar panels at the Saguling Reservoir. Calculations were based on solar irradiation data, site characteristics, and techno-economic parameters of Proton Exchange Membrane (PEM) electrolyzer technology. The Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) was estimated, while financial viability was evaluated using Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI). The results show that with a production capacity of 3,000 kg/day and a total annual electricity supply of 165.16 GWh (81.7% from solar PV and 18.3% from the PLN grid), the LCOH is calculated at 12.43 USD/kg with a hydrogen selling price assumed at 15 USD/kg. Economic evaluation yields an NPV of USD 6,771,567, IRR of 8.29%, PBP of 10.6 years, and a PI of 1.27—indicating a financially viable project. A Monte Carlo simulation confirms that hydrogen selling price is the most sensitive variable influencing profitability. These findings suggest that PV-based green hydrogen production in Indonesia has the potential to be competitive and to support the transition toward a low-carbon energy system. "

"Pengembangan terhadap energi hidrogen tengah tumbuh pesat belakangan ini karena sumber energi hijau menjadi jauh lebih penting di berbagai industri dan mampu menggantikan natural gas dimasa mendatang. Negara - negara di berbagai belahan dunia telah mulai mengembangkan energi hidrogen secara masif seperti Jepang, Korea, Italia, Spanyol, Arab Saudi, Cina, Turki dan Maroko dengan metoda elektrolisis dari sumber energi terbarukan dengan biaya produksi yang cukup kompetitif. Biaya produksi hidrogen yang telah dikembangkan dengan metoda elektrolisis ini di Turki USD 3,1 $/kgH2, Korea Selatan USD 7,72 $/kgH2, Italy 6,9 €/kgH2, Arab Saudi 43,1 $/kgH2 dan Maroko 4,99 $/kgH2. Oleh karena itu, diperlukan penelitian pengembangan produksi green hydrogen di Indonesia dengan metoda elektrolisis dari floating solar photovoltaic di Waduk Cirata. Metoda penelitian dimulai dengan pemilihan teknologi green hydrogen plant dengan membandingkan spesifikasi elektroliser yang tersedia dipasaran melalui skema “scoring”. Selanjutnya dilakukan analisa keekonomian melalui tiga skema excess power yaitu 20%, 30% dan 40% dari energi listrik yang tersedia pada floating solar photovoltaic. Analisa keekonomian dilakukan dengan menghitung nilai Net Present Value (NPV), Internal Rate Return (IRR) dan Payback Period. Teknologi yang dipilih berdasarkan hasil scoring adalah PEM Electroliser dengan nilai scoring 8,32. Analisa keekonomian pengembangan green hydrogen plant yang paling optimum adalah skema excess power 40% dengan nilai NPV sebesar USD 74.152.302, IRR 18,92% dan Payback Period selama 4,76 tahun (4 tahun 10 bulan).

---

The development of hydrogen energy is growing rapidly in recent years as green energy sources have become much more important in various industries and can replace natural gas in the future. Countries in various parts of the world have started to develop hydrogen energy massively such as Japan, Korea, Italy, Spain, Saudi Arabia, China, Turkey and Morocco by using electrolysis method to produce hydrogen from renewable energy sources with competitive production costs. The cost of producing hydrogen which has been developed by the electrolysis method in Turkey USD 3.1 $/kgH2, South Korea USD 7.72 $/kgH2, Italy 6.9 €/kgH2, Saudi Arabia 43.1 $/kgH2 and Morocco 4.99 $/ kgH2. Therefore, it is necessary to research the development of green hydrogen production in Indonesia using the electrolysis method from floating solar photovoltaic in the Cirata Reservoir. The research method was carried out by selecting green hydrogen plant technology by comparing the specifications of the electrolyzer available in the market through a "scoring" scheme. Furthermore, an economic analysis is carried out through three excess power schemes, namely 20%, 30% and 40% of the electrical energy available in floating solar photovoltaic. Economic analysis is done by calculating the value of Net Present Value (NPV), Internal Rate Return (IRR) and Payback Period. The technology chosen based on the scoring results is PEM Electroliser with a scoring value of 8.32. The most optimum economic analysis of green hydrogen plant development is the 40% excess power scheme with an NPV value of USD 74,152,302, IRR 18.92% and a Payback Period of 4.76 years (4 years 10 months)."

"Penelitian ini dilakukan analisa geospasial, tekno ekonomi terhadap potensi pengembangan produksi hydrogen hijau di Indonesia. dengan bahan sumber daya energi terbarukan khususnya dari energi matahari dan energi angin. Melalui pemodelan geospasial dengan memanfaatkan teknologi geographic information system (GIS), potensi teknis dari sumber daya alam di suatu wilayah dapat diidentifikasi secara visual. Area yang memadai untuk dikembangkan sebagai lokasi pembangkit energi terbarukan yang akan diintegrasikan dengan fasilitas produksi hydrogen hijau dapat diestimasi dari sisi kuantitas, lebih lanjut identifikasi ini dapat membantu dalam menilai kelayakan ekonomis terhadap pengembangan jenis sumber energi. Analisa terkait aspek teknis dilakukan melalui perhitungan estimasi energi yang dapat dihasilkan dari tenaga surya dan tenaga angin. Sedangkan analisa ekonomi dilakukan melalui estimasi nilai Levelized Cost of Energy (LCOE) dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) maupun perbandingan berdasarkan data penelitian yang telah ada. Penelitian berbasis pemodelan spasial dan tekno-ekonomis dinilai mampu memberi pandangan umum terkait potensi produksi hydrogen hijau dari energi terbarukan serta biaya produksinya dalam skala nasional, serta diharapkan dapat menjadi salah satu metodologi standar untuk diterapkan dalam memproyeksi pengembangan proyek produksi hydrogen hijau di masa mendatang. Hasil studi ini menunjukkan bahwa pembangkit energi terbarukan berbasiskan energi matahari dan energi angin cukup potensial untuk dikembangkan secara nasional, dengan catatan pemilihan lokasi dilakukan dengan seksama untuk menghindari konflik terkait tata guna lahan. Meskipun demikian secara umum biaya produksi hydrogen saat ini dinilai masih cukup tinggi dibandingkan komoditas energi lainnya akibat faktor biaya produksi energi terbarukan serta biaya teknologi electrolysis yang relatif cukup tinggi, dibandingkan energi fosil. Pada akhirnya pengembangan industry hydrogen hijau secara nasional patut didukung dengan mempersiapkan infrastruktur penunjang baik berupa infrastruktur fisik maupun kebijakan yang berpihak terhadap industry terkait di sektor hulu maupun hilir.

---

This thesis presents a geospatial techno-economic analysis on the potential of low-cost and large-scale green hydrogen production in Indonesia. In this study, the potential of the hydrogen production using power feedstock sources from solar energy, wind power energy will be analysed. Utilizing geographic information system (GIS), a technical potential and economic assessment of hydrogen production can be visually depicted. The geospatial model visualizes the suitable areas potential for green hydrogen production sourcing from solar irradiation and wind energy system. The technical aspect of hydrogen potential is determined by the yield of the solar or wind system, based on currents knowledge of technologies. While the economic assessment is determined by the levelized cost of energy and hydrogen, LCOE and LCOH using cost input data. The research based on spatial modelling gives a general overview of the production price and potential-of green hydrogen generation from intermittent renewables sources on a national level. geospatial techno-economic analysis proves to be a suitable method to visualize the future hydrogen production development Our rough estimation shows that large-scale PV, wind farm integrated with hydrogen production potential could be potentially developed throughout the country. However, the economic scale may not be sufficient due to higher price of renewables electricity than current fossil fuel based of energy and high electrolyzer cost technology. Consequently, in order to support developing national green hydrogen strategies will require an integrated planning supported by dedicated infrastructure as well as right policy framework."

"Studi ini mensimulasikan kelayakan pemasangan Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) terhubung ke jaringan utilitas di rooftop apartemen terintegrasi moda transportasi di Prumjatimulya, Bekasi Timur. Simulasi sistem PLTS 154 kWp terhubung ke jaringan dilakukan dengan perangkat lunak PVsyst. Studi ini dilakukan untuk mengevaluasi aspek teknis, ekonomi dan lingkungan dari sistem PLTS. Hasil studi menunjukkan bahwa sistem memasok listrik ke apartemen sebesar 221,37 MWh/tahun selama masa umur pakai (25 tahun) dengan Performance ratio 81,23%. Levelized Cost of Electricity (LCOE) dari PLTS menjadi Rp 923 /kWh, Profitability Index sebesar 1,15, Net Present Value (NPV) sebesar Rp 318.441.255 dan Internal Rate of Return sebesar 7,60%. Dari aspek lingkungan, sistem ini akan menyimpan emisi karbon sebesar 3479,718 tCO2 selama umur pakai sistem, dimana per 1 kWp yang dibangkitkan oleh sistem akan menyimpan emisi karbon sebesar 22,61 tCO2/kWp. Dapat disimpulkan bahwa perencanaan PLTS on-grid 154 kWp layak untuk dilaksanakan

---

This study simulates the feasibility of installing a PV on-grid on the rooftop of an integrated transportation apartment in East Bekasi. Simulation of the 154 kWp PV Plant connected to the network was carried out using the PVsyst software. This study was conducted to evaluate the technical, economic, and environmental aspects of the PV Plant. The results show that the system supplies electricity to the apartment by 221.37 MWh/year during the service life (25 years) with a performance ratio of 81.23%. The Levelized Cost of Electricity (LCOE) of the solar PV is IDR 923 /kWh, Profitability Index (PI) is 1.15, Net Present Value (NPV) is IDR 318,441,255 and Internal Rate of Return is 7.60%. From the environmental aspect, this system will save carbon emissions of 3479,718 tCO2 during the life of the system. It can be concluded that the 154 kWp PV on-grid planning is feasible."

"Produksi amonia hijau dengan green hydrogen—elektrolisis air—dapat mempercepat penurunan emisi karbon sampai dengan 41% dari total produksi amonia global pada 2050. Namun, perbedaan penurunan nilai emisi berbagai skema sistem produksi dan rendahnya biaya produksi amonia hijau terhadap fossil-based ammonia mendorong penelitian aspek teknis sistem produksi amonia hijau dilakukan sebagai dasar analisis aspek lingkungan dan ekonomi dari variasi penggunaan sumber energi sistem produksi amonia hijau. Variasi sistem ditinjau dari tiga jenis sumber energi terbarukan, yaitu photovoltaic (PV)-baterai, pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP), dan pembangkit listrik tenaga air (PLTA), sedangkan sistem secara keseluruhan terdiri atas unit elektrolisis air dengan teknologi alkaline electrolyser (AEL), unit separasi udara dengan metode distilasi kriogenik, dan unit sintesis amonia hijau dengan metode Haber-Bosch. Analisis aspek teknis dilakukan dengan simulasi proses ASPEN Plus, aspek lingkungan dengan metode life cycle assessment (LCA) serta ruang lingkup cradle-to-gate, dan aspek ekonomi dengan metode levelized cost untuk mendapatkan efisiensi energi sistem, nilai emisi CO2eq, dan levelized cost of ammonia (LCOA). Hasil penelitian menunjukkan bahwa efisiensi energi sistem pada konfigurasi sistem PLTA-AEL sebesar 39,16%, lebih tinggi secara signifikan dibandingkan PLTP-AEL (8,45%) dan PV-AEL (6,71%). Tinjauan aspek lingkungan menunjukkan bahwa PLTA-AEL dinilai paling menguntungkan dengan nilai emisi 0,84 kg CO2eq/kg NH3, diikuti oleh PLTP-AEL dan PV-AEL sebesar 0,87 kg CO2eq/kg NH3 dan 1,14 kg CO2eq/kg NH3 secara berurutan. Di sisi lain, PLTP-AEL menempati posisi teratas dari tinjauan aspek ekonomi dengan nilai LCOA 1.130 USD/ton NH3, diikuti oleh PLTP-AEL sebesar 1.179 USD/ton NH3 dan PV-AEL sebesar 1.356 USD/ton NH3. Aspek ekonomi pada ketiga konfigurasi sistem tersebut, yang belum mampu bersaing dengan grey ammonia, menjadi trade off atas keunggulan aspek lingkungan yang ditawarkan.

---

The production of green ammonia with green hydrogen—from water electrolysis— has the potential to accelerate the reduction of carbon emissions by up to 41% of the total global ammonia production by 2050. However, the differences in emission reduction values from various production system schemes and lower green ammonia production cost compared to fossil-based ammonia drive the research of technical aspects of green ammonia production systems. This serves as the basis for analyzing the environmental and economic aspects of the variations in energy sources used in green ammonia production systems. The variations in the system involve three types of renewable energy sources, namely photovoltaic (PV)-battery, geothermal power plant, and hydropower plant, while the overall system consists of an electrolysis unit using alkaline electrolyser technology (AEL), an air separation unit using cryogenic distillation methods, and a green ammonia synthesis unit using the Haber-Bosch method. Technical aspects are analyzed through process simulations using ASPEN Plus, environmental aspects through life cycle assessment (LCA) method with a cradle to gate scope, and economic aspects through the levelized cost method so the system energy efficiency, CO2eq emission values, and the levelized cost of ammonia (LCOA) can be obtained. The research results indicate that the overall system energy efficiency of the PLTA-AEL system configuration is 39.16%, significantly higher compared to PLTP-AEL (8.45%) and PV-AEL (6.71%). From an environmental point of view, PLTA-AEL is considered the most advantageous with an emission value of 0.84 kg CO2eq/kg NH3, followed by PLTP-AEL and PV-AEL with 0.87 kg CO2eq/kg NH3 and 1.14 kg CO2eq/kg NH3, respectively. On the other hand, PLTPAEL ranks highest from an economic point of view with an LCOA value of 1,130 USD/ton NH3, followed by PLTP-AEL at 1,179 USD/ton NH3 and PV-AEL at 1,356 USD/ton NH3. The economic aspects of the three system configurations, which are not yet able to compete with grey ammonia, become a trade-off against the environmental advantages they offer."

"Lebih dari 80% emisi karbon yang dilepaskan oleh fasilitas hulu pemroses minyak dan gas pada unit produksi terapung (FPU) di lepas pantai pada studi kasus ini merupakan produk dari hasil pembakaran turbin gas. Namun biaya penyerapan karbon yang tinggi menjadi hambatan utama bagi industri minyak dan gas untuk merespon kebutuhan penurunan emisi gas rumah kaca dari produk pembakaran. Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan integrasi konsep power-to-gas (P2G) pada emisi turbin gas melalui pengintegrasian unit pemanfaatan panas sisa gas buang (WHRU), resirkulasi gas buang (EGR), penyerapan karbon pasca pembakaran (PCC) menggunakan pelarut monoethanolamine (MEA), dan proses metanasi untuk produksi gas alam sintetik atau syngas. Evaluasi proses secara detail dalam penelitian ini dilakukan dengan menggunakan Aspen HYSYS. Penyerapan karbon pada kandungan MEA 28% menghasilkan efisiensi sebesar  99,65% pada tekanan absorber 2 bar dan suhu gas umpan 55oC dengan konversi menjadi metana 100% oleh reaktor metanasi pada rasio H2/CO2 sebesar 4,1, berdasarkan hasil permodelan atas beberapa kondisi sensitifitas. Jika produk sampingan berupa syngas diperhitungkan dalam analisis, maka biaya penurunan CO2 untuk unit produksi terapung di lepas pantai pada penelitian ini dapat turun secara substantial dari 138,6 USD/ton CO2 tanpa P2G, menjadi 20,6 USD/ton CO2­ dengan integrasi P2G.

---

More than 80% of the carbon emitted by the offshore oil and gas processing facilities on  a floating production unit (FPU) utilized as a case study in this work is a product of gas turbines combustion. However, the current high cost of CO2 capture is the primary obstacle preventing the oil and gas industry from responding to the increasing need for reducing greenhouse gas emissions from combustion products. This research seeks to determine the viability of incorporating the power-to-gas (P2G) concept on existing gas turbines emissions through the integration of waste heat recovery unit (WHRU), exhaust gas recirculation (EGR), post-combustion carbon capture (PCC) using monoethanolamine (MEA) solvent, and methanation to produce synthetic natural gas or syngas. Aspen HYSYS is used to simulate the evaluation process detailed in this research. The maximum carbon capture efficiency with 28% MEA resulted in 99.65% capture efficiency at 2 bar absorber pressure and 55oC feed temperature with 100% methane conversion produced by a methanation reaktor at an H2/CO2 ratio of 4.1, according to modeling results from a number of sensitivity conditions. When the sales of syngas by-products are accounted for, the cost of avoiding CO2 for the offshore floating production unit represented here lowers substantially from USD 138.6/ton CO2 without P2G to USD 20.6/ton CO2 with P2G. "

"Power-to-Green Urea adalah konsep produksi urea menggunakan hidrogen hasil PV-elektrolisis; proses yang sangat menjanjikan di daerah terpencil tanpa cadangan gas bumi. Pada penelitian ini dilakukan analisis tekno-ekonomi pabrik hipotetis Power-to-Green Urea. Tujuan dari penelitian ini adalah mendapatkan efisiensi energi sistem hingga produksi ammonia, konsumsi energi per ton urea, dan harga urea. Analisis ekonomi menggunakan metode cash flow dengan biaya investasi PV, electrolyzer, dan baterai yang diproyeksikan pada tahun 2019, 2030, dan 2050; serta penambahan pemasukan dari clean development mechanism (CDM). Harga urea ditinjau menggunakan 4 skema. Skema 1 tanpa CDM, skema 2 dengan CDM, skema 3 menggunakan biaya investasi 2030 dan 2050, dan skema 4 gabungan skema 3 dan 4. Didapatkan hasil efisiensi sistem sebesar 7.9% dan konsumsi energi sebesar 109 GJ/MT urea; nilai ini lima kali lebih tinggi dibandikan konsumsi energi urea dari gas bumi, yaitu 20.9 GJ/MT urea. Harga urea dengan skema 1,2,3 (2030/2050), dan 4 secara runtut 2342, 2320, 2026 dan 1704, serta 2004 dan 1682 USD2019/MT urea. Power-to-Green Urea dengan kapasitas 13.000 MT/tahun belum dapat bersaing secara ekonomi dengan urea konvensional berskala besar, namun pada daerah remote tanpa cadangan gas bumi, mode produksi ini patut dipertimbangkan.

---

Power-to-Green Urea is the concept of urea production using hydrogen from PV-electrolysis; a promising option in remote areas without natural gas reserves. In this study techno-economic analysis of the Power-to-Green Urea plant is conducted with the purpose of obtaining energy efficiency of the system, energy consumption of urea production, and the urea price. Economic analysis is done using cash flow method with investment costs for PV, electrolyzer, and battery that are projected in 2019, 2030, and 2050; and additional income from clean development mechanism (CDM). Urea prices were reviewed using 4 schemes. Scheme 1 without CDM, scheme 2 with CDM, scheme 3 uses investment costs 2030 and 2050, and scheme 4 combined schemes 3 and 4. The system efficiency results are 7.9% and energy consumption is 109 GJ / MT urea; this value is five times higher than consumption from natural gas. The price of urea with a scheme of 1,2,3 (2030/2050), and 4 is coherently 2342, 2320, 2026 and 1704, as well as 2004 and 1682 USD2019 / MT urea. Power-to-Green Urea with a capacity of 13,000 MT / year cannot compete economically with conventional large-scale urea, but in remote areas this mode of production is worth considering."

"Lokasi pembangunan offshore wellhead platform yang terletak di Laut Jawa tersebut kaya akan radiasi sinar matahari dengan rata-rata pertahun sebesar 5.33 kWh/m²/hari dimana merupakan potensi untuk dapat digunakan sebagai sumber tenaga untuk membangun pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) pada platform tersebut. Berdasarkan penelitian ini, kebutuhan energi listrik pada fasilitas ini sebesar 69.26 kWh per hari dapat disuplai dari pemanfaatan PLTS yang terdiri dari 41 panel surya 325 W dengan luas PV array 92,36 m², inverter 1,17 kW yang digabungkan dengan diesel generator 6 kW. Konfigurasi sistem ini sangat layak untuk dibangun pada Offshore Wellhead Platform karena berdasarkan pengujian kelayakan finansial didapatkan hasil Net Present Value (NPV) Rp. 228.703.185,79, PI (Profitability Index) sebesar 2,28 dan pengembalian investasi terjadi pada 6 tahun dan 2 bulan dimana terjadi lebih cepat dari umur proyek 25 tahun.

---

The offshore wellhead platform development site located in the Java Sea is rich in solar radiation with an annual average of 5.33 kWh/m²/day which has the potential to be used as a power source to build a solar power plant on the platform. Based on this research, the electrical energy needs of this facility of 69.26 kWh per day can be supplied from the solar power plant which consists of 41 solar panel 325 W with a PV array area of 92,36 m², 1.17 kW inverter combined with a 6 kW diesel generator. This system configuration is very feasible to be built on the Offshore Wellhead Platform because based on the financial feasibility test, the results of the Net Present Value (NPV) is Rp. 228.703.185,79, the Profitability Index (PI) is 2,28 and the Payback Period (PBP) occurs in 6 years and 2 months faster than the project age of 25 years."

"Perencanaan dan pengadaan fasilitas pembangkit listrik berikut fasilitas terminal LNG masih dilakukan terpisah. Dari sudut pandang teori, integrasi sistem pembangkit listrik dengan sistem regasifikasi pada terminal LNG masih belum optimal karena masih terdapat potensi pemanfaatan energi terbuang baik energi panas maupun energi dingin yang merupakan peluang perbaikan untuk meningkatkan efisiensi sistem keseluruhan. Integrasi sistem dapat dilakukan dengan memanfaatkan energi panas pada air pendingin mesin dan pada gas buang dari proses pembangkitan energi listrik, sekaligus memanfaatkan energi dingin dari proses regasifikasi LNG untuk mendinginkan air pendingin mesin. Melalui metode analisis teknis, simulasi rancangan dengan pemanfaatan energi panas dari mesin pembangkit dapat dilakukan pada LNG Vaporizer tipe shell and tube. Dari hasil simulasi teknis dapat diketahui dengan flow rate LNG sebesar 4 MMSCFD akan menghasilkan daya sebesar 17230 kW dengan efisiensi 35,2%, dimana efisiensi tersebut lebih tinggi apabila dibandingkan dengan efisiensi sistem yang tidak terintegrasi. Dalam analisis ekonomi pada pola pembebanan mesin pembangkit dengan faktor kapasitas 80% dan asumsi harga listrik yang digunakan sebesar cent US$ 12 /kWh, diperoleh nilai IRR 19,7% dimana nilai IRR tersebut lebih besar dari nilai WACC (7,49%) sehingga pengembangan disain integrasi sistem layak untuk dilakukan.

---

Planning and procurement process of electricity generation facilities and LNG terminal facilities are still carried out separately. From a theoretical point of view, the integration of the power plant system with the regasification system at the LNG terminal is not optimal because there is still potential utilization of wasted energy both heat and cold energy which is an opportunity to improve overall system efficiency. System integration can be done by utilizing heat energy in engine cooling water and exhaust gas from the electricity generation process, while utilizing the cold energy from the LNG regasification process to decrease temperature of engine cooling water. Through a technical analysis method, design simulation with the utilization of heat energy from the gas engine can be carried out on the shell and tube type LNG Vaporizer.

The results of the technical simulation can be seen that the LNG flow rate of 4 MMSCFD will produce power of 17230 kW with an efficiency of 35.2%, where the efficiency is higher compared to the efficiency of a standalone system. In the economic analysis, base on loading profile of gas engine with a capacity factor of 80% and the assumption of the electricity price at cent US $ 12 / kWh, an IRR value of 19.7% was obtained where the IRR value was greater than the WACC value (7.49%), the result shows that development of system integration design is feasible."

"Gas emisi CO2 dari industri gas berkontribusi terhadap pemanasan global sehingga perlu dikurangi atau diolah lebih lanjut. Salah satu cara pengolahan lanjutan CO2 dari gas industri adalah melalui pemanfaatan menjadi bahan baku untuk bahan kimia lain. Penelitian ini dimaksudkan untuk mengevaluasi CO2 menjadi methanol melalui proses hidrogenasi yang dilakukan lewat evaluasi tekno-ekonomi. Sumber CO2 berasal dari beberapa lapangan gas di Indonesia yaitu lapangan Jawa Timur, lapangan Sulawesi Tengah, lapangan Jawa Tengah dan lapangan Jawa Barat. Sumber hidrogen berasal dari elektrolisis air menggunakan solar PV yang dilengkapi dengan baterai sebagai sumber listrik. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan software Aspen HYSYS V.12 dan Aspen Plus V.12. Evaluasi teknis dilakukan melalui perhitungan konsumsi massa CO2, konversi CO2 dan luas area PV yang dibutuhkan per unit produk methanol. Evaluasi ekonomi dilakukan melalui perhitungan levelized cost of process. Aspek lingkungan dievaluasi dengan menggunakan life cycle assessment. Hasil penelitian menunjukkan nilai konsumsi CO2 dari lapangan gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berada di antara rentang 1,40 – 1,59 ton CO2/ ton MeOH, konversi CO2 berada di rentang 93,29% - 98,83% dan luas PV yang diperlukan berada di rentang 28,52 – 38,15 ribu m2/ ton MeOH. Emisi CO2 berada di rentang -0,201 dan -0,561 kg-CO2eq / kg-MeOH. Biaya produksi hidrogen untuk gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berturut-turut adalah 3,1, 8,79, 5,42 dan 7,70 USD/ kg H2. Biaya produksi methanol untuk gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berturut-turut adalah 562,48, 1.960,87, 1.196,21 dan 1.344,88 USD/ ton methanol. Jika dibandingkan dengan sistem PV-Baterai, PV-Grid akan memberikan nilai LCOH dan LCOM lebih rendah tetapi PV-Grid menghasilkan nilai LCA positif artinya ada emisi CO2 yang dibuang ke lingkungan.

---

One of the emission CO2 source is coming from outlet gas industry. The CO2 emission contributes to global warming then it should be diminished or processed further. One of the ways that CO2 from the gas industry is utilized by using it as a raw material to create other chemical or low carbon chemical. This study intends to examine the techno-economic and environmental aspect of CO2 hydrogenation to blue methanol with CO2 source from gas fields East Java, Central Sulawesi, Central Java, and West Java. Using solar PV and batteries as power sources, hydrogen is produced from water electrolysis. Using Aspen HYSYS V.12 and Aspen Plus V.12, the process system was simulated. CO2 mass consumption, CO2 conversion, and the required PV area were used in the technical evaluation. The economic evaluation was performed using a levelized cost of process. The environmental aspect was evaluated using life cycle assessment. The result shows that CO2 mass consumption of gas processing facility East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java were in the range between 1.40 – 1.59 ton-CO2/ ton-MeOH range, CO2 conversion were in the range between 93.29% - 98.83% and PV area required in the range between 28.52 – 38.15 ribu m2/ ton MeOH. CO2 emission were in the range between -0.201 and -0.561 kg-CO2eq / kg-MeOH. The hydrogen production cost for gas field in East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java were 3.10, 8.79, 5.42 and 7.70 USD/kg H2, respectively The methanol production cost for gas field in East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java 562.48, 1,960.87, 1,196.21 and 1,344.88 USD/ton-MeOH, respectively. Compared with PV-Battery System, PV-Grid System has lower LCOH and LCOM value but the system has positive LCA which means any CO2 emissions to environment.

"