Penyumbang emisi terbesar di Indonesia adalah sektor ketenagalistrikan, secara khusus pembangkit listrik tenaga batu bara. Indonesia dikenal sebagai salah satu produsen dan eksportir batubara terbesar di dunia, namun Indonesia memiliki target untuk menerapkan Net Zero Emission pada tahun 2060. Oleh karena itu, perlunya proses transisi energi dari bahan bakar fosil ke bahan bakar yang ramah lingkungan (rendah karbon) harus dilakukan. Salah satu terobosan dari transisi energi tersebut adalah dengan penerapan Carbon Capture and Storage (CCS) pada PLTU Batubara. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk  melakukan analisis seberapa besar energi penalti yang dihasilkan jika CCS diterapkan pada PLTU yang sudah beroperasi, khususnya PLTU kelas 660 MW dengan fasilitas flue gas desulphurization (FGD).Penelitian ini merancang simulasi sistem CCS PLTU dengan Aspen HYSYS V12 dan efisiensi penangakapan CO₂ sebesar 90%. Proses penangkapan CO₂ pada absorber menggunakan solvent berbasis amine dengan komposisi 40% MDEA dan 10% Piperazine. Emisi gas buang PLTU dikondisikan suhunya menjadi 40°C dan tekanan 1,2 bar sebelum masuk ke absorber. Komposisi gas buang CO₂ memiliki kandungan 15,06% fraksi mol dan intensitas 0,936 ton CO₂/MWh. Proses pemisahan rich solvent CO₂ di dalam regenerator dibantu oleh steam reboiler dari ekstraksi jalur steam crossover turbin intermediate pressure (IP) dan low pressure (LP) yang memiliki tekanan 3 bar dan temperatur 242,7°C. Berdasarkan hasil simulasi didapatkan persentase penangkapan CO₂ sebesar 90,24% dengan komposisi mol CO₂ di keluaran absorber (sweet gas) menjadi 1,46% dan intensitasnya menjadi 0,10 ton CO₂/MWh. Selain itu diketahui bahwa dengan meningkatnya laju aliran solvent dan komposisi MDEA dan Piperazine maka akan semakin naik efisiensi penangkapan CO₂. Akibat adanya penambahan peralatan CCS dan modifikasi sistem steam cycle turbin PLTU akan menghasilkan energi penalti sebesar 30,11%.

---

The largest contributor of emissions in Indonesia is the power sector, specifically coal fired power plants.  Indonesia is well-known as one of the biggest producer and exporter of coal in the world, meanwhile Indonesia has a target to implement Net Zero Emission in 2060. Hence the need for an energy transition from fossil fuels to environmentally friendly fuels (low carbon) must be done. One of the breakthroughs of energy transition is the implementation of Carbon Capture and Storage (CCS) in coal fired power plants (CFPP). The purpose of this study is to analyze the magnitude of energy penalty if CCS is applied to the existing CFPP, especially CFPP of the class of 660 MW with flue gas desulphurization (FGD) facility.

The objective of this study is to design a CCS system for a CFPP using Aspen HYSYS V12 with an efficiency of CO2 capture of 90%. The CO2 capture process in the absorber uses an amine-based solvent with a composition of 40% MDEA and 10% Piperazine. CFPP flue gas emissions are conditioned to reach a temperature of 40°C and a pressure of 1.2 bar before entering the absorber. The flue gas composition has a CO2 content of 15.06% mole fraction and an intensity of 0.936 tons of CO2/MWh. The process of separating rich solvent CO2 in the regenerator is assisted by a steam reboiler from the extraction of crossover steam intermediate pressure (IP) and low pressure (LP) turbines which has a pressure of 3 bar and a temperature of 242.70 C. Based on the simulation results, the percentage of CO2 capture is 90.24% with the mole composition of CO2 in the absorber output (sweet gas) is 1.46% and the intensity of CO2 is 0.10 tons CO2/MWh. In addition, it is known that with the increasing solvent flow rate and composition of MDEA and Piperazine, the CO2 capture efficiency  increases. As a result of the addition of CCS equipment and modification of the steam cycle system of the CFPP turbine generates an energy penalty of 30.11%