Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Industri energi dunia berkontribusi 87% terhadap peningkatan gas rumah kaca di dunia. Untuk mengurangi emisi gas rumah kaca di dunia, hidrogen merupakan alternatif sumber energi dengan densitas energi gravimetrik 120 MJ/kg dan densitas volumetric 0,0824 kg/m3. Tantangan utama hidrogen sebagai energi alternatif adalah densitas volumetriknya yang sanagt rendah, sehingga memerlukan teknologi penyimpanan hidrogen dengan densitas volumetrik yang lebih tinggi. Sistem penyimpanan hidrogen sangat penting dalam siklus supply-chain hidrogen, terutama dari segi keekonomiannya. Sistem penyimpanan hidrogen terdiri dari proses hidrogenasi, transportasi, dan dehidrogenasi. Pada penelitian ini dilakukan analisis tekno-ekonomi dari 5 jenis teknologi penyimpanan hidrogen: compressed hydrogen, liquid Hydrogen, liquid organic hydrogen carrier, metal hydride, and amonia. Penelitian ini menggunakan Aspen Hysys dalam process design, process modeling, dan equipment sizing. Biaya sistem (IDR/kg) ditentukan berdasarkan Capital Expenditure (CapEx) dan Operational Expenditure (OpEx) dari masing-masing proses hidrogenasi dan dehidrogenasi, serta biaya transportasi pada 2000 km. Hasil penelitian menunjukkan bahwa pembawa liquid organic hydrogen carrier memiliki biaya sistem terendah sebesar IDR 40.254/kg, diikuti metal hydride sebesar IDR 45.247/kg, compressed hydrogen sebesar IDR 54.926/kg, amonia sebesar IDR 165.434/kg, dan liquid hydrogen sebesar IDR 189.658/kg. Namun efisiensi penyimpanan liquid organic hydrogen carrier hanya bernilai 8,71%, metal hydride bernilai 7,66%, dan amonia bernilai 33,49%. Hasilnya menunjukkan bahwa baik LOHC ataupun metal hydride memiliki tingkat kematangan teknologi yang baik.

---

The world's energy industries contribute 87% to the increase in global greenhouse gases. To reduce global greenhouse gas emissions, hydrogen as clean energy is an alternative energy source with a gravimetric energy density of 120 MJ/kg and a volumetric density of 0.0824 kg/m3. The main challenge of hydrogen as an energy carrier is its low volumetric density, thus requiring hydrogen storage technology at higher volumetric densities. Hydrogen storage systems are crucial to the hydrogen supply chain process, especially in terms of its economics. The hydrogen storage system consists of hydrogenation, transportation, and dehydrogenation processes. This paper uses the techno-economic analysis of five types of hydrogen storage technologies: compressed hydrogen, liquid Hydrogen, liquid organic hydrogen carrier, metal hydride, and ammonia. Hysys was introduced to help process design, process modeling, and equipment sizing of each technology. System costs (IDR/kg) are determined based on projected Capital Expenditure (CapEx) and Operational expenditure (OpEx) of each hydrogenation and dehydrogenation process, as well as shipping transportation cost at 2000 km. The results show that liquid organic hydrogen carrier had the lowest system cost of IDR 40.254,65/kg, followed by metal hydride at IDR 45.247,35/kg, compressed hydrogen at IDR 54.926,27/kg, ammonia at IDR 165.434,6/kg, and liquid hydrogen at IDR 189.658,25/kg. However, the storage efficiency of liquid organic hydrogen carriers is only 8.71%, metal hydride 7,66%, and ammonia 33,49%. The results show that both LOHC and metal hydride have better technological maturity."

"Penelitian ini mengusulkan GreenPRO sebagai solusi untuk mengeksplorasi integrasi energi osmotik dalam konteks pertanian, dengan fokus pada pembangkitan listrik. Tiga desain PRO dievaluasi untuk ekstraksi energi dari larutan nutrisi seperti DAS, KCl, dan MAP, dengan variasi konsentrasi antara 0,1 hingga 5,0 mol/L. Desain 1 mampu mengekstraksi 2,2 hingga 3,3 kWh/m³ energi melalui proses fertigasi, dengan densitas energi meningkat seiring dengan konsentrasi. Namun, desain 2 dan 3 memerlukan energi eksternal dan hanya mampu mengekstraksi 0,002 hingga 4,43% dari energi yang diekstraksi oleh desain 1. Meskipun perbedaan ini signifikan, desain 1 sulit diaplikasikan secara praktis karena keterbatasan struktural membran komersial dan efek polarisasi konsentrasi (CP) serta reverse salt flux (RSF) dalam proses desain. Namun demikian, desain 2 atau 3 menunjukkan densitas daya membran yang masih kompetitif secara komersial, terutama pada konsentrasi 5 mol/L KCl dengan densitas daya sekitar 5,33 W/m². Studi ini juga menguji potensi ekstraksi energi osmotik pada beberapa tanaman hidroponik umum dengan nutrisi tunggal, menghasilkan hingga 104 Wh/m³/tahun energi dalam kondisi praktis, menghemat sekitar 1,5% dari konsumsi listrik. Analisis ekonomi menunjukkan bahwa proyek PRO cukup berhasil, dengan IRR mencapai 19,97%.

---

This research proposes GreenPRO as a solution to explore the integration of osmotic energy in agriculture, focusing on electricity generation. Three PRO designs were evaluated for energy extraction from nutrient solutions such as DAS, KCl, and MAP, with varying concentrations between 0.1 to 5.0 mol/L. Design 1 was able to extract 2.2 to 3.3 kWh/m³ of energy through the fertigation process, with energy density increasing along with the concentration. However, designs 2 and 3 required external energy and could only extract 0.002 to 4.43% of the energy extracted by design 1. Despite this significant difference, design 1 is challenging to apply practically due to the structural limitations of commercial membranes and the effects of CP and RSF in the design process. Nevertheless, designs 2 or 3 demonstrated membrane power densities that are still commercially competitive, especially at a concentration of 5 mol/L KCl with a power density of around 5.33 W/m². The study also tested the potential for osmotic energy extraction on several common hydroponic plants with single nutrients, yielding up to 104 Wh/m³/year of energy under practical conditions, saving about 1.5% of electricity consumption. Economic analysis indicates that the PRO project is quite successful, with an IRR of 19.97%."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji secara teknis dan ekonomi kegiatan penangkapan, transportasi, dan penyimpanan CO2 di Sumatera Selatan. Sumber CO2 ditangkap berasal dari hasil pembakaran bahan bakar dari PLTU, pabrik semen, dan kilang minyak, sedangkan pada pabrik amonia dan lapangan pengolahan gas bumi dari regenerasi pelarut dalam unit pemisahan CO2. Penangkapan CO2 akan dilakukan menggunakan pelarut MDEA/PZ, dehidrasi CO2 dengan TEG, dan transportasi CO2 dengan pipa disimulasikan dengan perangkat lunak Aspen HYSYS V11. Hasil simulasi penangkapan 98% CO2 menunjukkan bahwa beban reboiler untuk kilang minyak, pabrik semen, dan PLTU berturut-turut 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2 dan 7.047 kWh/ton CO2, sedangkan beban reboiler pada unit dehidrasi seluruh sektor adalah 4.100 kWh/ton H2O. Sumber CO2 kemudian dikelompokkan menjadi klaster 1 dari pabrik semen, PLTU, dan lapangan pengolahan gas bumi dan klaster 2 dari pabrik amonia dan kilang minyak, yang mana CO2 ditransportasikan pada fasa superkritis. Kebutuhan energi pompa booster pada klaster 1 dan 2 berturut-turut 220,17 kW dan 984,82 kW. Injeksi CO2 ke dalam depleted oil reservoir dilakukan dengan perangkat lunak IPM Prosper dan Reveal dengan memvariasikan tekanan, laju injeksi, dan jumlah sumur. Dari tiga skenario, injeksi melalui dua sumur pada tekanan maksimum 72,4 bar pada periode injeksi 1 dan laju 45 MMscf pada periode injeksi 2 berhasil menyimpan 50,12 MtCO2 yang telah ditangkap dan ditransportasikan ke dalam depleted oil reservoir. Keekonomian CCS dievaluasi menggunakan metode biaya levelized untuk biaya pokok dan arus kas untuk tarif SPC dengan model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Biaya pokok CCS yang diperoleh berturut-turut sebesar $100/tCO2 dan $31/tCO2 berturut-turut untuk model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Tarif SPC per tCO2 yang diperoleh dari model bisnis CCS operator untuk pabrik amonia, pabrik pengolahan gas, pabrik semen, PLTU, dan kilang minyak berturut-turut sebesar $2, $7, $17, $47, dan $77, sedangkan harga surat izin emisi per ton CO2 yang diperoleh dari model bisnis integrasi vertikal adalah $58.

---

This study aims to assess the technical and economic aspects of CO2 capture, transportation, and storage in South Sumatra. Sources of CO2 include steam power plant, cement plant, and oil refinery, while in the ammonia plant and natural gas processing field, CO2 will be captured from AGRU. CO2 capture will be carried out using MDEA/PZ, CO2 dehydration with TEG, and CO2 transport with pipeline are simulated with Aspen HYSYS V11 software. The simulation results of 98% CO2 show that the reboiler duty for oil refinery, cement plant, and steam power plant are 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2, and 7.047 kWh/ton CO2, respectively, while the reboiler duty at the dehydration unit for each sector is 4,100 kWh/ton H2O. CO2 sources are then grouped into cluster 1 from cement plant, steam power plant, and natural gas processing field and 2 from ammonia plant and oil refinery, where CO2 is transported in supercritical phase. The energy requirement for booster pumps in clusters 1 and 2 are 220.17 kW and 984.82 kW, respectively. CO2 injection into the depleted oil reservoir is carried out using IPM Prosper and Reveal software by varying the pressure, injection rate, and number of wells. From three scenarios, injection through two wells at a maximum pressure of 72.4 bar in the 1st injection period and a rate of 45 MMscf in the 2nd injection period succeeded in storing 50.12 MtCO2 which had been captured and transported into the depleted reservoir. CCS economics is evaluated using levelized cost for the base price and cash flow method for the SPC tariff under the CCS operator and vertical integration business model. Base price of CCS obtained is $100/tCO2 dan $31/tCO2 for CCS operator and vertical integration business model, respectively. The SPC tariff per tCO2 obtained from the CCS operator business model for ammonia plant, gas processing plant, cement plant, steam power plant, and oil refinery are $2, $7, $17, $47, and $77, respectively, while the emission permit price per tCO2 obtained from the vertical integration business model is $58."

"ABSTRAKIndonesia merupakan negara dengan cadangan panas bumi terbesar di dunia dan menempati peringkat ketiga dalam hal kapasitas pembangkit listrik tenaga panas bumi. Pembangkit listrik tenaga panas bumi masih menyisakan limbah panas sebagai aliran yang akan diinjeksikan kembali ke dalam reservoir. Di sisi lain, Indonesia juga merupakan negara dengan kapasitas produksi teh terbesar kelima di dunia. Dalam proses pengolahannya, teh membutuhkan panas yang digunakan untuk mengeringkan daun teh menjadi produk teh yang siap jual. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis secara teknis maupun ekonomian kelayakan dari limbah panas pembangkit listrik menjadi sumber panas dalam proses pengeringan teh. Dengan menggunakan limbah panas, laju konsumsi energi yang dibutuhkan menjadi 1,5 kW per kg teh. Selain itu, biaya energi penggunaan limbah panas ini Rp. 0,026/kJ, lebih murah dari energi konvensional lain untuk pengeringan teh. Dari segi finansial, investasi ini juga layak dengan nilai NPV sebesar Rp. 6.163.840.000,- dan IRR 10,23%. Skema ko-finansial dibutuhkan untuk membuat investasi ini menguntungkan secara ekonomi.

---

ABSTRAKIndonesia is the country with the largest geothermal reserves in the world and puts Indonesia as the third-ranked in terms of the capacity of geothermal power plants. Geothermal power plants still leave waste heat as a stream that will be injected back into the reservoir. The waste heat can still be used directly for various applications. On the other hand, Indonesia is also a country with the fifth largest tea production capacity in the world. In the treatment process, the tea requires heat which used to dry the tea leaves into tea products are ready to sell. This study aimed to analyze the technical and economic feasibility of geothermal power plant waste heat becomes a source of heat in the drying process of tea. By using waste heat, the rate energy consume is 1,5 kW/kg of tea. In addition, the energy price is Rp. 0,026/kJ, cheaper than other conventional energy for tea drying. In financial terms, this investment is also feasible with NPV Rp. 6.163.840.000,- dan IRR 10,23%. Cofinancing scheme needed to make this investment economically profitable."

"Pada penelitian ini, dilakukan analisis tekno-ekonomi terhadap proses peningkatan bilangan iodin minyak jelantah menggunakan reaksi dehidrogenasi oksidatif (ODH) dengan katalis Ti/NiO. Proses yang dirancang disimulasikan menggunakan software Aspen Hysys. Terdapat 2 skenario proses dengan perbedaan senyawa pendonor atom oksigen yang digunakan, yaitu gas oksigen dan gas karbon dioksida. Untuk melengkapi simulasi, dilakukan pemodelan kinetika reaksi dan optimasi bilangan iodin produk setelah melewati ODH menggunakan data penelitian terdahulu berupa suhu, rasio laju alir, waktu tinggal, neraca massa, dan bilangan iodin produk. Kapasitas produksi dari pabrik ini adalah sebesar 1 megaliter/tahun. Hasil simulasi yang diperoleh berupa spesifikasi dasar alat proses, kapasitas produksi, kebutuhan bahan baku, serta kebutuhan energi dan utilitas. Lalu, dilakukan kajian keekonomian melalui perhitungan total investasi kapital dan biaya manufaktur. Terakhir, dilakukan analisis kelayakan pabrik secara ekonomi dengan mempertimbangkan nilai net present value, internal rate of return, payback period, dan profitability index. Simulasi yang dilakukan pada menunjukkan bahwa kebutuhan energi listrik dan steam sebesar 268 megajoule/jam dan 0,46 ton/jam untuk proses dengan gas oksigen serta 815 megajoule /jam dan 10 ton/jam untuk proses dengan gas karbon dioksida. Secara berurutan, total investasi kapital dan biaya manufaktur yang diperoleh sebesar Rp37,4 miliar dan Rp39,9 miliar/tahun untuk proses dengan gas oksigen serta Rp89,4 miliar dan Rp44,1 miliar/tahun untuk proses dengan gas karbon dioksida. Proyek dengan profitabilitas terbaik adalah pabrik ODH menggunakan gas oksigen dengan net present value sebesar Rp89,8 miliar, internal rate of return sebesar 35,97%, payback period selama 2,49 tahun, dan profitability index sebesar 2,40.

---

In this research, a techno-economic analysis was carried out on the process of increasing the iodine value of used cooking oil using the oxidative dehydrogenation (ODH) reaction with a Ti/NiO catalyst. The designed process is simulated using Aspen Hysys software. There are 2 process scenarios with the difference is the oxygen atom donor compound used, namely oxygen gas and carbon dioxide gas To complete the simulation, modelling of the reaction kinetics and optimization of product iodine value after passing through the ODH reaction was carried out using data derived from previous research, such as temperature, flow rate ratio, residence duration, mass balance, and product iodine number. The production capacity of this factory is 1 megalitre/year. The simulation results obtained are basic specifications of process equipment, mass balance, as well as energy and utility requirements. Then, an economic study was carried out by calculating total capital investment and manufacturing costs. Finally, an analysis of the economic feasibility of the factory is carried out by considering the net present value, internal rate of return, payback period and profitability index. The simulations conducted in this study demonstrate that the electrical energy and steam requirements are 268 megajoule/hour and 0.46 tons/hour for the process with oxygen gas and 815 megajoule /hour and 10.18 tons/hour for the process with carbon dioxide gas. Sequentially, the total capital investment and manufacturing costs obtained were IDR 37.4 billion and IDR 39.9 billion/year for processes using oxygen gas and IDR 89.4 billion and IDR 44.1 billion/year for processes using carbon dioxide gas. The project with the best profitability is the ODH factory which uses oxygen gas with a net present value of IDR 89.8 billion, an internal rate of return of 35.97%, a payback period of 2.49 years, and a profitability index of 2.40."

"Naskah seminar ini membahas usulan potensi pemanfaatan Natural Gas Hydrates (NGH) sebagai media alternatif transportasi gas bumi. Indonesia saat ini mengalami penurunan produksi gas dan salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah dengan memproduksi gas dari lapangan stranded. NGH merupakan media alternatif transportasi gas alam yang cukup menjanjikan, namun belum banyak dikembangkan. Berbagai skenario rantai suplai NGH, mulai dari proses produksi dan transportasi telah diuji melalui analisis tekno-ekonomi untuk mengkaji kelayakan dari sisi teknis dan ekonomi terkait kemungkinan penerapan di Indonesia. Butana dengan laju alir 30 MMSCFD dipilih sebagai refrigeran pada satu train produksi NGH dengan kapasitas 25 MMSCFD gas alam. Empat skenario rantai suplai NGH telah dianalisis dan didapatkan harga jual NGH untuk skenario pengiriman dari Sorong ke Makassar, Surabaya, Jakarta, dan Arun berturut-turut US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU pada skenario IRR 15%. Berdasarkan analisis tekno-ekonomi yang dilakukan, NGH layak menjadi media alternatif dalam transportasi gas alam dan memungkinkan untuk dikembangkan di Indonesia.

---

The focus of this study is to discusss Natural Gas Hydrates (NGH) utilization potential as alternative medium for natural gas transportation. Indonesia has been facing gas declining problem and one of solution which can be applied is by producing gas from stranded area. NGH is one of promising media for natural gas transportation, but not much developed yet. Various scenarios of NGH supply chain, including production and transportation have been analyzed by applying techno-economic analysis in order to examine its feasibility from technical and economical views concerned with its application in Indonesia. Butane with flow rate of 30 MMSCFD has been chosen as refrigerant at one train of NGH production process with 25 MMSCFD of natural gas capacity. Four NGH supply chain scenarios have been analyzed and NGH sales price has been achieved for delivery scenario from Sorong to Makassar, Surabaya, Jakarta, and Arun respectively with value of US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU at 15% IRR. Based on techno-economical analysis have been performed, NGH may feasible as alternative medium for natural gas transportation and be developed in Indonesia."

"Pemerintah Indonesia berencana meningkatkan rasio elektrifikasi hingga mencapai 100 pada tahun 2020. Mini grid merupakan sebuah pembangkit dan jaringan listrik skala kecil yang dapat menjadi solusi untuk melistriki daerah terpencil. Desa Weriagar memiliki dua masalah utama yakni belum adanya suplai listrik kontinu dan akses air bersih. Mayoritas penduduk berprofesi sebagai nelayan membutuhkan ruangan pendingin untuk menyimpan hasil tangkap ikan. Desa Weriagar terletak dekat dengan kilang LNG Tangguh yang dapat mensuplai bahan bakar pembangkit. Penelitian ini bermaksud untuk melakukan analisis teknis dan ekonomi pembangunan mini grid dengan memanfaatkan LNG untuk melistriki Desa Weriagar, menyediakan air bersih, dan ruang pendingin. Listrik dihasilkan melalui PLTMG, air bersih dengan osmosis balik, dan ruang pendingin menggunakan siklus refrijerasi kompresi uap dan pemanfaatan energi dingin LNG. Simulasi dari masing-masing sistem dilakukan dengan perangkat lunak UniSim Design R390 sedangkan analisis keekonomiannya dilakukan dengan metode arus kas. Hasil dari penelitian ini menunjukkan nilai kapasitas PLTMG sebesar 89 kW, volume cold storage sebesar 301,5 m3, dan kapasitas sistem osmosis balik sebesar 94,6 m3/hari. Konsumsi listrik total dengan dan tanpa memanfaatkan energi dingin LNG pada cold storage adalah sebesar 306.822,41 kWh/tahun dan 309.414,61 kWh/tahun secara berurutan. Penggunaan LNG sebagai bahan bakar pembangkit mampu menghemat subsidi listrik sebesar Rp 3.589/kWh dibandingkan dengan menggunakan bahan bakar diesel.

---

The Government of Indonesia plans to increase the electrification ratio to 100 by 2020. Mini grid is a small power grid that can be a solution for electrifying remote areas. Weriagar Village one of the villages that still need continuous power and water supply. The majority of the population who work as fishermen also need a room to store their fish. Weriagar Village is located near with LNG Tangguh Field which can be the source for electricity generation.

This research intends to conduct technical and economic analysis on mini grid development by utilizing LNG to power Weriagar Village, providing clean water, and cold storage. Electricity is generated through a gas engine, clean water is generated through the reverse osmosis, and the cold storage uses a vapor compression cycle as well as cold energy from LNG. The simulation of each system will be done with UniSim Design R390 software and its economic analysis is done usinh cash flow method.

The gas engine capacity was found to be 89 kW, the volume of cold storage was found to be 301,5 m3, whilst the reverse osmosis capacity was found to be 94,6 m3 day. The total electricity consumption with and without utilizing LNG cold energy in cold storage were found to be 306.822,41 kWh year and 309.414,61 kWh year respectively. There is a subsidy saving of Rp 3.589,26 kWh by using LNG instead of diesel as fuel."

"Dalam beberapa tahun terakhir, minat untuk beralih dari manufaktur baja primer berbahan bakar fosil ke manufaktur baja rendah emisi telah meningkat. Ada sejumlah rencana berbeda yang dikeluarkan, termasuk pemanfaatan CO2 untuk mensintesis metanol. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis aspek keteknikan dari proses pembuatan baja menggunakan teknologi blast furnace yang dilengkapi dengan konversi CO2 untuk menghasilkan methanol. Dan menganalisis kelayakan ekonomi dari skenario tersebut dan membandingkannya dengan teknologi blast furnace konvensional. Simulasi dijalankan menggunakan aplikasi Aspen Plus V12 dan Microsoft Excel. Proses pembuatan baja berbasis bijih besi disimulasikan menggunakan model tekno-ekonomi lalu dibandingkan dengan blast furnace standar. Teknologi mutakhir yang dipertimbangkan adalah blast furnace dengan konversi CO2 menjadi metanol. Analisis dilakukan untuk mempertimbangkan aspek keteknikan dari skenario tersebut. Selanjutnya, analisis kelayakan ekonomi dilakukan untuk menentukan apakah skenario tersebut lebih menguntungkan dari proses blast furnace konvensional. Hasil penelitian ini menunjukan bahwa skenario yang diusulkan mampu menurunkan lebih dari 80 persen total emisi CO2 yang dihasilkan pada proses blast furnace dengan mensintesis CO2 yang dihasilkan menjadi methanol. Lalu skenario tersebut dapat menghasilkan Net Present Value sebesar $ 80.696.126 dengan Payback Period selama 9.32 tahun lalu Internal Rate of Return sebesar 9.51% dan Return On Investment sebesar 10.80%.

---

Recently, interest in shifting from primary steel manufacturing using fossil fuels to low-emission steel manufacturing has increased. Several different plans have been issued, including using CO2 to synthesize methanol. This study aims to analyze the technical aspects of the steelmaking process using blast furnace technology equipped with CO2 conversion to produce methanol. As well as analyzing the economic feasibility of the scenario and comparing it with conventional blast furnace technology. The simulation is run using Aspen Plus V12 and Microsoft Excel applications. The iron ore-based steelmaking process is simulated using a techno-economic model and compared to a standard blast furnace. The latest technology being considered is the blast furnace, with converting CO2 to methanol. The analysis was carried out to consider the technical aspects of the scenario. Furthermore, an economic feasibility analysis is conducted to determine whether this scenario is more profitable than the conventional blast furnace process. The results of this study indicate that the proposed scenario can reduce more than 80% of total CO2 emission produced in the blast furnace process by synthesizing the CO2 produced into methanol. Then the purposed scenario (S2) produce Net Present Value of $ 80.696.126. with 9.32 Payback Period, and 9.51% of Internal Rate of Return and 10.80% Return On Investment."

"Pemanasan global akibat gas rumah kaca semakin meningkat dari tahun ke tahun. Hal tersebut memicu dilakukanya upaya-upaya untuk mengurangi gas rumah kaca. Salah satu upayanya yakni penangkapan CO₂ yang mana CO₂ termasuk kedalam gas rumah kaca dari gas buang industri. Dari berbagai sektor industri yang menghasilkan emisi CO₂, industri semen menyumbang emisi sebanyak 689 kg CO₂ per satu ton semen yang sangat banyak jika melihat kemajuan pembangunan infrastruktur. Disamping hal tersebut, didapati bahwa Indonesia masih sangat kekurangan pemasok metanol sehingga pada tahun 2019 Indonesia tercatat masih mengimpor metanol sebanyak US$279 juta. Dari beberapa pertimbangan yang telah dipaparkan, dilakukan penelitian ini untuk menguji kelayakan secara tekno-ekonomi dan evaluasi risiko dari produksi metanol menggunakan bahan baku CO₂ dan H₂ melalui proses hidrogenasi. Teknologi yang digunakan untuk mengambil CO₂ dari gas buang pabrik semen adalah dengan MEA CO₂ capture. Tujuan penelitian ini adalah untuk mendapatkan NPV, IRR, PI, dan PBP dan juga probabilitas NPV, PI, dan PBP menggunakan simulasi Monte-Carlo. Proses CO₂ capture dan proses hidrogenasi CO₂ disimulasikan menggunakan Aspen HYSYS dan Aspen Plus. Basis pajak karbon, harga metanol dan harga hidrogen yang digunakan dalam perhitungan tekno-ekonomi secara berturut-turut adalah $70/ton, $670/ton dan $2000/ton. Hasil NPV dari penelitian ini adalah 48,674 juta USD, IRR sebesar 22,72%, PI sebesar 1,079, dan PBP sebesar 5,12 tahun. Setelah 10.000 trial menggunakan Monte-Carlo, nilai NPV dan PI memiliki probabilitas untuk bernilai negatif yang secara berturut-turut sebesar 87,12% dan 86,06%. PBP memiliki probabilitas sebesar 72,28% untuk lebih dari 7 tahun. NPV akan bernilai nol jika harga metanol $531,6/ton atau harga hidrogen $2470/ton.

---

Global warming due to greenhouse gases seems to be increasing from year to year. Therefore, efforts have been made to reduce the causes of global warming. One of these efforts is the capture of CO₂, which is included as a greenhouse gas from industrial exhaust gases. Of the various industrial sectors that produce CO₂ emissions, the cement industry produces emissions of 689 kg CO₂ per one ton of cement, which is a lot based on the development of infrastructure. In addition, Indonesia still lacks methanol suppliers, so that in 2019 Indonesia obtained US$279 of methanol. From these considerations, a study was conducted to assess using techno-economic and evaluate methanol production as raw material for CO₂ and H₂ through the hydrogenation process. The technology used to extract CO₂ from the exhaust gas of a cement plant is MEA CO₂ capture. The objective of this study is to find the NPV, IRR, PI, and PBP and the probability of NPV, PI, and PBP using the Monte-Carlo simulation. The CO₂ capture process and the CO₂ hydrogenation process were simulated using Aspen HYSYS and Aspen Plus. The basis carbon tax, methanol and hydrogen prices used in the techno-economic calculations are $70/ton, $670/ton, and $2000/ton, respectively. The results of the NPV of this study were 48.674 million USD, IRR of 22.72%, PI of 1.079, and PBP of 5.12 years. After 10,000 trials using Monte-Carlo, the NPV and PI values have a negative probability of 87.12% and 86.06%, respectively. PBP has a probability of 72.28% to be more than 7 years. The NPV will equal to zero if the price of methanol is $531.6/ton or hydrogen's price is $2470/ton."

"Saat ini dunia sedang menghadapi krisis peningkatan emisi karbon hasil dari bertambahnya gas-gas rumah kaca di atmosfer yang menyebabkan energi panas dipantulkan kembali ke permukaan Bumi. Gas rumah kaca tersebut umumnya dihasilkan dari asap industri yang sedang mengalami perkembangan pesat belakangan ini. Maka dari hal inilah penghematan penggunaan energi harus digenjot. Industri pengolahan gas alam merupakan salah satu industri yang turut menyumbang emisi karbon ke atmosfer karena penggunaan energi yang sangat masif terutama dalam proses penyisihan gas asam. Proses Girbotol, yang menggunakan alat utama absorber dan regenerator, merupakan proses konvensional yang paling banyak digunakan dalam penyisihan gas asam. Akan tetapi, penggunaan energi yang terlampau tinggi dan rendahnya efisiensi selektivitas pemisahan merupakan kekurangan yang wajib untuk dibenahi. Oleh karena hal inilah kontaktor membran diusulkan sebagai alat regenerator alternatif karena memiliki efisiensi proses yang unggul dan berpotensi untuk mengurangi biaya modal dan biaya operasional. Substitusi proses penyisihan konvensional dengan proses hibrida berkonfigurasi absorber-kontaktor membran masih sangat jarang dilakukan dan komersialisasi sangat diperlukan. Skripsi ini akan dilakukan analisis tekno-ekonomi untuk mengevaluasi perbandingan kinerja absorber-regenerator konvensional dengan kinerja hibrida absorber-kontaktor membran dalam proses penyisihan gas CO₂. Dengan model konvensional, maka dibutuhkan tambahan energi dan utilitas pada bagian alat regenerator agar dapat bekerja, sedangkan dengan menggunakan model hibrida, pemanfaatan tekanan yang sudah tinggi dari keluaran alat absorber dan tanpa pemanas tambahan sudah cukup untuk memisahkan kandungan gas CO₂ dari pelarut. Maka dari hal ini tidak ada penambahan energi maupun utilitas serta berkurangnya beberapa alat seperti penukar kalor. Dari sisi ekonomi, dapat ditinjau bahwa biaya modal awal dan operasional tahunan model berkonfigurasi konvensional lebih tinggi 31.824% dan 34.0498% berturut-turut dibandingkan dengan model berkonfigurasi hibrida.

---

Currently, the world is facing a crisis of increasing carbon emissions resulting from the increase in greenhouse gases in the atmosphere which causes heat energy to be reflected to the Earth's surface. Greenhouse gases are produced from industrial fumes which are currently experiencing rapid development. Therefore, it is mandatory that saving energy use must be boosted. The natural gas processing industry is one of the industries that contributes to carbon emissions into the atmosphere due to the massive use of energy, especially in the process of removing acid gas. The Girbotol process, which uses an absorber and a regenerator as the main equipment, is the most widely used conventional process in acid gas removal. However, the exorbitant utilization of energy and the efficiency of the separation selectivity is low, which are shortcomings that must be addressed. For this reason, membrane contactors are proposed as alternative regenerators because they have superior process efficiency and have the potential to reduce capital and operational costs. Substitution of the conventional removal process with a hybrid process with absorber-membrane contactor configuration is still exceedingly rare and commercialization is urgently needed. In this thesis, a techno-economic analysis will be conducted to evaluate the comparison of the performance of conventional absorber-regenerator with the performance of hybrid membrane absorber-contactor in the CO₂ gas removal process. With the conventional model, additional energy and utility are needed for the regenerator to work, while using the hybrid model, the utilization of the already high pressure from the output of the absorber and without additional heating is sufficient to separate the CO₂ gas content from the solvent. So, from this there is no additional energy or utility as well as a reduction in tools such as heat exchangers. From the economic point of view, the initial capital and annual operating costs of the conventional configuration model are 31.824% and 34.0498% higher, respectively, compared to the hybrid configuration model."