## Tinjauan Metode Penangkapan Karbon untuk PLTU Batubara
Satyo Jati Prakoso, Jaka Windarta
Magister Energi, Sekolah Pascasarjana, Universitas Diponegoro;
Email  : satyojati@students.undip.ac.id (S.J.P), jakawindarta@lecturer.undip.ac.id (J.W);
Abstrak :  Sektor  energi  adalah  kontributor  utama  dalam  emisi  karbon  di  Indonesia.  Dengan meningkatnya  kebutuhan  energi,  maka  emisi  karbon  dari  sektor  ini  juga  meningkat  tiap  tahunnya. Sampai  tahun  2023  akan  ada  lebih  dari  15  GW  PLTU  Batubara  baru  yang  mulai  beroperasi. Lambatnya  perkembangan  energi  bersih  yang  ekonomis  membuat  Indonesia  harus  mulai mempertimbangkan  teknologi  lain  untuk  menurunkan  emisi  karbon.  Salah  satu  yang  layak dipertimbangkan  adalah  teknologi  penangkapan  karbon.  Penelitian  ini  mengulas  metode  –  metode penangkapan  karbon  yang  ada  juga  kelebihan  dan  kekurangannya.  Metode  penangkapan  paska pembakaran  dianggap  layak  untuk  dipertimbangkan  karena  lebih  mudah  diterapkan  pada pembangkit yang sudah ada. Penelitian lebih jauh diperlukan untuk  menurunkan kebutuhan energi dan biaya dari teknologi penangkapan karbon.
Kata Kunci : Emisi Karbon, Batubara, Penangkapan Karbon

## 1. Pendahuluan
Data  BPS  menunjukan  Indonesia  telah  berhasil  menurunkan  emisi  karbon  dari  2,3  GT  pada tahun  2015  menjadi  1,1  GT  pada  tahun  2017.  Kontributor  utama  penurunan  dramatis  ini  adalah keberhasilan Indonesia dalam mengendalikan kebakaran hutan yang merupakan penyumbang emisi karbin terbesar di tahun 2015 dan 2016.
Gambar 1. Tiga Pendekatan dalam Penangkapan CO 2 (Thiruvenkatachari et al., 2009)
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046
Keberhasilan  ini  patut  diapresiasi.  Selanjutnya  Indonesia  perlu  fokus  pada  kontributor  utama lainnya,  yaitu  sektor  energi.  Secara  tradisional,  sektor  energi  adalah  kontributor  utama  pada  emisi karbon Indonesia. Hampir 50% dari total emisi karbon 2017 bersal dari sektor ini (BPS,2018). Dengan meningkatnya kebutuhan energi, maka emisi karbon dari sektor energi juga semakin meningkat tiap tahunnya.  Batubara  sebagai  sumber  energi  primer  paling  murah  dan  paling  kotor  tetap  menjadi primadona di Indonesia. Dalam perencanaan PLN, kontribusi energi primer batubara akan mencapai 66.60%.  Naik  dari  realisasi  57.22%  di  tahun  2017.  Hal  ini  disebabkan  karena  total  15  GW  PLTU batubara baru akan bergabung ke Grid sampai dengan 2023 (RUPTL PT. PLN, 2019).
Jika Indonesia tidak mengambil langkah strategis maka kenaikan emisi karbon  dalam  beberapa tahun kedepan adalah sebuah keniscayaan. Indonesia selayaknya mulai mempertimbangkan pilihan- pilihan yang ada untuk mengurangi emisi karbon. Salah satu pilihannya adalah dengan menerapkan teknologi  penangkapan  dan  penyimpanan  karbon  ( carbon  capture  and  storage ,  CCS).  Tulisan  ini  akan membahas  teknologi  CCS  yang  ada  dan  mengulas  hasil  kajian-kajian  CCS  sehingga  data  yang disajikan dapat digunakan oleh pemangku kebijakan.

## 2. Carbon Capture Technologies
Pada  dasarnya,  ada  tiga  rute  utama  sistem  penangkapan  CO 2 :  pasca-pembakaran,  pra- pembakaran,  dan  pembakaran  bahan  bakar  oxy.  Penangkapan  pra-pembakaran  -  adalah  gasifikasi batubara  untuk  membentuk  gas  sintesis,  yang  dapat  dialihkan  untuk  menghasilkan  campuran  gas kaya  H 2 dan  CO 2 ,  di  mana  CO 2 dapat  ditangkap  dan  dipisahkan  secara  efisien,  diangkut,  dan akhirnya disimpan. Penangkapan pra-pembakaran melibatkan mereaksikan batubara dengan oksigen atau  udara  atau  uap  untuk  menghasilkan  gas  sintesis  yang  terdiri  dari  karbon  monoksida  dan hidrogen. Karbon monoksida direaksikan dengan uap dalam reaktor katalitik, yang disebut konverter geser,  menghasilkan  CO 2 dan  hidrogen.  CO 2 kemudian  dipisahkan,  biasanya  melalui  proses penyerapan fisik atau kimia, menghasilkan bahan bakar kaya hidrogen yang dapat digunakan dalam banyak aplikasi, seperti boiler, tungku, turbin gas, mesin, dan sel bahan bakar.
Gambar 2. Diagram Aliran Skematik Sederhana dari Pembangkit Listrik Tenaga Batu Bara Oxy-PC dengan Penangkapan CO 2 (Stanger et al., 2015).
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046

## 2.1. Pembakaran Oxy-Fuel
Prinsip  pembakaran  oksifuel  adalah  pembakaran  batu  bara  dalam  oksigen  daripada  udara, menghasilkan  aliran flue gas  yang  sebagian  besar  terdiri  dari  CO 2 dan  air,  sehingga  CO 2 dapat dimurnikan  dengan  relatif  mudah.  Untuk  pembangkit  listrik  konvensional  menggunakan pembakaran  batubara,  konsentrasi  CO 2 dalam flue gas  relatif  rendah  (12%  –  16%  dry  base).  Dalam kasus boiler batubara oxy-fuel, udara diganti dengan oksigen murni dan menghasilkan flue gas yang mengandung  konsentrasi  CO 2 yang  tinggi  (65%  –  85%  dry  base)  (Stanger  et  al.,  2015).  Ruang  bakar yang tidak mengakomodasi nitrogen membuat ukuran ruang bakar menjadi lebih kecil. Namun biaya dan energi yang dibutuhkan memproduksi oksigen murni sangat mahal (Edge et al., 2011) dan belum ada penerapan teknologi ini untuk pembangkit skala besar (Sifat & Haseli, 2019). Desain boiler yang baru  juga  diperlukan  untuk  mengurangi  terbentuknya  Nox  karena  temperature  pembakaran  yang tinggi (Yuan et al., 2017).

## 2.2. Penangkapan Pra-Pembakaran
Penangkapan pra-pembakaran melibatkan reaksi bahan bakar dengan oksigen atau udara atau uap untuk menghasilkan gas yang terdiri dari karbon monoksida dan hidrogen, yang dikenal sebagai gas sintesis ( syngas ) atau gas bahan bakar. Karbon monoksida yang diproduksi bereaksi dengan uap dalam  reaktor  katalitik,  yang  disebut  konverter  shift,  untuk  menghasilkan  CO 2 dan  hidrogen.  CO 2 kemudian  dipisahkan,  biasanya  dengan  distilasi  kriogenik  atau  proses  penyerapan  kimia, menghasilkan  bahan  bakar  kaya  hidrogen  yang  dapat  digunakan  dalam  banyak  aplikasi,  seperti boiler, turbin gas, mesin dan sel bahan bakar.
Penangkapan  karbon  pra-pembakaran  sebagian  besar  digunakan  dalam  industri  proses.  Ada juga  pabrik  penangkapan  carbon  skala  penuh  di  beberapa  industri  yang  menggunakan  metode  ini (Jansen  et  al.,  2015).  Konsentrasi  CO 2 jauh  yang  tinggi  dalam flue gas  dari  proses  ini  dibandingkan campuran flue gas konvensional. Karena tekanan yang lebih tinggi dan volume gas yang lebih rendah, lebih  sedikit  energi  diperlukan  dalam  proses  ini  dibandingkan  dengan  penangkapan  paska pembakaran.  Tetapi  tetap  saja,  kebutuhan  energi  tinggi.  Prekombinasi  terutama  digunakan  dalam teknologi siklus gabungan gasifikasi terintegrasi. Teknologi ini memerlukan sistem pendukung yang besar untuk kelancaran operasi. Oleh karena itu, biaya modal sistem ini terlalu tinggi dibandingkan dengan sistem lain (Sifat & Haseli, 2019).

## 2.3. Penangkapan Pasca-Pembakaran
Penangkapan  pasca-pembakaran  menggambarkan  teknik  penangkapan  karbon  dengan  cara memisahkan  CO 2 dari flue gas  pembangkit  listrik  berbahan  bakar  fosil  konvensional.  Salah  satu tantangan  terbesar  dalam  besarnya  energi  yang  diperlukan  untuk  memisahkan  CO 2 dari flue gas (Lockwood, 2017). Tantangan lainnya adalah aliran flue gas biasanya 5 – 10 kali lebih cepat dari pada aliran gas yang diolah pada gas alam dan industri kimia(Merkel et al., 2010).
Terlepas dari kesulitan ini, penangkapan karbon pasca-pembakaran memiliki potensi jangka pendek terbesar untuk mengurangi emisi GRK, karena dapat dipasang kembali ke unit yang ada (Figueroa et al.,  2008).  Beberapa  kajian  telah  dilakukan  untuk  penangkapan  CO 2 pasca-pembakaran  termasuk absorpsi, adsorpsi, membran, dan pemisahan kriogenik.
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046
Gambar 4. Diagram Skematik PLTU Batubara dengan Penangkapan CO 2 Paska-Pembakaran (Wang et al., 2017)

## 2.3.1. Absorbsi Kimia
Saat  ini,  metode  penyerapan  kimia  yang  paling  matang  didasarkan  pada  larutan  berdasi etanolamin, seperti mono-ethanolamine (MEA), two-ethanolamine, dan methyl-two-ethanolamine (Ye et al., 2019). Dalam proses absorbsi kimia flue gas memasuki absorber dari bagian bawah dan mengalir ke  atas  sementara  larutan  kimia  pelarut  turun  ke  bawah,  membentuk  aliran  yang  berlawanan  arah. Melalui  kontak  kedua  aliran  ini,  bagian  dari  CO 2 dalam flue gas  diserap  ke  dalam  larutan  kimia, umumnya  amine.  Kemudian  larutan  dengan  CO 2 yang  telah  diserap,  biasa  disebut  larutan rich- loading , dipompa ke stripper . Dalam stripper , juga terdapat aliran berlawanan arah dengan larutan rich- loading yang mengalir ke bawah kolom dan  uap stripper yang dihasilkan oleh  reboiler mengalir ke atas. Panas dari uap stripper melepaskan ikatan kimia antara CO 2 dan pelarut sehingga CO 2 dibawa oleh uap naik ke arah kondenser. Sementara kondensat diarahkan kembali ke stripper sebagai refluks, aliran produk dengan kemurnian CO 2 tinggi (sekitar 99%) diperoleh. Kemudian aliran produk dapat dikompresi  untuk  transportasi  ke  tempat  penyimpanan.  Di  bagian  bawah  stripper,  larutan  amine yang  disebut  sebagai  larutan  lean-loading  dipompa  kembali  ke  absorber.  Sebelum  memasuki absorber, larutan lean-loading dengan suhu yang relatif tinggi digunakan untuk meningkatkan suhu larutan rich-loading.
MEA  tidak  hanya  bereaksi  dengan  CO 2 tetapi  juga  dapat  bereaksi  dengan  gas  asam,  seperti SOx, HCl, dan NxO. Oleh karena itu, gas-gas ini akan sangat meningkatkan konsumsi MEA adsorbent yang mahal. Karena konsentrasi SOx dalam flue gas jauh lebih tinggi daripada yang ada di gas asam lainnya maka desulfurisasi flue gas sebelum menjadi sangat penting (Ye et al., 2019).
Saat  ini  kendala  utama  dari  teknologi  ini  adalah  kebutuhan  energi  yang  sangat  tinggi terutama  pada  proses  regenerasi  Amine  (Elias  et  al.,  2018).  Roeder  dkk  membuat  model  PLTU batubara  600  MW  dan  simulasi  absorbsi  kimia  dengan  MEA  (Roeder  &  Kather,  2014).  Hasilnya menunjukan bahwa efisiensi pembangkit turun 10.7% pada beban 100%. Pemodelan pada artikel lain (Cifre et al., 2009) menunjukan bahwa penerapan proses absorbsi kimia pada PLTU Batubara 600 MW dan 1000 MW akan menurunkan efisiensi sebesar 14% dan 16%.
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046

## 2.3.2. Absorbsi Membran
Sebelum memasuki modul membran, scrubber basah sering digunakan untuk mendinginkan flue gas  ke  suhu  operasional  membran.  Di  dalam  modul  membran,  sebagian  CO 2 meresap  melalui membran  dan  aliran  (gas  permeate)  dengan  konsentrasi  CO 2 yang  lebih  tinggi  diperoleh  di  sisi permeate.  Bagian  yang  tersisa  dari flue gas  disebut  gas  retentate.  Tekanan  parsial  CO 2 pada flue gas sangat  kecil  sehingga  kompresor  dan  pompa  vakum  digunakan  untuk  meningkatkan  perbedaan tekanan parsial antara inlet dan sisi permeate. Dibandingkan dengan proses penyerapan bahan kimia, proses  pemisahan  membran  rupanya  lebih  sederhana  dan  mengandung  lebih  sedikit  komponen. Konsumsi energi utama berasal dari kompresor dan pompa vakum.
Material  membran  yang  bisa  digunakan  adalah  membran  keramik  (inorganik),  membran polimerik (organik), dan membran hibrid (Low et al., 2013). Keunggulan dan kerugian dari ketiganya telah dibahas (Ramasubramanian & Ho, 2011). Membran polimerik biasanya dioperasikan di bawah suhu  rendah  dan  memiliki  stabilitas  termal  serta  kekuatan  mekanis  yang  lebih  baik  dibandingkan dengan  membran  keramik.  Selain itu,  membran  polimer  lebih  mudah  diproduksi  dengan  area  yang luas.  Membran  keramik  termasuk  silika  dan  membran  zeolite  memberikan  trade-off  selektivitas permeabilitas  yang  lebih  baik.  Seletivitas  dan  permeability  adalah  properti  utama  bahan  membran untuk  pemisahan  gas.  Namun,  membuat  lapisan  bebas  cacat  dan  produk  dengan  luas  permukaan yang besar jauh lebih sulit daripada membran polimer. Aliran flue gas biasanya sangat besar sehingga diperlukan permukaan membran yang cukup luas.

## 2.3.3. Adsorpsi
Proses adsorpsi adalah peristiwa tertariknya suatu molekul tertentu dari fluida (cair atau gas) pada permukaan zat padat (adsorben). Tidak seperti proses absorpsi, pembentukan ikatan fisik atau kimia  terjadi  antara  permukaan  adsorbent  fase  padat  dan  CO 2 .  Kekuatan  intermolekuler  antara permukaan padat dan gas adalah kekuatan pendorong untuk adsorpsi. Pemisahan CO 2 menggunakan proses adsorpsi memerlukan kolom diisi dengan adsorbent. Kemudian, aliran flue gas pembawa CO 2 dialirkan  melalui  kolom  ini.  CO 2 melekat  pada  permukaan  padat  adsorben  sampai  adsorben  jenuh. Ketika permukaan adsorben jenuh, CO 2 dilepaskan melalui beberapa jenis siklus regenerasi.
Umumnya,  empat  jenis  siklus  regenerasi  digunakan  untuk  adsorpsi  CO 2 .  Siklus-siklus tersebut  adalah pressure  swing  adsorption (PSA), temperature  swing  adsorption (TSA), electrical  swing adsorption (ESA),  dan vacuum  swing  adsorption (VSA).  Dalam  TSA,  suhu  adsorbent  dinaikkan  hingga titik di mana ikatan kimia lepas. CO 2 akan terlepas pada saat itu. Kebutuhan energi dalam proses ini membuat  metode  ini  lebih  mahal.  Proses  ini  juga  memakan  waktu  untuk  memanaskan  adsorben untuk desorpsi dan mendinginkannya lagi untuk untuk adsorpsi. Proses ini dapat dilakukan dengan cepat  menggunakan  ESA.  Di  sini,  arus  listrik  tegangan  rendah  diteruskan  melalui  adsorbent  untuk memanaskan adsorbent menggunakan efek joule. ESA memungkinkan untuk meregenerasi adsorbent dengan  cepat,  tetapi  membutuhkan  energi  listrik  yang  berkualitas.  Pada  PSA,  proses  regenerasi dilakukan dengan cara menurunkan tekanan absorbedn. Vacuum swing adsorption adalah siklus PSA khusus yang digunakan jika tekanan flue gas dekat dengan tekanan ambien.
Metode adsorpsi diyakini sebagai salah satu potensi penangkapan karbon pasca-pembakaran paling ekonomis karena memerlukan energi lebih kecil dan sedikit modifikasi yang diperlukan pada pembangkit  listrik  yang  ada.  Namun  material  yang  ada  saat  ini  memiliki  selektivitas  yang  rendah terhadap CO 2 dalam flue gas (Ben-Mansour et al., 2016). Material baru diharapak memiliki selektivitas
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046
tinggi  dan  adsorpsi  tinggi  stabilitas  tinggi  CO 2 dengan  uap  air,  stabilitas  termal  yang  baik, konduktivitas  termal  yang  baik,  panas  spesifik  tinggi,  ketahanan  korosi  yang  baik  serta  kekuatan mekanik yang cukup untuk menahan siklus berulang.
Gambar 5. Diagram skematik siklus regenerasi adsorpsi; (Sifat & Haseli, 2019).
a) TSA b) PSA c) VSA

## 2.3.4. Pemisahan kriogenik
Metode cryogenic menggunakan suhu rendah untuk kondensasi, pemisahan, dan pemurnian CO 2 dari flue gas (titik beku CO 2 adalah 195,5 K pada tekanan atmosfer). Dengan demikian CO 2 dapat dipisahkan  oleh  serangkaian  langkah  kompresi,  pendinginan,  dan  ekspansi.  Proses  ini memungkinkan produksi langsung CO 2 cair yang dapat disimpan atau disimpan pada tekanan tinggi. Keuntungan utama dari proses penangkapan CO 2 kriogenik adalah kemurnian produk yang tinggi.  Proses  penangkapan  CO 2 Cryogenic  juga  dianggap  sebagai  teknologi  hijau  karena penangkapan  CO 2 berlangsung  tanpa  pelarut  organik  (Babar  et  al.,  2019).  CO 2 cair  juga  diproduksi secara langsung, sehingga membuatnya relatif mudah untuk disimpan atau dikirim untuk pemulihan minyak yang ditingkatkan (Zanganeh et al., 2009). Kerugian utama dari proses ini adalah banyaknya energi yang diperlukan untuk menyediakan pendinginan dan solidifikasi CO 2 di bawah suhu rendah, yang menyebabkan beberapa masalah operasional (Lively et al., 2012)
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046

## 3. Kesimpulan
Sambil  menunggu  teknologi  energi  terbarukan  cukup  matang  dan  mengganti  bahan  bakar berbasis  fosil,  penerapan  teknologi  penangkapan  karbon  sangat  penting.  Banyak  studi  pemodelan eksperimental dan numerik telah dilakukan pada proses penangkapan karbon. Di sini, kami meninjau tiga  rute  utama  penangkapan  karbon:  pra-pembakaran,  pasca-pembakaran  dan  rute  pembakaran oksifuel
Penangkapan  pembakaran  oksifuel  adalah  metode  yang  menjanjikan.  Ruang  bakar  yang  lebih kecil, pengurangan emisi SOx dan Nox, dan yang terutama konsentrasi CO 2 yang tinggi pada flue gas. Tetapi metode ini memiliki beberapa masalah yaitu biaya dan energi yang dibutuhkan memproduksi oksigen murni sangat mahal. Pembakaran oxigen murni juga menyebabkan temperatur yang sangat tinggi.
Pada penangkapan CO 2 pra-pembakaran, jumlah CO 2 dalam flue gas jauh lebih tinggi dibanding dalam flue gas  pembangkit  konvensional.  Karena  tekanan  yang  lebih  tinggi  dan  volume  gas  yang lebih  rendah,  lebih  sedikit  energi  diperlukan  dalam  proses  ini  dibandingkan  dengan  penangkapan pasca-pembakaran.  Pra-pembakaran  kebanyakan  digunakan  dalam  teknologi  yang  terintregasi dengan  gasifikasi.  Teknologi  ini  menuntut  sistem  tambahan  yang  besar  untuk  kelancaran  operasi. Oleh karena itu, biaya modal sistem ini terlalu tinggi dibandingkan dengan sistem lain.
Pada  pembangkit  konvensional,  tekanan  parsial  dan  konsentrasi  CO 2 dalam flue gas  sangat rendah. Hal ini menjadi tantangan utama  metode penangkapan CO 2 paska-pembakaran Persyaratan produk akhir CO 2 untuk transportasi sangat ketat (kemurnian CO 2 > 95%, tekanan = 110 bar). Untuk mencapai  persyaratan  ini  dibutuhkan  energi  dan  biaya  yang  tinggi.  Metode  ini  juga  membutuhkan flue gas yang bebas sulfur. Keuntungan utama dari penangkapan paska pembakaran adalah integrasi mudah  dengan  pembangkit  listrik  yang  ada.  Karena  hal  ini  sebagian  besar  kajian  diarahkan  pada metode paska-pembakaran.
Penambahan  kapasitas  pembangkit  batubara  di  Indonesia  tidak  diimbangi  oleh  kenaikan konsumsi  listrik  yang  sesuai  rencana  PLN.  Pandemi  dan  resesi  yang  dialami  Indonesia  akan memperbesar gap ini. Pemerintah telah memutuskan untuk tidak membangun pembangkit batubara di Jawa. Kondisi-kondisi ini membuat metode penangkapan CO 2 yang cocok diterapkan di Indonesia adalah  paska-pembakaran  dengan  mengintegrasikannya  pada  pembangkit  yang  sudah  ada.  Tentu saja dibutuhkan dukungan pemerintah untuk mengkompensasi kenaikan biaya operasi dan turunnya efisiensi pembangkit. Ini bisa dimulai dengan menerapkan kebijakan insentif untuk penurunan emisi karbon atau mengenakan pajak emisi karbon.

## Daftar Pustaka
Babar,  M.,  Bustam,  M.  A.,  Ali,  A.,  Shah  Maulud,  A.,  Shafiq,  U.,  Mukhtar,  A.,  Shah,  S.  N., Maqsood, K., Mellon, N., & Shariff, A. M. (2019). Thermodynamic data for cryogenic carbon dioxide capture from natural gas:
A
review. Cryogenics,
102(March), 85–104.
https://doi.org/10.1016/j.cryogenics.2019.07.004
Ben-Mansour, R., Habib, M. A., Bamidele, O. E., Basha, M., Qasem, N. A. A., Peedikakkal, A., Laoui,  T.,  &  Ali,  M.  (2016).  Carbon  capture  by  physical  adsorption:  Materials,  experimental investigations  and  numerical  modeling  and  simulations  -  A  review.  Applied  Energy,  161,  225–255. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.10.011
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046
Cifre, P. G., Brechtel, K., Hoch, S., García, H., Asprion, N., Hasse, H., & Scheffknecht, G. (2009). Integration  of  a  chemical  process  model  in  a  power  plant  modelling  tool  for  the  simulation  of  an amine based CO2 scrubber. Fuel, 88(12), 2481–2488. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2009.01.031
Edge,  P.,  Gharebaghi,  M.,  Irons,  R.,  Porter,  R.,  Porter,  R.  T.  J.,  Pourkashanian,  M.,  Smith,  D., Stephenson,  P.,  &  Williams,  A.  (2011).  Combustion  modelling  opportunities  and  challenges  for  oxy- coal  carbon  capture  technology.  Chemical  Engineering  Research  and  Design,  89(9),  1470–1493. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2010.11.010
Elias,  R.  S.,  Wahab,  M.  I.  M.,  &  Fang,  L.  (2018).  Retrofitting  carbon  capture  and  storage  to natural gas-fired power plants: A real-options approach. Journal of Cleaner Production, 192, 722–734. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2018.05.019
Figueroa,  J.  D.,  Fout,  T.,  Plasynski,  S.,  McIlvried,  H.,  &  Srivastava,  R.  D.  (2008).  Advances  in CO2  capture  technology-The  U.S.  Department  of  Energy’s  Carbon  Sequestration  Program. International  Journal  of  Greenhouse  Gas  Control,  2(1),  9–20.  https://doi.org/10.1016/S1750- 5836(07)00094-1
Jansen, D., Gazzani, M., Manzolini,  G., Dijk, E. Van, & Carbo, M. (2015). Pre-combustion CO2 capture.
International Journal of Greenhouse Gas Control, 40, 167–187.
https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2015.05.028
Lively,  R.  P.,  Koros,  W.  J.,  &  Johnson,  J.  R.  (2012).  Enhanced  cryogenic  CO  2  capture  using dynamically  operated  low-cost  fiber  beds.  Chemical  Engineering  Science,  71,  97–103. https://doi.org/10.1016/j.ces.2011.11.042
Lockwood,  T.  (2017).  A  Compararitive  Review  of  Next-generation  Carbon  Capture Technologies  for  Coal-fired  Power  Plant.  Energy  Procedia,  114(November  2016),  2658–2670. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1850
Low, B. T., Zhao, L., Merkel, T. C., Weber, M., & Stolten, D. (2013). A parametric study of the impact of membrane materials and process operating conditions on carbon capture from humidified flue gas. Journal of Membrane Science, 431, 139–155. https://doi.org/10.1016/j.memsci.2012.12.014
Merkel, T. C., Lin, H., Wei, X., & Baker, R. (2010). Power plant post-combustion carbon dioxide capture:  An  opportunity  for  membranes.  Journal  of  Membrane  Science,  359(1–2),  126–139. https://doi.org/10.1016/j.memsci.2009.10.041
Ramasubramanian,  K.,  &  Ho,  W.  S.  W.  (2011).  Recent  developments  on  membranes  for  post- combustion  carbon  capture.  Current  Opinion  in  Chemical  Engineering,  1(1),  47–54. https://doi.org/10.1016/j.coche.2011.08.002
Roeder,  V.,  &  Kather,  A.  (2014).  Part  load  behaviour  of  power  plants  with  a  retrofitted  post- combustion
CO2
capture
process. Energy Procedia, 51, 207–216.
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.07.024
RUPTL PT. PLN. (2019). Rencana usaha penyediaan tenaga listrik pt. pln (persero) 2019  - 2028. 2019–2028.
Sifat, N. S., & Haseli, Y. (2019). A critical review of CO2 capture technologies and prospects for clean power generation. Energies, 12(21). https://doi.org/10.3390/en12214143
Stanger,  R.,  Wall,  T.,  Spörl,  R.,  Paneru,  M.,  Grathwohl,  S.,  Weidmann,  M.,  Scheffknecht,  G., McDonald, D., Myöhänen, K., Ritvanen, J., Rahiala, S., Hyppänen, T., Mletzko, J., Kather, A., & Santos, S. (2015). Oxyfuel combustion for CO2  capture in power plants. International Journal of Greenhouse Gas Control, 40, 55–125. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2015.06.010
Vol. 2, No. 1, pp 27 – 35 doi: 10.14710/jebt.2021.10046
Thiruvenkatachari,  R.,  Su,  S.,  An,  H.,  &  Yu,  X.  X.  (2009).  Post  combustion  CO2  capture  by carbon  fibre  monolithic  adsorbents.  Progress  in  Energy  and  Combustion  Science,  35(5),  438–455. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2009.05.003
Wang, Y., Zhao, L., Otto, A., Robinius, M., & Stolten, D. (2017). A Review of Post-combustion CO2 Capture Technologies from Coal-fired Power Plants. Energy Procedia, 114(November 2016), 650– 665. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1209
Ye, B., Jiang, J., Zhou, Y., Liu, J., & Wang, K. (2019). Technical and economic analysis of amine- based carbon capture and sequestration at coal-fired power plants. Journal of Cleaner Production, 222, 476–487. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.03.050
Yuan, P., Qiu, Z., & Liu, J. (2017). Recent enlightening strategies for co2 capture: A review. IOP Conference  Series:  Earth  and  Environmental  Science,  64(1).  https://doi.org/10.1088/1755- 1315/64/1/012046
Zanganeh,  K.  E.,  Shafeen,  A.,  &  Salvador,  C.  (2009).  CO2  Capture  and  Development  of  an Advanced  Pilot-Scale  Cryogenic  Separation  and  Compression  Unit.  Energy  Procedia,  1(1),  247–252. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.035