## Upaya Pereduksian Emisi Karbon Dioksida (CO
2 ) di Indonesia melalui Analisis Integrasi Power-to-Gas dengan PLTU Batubara
Rauzan Fikri Muhammad Zaky 1 , Dessy Agustina Sari 2*
1, 2 Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Singaperbangsa Karawang *dessy.agustina8@staff.unsika.ac.id

## Abstract
The electricity generation sector, which is the backbone of national energy, is still dominated  by  fossil  fuels,  especially  coal.  The  carbon  dioxide  (CO 2 )  emissions resulting  from  the  combustion  of  coal  have  many  adverse  effects  on  the environment  and  public  health.  To  reduce  CO 2 emissions,  Power-to-Gas  (PtG) offers an effective solution to convert them into energy. The PtG system consists of carbon  capture,  electrolysis,  and  methanation  processes.  This  system  can  convert CO2 emissions from coal-fired power plants into methane gas (CH 4 ) in the form of syngas.  The  methodology  used  in  this  study  involves  mapping  the  distribution  of Indonesian  coal-fired  power  plants  in  2021,  estimating  their  CO 2 emissions, reducing  them  through  carbon  capture,  and  calculating  the  estimated  syngas production. The estimated CO 2 emissions from the PLTU reach 62.5 million tonnes and  can  be  reduced  by  up  to  28.15  million  tonnes  through  the  integration  of  PtG systems.  The  acquisition  of  syngas  is  estimated  to  reach  0.255  TSCF  (Trillion Standard  Cubic  Feet),  or  equivalent  to  0.614%  of  Indonesia's  total  natural  gas reserves. The integration of PtG systems with coal-fired power plants in Indonesia has  promising  prospects  and  provides  opportunities  for  further  study  on  its development.
Keyword: Capture  carbon,  electrolysis,  hydrogen,  Indonesian  coal-fired  power  plants, methanation, syngas.

## Abstrak
Sektor  pembangkit  listrik  sebagai  punggung  utama  energi  nasional  masih didominasi oleh bahan bakar fosil khususnya batubara. Emisi gas karbon dioksida (CO 2 )  yang  dihasilkan  dari  proses  pembakaran  batubara  menimbulkan  banyak dampak  buruk  pada  bidang  lingkungan  dan  kesehatan  masyarakat.  Sebagai  upaya reduksi emisi  CO 2 yang  dihasilkan, Power-to-Gas (PtG)  menawarkan  solusi  yang efektif guna mengatasi masalah emisi dengan mengubahnya menjadi energi. Sistem PtG  terdiri  dari  proses carbon  capture (penangkapan  karbon),  elektrolisis  dan metanasi.  Melalui  sistem  PtG,  emisi  CO 2 dari  PLTU  (Pembangkit  Listrik  Tenaga Uap) dapat diubah menjadi gas metana (CH 4 ) dalam bentuk syngas (gas sintesis). Metode pada studi ini adalah memetakan sebaran PLTU Indonesia di tahun 2021, memperkirakan  emisi  CO 2 dan  mereduksinya  melalui carbon  capture ,  serta menghitung  estimasi  produksi syngas .  Estimasi  emisi  CO 2 dari  PLTU  mencapai 62,5 juta ton dan mampu direduksi  hingga 28,15 juta ton melalui pengintegrasian sistem  PtG.  Perolehan syngas diperkirakan  mencapai  0,255  TSCF  ( Triliun Standard  Cubic  Feet )  atau  setara  dengan  0,614%  dari  total  cadangan  gas  alam Indonesia.  Integrasi  sistem  PtG  dengan  PLTU  batubara  di  Indonesia  memiliki prospek  yang  menjanjikan  dan  memberikan  peluang  kajian  lebih  lanjut  untuk mengenai pengembangannya.
Kata  Kunci: Elektrolisis,  hidrogen,  metanasi,  penangkapan  karbon,  PLTU Indonesia, sintetik gas.

## 1. PENDAHULUAN
Indonesia  merupakan  negara  dengan  populasi  terbesar  keempat  di  dunia.  Kontribusi Indonesia  untuk  mengurangi  emisi  baik  dalam  skala  nasional  maupun  global  terbilang sangat penting. Hal ini disebabkan oleh keberadaan sektor listrik. Sektor ini merupakan salah  satu  sektor  utama  yang  berperan  penting  untuk  mengurangi  emisi,  dan  masih didominasi  oleh pembangkit  listrik berbahan bakar fosil  [1]. Berdasarkan data statistik Kementerian  Energi  dan  Sumber  Daya  Nasional  tahun  2022,  pasokan  energi  primer Indonesia yang sebesar  87,7 % berasal dari bahan bakar fosil (batubara, minyak bumi, gas alam) [2]. Di tahun 2021, Indonesia menghasilkan emisi gas karbon dioksida (CO 2 ) sebanyak  619,28  juta  ton  atau  2,26  ton  per  kapita.  Jumlah  tersebut  menyumbang  total emisi  CO 2 dunia  sebesar  1,67%  [3].  Mayoritas  emisi  gas  rumah  kaca  Indonesia, khususnya  CO 2 bersumber  dari  alih  fungsi  lahan,  transportasi,  pembangkit  listrik berbahan bakar fosil, dan sebagian kecil dari sumber lainnya [3]. Berdasarkan data laju pertumbuhan  Indonesia  baik  dalam sektor populasi  maupun industri, kebutuhan energi listrik  diperkirakan  akan  mengalami  peningkatan  [2].  Dugaan  tersebut  akan  secara langsung berdampak pada emisi CO 2 yang dihasilkan dengan mengingat sumber energi Indonesia yang sebagian besar berasal dari bahan bakar fosil.
Menurut  [4]  terdapat  tiga  alternatif  utama  untuk  mengurangi  emisi  CO 2 tanpa menghambat pertumbuhan ekonomi. Pertama  adalah menggunakan  energi  secara lebih efisien sehingga mengurangi  konsumsi  energi. Pilihan kedua  adalah dengan beralih ke sumber  energi  terbarukan.  Selanjutnya,  pilihan  terakhir  adalah  tetap  memanfaatkan bahan bakar fosil diiringi penangkapan dan penyimpanan CO 2 yang dihasilkan dengan alih-alih melepaskannya  ke atmosfer. Melihat  ketergantungan  Indonesia  dengan PLTU (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap)  dan  sulitnya  peralihan  menuju  sumber  energi terbarukan,  pilihan  terakhir  merupakan  alternatif  yang  tepat  bagi  Indonesia.  Istilah pembakaran  bahan  bakar  fosil  disertai  dengan  penangkapan  CO 2 dikenal  dengan teknologi Carbon  Capture  and  Storage (CCS)  [5].  Umumnya,  gas  emisi  ini  yang ditangkap akan disimpan secara jangka panjang secara geologis agar memutus siklusnya dari biosfer. Namun, CO 2 tersebut juga dapat diproses menjadi sumber energi kembali dengan menjadikannya keseluruhan proses ke arah carbon neutral . Teknologi ini lebih dikenal  dengan  istilah Power-to-Gas .  Sebelumnya,  peneliti  lain  lebih  cenderung mereduksi  gas  emisi  tersebut  sebagai feed suplai  bagi  pertumbuhan  mikroalga  dalam fotobioreaktor  dan  dewasanya  menjadi  cikal  bakal  biodiesel  [6]  [7].  Tentunya  hal  ini akan menjadi perbantuan bagi produksi biodiesel yang berbahan baku kelapa sawit [8]– [12].
Power-to-Gas (PtG)  sebagai  teknologi  penggabungan  sektor  dan  penyimpanan  energi telah  dibahas  secara  intensif  dalam  beberapa  tahun  terakhir  dalam  ruang  lingkup  yang luas.  Urainnya  dimulai  dari  perancangan  sistem  yang  terintegrasi,  pengembangan teknologi, kelayakan ekonomi, diskusi politik, hingga penerimaan sosial [13]. Meskipun saat ini PtG mengakibatkan loss energy (kehilangan energi atau energi yang hilang) dan membutuhkan  biaya  operasional  yang  tinggi,  teknologi  ini  dipertahankan  sebagai  opsi terbaik  bagi  sektor  penyimpanan  energi  jangka  panjang  dan  efisien.  Hal  ini  terdukung dengan memanfaatkan asumsi bahwa produk syngas (gas sintesis) dari sistem PtG dapat ditransformasikan  kembali  menjadi  energi  melalui  bantuan  PLTG  (Pembangkit  Listrik Tenaga  Gas).  Saat  ini,  negara-negara  Eropa,  Amerika  Utara  dan  Jepang  telah mengimplementasikan  proyek  PtG  tersebut.  Hal  ini  diketahui  dari  studi  [13].  Kajian
penelitiannya  tentang  menganalisis  dan  merangkum  kapasitas  energi,  efisiensi, perkembangan teknologi, serta rencana dan strategi pada setiap negara tersebut.
Uraian  sebelumnya  mengarahkan  fokus  artikel  ini  mengenai  kajian  ( review ) tentang peluang implementasi dan manfaat sistem Power-to-Gas di Indonesia. Selain itu, ulasan juga berkenaan tentang  analisis integrasi  sistem  tersebut ke dalam grid (kisi)  PLTU di Indonesia  untuk  mengetahui  jumlah  emisi  CO 2 yang  tereduksi  dan  produk syngas gas metana (CH 4 ) yang dihasilkan.  Ruang lingkup pada studi ini meliputi kajian matematis teoritis  dengan  skenario  terbaik  tanpa  bersinggungan  dan  pelibatan  aspek  ekonomi, sosial, dan kebijakan politik Indonesia.

## 2. METODE PENELITIAN
Studi review pada  manuskrip  ini  memanfaatkan  pengumpulan  dan  pengolahan  data kapasitas  PLTU  di  seluruh  Indonesia  baik  milik  negara  maupun  swasta.  Data  tersebut didapatkan  dari  Statistik  Ketenagalistrikan  Tahun  2021  Kementerian  Energi  dan Sumber Daya Mineral (Kementerian ESDM) [14]. Perhitungan emisi CO 2 yang berasal dari  PLTU  dihitung  melalui  data  emisi  PLTU  di  tahun  2021  [15].  Analisis  mengenai perkiraan  pereduksian  CO 2 didasari  atas  pedoman  metode  dan  persamaan  yang dijabarkan oleh [16] dan [17]. Estimasi terkait atas konversi gas CO 2 menjadi gas CH 4 didasari  atas  sejumlah  data  yang  tersedia  dari  studi  [18]  dan  pengolahan  data  tersebut diaplikasikan  secara  langsung  dari  data  emisi  yang  dihasilkan  tersebut.  Studi  yang sebidang  juga  sudah  dilakukan  sebelumnya  [19],  akan  tetapi  kajiannya  menggunakan metode perhitungan emisi CO 2 dan konversi CH 4 secara berbeda [20], [21].

## 2.1. Sebaran Pembangkit Listrik Batubara di Indonesia
Berdasarkan data Kementerian ESDM  [14], industri pembangkit listrik berbahan bakar batubara  di  Indonesia  terdiri  atas  PLTU  (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap)  dan  PLTU- MT  (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Uap  -  Mulut  Tambang).  Atas  kategori  tersebut,  data yang  digunakan  akan  berdasarkan  kapasitas  terpasang  di  masing-masing  industri tersebut dalam satuan MW (Mega Watt) dengan lokasi di 34 provinsi Indonesia.

## 2.2. Integrasi PLTU dengan PtG
Penangkapan CO 2 dari gas buang hasil pembakaran batubara pada PLTU menggunakan prinsip post-combustion capture . Alih-alih dibuang secara langsung ke atmosfer, aliran gas  buang  dialirkan  ke  rangkaian  sistem  untuk  melangsungkan  proses  pemisahan sebagian  besar  CO 2 .  Gas  karbon  dioksida  yang  terpisah  disimpan,  sedangkan  sisa  gas buang  tersebut  dilepaskan  ke  lapisan  atmosfer.  Pada  sistem  PtG,  gas  CO 2 yang didapatkan  pada  proses  tersebut  dimanfaatkan  dan  diproses  untuk  menjadi syngas .  Di sisin  lain,  studi  mengenai  CCS  di  Indonesia  telah  diimplementasikan  dengan  dimulai dari kajian penangkapan gas emisi rumah kaca, transportasi gas CO 2 , dan dilanjutkan ke studi  penyimpanan  gas  tersebut  [22],  [23].  Hasil  dari  penelitian  tersebut  menunjukkan bahwa  gas  CO 2 yang  tertangkap  ditujukan  untuk  penyimpanan  jangka  panjang  secara geologis, bukan ditujukan sebagai pemanfaatan kembali dalam sistem PtG.
Di  dalam  sistem  PtG,  gas  karbon  dioksida  yang  telah  terisolasi  berpeluang  untuk diproses  kembali.  Produk  olahan  berupa  bahan  yang  memiliki  nilai  energi  berupa Synthetic  Natural  Gas (SNG  –  syngas,  gas  alam  sintesis).  Selama  proses  tersebut
berlangsung,  pengkonversian  gas  CO 2 bersama  gas  H 2 (hidrogen)  terjadi  dan menghasilkan gas CH 4 . Untuk memproduksi skala besar gas metana tersebut, kebutuhan bahan baku H 2 berbanding lurus. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, gas H 2 disuplai dari industri elektrolisis maupun side stream (aliran samping) pada industri pemurnian udara ( air separation plant ) [24].
(2.2.1)
(2.2.2)
Proses  elektrolisis  membutuhkan  pasokan  energi  listrik  untuk  mengurai  H 2 O  menjadi gas  H 2 dan  O 2 (oksigen).  Listrik  yang  digunakan  selama  proses  tersebut  dapat  berasal dari  sebagian  persentase  atas  keluaran  (output)  PLTU,  akan  tetapi  umumnya  suplai berasal  dari  sumber  energi  terbarukan  seperti:  air,  angin,  dan  surya  (sinar  matahari). Ketika pembangkit listrik terbarukan tersebut berada dalam kondisi fluktuasi maksimal, kelebihan  energi  yang  dihasilkan  dapat  dialihkan  ke  industri  elektrolisis.  Tujuannya adalah sistem mampu terintegrasi lebih lanjut ke sistem PtG [25].

## 2.3. Estimasi Emisi Gas Karbon Dioksida PLTU
Mengutip dari [26] dan [16], perhitungan untuk mengetahui emisi CO 2 dari bahan bakar fosil dapat memanfaatkan persamaan matematis berikut.
(2.1)
(2.2)
(2.3)
Untuk PLTU batubara, nilai persentase C ( carbon atau karbon) dan NCV ( Net Calorific Value ) bergantung pada basis tipe batubara yang digunakan. Dari data penggunaan dan jenis batubara di Indonesia, analisis studi ini, memiliki nilai keduanya sebesar 55,125% dan 20,825 kJ/kg, secara berturut-turut [17].
Energi  listrik  yang  terbangkitkan  terkalkulasi  melalui  data  kapasitas  terpasang  dan faktor  kapasitas  pembangkit  listrik  di  Indonesia.  Faktor  kapasitas  ( capacity  factor ) merupakan  rasio  antara  jumlah  jam  beroperasinya  pembangkit  dalam  satu  tahun terhadap  jumlah  jam  dalam  satu  tahun  (catatan:  1  tahun  =  8760  jam).  Kemudian, efisiensi  termal  adalah  rasio  konversi  atas  energi  termal  yang  dihasilkan  dari pembakaran terhadap energi listrik yang didapatkan. Data faktor kapasitas dan efisiensi termal menggunakan data rata-rata nasional yang diterbitkan oleh Kementerian ESDM [2]. Untuk tahun 2021, nilai keduanya sebesar 51,19 dan 24,69%, secara berturut-turut.
Sebelum memasuki tahap estimasi dalam mendapatkan gas CH 4 , data atas kuantitas gas CO 2 yang  berhasil  tertangkap  ketika post-combustion  capture menjadi  kebutuhan perhitungan. Dengan asumsi tidak ada CO 2 yang hilang selama proses transportasi, gas CO 2 yang tertangkap secara langsung menjadi bahan baku proses metanasi. Berdasarkan data  studi  yang  telah  ada,  nilai  efisiensi  penangkapan  gas  karbon  dioksida  (CO 2 capture ) [16] dan nilai konversi reaksi menjadi produk gas CH 4 [18] dapat ditentukan.

## 2.4. Yield Gas Metana dari Power-to-Gas
Berdasarkan  studi  sebelumnya  [16],  efisiensi  absorpsi  CO 2 mampu  mencapai  nilai maksimal  hingga  90%.  Faktor  yang  menjadi  limitasi  adalah  spesifikasi  absorber  yang digunakan  dan  kebutuhan  energi  selama  pengoperasian  sistem  tersebut.  Efisiensi  yang tinggi  pada  proses  penangkapan  CO 2 memberikan  akibat  pada  penurunan  output produksi  energi  listrik.  Unit  tersebut  mampu  mencapai  efisiensi  lebih  dari  85%.  Unit CO 2 capture akan mengonsumsi hingga 30% energi yang dihasilkan oleh PLTU. Nilai kebutuhan  tersebut  mengindikasikan  bahwa  penggunaan  bahan  bakar  lebih  banyak dalam menghasilkan jumlah energi yang sama dengan PLTU tanpa CCS [27]. Kembali pada  studi  [16],  dari  rancangan  keterlibataan  efisiensi  antara  22,5;  45,  dan  90%,  nilai yang dijadikan kajian adalah 45%.
Selama proses metanasi, pengkonversian gas CO 2 menjadi CH 4 sangat bergantung pada kondisi  operasi,  katalis,  dan  rasio feed yang  digunakan  [28].  Kajian  studi  [18] memanfaatkan  nilai  perbandingan  umpan  dimana  rasio feed antara  H 2 terhadap  CO 2 sebesar 2 pada suhu proses 200°C dan tekanan 1 atm. Proses metanasinya memberikan capaian berupa nilai selektivitas dan yield CH 4 , serta konversi CO 2 sebesar 35, 50, dan 65%, secara berturut-turut.

## 3. HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN

## 3.1. Estimasi Emisi Karbon Dioksida PLTU
Berdasarkan  data  sebaran  kapasitas  PLTU  batubara  di  Indonesia  yang  diperoleh  dari Kementerian  ESDM  [15],  pemanfaataan  persamaan  matematis  (2.1)  hingga  (2.3) memberikan hasil estimasi bahwa total emisi CO 2 dari PLTU pada tahun 2021 mencapai 62,55  juta  ton.  Jika  capaian  ini  dibandingkan  terhadap  total  energi  listrik  yang terbangkitkan dan total produksi emisi CO 2 , data perkiraan rata-rata faktor emisi CO 2 di Indonesia  pada  tahun  tersebut  sebesar  0,393  kg  CO 2 per  kWh.  Lalu,  perihal  tentang skenario instalasi carbon capture memanfaatkan basis pelarut absorpsi terhadap sistem gas  buang  PLTU.  Hasilnya  berupa  prediksi  pereduksian  emisi  CO 2 dan  mampu mencapai 28,146 juta ton (hampir setara 45% dari total emisi CO 2 )
Jika  dibandingkan  dengan  studi  sebelumnya  [19],  penerapan  metode  integrasi  antara oxy-fuel combustion dan PtG untuk data kapasitas PLTU telah berlangsung di Indonesia pada  tahun  2015.  Penurunan  emisi  CO 2 -nya  yang  didapat  dari  proses post-combustion capture dengan  menggunakan  pelarut  kimia  bernilai  jauh  lebih  besar,  sebesar  45% dibandingkan oxy-fuel  combustion sebelumnya  yang  hanya  mencapai  angka  3,67%. Integrasi  PLTU  dengan  industri  elektrolisis  PtG  mampu  memberikan  peluang pereduksian  jauh  lebih  besar  karena  keberadaan  gas  O 2 sebagai  produk  samping  dari proses tersebut. Gas oksigen yang dihasilkan dapat dimanfaatkan secara langsung pada sistem  oxy-fuel  combustion .  Kombinasi  antara  sistem carbon  capture melalui oxy-fuel combustion dan post-combustion  chemical  solvent  capture mampu  memberikan  peran berkelanjutan bagi pengintegrasian sistem PLTU dan PtG dalam mencapai pereduksian emisi CO 2 yang lebih efisien.

## 3.2. Produksi Gas Metana (Syngas)
Penggunaan  data  selektivitas,  dan yield CH 4 serta  konversi  CO 2 pada  [18],  perkiraan total  produksi  gas  CH 4 dari  PtG  mampu  mencapai  4,757  juta  ton  atau  setara  0,255
TSCF. Meskipun metode yang digunakan berbeda, kuantitas yang dihasilkan pada studi ini  sesuai  dengan  estimasi  peneliti  lainnya  [19]  untuk  produksi  gas  metana  di  tahun 2015,  yaitu  0,2247  TSCF.  Penggunaan  metode  perhitungan  untuk  perolehan  gas  CH 4 tersebut  berdasarkan  pada  basis  bahan  baku  samping  berupa  CO 2 dan  gas  H 2 yang tersedia  dari  penangkapan  di  PLTU  dan  industri  elektrolisis  pada  unit  pendukung (utilitas).  Sedangkan  pada  peneliti  [19],  metodenya  didasari  atas  permintaan  gas  dari sistem grid pada  perpipaan  gas  alam  baik  penggunaan  bagi  domestik  maupun  sebagai bahan bakar di PLTG.
Di tahun 2021, studi peneliti [15] menyatakan bahwa Indonesia telah mengonsumsi gas alam  hingga  total  89,557  ribu  barel  minyak  atau  setara  dengan  0,502  TSCF. Berdasarkan  data  yang  sama  dari  Kementerian  ESDM  di  tahun  2021,  Indonesia terkonfirmasi  hanya  memiliki  cadangan  gas  alam  sebanyak  41,62  TSCF.  Jumlah tersebut  diestimasi  setara  dengan  kebutuhan  atas  penggunaan  cadangan  gas  untuk  ~21 tahun ke depan [29]. Penurunan kuantitas tersebut memasuki kategori mengkhawatirkan jika  data  cadangan  gas  alam  tersebut  dibandingkan  dengan  studi  di  tahun  2015  yaitu 101,54 TSCF untuk ~51 tahun [30] jika basis tahun 2021 diterapkan. Sekitar 30 tahun menjadi durasi pemangkasan atas pemakaian cadangan gas alam dari kajian tahun 2015 dan  2021.  Kecemasan  ini  menuntut  adanya  tindakan  tanggap  dan  cepat  dalam pengoptimalan penggunaan gas alam.

## 3.3. Prospek Power-to-Gas di Indonesia
Dari paparan data pereduksian reduksi emisi CO 2 dan perolehan syngas , PtG merupakan pilihan  tepat  untuk  menangani  isu  emisi  dan  energi  yang  sedang  dihadapi  Indonesia. Dalam  lingkup  komersialisasi,  proses  metanasi  bagi  CO 2 melalui  PtG  hanya memberikan nilai  ekonomis  jika penyuplaian  bahan baku H 2 dan CO 2 berasal “limbah atau produk samping” bahkan termasuk pasokan dari energi terbarukan [28]. Indonesia dapat memanfaatkan emisi PLTU sebagai sumber gas CO 2 untuk melangsungkan proses metanasi  di  unit  PtG.  Sedangkan,  bahan  baku  H 2 yang  berasal  dari  sumber  terbarukan dapat berpotensi sebagai tantangan bagi pengembangan PtG di Indonesia. Produksi gas hidrogen dalam skala besar membutuhkan bantuan proses elektrolisis dengan konsumsi energi  listrik  yang  besar  pula.  Sumber  energi  listrik  ini  sebaiknya  juga  berasal  dari energi  terbarukan,  bukan  dari  pembangkit  listrik  berbahan  bakar  fosil.  Strategi  ini bertujuan  agar  keseluruhan  proses  mampu  mencapai  target carbon  neutral [31],  [32]. Saat  ini  di  Indonesia,  studi  yang  dilakukan  secara  komprehensif  dalam  bidang  CCSU ( Carbon  Capture  Utilization  and  Storage ),  perihal carbon  capture hanya  ditujukan sebagai  tindakan  penyimpanan  dengan  memperhatikan  aspek  geologis  [16].  Dengan demikian,  peluang  berkelanjutan  untuk  pengaplikasian carbon  capture di  Indonesia melalui  sistem  PtG  dapat  teroptimalkan  kembali  dan  memunculkan  faktor  tambahan lainnya untuk menghasilkan tujuan dan pemanfaatan secara khusus bagi skala nasional dengan memperhatikan aspek teknis, sosial, dan ekonomi.

## 4. KESIMPULAN
Emisi  gas  rumah  kaca  di  Indonesia  khususnya  keberadaan  gas  CO 2 terus  meningkat seiring  tahun  dengan  gas  keluaran  PLTU  batubara  sebagai  salah  satu  kontribusi  emisi utama.  Ketergantungan  Indonesia  atas  batubara  sebagai  sumber  energi  yang  murah untuk  membuat  proses  peralihan  menuju  energi  terbarukan  menjadi  terhambat. Terhitung pada tahun 2021, emisi gas karbon dioksida dari PLTU mencapai 62,55 juta
ton.  Implementasi  integrasi  sistem  PtG  dengan  PLTU  memberikan  solusi  dan  manfaat secara lebih dalam sektor energi terbarukan. Terhitung emisi CO 2 dari PLTU tereduksi sebesar 28,146 juta ton melalui sistem carbon capture . Sistem tersebut melangsungkan proses  metanasi  dimana  gas  CO 2 yang  tertangkap  dapat  dikonversi  menjadi syngas berupa gas metana - CH 4 . Estimasi produksi syngas dari PtG mencapai 4,757 juta ton ~ 0,255 TSCF atau setara dengan 0,614% dari total cadangan gas alam nasional di tahun 2021. Keseriusan implementasi teknologi PtG memberikan peluang dan harapan tentang pereduksian  emisi  CO 2 dari  PLTU  dan  gas  rumah  kaca  ini  bertranformasi  menjadi menjadi  gas  CH 4 dengan  kuantitas  yang  signifikan.  Dengan  demikian,  sistem  PtG mampu    berkontribusi  dalam  memenuhi  target  pereduksian  emisi  CO 2 ,  dan  pada  saat yang bersamaan pula mampu memenuhi porsi permintaan gas dan meningkatkan jangka waktu penyimpanan cadangan energi nasional.

## NOTASI DAN ABREVIASI
C
: Carbon atau karbon CCS : Carbon Capture and Storage CCSU : Carbon Capture Utilization and Storage CH 4 :  Metana CO 2 :  Karbon dioksida ESDM :  Energi dan Sumber Daya Mineral H 2 :  Hidrogen
H 2 O :  Air MW :  Mega Watt NCV : Net Calorific Value O 2 :  Oksigen PLTG :  Pembangkit Listrik Tenaga Gas PLTU :  Pembangkit Listrik Tenaga Uap PLTU-MT  :  Pembangkit Listrik Tenaga Uap - Mulut Tambang PtG : Power-to-Gas SNG : Synthetic Natural Gas TSCF : Triliun Standard Cubic Feet
:  Perubahan entalpi

## 5. REFERENSI
[1].  N. Reyseliani and W. W. Purwanto, “Pathway towards 100% renewable energy in Indonesia  power  system  by  2050,” Renewable  Energy ,  vol.  176,  pp.  305–321, Oct. 2021, doi: 10.1016/j.renene.2021.05.118.
[2] Ministry  of  Energy  and  Mineral  Resources  Republic  of  Indonesia, Handbook  of energy and economic statistics of Indonesia 2022 . Jakarta: Ministry of Energy and Mineral  Resources  Republic  of  Indonesia,  2022.  [Online].  Available: https://www.esdm.go.id/assets/media/content/content-handbook-of-energy-and- economic-statistics-of-indonesia-2022.pdf
[3] H.  Ritchie,  P.  Rosado,  and  M.  Roser,  “CO₂  and  greenhouse  Gas  emissions.” [Online].Available:https://ourworldindata.org/co2-and-greenhouse-gas emissions#co2-and-greenhouse-gas-emissions-country-profiles
[4] M.  Haug,  “IEA,  world  energy  investment  outlook  and  the  prospects  for  carbon capture  and  storage,”  in Conference:  greenhouse  gas  control  technologies , Canada: Vancouver, 2004.
[5] Intergovernmental  Panel  on  Climate  Change, Carbon  dioxide  capture  and storage . United States  of America:  Intergovernmental Panel  on Climate  Change, 2005.[Online].Available:https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_w holereport-1.pdf
[6] D.A.Sari,E.Purba, and D. Supriyadi, “Kemampuan penyerapan CO 2 menggunakan Tetraselmis  chuii  terhadap  intensitas  cahaya,” techno ,  vol.  19,  no.  1,  pp.  45–50, May 2018, doi: 10.30595/techno.v19i1.2345.
[7] H.  Hadiyanto,  S.  Sumarno,  R.  Nur  Rostika,  and  N.  Abyor  Handayani, “Biofixation  of  carbon  dioxide  by Chlamydomonas  sp .  in  a  tubular photobioreactor,” International  Journal  of  Renewable  Energy  Development ,  vol. 1, no. 1, pp. 10–14, Feb. 2012, doi: 10.14710/ijred.1.1.10-14.
[8] G. N. Fadhillah and D.  A. Sari, “Produksi  biodiesel  yang berbahan baku kelapa sawit  dengan  melibatkan  katalis  homogen  dan  heterogen,” Pena:  Jurnal  Ilmu Pengetahuan  dan  Teknologi ,  vol.  37,  no.  2,  pp.  87–94,  2023,  doi: 10.31941/jurnalpena.v37i2.2484.
[9] Y.  Wahyono  and  H.  Hadiyanto,  “Life  cycle  assessment  of  biodiesel  production from  crude  palm  oil:  A  case  study  of  three  Indonesian  biodiesel  plants,” IOP Conference  Series:  Earth  and  Environmental  Science ,  vol.  348,  no.  012002,  pp. 1–7, 2019, doi: 10.1088/1755-1315/348/1/012002.
[10]  R.  Y.  Naulina et  al. , Kimia  industri .  Bandung:  Penerbit  Widina  Media  Utama, 2023.
[Online].Available:https://repository.penerbitwidina.com/media/publications/5636 28-kimia-industri-64fe6020.pdf
[11]  Q.  Ayun et  al. , Kimia  organik .  Bandung:  Penerbit  Widina  Bhakti  Persada Bandung,
2023.[Online].Available:https://repository.penerbitwidina.com/media/publications /559158-kimia-organik-894999a4.pdf
[12]  D.  A.  Sari et  al. , Top  33  chemical  engineering  essay  competition  (part  1) . Tasikmalaya:  Perkumpulan  Rumah  Cemerlang  Indonesia,  2021.  [Online]. Available:https://www.researchgate.net/publication/358356753_Top_33_Chemica l_engineering_essay_competition_part_1
[13]  M.  Thema,  F.  Bauer,  and  M.  Sterner,  “Power-to-Gas:  Electrolysis  and methanation  status  review,” Renewable  and  Sustainable  Energy  Reviews ,  vol. 112, pp. 775–787, 2019, doi: 10.1016/j.rser.2019.06.030.
[14]  S.  Sansuadi  and  R.  C.  Nugroho, Statistik  ketenagalistrikan  tahun  2021 .  Jakarta: Sekretariat  Direktorat  Jenderal  Ketenagalistrikan,  2021.  [Online].  Available: https://gatrik.esdm.go.id/assets/uploads/download_index/files/6e4c6-statistik- 2021-rev-2-.pdf
[15]  A.  C.  Adi  and  F.  Lasnawatin, Handbook  of  energy  and  economic  statistics  of Indonesia  2021 . Jakarta: Ministry of Energy  and Mineral  Resources Republic of Indonesia,2021.[Online].Available:https://www.esdm.go.id/assets/media/content/c ontent-handbook-of-energy-and-economic-statistics-of-indonesia-2021.pdf
[16]  Tim  Penulisan  Direktorat  Teknik  dan  Lingkungan  Ketenagalistrikan,  “Pedoman perhitungan  dan  pelaporan  inventarisasi  gas  rumah  kaca:  bidang  energi  -  sub bidang  ketenagalistrikan.”  Direktorat  Jenderal  Ketenagalistrikan  Kementerian
ESDM,2018.[Online].Available:https://applegatrik.esdm.go.id/public/pdf/Pedoma n_Penghitungan_dan_Inventarisasi_GRK_Sub_Bidang_Ketenagalistrikan%20_R evisi_Jan_2019.pdf
[17]  A.  Sagala,  “Petunjuk  teknis  gas  rumah  kaca  (GRK)  di  sektor  industri.”  Badan Pengkajian  Kebijakan  Iklim  dan  Mutu  Industri,  2012.  [Online].  Available: https://drive.google.com/file/d/18uSgRO4pLN0IxVDqztcYQCfRJcpQgz52/view? usp=drive_link
[18]  J.  Gao et  al. ,  “A  thermodynamic  analysis  of  methanation  reactions  of  carbon oxides for the production of synthetic natural  gas,” RSC Advances ,  vol. 2, no. 6, pp. 2358–2368, 2012, doi: 10.1039/c2ra00632d.
[19]  M.  G. S. Wicaksana, R. M.  Khatami,  and R. R. M. Ilham, “Power to  Gas as the most  effective  renewable  energy  resources  for  Indonesia,”  in SSRN  Electronic Journal , Hanover: PPI Jerman & ICONC, 2018, pp. 1–6. doi: 10.2139/ssrn.3210703.
[20]  T.  Simmons,  “CO 2 emissions  from  stationary  combustion  of  fossil  fuels.” Avonlog Limited,UK,2000.[Online].Available:https://www.ipccnggip.iges.or.jp/p ublic/gp/bgp/2_1_CO2_Stationary_Combustion.pdf
[21]  T.  O.  Trifonov,  “Coordination  of  battery  energy  storage  and  power-to-gas  in distribution  systems,” Protection  and  Control  of  Modern  Power  Systems ,  vol.  2, no. 1, pp. 1–8, 2017, doi: 10.1186/s41601-017-0072-y.
[22]  Indonesian  and  Danish  partners,  “Technology  data  for  the  Indonesian  power sector:  catalogue  for  generation  and  storage  of  electricity.”  Ministry  of  Energy and  Mineral  Resources  of  Indonesia,  Danish  Energy  Agency,  Embassy  of Denmark,and EnergyAnalyse,2021.[Online].Available:https://ens.dk/sites/ens.dk/f iles/Globalcooperation/technology_data_for_the_indonesian_power_sector_- _final.pdf
[23]  W.  B.  World  Bank,  “The  Indonesia  carbon  capture  storage  capacity  building program:  ccs  for  coal-fired  power  plants  in  Indonesia.”  [Online].  Available: https://openknowledge.worldbank.org/server/api/core/bitstreams/e245e3ec-4887- 55e0-9419-b2a70127b915/content
[24]  D.  Katla,  M.  Jurczyk,  A.  Skorek-Osikowska,  and  W.  Uchman,  “Analysis  of  the integrated  system  of  electrolysis  and  methanation  units  for  the  production  of synthetic  natural  gas  (SNG),” Energy ,  vol.  237,  p.  121479,  2021,  doi: 10.1016/j.energy.2021.121479.
[25]  M.  Götz et  al. ,  “Renewable  Power-to-Gas:  A  technological  and  economic review,” Renewable Energy ,vol. 85, pp. 1371–1390, 2016, doi: 10.1016/j.renene.2015.07.066.
[26]  R.  F.  S.  Budi  and  S.  Suparman,  “Perhitungan  faktor  emisi  CO2  PLTU  batubara dan PLTN,” Jurnal Pengembangan Energi Nuklir , vol. 15, no. 1, pp. 1–8, 2013.
[27]  D.  Cebrucean,  V.  Cebrucean,  and  I.  Ionel,  “CO 2 capture  and  storage  from  fossil fuel  power  plants,” Energy  Procedia ,  vol.  63,  pp.  18–26,  2014,  doi: 10.1016/j.egypro.2014.11.003.
[28]  Y.  Asri  Mohd.  Esa  and  N.  Sapawe,  “A  short  review  on  carbon  dioxide  (CO 2 ) methanation process,” Materials Today: Proceedings , vol. 31, pp. 394–397, 2020, doi: 10.1016/j.matpr.2020.07.191.
[29]  L. Rahmayanti, D. M.  Rahmah, and L. Larashati, “Analisis pemanfaatan  sumber daya  energi  minyak  dan  gas  bumi  di  Indonesia,” Jurnal  Sains  Edukatika Indonesia , vol. 3, no. 2, pp. 9–16, 2021.
[30]  P.  Tharakan,  “Summary  of  Indonesia’s  energy  sector  assessment,” ADB  Papers on Indonesia , vol. 9, pp. 1–40, 2015.
[31]  K.  Ghaib  and  F.-Z.  Ben-Fares,  “Power-to-Methane:  A  state-of-the-art  review,” Renewable  and  Sustainable  Energy  Reviews ,  vol.  81,  pp.  433–446,  2018,  doi: 10.1016/j.rser.2017.08.004.
[32]  M. R. Othman, Martunus, R. Zakaria, and W. J. N. Fernando, “Strategic planning on carbon  capture from  coal  fired plants in  Malaysia and  Indonesia:  A review,” Energy Policy , vol. 37, no. 5, pp. 1718–1735, 2009, doi:
10.1016/j.enpol.2008.12.034.