Oleh: Natarianto Indrawan, PhD. | Praktisi dan Peneliti Energi Hidrogen dan Teknologi Gasifikasi di Departemen Energi, Amerika Serikat.
Perkembangan industri berbasis gas buatan atau lebih dikenal dengan synthetic gas atau syngas, saat ini memperoleh perhatian besar dari berbagai perumus kebijakan di seluruh dunia. Salah satu faktor utamanya adalah proses produksi syngas yang dikenal ramah lingkungan dan dipercaya dapat mereduksi emisi karbon global secara signifikan. Selain itu, syngas dapat diproduksi dari gas alam melalui proses steam methane reforming (SMR) dan berbagai bahan baku organik lainnya seperti batubara, biomassa, dan sampah melalui proses gasifikasi.
Teknologi gasifikasi telah dikenal secara luas khususnya sejak Perang Dunia II khususnya saat dimana produksi massal gasoline untuk kendaraan bermotor dari biomassa di lakukan di Jerman melalui ribuan unit gasifikasi [1]. Meskipun telah terbukti secara komersial dalam mengolah berbagai bahan baku organik, termasuk batubara, biomassa, dan limbah padat [2], teknologi gasifikasi masih terus mengalami penyempurnaan khususnya dalam peningkatan efisiensi dan penurunan biaya modal yang saat ini masih berada di atas teknologi fosil [3]. Gasifikasi menghasilkan syngas yang umumnya memiliki nilai kalori 5-20 MJ/Nm3. Meskipun nilai kalori syngas lebih rendah dari nilai kalori gas alam (37-40 MJ/Nm3), syngas dapat digunakan untuk memproduksi energi listrik dan berbagai produk kimia bernilai tinggi; bilamana kedua proses ini dijalankan secara bersamaan, maka prosesnya disebut poligenerasi.
Fundamental Teknologi Syngas
Produksi syngas dapat melalui berbagai reaksi kimia, yang secara umum digambarkan sebagai berikut:
CH_x O_y+aO_2+wH_2 O+3.76aN_2+Cl+S=n_1 H_2+n_2 CO+n_3 CO_2+n_4 H_2 O+n_5 CH_4+n_6 N_2+〖n¬_7 H_2 S+n_8 NO_2+n_9 NH_3+n_10 COS+n_11 CS_2+ n_12 HCl+n〗_13 C(char)+tar
*Catatan: a adalah jumlah oksigen per kmol carbon material, w adalah jumlah air per kmol carbon
material, n1, n2, n3, n4, n5, n6, n7, n8, n9, n10, n11, n12 and n13 adalah koefisien berbagai produk dan soot.
Berdasarkan persamaan reaksi umum di atas, terdapat setidaknya dua puluh empat reaksi yang memiliki pengaruh terhadap komposisi syngas yang dihasilkan. Dari semua reaksi tersebut terdapat empat reaksi yang memiliki efek dominan dalam menentukan komposisi syngas. Untuk menghasilkan berbagai produk akhir, karakter syngas sebagai produk intermediate dapat dimodifikasi melalui berbagai jenis media gasifikasi atau agen pengoksidasi termasuk udara, oksigen, steam, hidrogen, dan karbondioksida, termasuk plasma. Sebagai contoh, gasifikasi steam lebih sesuai untuk menghasilkan syngas dengan kandungan hidrogen yang tinggi, sedangkan gasifikasi udara umumnya efektif untuk menekan biaya operasi. Untuk produksi bahan bakar transportasi dan berbagai produk kimia, syngas harus memiliki rasio molar hidrogen dan karbon monoksida (H2/CO) sebesar 1.0-2.0.
Gambar 1 menampilkan ilustrasi berbagai produk yang dapat disintesis dari syngas [4], diantaranya hidrogen, methanol, dimetyl ether (DME), gasoline, diesel, ethanol, ethylene, propylene, dan asam asetat. Dengan variasi produk tersebut, penguasaan terhadap fundamental proses merupakan hal vital dalam industri syngas agar dapat meningkatkan fleksibilitas dan optimasi produksi karena keunikan proses yang dapat disesuaikan dengan kondisi pasar dan permintaan. Sebagai contoh, di saat harga methanol dunia sedang tinggi seperti pada 2007 (i.e., mencapai lebih dari $800/ton [5]), produksi plant dapat dimaksimalkan kepada kondisi syngas untuk memaksimalkan produksi methanol (i.e., rasio H2/CO >2.0), sebaliknya jika harga methanol sedang turun, syngas dapat digunakan untuk produksi energi listrik guna menunjang operasional pabrik dan stabilitas jaringan listrik di kawasan. Apabila keduanya memiliki nilai ekonomis yang tinggi, maka kedua produk tersebut (produk kimia dan energi listrik) dapat diproduksi secara bersamaan (poligenerasi).
Gambar 1. Struktur makro berbagai produk akhir berbasis syngas [4]
Keekonomian Industri berbasis Syngas
Biaya produksi syngas saat ini berada di kisaran $5-7/MMBtu [6, 7]. Dengan kisaran harga tersebut, syngas menjadi alternatif bahan bakar pengganti gas alam. Berbagai analisa keekonomian tentang teknologi syngas dapat disampaikan beberapa diantaranya sebagai berikut. Gangadharan dan rekan (2012) [8] melakukan kajian poligenerasi dengan batubara dan gas alam sebagai bahan baku proses. Dengan laju umpan batubara sebesar 80 ton/jam dan gas alam 50 ton/jam, sebuah plant poligenerasi dapat memproduksi DME sebesar 117,8 ton/jam dan listrik sebesar 136,8 MWh [8]. Apabila mengacu kepada harga DME sebesar $0,43/liter (~$641/ton), harga listrik sebesar $0,06/kWh dan harga bahan baku batubara dan gas alam masing-masing sebesar $2.28/MMBtu dan $3.81/MMBtu, estimasi total investasi untuk plant poligenerasi tersebut adalah sebesar $870 juta. Dengan kapasitas plant dan variabel input ekonomi tersebut di atas, plant poligenerasi menawarkan nilai bersih sekarang (NPV) sebesar $929,3 juta, dengan tingkat pengembalian internal (IRR) sebesar 23,9% dan waktu pengembalian modal sekitar 3,1 tahun. Adapun perhitungan harga DME diatas berdasarkan harga diesel $0.81/liter dengan rasio heating value DME dan diesel sebesar ~0.5. Pada umumnya, rasio ini bervariasi dari 0.5-0.7, bergantung proses dan kualitas syngas [9].
Studi lainnya dilakukan Narvaez dan rekan (2014) [10] terhadap keekonomian plant poligenerasi. Dalam studinya, plant poligenerasi ditargetkan untuk produksi methanol (MeOH) sebesar 22.8 ton/jam dan energi listrik sebesar 213 MW dari 824 ribu ton syngas. Dengan kapasitas plant sebesar 23 ton/jam, plant menawarkan biaya modal sebesar $9.9 juta. Apabila dibandingkan dengan studi sebelumnya dari Gangadharan dan rekan, studi terakhir meskipun dengan kapasitas plant hampir lima kali lebih kecil (23 vs 118 ton/jam), menawarkan biaya modal 88 kali lebih rendah ($9.9 juta vs $869.7 juta). Perbedaan mendasar kedua studi ini adalah studi Narvaez hanya memperhitungkan syngas sebagai bahan baku untuk produksi methanol, sementara studi sebelumnya mempertimbangkan proses konversi batubara dan gas alam sebagai bahan baku untuk produksi syngas sebelum konversi syngas menjadi DME. Sehngga pada prinsipnya kedua studi tersebut menunjukkan kinerja ekonomi yang tinggi untuk produksi kimia dan energi listrik berbasis syngas.
Perkembangan Global
Perkembangan industri berbasis syngas di dunia saat ini memiliki fokus pada peningkatan fleksibilitas bahan baku dan efisiensi proses. Untuk produksi syngas berbasis gas alam, dengan beragam produk akhir seperti MeOH dan DME umumnya menggunakan proses steam reforming. Beberapa diantaranya yang terkenal adalah plant Shell GTL di Bintulu, Sarawak, Malaysia yang mengkonversi 110 MMSCFD gas alam untuk menghasilkan 14,700 barel/hari n-paraffin melalui proses Fischer Tropsch (FT) dengan biaya modal sebesar $850 juta [11, 12]. Plant tersebut telah beroperasi sejak 1993 dan menghasilkan beragam produk seperti diesel, gasoline dan jet fuel yang diekspor di berbagai wilayah termasuk Asia, Eropa, Amerika, Afrika dan Australia.
Plant tersebut bernilai sangat strategis bagi kedua belah pihak baik Shell selaku provider teknologi dan Malaysia selaku operator plant. Know-How terhadap operasional plant selama lebih dari satu dekade telah memberikan lesson learned yang sangat berharga yang dibuktikan dengan pendirian plant berikutnya di Ras Laffan Industrial City, Qatar (lebih dikenal dengan Shell GTL Pearl) dengan kapasitas 140,000 barel/hari dengan bahan baku gas alam sebesar 1,600 MMSCFD dan total investasi sebesar $6 miliar (Gambar 2). Selain n-parafin, plant menghasilkan beragam produk diantaranya lubrikan (produk lubrikan pertama di dunia berbasis gas alam), gasoline, kerosene, waxes dan beragam solvent. Selain itu, teknologi gasifikasi Shell berbasis batubara yang telah banyak digunakan di beberapa negara pada Mei 2018 lalu telah diakuisisi oleh Air Product, sebuah perusahaan penyedia teknologi berbasis di Lehigh Valley, PA, Amerika Serikat.
Gambar 2. Plant Gas to Liquids (GTL) Shell Pearl, Qatar
Untuk produksi syngas berbasis gasifikasi biomassa, sebuah plant pembangkitan listrik yang dioperasikan oleh Vaskiluodon Voima di Vaasa, Finlandia, hingga saat ini diperhitungkan sebagai plant kapasitas terbesar untuk kategori gasifikasi biomass [13]. Plant ini prinsipnya memodifikasi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) dengan kapasitas produksi 230 MW (sebagai energi listrik) dan 175 MW (sebagai heating) yang sebelumnya menggunakan batubara sebanyak 320-600 ribu ton/tahun. Biomass dari produk hutan di sekitar lokasi plant digunakan sebagai bahan baku unit gasifier dengan total kapasitas thermal 140 MW.
Gasifier menggunakan teknologi circulating fluidized bed (CFB) yang disuplai oleh Valmet, sebuah provider teknologi swasta yang berpengalaman dalam operasional berbagai plant gasifikasi biomassa skala komersial di Finlandia. Melalui gasifikasi biomassa ini, power plant berhasil menurunkan emisi karbondioksida sebesar 230,000 ton/tahun. Emisi sulfur dioksida juga mengalami penurunan secara signifikan [13].
Untuk produksi syngas berbasis gasifikasi batubara, salah satu plant yang hingga saat ini diperhitungkan sebagai yang terbesar adalah plant Sasol di Secunda, Afrika Selatan. Sasol adalah sebuah perusahaan Afrika Selatan yang berpusat di Johannesburg dan telah menjadi produsen utama dunia untuk berbagai produk kimia dari batubara sejak 1950. Plant gasifikasi Sasol di Secunda menggunakan 80-unit Lurgi gasifier dengan tekanan operasi sekitar 30 bar dan batubara bituminous sebagai bahan baku utama serta gas alam sebagai cadangan bahan baku untuk memproduksi berbagai produk kimia termasuk gasoline dan ethylene sebanyak 160,000 barel/hari [14]. Keperluan bahan baku batubara per unit gasifier sekitar 50 ton/jam, sehingga untuk keseluruhan unit diperlukan pasokan batubara sebanyak 4,000 ton/jam atau sekitar 35 juta ton/tahun[15].
Untuk produksi syngas berbasis gasifikasi sampah kota, sebuah proyek joint venture antara Envia Energy dan Velocys berhasil dioperasikan untuk sebuah demo plant di Oklahoma City, Amerika Serikat. Sebanyak 200,000 ton/tahun sampah kota (municipal solid waste/MSW) dikonversi menjadi 28 MMSCFD syngas untuk kemudian diproduksi menjadi 1,000 barel/hari hidrokarbon jet fuel. Proses ini berhasil menurunkan emisi karbon dari pembuangan sampah landfill di lokasi sebesar 60% [16]. Hanya saja, plant ini sejak September 2018 tidak lagi beroperasi dikarenakan adanya kebocoran pada sistem pendingin, yang mengakibatkan plant tidak mampu mencapai produksi minimum sebagaimana ketentuan Renewable Fuel Standard (RFS) [17]. Selain itu, harga gas lokal yang rendah (<$2/MMBtu) menjadi faktor utama tidak diteruskannya operasional plant ini. Table 1 menampilkan dua puluh plant gasifikasi kapasitas terbesar dunia saat ini [18].
Tabel 1. Dua puluh plant gasifikai kapasitas terbesar global saat ini
| Gasification Plant | Country | Gasifier | Year | MWthOut | Fuel | Product | No. of gasifiers + spares | |
| 1 | Sasol Chemical Ind. (Pty.) | South Africa | Lurgi | 1977 | 14096 | Bit. Coal | FT liquids | 80+0 |
| 2 | Pearl GTL | Qatar | Shell | 2011 | 10936 | Natural Gas | FT Liquids | 18+0 |
| 3 | Datang Ningxia SNG | China | SEDIN | 2015 | 7125 | Lgnite | SNG | 45+3 |
| 4 | CHNG Xinjiang SNG | China | TPRI | 2014 | 6450 | Coal | SNG | 7+1 |
| 5 | Jamnagear Gasification | India | E-Gas | 2015 | 5000 | Petcoke | Electricity-syngas Chemicals | 6+2 |
| 6 | Yulin Methanol | China | GE | 2015 | 3383 | Coal | Methanol | 10+4 |
| 7 | Shenhua Ningxia II | China | SEDIN | 2014 | 2500 | Coal | Methanol-propylene | 14+2 |
| 8 | Shenhua Ningxia I | China | Siemens | 2011 | 1912 | Coal | Methanol-propylene | 5+0 |
| 9 | Great Plains Synfuels | United States | Lurgi | 1984 | 1900 | Lignite | SNGandC02 | 12+2 |
| 10 | Shenhua Baotou | China | GE | 2011 | 1750 | Coal | Methanol-olefins | 5+2 |
| 11 | Hexigten | China | SEDIN | 2012 | 1670 | Coal | SNG | 12+2 |
| 12 | Rongxin Inner Mongolia | China | ECUST | 2014 | 1400 | Coal | Methanol | 2+1 |
| 13 | SARLUX IGCC | Italy | GE | 2001 | 1271 | Visbreaker Residue | electricity, H2 and steam | 3+0 |
| 14 | ISAB Energy | Italy | GE | 1999 | 1203 | ROSE Asphalt | electricity, H2 and steam | 2+0 |
| 15 | Sanwei Neimenggu MeOH | China | GE | 2011 | 1167 | Coal | Methanol | 4+2 |
| 16 | Edwardsport IGCC | United States | GE | 2011 | 1150 | Coal | electricity | 2+0 |
| 17 | Tianjin Chemical | China | Shell | 2010 | 1124 | Coal | SynGas chemicals | 2+0 |
| 18 | Henan Jinkai | China | HT-Lurgi | 2012 | 1120 | Coal | Ammonia | 4+0 |
| 19 | Yunnan MeOH and DME | China | BGL | 2011 | 1120 | Coal | Methanol | 4+1 |
| 20 | Bintulu GTL Plant | Malaysia | Shell | 1993 | 1032 | Natural Gas | FT liquids | 6+0 |
Review Analisis Global*
Keunikan utama industri syngas adalah tidak hanya dapat mengolah berbagai bahan baku organik (i.e., batubara, gas alam, biomassa dan sampah), namun juga menghasilkan berbagai produk kimia bernilai ekonomis tinggi. Dengan nature keunikan ini akan memberikan kemudahan dan fleksibilitas bagi setiap operator plant dalam melakukan optimasi produksi yang disesuaikan dengan kondisi permintaan pasar yang selalu dinamis. Sebuah laporan singkat yang dikeluarkan oleh seorang analis energi dari Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) pada November 2020 lalu menjadi hal menarik untuk didiskusikan. Pada laporannya, hasil studi memberikan kesimpulan bahwa proyek DME yang saat ini sedang dikerjakan di salah satu wilayah di Sumatera di tanah air dinilai tidak layak secara ekonomis dan bilamana diteruskan akan mengakibatkan kerugian sebesar $377 juta setiap tahunnya.
Laporan ini juga telah dibahas dan dimuat kembali di beberapa media nasional di tanah air. Setidaknya ada tiga poin utama yang apabila dimasukkan di dalam metode yang digunakan akan membuat studi ini lebih akurat dan dapat menjadi referensi yang baik bagi stakeholders. Berikut beberapa poin yang dapat diuraikan secara singkat.
Pertama, dalam metode yang digunakan, studi ini hanya menggunakan satu parameter evaluasi saja yang menentukan kelayakan objek studi, yaitu harga LPG dunia. Banyak parameter input keekonomian lainnya yang menentukan kelayakan proyek gasifikasi ini, diantaranya yang paling utama adalah kapasitas dan desain plant terkait dengan teknologi yang digunakan.
Kedua, harga LPG yang digunakan hanya menggunakan acuan harga LPG dan Brent Crude Oil pada periode empat tahun terakhir. Ketiga, dan mungkin yang paling utama adalah studi ini hanya memperhitungkan hasil produksi pada satu kategori produk saja (yaitu DME), sementara banyak varian produk lainnya bernilai ekonomis tinggi tidak dimasukkan ke dalam perhitungan. Sementara plant besar sebagaimana yang ditampilkan pada Tabel 1, memiliki variasi produk yang beragam karena nature karakteristik syngas yang dapat disesuaikan dengan target produk akhir. Dikarenakan operator plant yang memiliki informasi detail informasi perihal komponen pendanaan proyek, maka studi semacam ini akan lebih akurat bilamana mengikutsertakan analisis sensitivitas dari setiap parameter utama sehingga kesimpulan dan rekomendasi yang dihasilkan lebih tepat dan dapat dijadikan sandaran. (*)
*Catatan: Deskripsi ini sebagian berdasarkan catatan Dr. Betty Simkins, anggota Market Risk Advisory Committee of the U.S. Commodity Futures Trading Commission (CFTC), pemerintah federal Amerika Serikat.
