Transformasi Besar Petrokimia
③ Alternatif Pasti untuk Dekarbonisasi, Sejauh Mana 'Elektrifikasi NCC' Berkembang?

[비즈한국] Seiring dengan persetujuan proyek 'Daesan No. 1', restrukturisasi industri petrokimia domestik secara resmi dimulai. Pemerintah dan pelaku industri berencana untuk mengatasi masalah kelebihan pasokan serta memperbaiki struktur industri agar lebih bernilai tambah dan ramah lingkungan. Namun, muncul kritik bahwa langkah nyata untuk transisi industri menuju netralitas karbon masih belum memadai. Mari kita bedah apa yang diperlukan agar restrukturisasi ini tidak hanya berhenti pada pengurangan volume produksi, melainkan mengarah pada 'transformasi' yang sesungguhnya.

Industri petrokimia telah memainkan peran krusial dalam ekonomi nasional, namun sekaligus menjadi salah satu penyumbang emisi gas rumah kaca terbesar di sektor manufaktur domestik. Berdasarkan data statistik tahun 2022, sektor industri menyumbang sekitar 38% dari total emisi gas rumah kaca nasional, di mana emisi dari sektor petrokimia digabungkan dengan sektor penyulingan mencapai sekitar 10% dari total emisi nasional. Secara khusus, proses pemecahan naphta (Naphtha Cracking Center, NCC) yang memproduksi bahan dasar seperti etilen dan propilen dari naphta, menyumbang porsi terbesar dari total emisi proses petrokimia, sehingga muncul sebagai target utama dalam penentuan keberhasilan netralitas karbon.

Proses NCC melibatkan tahap pirolisis, di mana naphta yang diperoleh dari proses penyulingan minyak mentah dipanaskan hingga suhu super tinggi di atas 800°C untuk memutuskan ikatan kimia. Dalam proses ini, sejumlah besar bahan bakar fosil harus dibakar untuk menjaga suhu tinggi, yang berujung pada emisi gas rumah kaca skala besar. Saat ini, proses NCC menyumbang sekitar 70% dari total emisi karbon industri petrokimia.

Tanpa melakukan transisi bahan bakar untuk proses NCC, pencapaian netralitas karbon tahun 2050 di industri petrokimia praktis tidak mungkin dilakukan. Saat ini, sebagian besar fasilitas NCC menggunakan metana dan LNG sebagai bahan bakar utama untuk menjalankan tungku pemanas. Oleh karena itu, transisi teknologi untuk menggantinya dengan listrik berbasis energi terbarukan atau bahan bakar bebas karbon menjadi sangat penting. Jika gagal melakukan transisi proses ini, kompleks petrokimia utama seperti Yeosu, Daesan, dan Ulsan berisiko besar menjadi 'aset terdampar' (stranded assets) yang terhambat oleh regulasi karbon, sehingga menyebabkan kerugian ekonomi yang masif.

Metode Elektrifikasi Lebih Efisien Dibanding Hidrogen Hijau

Jalur teknologi utama untuk dekarbonisasi fasilitas NCC terbagi menjadi dua arah besar. Satu adalah metode 'hidrogenasi', yaitu mengganti bahan bakar tungku pemanas dari bahan bakar fosil konvensional menjadi hidrogen hijau, dan yang lainnya adalah metode 'elektrifikasi', yakni mengubah sistem tungku pemanas itu sendiri menjadi berbasis pemanas listrik.

Metode elektrifikasi mengubah listrik yang dihasilkan dari energi terbarukan langsung menjadi energi panas melalui elemen pemanas atau plasma di dalam tungku untuk memecah naphta. Di sisi lain, metode hidrogenasi melewati proses multi-tahap, yaitu memecah air menggunakan energi terbarukan untuk menghasilkan hidrogen (elektrolisis), lalu membakar kembali hidrogen tersebut untuk mendapatkan panas. Karena hilangnya energi selama proses konversi ini, metode elektrifikasi dianalisis memiliki efisiensi energi sekitar 2,3 kali lebih tinggi daripada metode hidrogenasi.

Hasil analisis ekonomi juga semakin memperkuat metode elektrifikasi. Jika proses NCC dikonversi ke hidrogenasi menggunakan hidrogen hijau produksi domestik, akumulasi biaya hingga tahun 2050 diperkirakan mencapai sekitar 148,8 miliar dolar AS (sekitar 219 triliun won), sedangkan jika memilih metode elektrifikasi, biayanya hanya sekitar 75,6 miliar dolar AS (sekitar 112 triliun won), atau hanya setengahnya.

Alasan perbedaan biaya yang besar adalah karena tingginya biaya produksi dan transportasi hidrogen hijau. Pada tingkat teknologi saat ini, hidrogen hijau merupakan sumber energi yang lebih mahal dibandingkan listrik, dan pembangunan infrastruktur untuk penyimpanan serta pengiriman dalam jumlah besar membutuhkan biaya yang sangat fantastis. Oleh karena itu, elektrifikasi langsung dinilai sebagai alternatif yang paling realistis dan ekonomis di antara teknologi dekarbonisasi yang tersedia saat ini.

Perusahaan-perusahaan terkemuka di luar negeri telah mengonfirmasi potensi teknologi elektrifikasi NCC dan mulai melangkah maju dengan mengoperasikan fasilitas demonstrasi skala komersial. BASF dari Jerman, bekerja sama dengan SABIC dari Arab Saudi dan mitra teknik Linde, telah membangun fasilitas demonstrasi pemecahan naphta berbasis pemanas listrik skala besar yang pertama di dunia.

Fasilitas yang terletak di Ludwigshafen, Jerman ini mulai beroperasi penuh sejak April 2024 dan telah menyelesaikan verifikasi teknis dalam menjaga stabilitas proses suhu super tinggi di atas 850°C dengan memanfaatkan energi terbarukan. Kompleks demonstrasi ini mengonsumsi energi listrik terbarukan sebesar 6MW per jam untuk memproses sekitar 4 ton hidrokarbon.

Langkah cepat perusahaan-perusahaan global terkemuka memberikan tekanan besar bagi industri petrokimia Korea. Di Korea, perusahaan seperti LG Chem051910 sedang mendorong pengembangan teknologi dengan target demonstrasi komersialisasi pada tahun 2030, namun saat ini masih berada pada tahap pilot skala kecil, sehingga masih terdapat kesenjangan teknologi dengan dunia global.

Kendala Realisasi Elektrifikasi NCC: 'Metana dan Biaya'

Terlepas dari efek pengurangan karbon yang inovatif, penerapan elektrifikasi NCC di lapangan menghadapi banyak rintangan struktural dan ekonomi yang harus dipecahkan. Hal ini karena masalahnya bukan sekadar mengganti fasilitas, melainkan mendesain ulang energi dan bahan baku di seluruh proses petrokimia yang kompleks.

Salah satu hambatan teknis terbesar adalah penanganan metana sebagai produk sampingan proses. Proses NCC konvensional telah membangun sistem konsumsi mandiri yang sempurna, di mana metana yang dihasilkan selama proses pemecahan naphta digunakan kembali secara langsung sebagai bahan bakar untuk tungku pemanas di dalam proses tersebut tanpa perlu dijual ke pihak luar. Ini merupakan mekanisme kunci untuk menghemat biaya bahan bakar dan memproses produk sampingan secara efisien.

Namun, jika proses tersebut dielektrifikasi, metana ini tidak lagi digunakan sebagai bahan bakar dan akan tersisa sebagai produk sampingan dalam jumlah besar. Jika hanya dibakar untuk membuangnya atau dilepaskan ke atmosfer, hal itu tidak hanya merugikan secara ekonomi tetapi juga memudarkan makna pengurangan karbon. Oleh karena itu, perusahaan petrokimia berencana membangun proses tambahan untuk mengubah metana menjadi bahan kimia bernilai tinggi atau mengubahnya menjadi hidrogen. Proyek 'konversi metana produk sampingan menjadi hidrogen' yang digagas LG Chem bertujuan untuk mengatasi masalah ini, dengan menargetkan sistem hidrogen biru yang mengubah metana menjadi hidrogen melalui reaksi dengan uap suhu tinggi, lalu memanfaatkannya kembali.

Variabel lainnya adalah 'biaya energi'. Industri petrokimia melihat tarif listrik sebagai biaya struktural yang sulit dikendalikan. Kenaikan tajam tarif listrik industri belakangan ini menjadi faktor utama yang mematahkan semangat transisi menuju netralitas karbon. Dari tahun 2022 hingga tahun ini, tarif listrik industri telah naik lebih dari 80,0 won/kWh, dan bagi perusahaan besar, proporsi biaya listrik terhadap total penjualan melonjak hingga sekitar 74,7%, yang memperparah beban biaya produksi. Karena proses petrokimia adalah proses kontinu 24 jam yang tidak bisa dihentikan, kenaikan tarif listrik berdampak langsung pada kenaikan biaya produksi. Jika ada kekhawatiran bahwa listrik akan menjadi lebih mahal dibandingkan bahan bakar fosil seperti LNG atau metana, maka insentif ekonomi bagi perusahaan untuk berinvestasi besar-besaran dalam transisi ke elektrifikasi akan hilang.

Jang Yong-hee, Kepala Tim Promosi Rendah Karbon LG Chem, mengatakan, “Konversi metana itu penting, dan karena proses mengubah metana menjadi hidrogen juga memerlukan energi, kita juga harus memikirkan tarif listrik di sini,” ujarnya.

Agar NCC listrik dapat terpasang dengan baik, pasokan energi terbarukan dan tarif listrik harus stabil. Proses elektrifikasi NCC mengonsumsi daya listrik yang sangat besar, yakni sekitar 5,0 MWh untuk memproduksi 1 ton etilen, sehingga pasokan energi terbarukan skala besar dan pembangunan infrastruktur listrik untuk mendukungnya menjadi hal yang mutlak. Secara khusus, lingkungan yang memungkinkan pengadaan listrik langsung dengan mengamankan rantai pasokan yang dekat secara fisik dengan sumber pembangkit energi terbarukan harus diciptakan.

Terkait tarif listrik, penggunaan aktif sistem 'Zona Khusus Energi Terdistribusi' yang mencakup kawasan petrokimia utama seperti Jeonnam, Ulsan, dan Daesan dapat digunakan untuk menurunkan biaya tambahan pengadaan listrik. Jika perusahaan dapat mengadakan kontrak transaksi listrik langsung dengan penyedia energi terdistribusi di dalam kawasan khusus tersebut, diharapkan akan ada efek penurunan biaya melalui pemotongan biaya penggunaan jaringan akibat pasokan jarak dekat serta pengecualian biaya lingkungan iklim.

Elektrifikasi NCC memerlukan biaya investasi awal yang masif, dan karena NCC konvensional adalah fasilitas yang efisien dalam memanfaatkan produk sampingan metana, biaya transisinya pun besar. Itulah sebabnya muncul suara-suara yang mendesak adanya dukungan demonstrasi elektrifikasi NCC melalui dana respons iklim pemerintah.

Park Jin-soo, CEO PlanIt, menegaskan, “Awal dari industri petrokimia adalah kebijakan keuangan di mana negara mengucurkan dana dengan rasio ekuitas sendiri yang rendah. Dari sudut pandang ini, transisi dekarbonisasi petrokimia juga dapat dilihat sebagai tanggung jawab perusahaan kepada masyarakat.”