Saat ini diperkirakan dunia akan me

Saat ini diperkirakan dunia akan mengalami 3 krisis besar, yakni krisis pangan, air, dan energi. Hal ini disebabkan karena semakin terbatasnya sumber daya alam yang tersedia sementara pertambahan jumlah penduduk dunia meningkat pesat dari waktu ke waktu. Hal ini praktis akan mempengaruhi ketahanan nasional dari tiap negara. Indonesia kini memiliki ketergantungan pada sumber energi fosil, berupa minyak bumi (42,99%), gas bumi (18,48%), dan batu bara (34,47%). Alternatif dalam pemanfaatan energi baru terbarukan hanya hadir dalam bentuk konversi (4,07%), belum dapat mengganti seutuhnya pemanfaatan energi di Indonesia. Menurut data dari Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), cadangan gas bumi sebesar 170 TSCF dan akan habis dalam kurun waktu 59 tahun, dengan estimasi tidak ada peningkatan atau penurunan produksi. Industri pupuk merupakan contoh industri yang hidupnya bergantung pada gas alam. Permasalahan utama yang dihadapi industri pupuk dewasa ini adalah kurangnya pasokan gas alam untuk proses produksi. Di PT Pupuk Sriwidjaja Tbk. misalnya, kebutuhan gas alam rata-rata untuk proses produksi amonia dan urea mencapai 225 MMSCFD. Namun, pasokan gas dari Pertamina selalu kurang dari jumlah tersebut. Karena selalu berulang, maka hal ini akan mengganggu kinerja PT Pusri sebagai salah satu garda depan mempertahankan pertahanan pangan nasional bersama petani. Oleh karena itu perlu dicari sumber daya lain yang mampu mengganti atau mensubstitusi gas alam. Salah satu jenis sumber daya alam yang potensial mengganti dan atau mensubtitusi pemakaian gas alam adalah Synthetic Gas (Syngas) yang dapat diperoleh dari proses gasifikasi batu bara yang sumber dayanya masih melimpah. Total sumber daya batu bara di Indonesia diperkirakan 105 miliar ton, dimana cadangan batu bara diperkirakan 21 miliar ton, dengan tingkat produksi berkisar 200-300 juta ton per tahun, maka umur tambang akan dapat mencapai 100 tahun. Produksi batu bara setiap tahunnya kian meningkat, menurut data dari Ditjen Minerba, produksi untuk tahun 2012 sebesar 385.899.100 ton, diekspor sebanyak 198.366.000 ton dan dijual untuk kebutuhan dalam negeri 56.295.000 ton. Adapun laju pertumbuhan produksi batu bara Indonesia rata-rata meningkat 10% setiap tahun, maka dapat diperkirakan produksi batu bara Indonesia pada tahun 2017 adalah sekitar 578.848.650 ton.
Pabrik akan didirikan pada tahun 2015 berlokasi di Tanjung Enim, Sumatera Selatan dan bahan baku yang digunakan adalah batu bara dari PT Bukit Asam (Persero) Tbk. Sebagai produsen penghasil batu bara terbesar di Indonesia dan di Sumatera Selatan diharapkan mampu menjadi produsen tunggal pemasok batu bara. PT Bukit Asam (Persero) Tbk. telah meningkatkan produksinya menjadi sebesar 15,08 juta ton pada tahun 2013, naik 8,01% dari tingkat produksi 13,96 juta ton di tahun sebelumnya. Dapat diperkirakan konsumsi gas alam PT Pusri tahun 2017 untuk produksi amonia sebesar 45,56 MMBTU/ton dan untuk produksi urea sebesar 35,97 MMBTU/ton. Dan pertumbuhan produksi PT Pusri tahun 2017 untuk amonia sebesar 263.395,66 ton dan urea sebesar 26.018,23 ton. Dengan demikian, konsumsi gas alam tahun 2017 untuk pertumbuhan produksi amonia adalah sebesar 12.000.754,78 MMBTU dan urea sebesar 935.764,74 MMBTU, sehingga total konsumsi adalah 12.936.519,51 MMBTU atau setara dengan 12.936,52 MMSCF. Jadi, dibutuhkan sekitar 78 ton batu bara per jam atau 617.760 ton batu bara per tahun untuk memproduksi syngas sebesar 13.000 MMSCF per tahun.
Proses awal gasifikasi dimulai dari penyiapan batu bara BA-55. Batu bara BA-55 dari open yard akan di-treatment dengan berbagai macam perlakuan agar sesuai dengan kondisi dalam reaktor gasifier. Mula-mula batu bara dari open yard coal (F-111) diangkut menggunakan belt conveyor (J-112) menuju hammer mill (C-110). Setelah itu, batu bara yang telah dihaluskan dimasukkan ke dalam rotary-tube dryer (V-120) untuk menguapkan sebagian air bawaan yang ada dalam batu bara. Batu bara yang kandungan airnya telah diuapkan kemudian diangkut oleh scrapper conveyor (J-121) untuk dimasukkan ke dalam bunker (F-211) dengan bantuan bucket elevator (J-122). Dari bunker, batu bara dimasukkan ke dalam lock hopper (F-212) untuk dinaikkan tekanannya dari tekanan atmosfer (1,01 bar) menjadi 30 bar menggunakan gas inert. Dari lock hopper, batu bara dikeluarkan melalui mekanisme air lock dan dimasukkan ke dalam gasifier menggunakan screw conveyor (J-213). Oksidan berupa O2 dari oxygen storage tank (F-214) dinaikkan tekanannya dari 1,01 bar menjadi 32 bar dengan cara dipompa menggunakan oxygen pump (L-215). Kemudian oksidan bertekanan ini dilewatkan pada oxygen vaporizer (E-216) untuk mengubah fasenya menjadi gas dan untuk menaikkan suhunya dari -185oC menjadi 160oC. Gas oksigen ini kemudian diinjeksikan melalui injector nozzle ke dalam gasifier (R-210). Gasifier yang digunakan berjenis fluidized-bed dengan tipikal proses High Temperature Winkler (HTW Gasifier). Gasifier ini bekerja pada kondisi temperatur 1.000oC dan tekanan 30 bar. Syngas yang keluar dari gasifier akan menuju cyclone (H-217) untuk memisahkan ash yang terbawa keluar, lalu menuju ke waste heat boiler 1 (E-311) untuk didinginkan. Kemudian syngas masuk ke COS hydrolysis reactor (R-310) dengan suhu operasi 303oC dan tekanan 29 bar untuk mengkonversi COS menjadi H2S dengan bantuan katalis chromia-alumina. Setelah semua sulfur terdapat dalam bentuk senyawa H2S, kemudian dilakukan proses pemisahan terhadap H2S. Unit pemisahan senyawa sulfur adalah tangki desulfurizer (D-320) yang bekerja pada suhu 310oC dan tekanan 28,5 bar dengan bantuan adsorben ZnO. Syngas dari desulfurizer yang bebas dari kandungan H2S kemudian diturunkan suhunya melalui waste heat boiler 2 (E-333) sehingga suhunya menjadi 50oC. Selanjutnya, syngas dialirkan menuju kolom absorber (D-330) yang beroperasi pada suhu 50oC dan tekanan 27 bar. Pelarut MDEA 40% berat dari MDEA storage tank (F-331) diumpankan ke kolom absorber dengan bantuan MDEA pump (L-332). Larutan MDEA akan mengabsorb gas CO2, dan kemudian keluar menuju stripper (D-340) untuk proses recovery kembali pelarut. Sedangkan produk syngas bersih yang keluar dari absorber dialirkan melalui gas pipeline. Untuk melakukan recovery pelarut, larutan MDEA kaya CO2 (rich-amine) yang keluar dari kolom absorber dinaikkan suhunya dengan cara melewatkannya di lean-rich amine heat exchanger (E-341). Stripper beroperasi pada suhu 125oC dan tekanan 2,03 bar. Untuk mengambil CO2 dari pelarut, digunakan steam bertekanan 2,03 bar dengan suhu 125oC. Steam akan men-strip CO2 dan keluar bersama-sama dari stripper menuju outlet stripper cooler (E-342) untuk didinginkan hingga suhu 45oC. Lean-amine yang keluar dari stripper dialirkan kembali ke lean-rich amine exchanger untuk diturunkan suhunya menjadi 70oC. Lean-amine ini kemudian diumpankan kembali ke absorber dengan bantuan MDEA recovery pump (L-334). Aliran CO2 dan steam yang berada dalam fase campuran akan dipisahkan dalam separator (H-343) untuk mendapatkan gas CO2 yang lebih murni. Gas CO2 yang lebih murni dialirkan menuju gas pipeline untuk proses sintesis urea.
Perhitungan analisa ekonomi didasarkan pada discounted cash flow. Modal untuk pendirian pabrik menggunakan rasio 40% modal sendiri dan 60% modal pinjaman. Berdasarkan analisa ekonomi, laju pengembalian modal (IRR) pabrik ini sebesar 35,1% pada tingkat suku bunga per tahun 11,5%, dan laju inflasi sebesar 6,23% per tahun. Sedangkan untuk waktu pengembalian modal (POT) adalah 2,6 tahun dan titik impas (BEP) sebesar 37,56% melalui cara linear. Umur dari pabrik selama 10 tahun dan masa konstruksi adalah 2 tahun. Untuk memproduksi syngas sebanyak 653.000 ton/tahun, diperlukan biaya total produksi per tahun (TPC) sebesar Rp1.559.152.187.543 dengan biaya investasi total (TCI) sebesar Rp 1.386.864.013.836 dan total penjualan sebesar Rp2.205.712.135.048. Dengan melihat aspek penilaian analisa ekonomi dan teknisnya, maka pabrik syngas dari batubara ini layak untuk didirikan

Hasil (Inggris) 1:

Currently it is estimated the world will experience 3 major crises, namely the food crisis, water, and energy. This is because the more limited the available natural resources while increasing the population of the world increased rapidly from time to time. This practical will affect the resilience of each country. Indonesia now has a dependency on fossil energy sources, such as petroleum (42.99%), natural gas (18.48%) and coal (34,47%). Alternatives in the utilization of renewable energy is only present in the form of conversion (4.07%), yet can replace completely the utilization of energy in Indonesia. According to data from the Ministry of energy and Mineral resources (DEMR), natural gas reserves amounting to 170 and the TSCF will run out in the past 59 years, with estimated no increase or decrease in production. The fertilizer industry is an example of an industry whose lives depend on natural gas. The main problems of the fertilizer industry, nowadays is the lack of supply of natural gas for the production process. In PT Pupuk Sriwidjaja Tbk. for example, the needs of the average natural gas for the production of ammonia and urea to reach 225 MILLION. However, the supply of gas from Pertamina is always less than that amount. Because it is always repeated, then this will interfere with the performance of PT Pusri as one guard front maintain national food defense along with farmers. Therefore need to look for another resource that is able to replace or mensubstitusi natural gas. One type of natural resources potential change and or mensubtitusi of usage of natural gas is a Synthetic Gas (Syngas) that can be retrieved from a coal gasification process that its resources are still abundant. Total resources of coal in Indonesia is estimated at 105 billion tons of coal reserves, of which an estimated 9 billion tons, with production levels ranged from 200-300 million tonnes per year, then the age of the mine will be able to reach 100 years of age. Coal production is increasing every year, according to data from Ditjen Minerba, production for the year 2012 amounted to 385,899,100 tons, is exported as much as 198,366,000 tons and sold to domestic needs 56,295,000 tons. As for the pace of growth of coal production of Indonesia's average increases to 10% per year, it can be estimated coal production in Indonesia in 2017 is around 578,848,650 tonnes.Pabrik akan didirikan pada tahun 2015 berlokasi di Tanjung Enim, Sumatera Selatan dan bahan baku yang digunakan adalah batu bara dari PT Bukit Asam (Persero) Tbk. Sebagai produsen penghasil batu bara terbesar di Indonesia dan di Sumatera Selatan diharapkan mampu menjadi produsen tunggal pemasok batu bara. PT Bukit Asam (Persero) Tbk. telah meningkatkan produksinya menjadi sebesar 15,08 juta ton pada tahun 2013, naik 8,01% dari tingkat produksi 13,96 juta ton di tahun sebelumnya. Dapat diperkirakan konsumsi gas alam PT Pusri tahun 2017 untuk produksi amonia sebesar 45,56 MMBTU/ton dan untuk produksi urea sebesar 35,97 MMBTU/ton. Dan pertumbuhan produksi PT Pusri tahun 2017 untuk amonia sebesar 263.395,66 ton dan urea sebesar 26.018,23 ton. Dengan demikian, konsumsi gas alam tahun 2017 untuk pertumbuhan produksi amonia adalah sebesar 12.000.754,78 MMBTU dan urea sebesar 935.764,74 MMBTU, sehingga total konsumsi adalah 12.936.519,51 MMBTU atau setara dengan 12.936,52 MMSCF. Jadi, dibutuhkan sekitar 78 ton batu bara per jam atau 617.760 ton batu bara per tahun untuk memproduksi syngas sebesar 13.000 MMSCF per tahun.Proses awal gasifikasi dimulai dari penyiapan batu bara BA-55. Batu bara BA-55 dari open yard akan di-treatment dengan berbagai macam perlakuan agar sesuai dengan kondisi dalam reaktor gasifier. Mula-mula batu bara dari open yard coal (F-111) diangkut menggunakan belt conveyor (J-112) menuju hammer mill (C-110). Setelah itu, batu bara yang telah dihaluskan dimasukkan ke dalam rotary-tube dryer (V-120) untuk menguapkan sebagian air bawaan yang ada dalam batu bara. Batu bara yang kandungan airnya telah diuapkan kemudian diangkut oleh scrapper conveyor (J-121) untuk dimasukkan ke dalam bunker (F-211) dengan bantuan bucket elevator (J-122). Dari bunker, batu bara dimasukkan ke dalam lock hopper (F-212) untuk dinaikkan tekanannya dari tekanan atmosfer (1,01 bar) menjadi 30 bar menggunakan gas inert. Dari lock hopper, batu bara dikeluarkan melalui mekanisme air lock dan dimasukkan ke dalam gasifier menggunakan screw conveyor (J-213). Oksidan berupa O2 dari oxygen storage tank (F-214) dinaikkan tekanannya dari 1,01 bar menjadi 32 bar dengan cara dipompa menggunakan oxygen pump (L-215). Kemudian oksidan bertekanan ini dilewatkan pada oxygen vaporizer (E-216) untuk mengubah fasenya menjadi gas dan untuk menaikkan suhunya dari -185oC menjadi 160oC. Gas oksigen ini kemudian diinjeksikan melalui injector nozzle ke dalam gasifier (R-210). Gasifier yang digunakan berjenis fluidized-bed dengan tipikal proses High Temperature Winkler (HTW Gasifier). Gasifier ini bekerja pada kondisi temperatur 1.000oC dan tekanan 30 bar. Syngas yang keluar dari gasifier akan menuju cyclone (H-217) untuk memisahkan ash yang terbawa keluar, lalu menuju ke waste heat boiler 1 (E-311) untuk didinginkan. Kemudian syngas masuk ke COS hydrolysis reactor (R-310) dengan suhu operasi 303oC dan tekanan 29 bar untuk mengkonversi COS menjadi H2S dengan bantuan katalis chromia-alumina. Setelah semua sulfur terdapat dalam bentuk senyawa H2S, kemudian dilakukan proses pemisahan terhadap H2S. Unit pemisahan senyawa sulfur adalah tangki desulfurizer (D-320) yang bekerja pada suhu 310oC dan tekanan 28,5 bar dengan bantuan adsorben ZnO. Syngas dari desulfurizer yang bebas dari kandungan H2S kemudian diturunkan suhunya melalui waste heat boiler 2 (E-333) sehingga suhunya menjadi 50oC. Selanjutnya, syngas dialirkan menuju kolom absorber (D-330) yang beroperasi pada suhu 50oC dan tekanan 27 bar. Pelarut MDEA 40% berat dari MDEA storage tank (F-331) diumpankan ke kolom absorber dengan bantuan MDEA pump (L-332). Larutan MDEA akan mengabsorb gas CO2, dan kemudian keluar menuju stripper (D-340) untuk proses recovery kembali pelarut. Sedangkan produk syngas bersih yang keluar dari absorber dialirkan melalui gas pipeline. Untuk melakukan recovery pelarut, larutan MDEA kaya CO2 (rich-amine) yang keluar dari kolom absorber dinaikkan suhunya dengan cara melewatkannya di lean-rich amine heat exchanger (E-341). Stripper beroperasi pada suhu 125oC dan tekanan 2,03 bar. Untuk mengambil CO2 dari pelarut, digunakan steam bertekanan 2,03 bar dengan suhu 125oC. Steam akan men-strip CO2 dan keluar bersama-sama dari stripper menuju outlet stripper cooler (E-342) untuk didinginkan hingga suhu 45oC. Lean-amine yang keluar dari stripper dialirkan kembali ke lean-rich amine exchanger untuk diturunkan suhunya menjadi 70oC. Lean-amine ini kemudian diumpankan kembali ke absorber dengan bantuan MDEA recovery pump (L-334). Aliran CO2 dan steam yang berada dalam fase campuran akan dipisahkan dalam separator (H-343) untuk mendapatkan gas CO2 yang lebih murni. Gas CO2 yang lebih murni dialirkan menuju gas pipeline untuk proses sintesis urea.Perhitungan analisa ekonomi didasarkan pada discounted cash flow. Modal untuk pendirian pabrik menggunakan rasio 40% modal sendiri dan 60% modal pinjaman. Berdasarkan analisa ekonomi, laju pengembalian modal (IRR) pabrik ini sebesar 35,1% pada tingkat suku bunga per tahun 11,5%, dan laju inflasi sebesar 6,23% per tahun. Sedangkan untuk waktu pengembalian modal (POT) adalah 2,6 tahun dan titik impas (BEP) sebesar 37,56% melalui cara linear. Umur dari pabrik selama 10 tahun dan masa konstruksi adalah 2 tahun. Untuk memproduksi syngas sebanyak 653.000 ton/tahun, diperlukan biaya total produksi per tahun (TPC) sebesar Rp1.559.152.187.543 dengan biaya investasi total (TCI) sebesar Rp 1.386.864.013.836 dan total penjualan sebesar Rp2.205.712.135.048. Dengan melihat aspek penilaian analisa ekonomi dan teknisnya, maka pabrik syngas dari batubara ini layak untuk didirikan

Hasil (Inggris) 2:

Currently estimated the world will experience 3 major crisis, the food crisis, water, and energy. This is due to the limited resources available while world population growth increased rapidly over time. It is practically affect the national security of each country. Indonesia now has a dependency on fossil energy sources, such as petroleum (42.99%), natural gas (18.48%), and coal (34.47%). Alternatives in the utilization of renewable energy is only present in the form of conversion (4.07%), have not been able to fully replace the use of energy in Indonesia. According to data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), natural gas reserves of 170 TSCF and will be exhausted within 59 years, with an estimated no increase or decrease in production. The fertilizer industry are examples of industries that depend on natural gas. The main problem facing the fertilizer industry today is the lack of supply of natural gas for the production process. Fertilizer Sriwidjaja Tbk PT. for example, the needs of the average natural gas for ammonia and urea production process reach 225 MMSCFD. However, the gas supply from Pertamina is always less than that amount. Because of recurring, then this will affect the performance of PT Pusri as one of the vanguard of maintaining national food defense with farmers. It is therefore necessary to find other resources that can replace or substitute natural gas. One type of natural resources and the potential to replace or substitute natural gas consumption is synthetic gas (syngas), which can be obtained from the gasification of coal resources are still abundant. Total coal resources in Indonesia is estimated 105 billion tons, of which an estimated coal reserves of 21 billion tonnes, with production levels ranging from 200-300 million tons per year, the mine life will be able to reach 100 years. Coal production is increasing every year, according to data from the Directorate General of Mineral, production for the year 2012 amounted to 385 899 100 tonnes, total 198 366 000 tons exported and sold for domestic needs 56.295 million tons. The rate of growth of Indonesian coal production increased by an average of 10% every year, it can be estimated coal production in Indonesia in 2017 was around 578 848 650 tons.
The plant will be established in 2015 located in Tanjung Enim, South Sumatra and raw materials used is coal from PT Bukit Asam (Persero) Tbk. As the largest producer of coal producer in Indonesia and in South Sumatra is expected to be the sole producer of coal supplier. PT Bukit Asam (Persero) Tbk. has increased production amounted to 15.08 million tons in 2013, up 8.01% from the level of production of 13.96 million tons in the previous year. Can be estimated natural gas consumption PT Pusri 2017 for the production of ammonia by 45.56 MMBTU / ton and for the production of urea by 35.97 MMBTU / ton. And production growth PT Pusri 2017 amounted to 263,395.66 tons of ammonia and urea at 26018.23 tons. Thus, in 2017 the consumption of natural gas for ammonia production growth amounted to 12,000,754.78 MMBTU and urea amounted to 935,764.74 MMBTU, so total consumption is equivalent to 12,936,519.51 MMBTU or MMSCF 12936.52. So, it takes about 78 tons of coal per hour or 617 760 tons of coal per year to produce syngas for MMSCF 13,000 per year.
The initial process starts from the gasification of coal preparation BA-55. Coal BA-55 from the open yard would be treatment with a variety of treatments to suit the conditions in the gasifier reactor. At first coal from open coal yard (F-111) is transported using a conveyor belt (J-112) towards the hammer mill (C-110). After that, the coal that has been mashed inserted into the rotary-tube dryer (V-120) to evaporate some of the water that is innate in coal. Coal water content has evaporated and then transported by conveyor scrapper (J-121) to be entered into the bunker (F-211) with the help of bucket elevators (J-122). From the bunker, coal inserted into the lock hopper (F-212) to increased pressure from atmospheric pressure (1.01 bar) to 30 bar using an inert gas. From the lock hoppers, coal is removed through the water lock mechanism and incorporated into the gasifier using a screw conveyor (J-213). Oxidants such as O2 of oxygen storage tank (F-214) increased pressure of 1.01 bar to 32 bar by pumping using oxygen pump (L-215). Then pressurized oxidant is passed on oxygen vaporizer (E-216) to turn into a gas phase and to raise the temperature of -185oC be 160oC. Oxygen gas is then injected through the injector nozzle into the gasifier (R-210). Gasifier used manifold fluidized-bed with a typical process of High Temperature Winkler (HTW gasifier). This gasifier working conditions 1.000oC temperature and pressure of 30 bar. Syngas out of the gasifier will be heading cyclone (H-217) to separate the ash is carried out, then headed to the waste heat boiler 1 (E-311) to be cooled. Then the syngas into the COS hydrolysis reactor (R-310) with operating temperature of 303oC and a pressure of 29 bar for converting COS into H2S with the help of chromia-alumina catalyst. After all sulfur compounds contained in the form of H2S, and then carried out a process of separation of the H2S. Separation unit is a tank desulfurizer sulfur compound (D-320) who works at a temperature of 310oC and a pressure of 28.5 bar with the help of ZnO adsorbent. Syngas from desulfurizer free of H2S content then lowered the temperature through a waste heat boiler 2 (E-333) so that the temperature becomes 50oC. Furthermore, syngas supplied to the absorber column (D-330) which operates at a temperature of 50 ° C and a pressure of 27 bar. MDEA solvent 40% by weight of MDEA storage tank (F-331) is fed to the absorber column with the aid of MDEA pump (L-332). MDEA solution will mengabsorb CO2 gas, and then out to the stripper (D-340) for returning the solvent recovery process. While the clean syngas product that comes out of the absorber is passed through the gas pipeline. For recovery of solvents, MDEA solution rich in CO2 (rich-amine) were out of the absorber column temperature is raised by passing in the lean-rich amine heat exchanger (E-341). Stripper operates at a temperature of 125oC and a pressure of 2.03 bar. To take CO2 from the solvent, used steam pressure of 2.03 bar with a temperature of 125oC. Steam would be to strip CO2 and exit together from the stripper to the stripper cooler outlet (E-342) to be cooled to a temperature of 45oC. Lean-amine that is out of the stripper channeled back to the lean-rich amine exchangers lowered the temperature to be 70 ° C. Lean-amine is then fed back to the absorber with the help of MDEA recovery pump (L-334). CO2 and steam flow are in a phase of the mixture to be separated in the separator (H-343) to obtain a more pure CO2 gas. Pure CO2 gas supplied to the gas pipeline for the synthesis of urea.
Calculation of economic analysis is based on discounted cash flow. Capital for the establishment of the factory using a ratio of 40% equity and 60% borrowed capital. Based on economic analysis, the rate of capital return (IRR) of this plant amounted to 35.1% in the interest rate of 11.5% per year, and the inflation rate of 6.23% per year. As for the payback time (POT) is 2.6 years and the break-even point (BEP) amounted to 37.56% through a linear way. Age of the plant for 10 years and the construction period is 2 years. To produce syngas as much as 653,000 tons / year, required the total cost of production per year (TPC) of Rp1.559.152.187.543 with total investment costs (TCI) of Rp 1,386,864,013,836 and total sales of Rp2.205.712.135.048. By looking at the aspects of economic analysis and technical assessment, the syngas from coal plants is feasible to set