Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji secara teknis dan ekonomi kegiatan penangkapan, transportasi, dan penyimpanan CO2 di Sumatera Selatan. Sumber CO2 ditangkap berasal dari hasil pembakaran bahan bakar dari PLTU, pabrik semen, dan kilang minyak, sedangkan pada pabrik amonia dan lapangan pengolahan gas bumi dari regenerasi pelarut dalam unit pemisahan CO2. Penangkapan CO2 akan dilakukan menggunakan pelarut MDEA/PZ, dehidrasi CO2 dengan TEG, dan transportasi CO2 dengan pipa disimulasikan dengan perangkat lunak Aspen HYSYS V11. Hasil simulasi penangkapan 98% CO2 menunjukkan bahwa beban reboiler untuk kilang minyak, pabrik semen, dan PLTU berturut-turut 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2 dan 7.047 kWh/ton CO2, sedangkan beban reboiler pada unit dehidrasi seluruh sektor adalah 4.100 kWh/ton H2O. Sumber CO2 kemudian dikelompokkan menjadi klaster 1 dari pabrik semen, PLTU, dan lapangan pengolahan gas bumi dan klaster 2 dari pabrik amonia dan kilang minyak, yang mana CO2 ditransportasikan pada fasa superkritis. Kebutuhan energi pompa booster pada klaster 1 dan 2 berturut-turut 220,17 kW dan 984,82 kW. Injeksi CO2 ke dalam depleted oil reservoir dilakukan dengan perangkat lunak IPM Prosper dan Reveal dengan memvariasikan tekanan, laju injeksi, dan jumlah sumur. Dari tiga skenario, injeksi melalui dua sumur pada tekanan maksimum 72,4 bar pada periode injeksi 1 dan laju 45 MMscf pada periode injeksi 2 berhasil menyimpan 50,12 MtCO2 yang telah ditangkap dan ditransportasikan ke dalam depleted oil reservoir. Keekonomian CCS dievaluasi menggunakan metode biaya levelized untuk biaya pokok dan arus kas untuk tarif SPC dengan model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Biaya pokok CCS yang diperoleh berturut-turut sebesar $100/tCO2 dan $31/tCO2 berturut-turut untuk model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Tarif SPC per tCO2 yang diperoleh dari model bisnis CCS operator untuk pabrik amonia, pabrik pengolahan gas, pabrik semen, PLTU, dan kilang minyak berturut-turut sebesar $2, $7, $17, $47, dan $77, sedangkan harga surat izin emisi per ton CO2 yang diperoleh dari model bisnis integrasi vertikal adalah $58.

---

This study aims to assess the technical and economic aspects of CO2 capture, transportation, and storage in South Sumatra. Sources of CO2 include steam power plant, cement plant, and oil refinery, while in the ammonia plant and natural gas processing field, CO2 will be captured from AGRU. CO2 capture will be carried out using MDEA/PZ, CO2 dehydration with TEG, and CO2 transport with pipeline are simulated with Aspen HYSYS V11 software. The simulation results of 98% CO2 show that the reboiler duty for oil refinery, cement plant, and steam power plant are 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2, and 7.047 kWh/ton CO2, respectively, while the reboiler duty at the dehydration unit for each sector is 4,100 kWh/ton H2O. CO2 sources are then grouped into cluster 1 from cement plant, steam power plant, and natural gas processing field and 2 from ammonia plant and oil refinery, where CO2 is transported in supercritical phase. The energy requirement for booster pumps in clusters 1 and 2 are 220.17 kW and 984.82 kW, respectively. CO2 injection into the depleted oil reservoir is carried out using IPM Prosper and Reveal software by varying the pressure, injection rate, and number of wells. From three scenarios, injection through two wells at a maximum pressure of 72.4 bar in the 1st injection period and a rate of 45 MMscf in the 2nd injection period succeeded in storing 50.12 MtCO2 which had been captured and transported into the depleted reservoir. CCS economics is evaluated using levelized cost for the base price and cash flow method for the SPC tariff under the CCS operator and vertical integration business model. Base price of CCS obtained is $100/tCO2 dan $31/tCO2 for CCS operator and vertical integration business model, respectively. The SPC tariff per tCO2 obtained from the CCS operator business model for ammonia plant, gas processing plant, cement plant, steam power plant, and oil refinery are $2, $7, $17, $47, and $77, respectively, while the emission permit price per tCO2 obtained from the vertical integration business model is $58.