AMMONIA HIJAU (AH) SEBAGAI BAHAN BAKAR TERBARUKAN

Ammonia (NH3) adalah sejenis gas takberwarna dengan bau menyengat. Selama ini, ia digunakan sebagai bahan dasar pupuk kimia yang diproses menjadi aneka pupuk nitrogen dan pupuk yang mengandung nitrogen. Selain itu, ia digunakan sebagai bahan dasar industri kimia anorganik dan kimia organik, misalnya di bidang farmasi, kilang minyak, soda abu (Na2CO3), fiber sintetik, plastik sintetik, garam anorganik mengandung nitrogen, refrigeran/pendingin, dll.

Di laih fihak, BB (Bahan Bakar) fosil masih dimanfaatkan sebagai pembangkit energi hingga kini yang menghasilkan emisi rumah kaca (gas CO2). Oleh karena itu, BB fosil itu secara bertahap harus dikurangi, karena target emisi net-zero pada tahun 2060 sudah dikumandangkan. Hal itu berarti bahwa pemakaian BB pada pembangkit listrik harus sudah dimulai dengan bahan yang tidak mengandung unsur karbon, agar mampu menekan emisi gas rumah kaca itu. Salah satu contoh BB tersebut adalah gas ammonia. 

Guna mengurangi emisi rumah kaca, ammonia sebagai BB energi terbarukan harus dibuat bukan berasal dari metan, agar tidak menghasilkan produk samping gas CO2. Ia harus berasal dari matahari, udara, dan air, yaitu reaksi hidrogen yang diproduksi dari proses elektrolisis air dan nitrogen yang telah dipisahkan dari udara. Sementara, listrik yang diperlukan dalam proses elektrolisis air berasal dari ET (energi terbarukan, seperti PLTA, PLTS, PLTB, PLTP, PLTMagnit) yang menghasilkan ion hidrogen (H+) dan ion oksigen. Ion oksigen terkumpul di anoda dan ion hidrogen bermigrasi menuju katoda yang direaksikan dengan gas nitrogen (N2) yang sudah diubah menjadi ion nitrogen sedemikian rupa, sehingga bereaksi dengan ion hidrogen membentuk ammonia (NH3). Reaksi tersebut efisien tapi lambat/rendah yang terjadi pada suhu dan tekanan rendah.

Gas Hidrogen

Produksi ammonia tersebut tergantung kepada bagaimana cara memproduksi gas hidrogen (Lihat Gambar 1). Bila gas hidrogen diproduksi melalui suatu proses dengan cara gas CO2 

1. Dibuang begitu saja ke lingkungan, maka ia disebut Gray Hydrogen
2. Ditangkap dan disimpan dalam sumur migas, maka ia disebut Blue Hydrogen.
3. Tidak diproduksi (via elektrolisis air menggunakan ET), maka ia disebut Green Hydrogen.

Gambar 1. Cara memproduksi Gas Hidrogen.

Ammonia Generasi 1

Cara pembuatan gas ammonia hingga kini (Gen 1) masih menggunakan bahan baku mengandung unsur karbon yang tentu saja menghasilkan produk samping gas CO2 meski ia sebagian dimanfaatkan untuk memproduksi zat lain (Na2CO3, dll), tetapi sisanya dibuang begitu saja ke lingkungan. Ammonia yang dibuat dengan cara ini disebut Gray Ammonia (AA, Ammonia Abu-abu). Bahan bakunya berasal dari gas alam, yang diproses via steam methane reforming, lalu gas H2 yang dihasilkan direaksikan dengan gas N2 (dari udara) menggunakan teknologi H-B (Haber-Bosch, P >200 bar, T > 400 oC) untuk mendapatkan AA. Selanjutnya, bila umpan bahan baku masih berasal dari gas alam yang prosesnya dilengkapi dengan sistem tangkap dan simpan gas CO2 secara permanen, maka ammonia yang diproduksi disebut Blue Ammonia (AB, Ammonia Biru). Pabrik modern H-B menghasilkan AB pada biaya energi setidaknya 8 MWh/ton. Bila LHV ammonia 5,2 MWh/ton, maka efisiensi energi hanya 5,2/8 = 65%. Diagram alir proses tersebut dapat dilihat dalam Gambar 2.

Gambar 2. Diagaram Alir Pembuatan NH3 Gen-1 (AA & AB).

Ammonia Generasi 2

Bila proses pembuatan gas H2 menggunakan proses elektrolisis air (dalam electrolyzer) sebagai pengganti proses steam methane reforming, dan energi yang diperlukan dibangkitkan oleh ET (PLTS, PLTB, PLTA, PLTP, dll), maka produk ammonia itu disebut Green Ammonia (AH, Ammonia Hijau). Gambar 3 menjelaskan proses pembuatan AH itu dengan dua cara, 1) masih menggunakan reaktor Haber-Bosch, alat untuk mereaksikan gas H2 dan N2 guna membentuk NH3 (Gen 2); dan 2) reaksi produksi gas H2 dan reaksi gas H2 dn N2 secara langsung terjadi dalam satu alat electrolyzer (Gen 3).

Gambar 3. Diagram Alir pembuatan AH Gen 2 dan Gen 3.

Teknologi Gen 2 itu telah didemonstrasikan pada pabrik skala kecil oleh Wilkinson dkk di Siemens yang menggunakan listrik dari PLTB 20 kW. Pabrik itu memproduksi H2 menggunakan PEM (Proton Exchange Membrane) water electrolyzer yang menghasilkan AH sekitar 30kg/hari. Selain biaya pabrik H-B konvensional, biaya kapital termasuk alat elektrolisis air, sekitar 1M USD/MW kapasitas. Alat elektrolisis lainnya pada Gen 2 berupa SOE (Solid Oxide Electrolysis) suhu tinggi yang dapat memanfaatkan limbah panas dari pabrik H-B itu. Proses ini dengan prediksi efisiensi energi keseluruhan untuk produksi ammonia di atas 70%, dikembangkan oleh Haldor Topsoe dkk. Lagipula, selain membangkitkan H2 mendekati efisiensi 100%, alat SOE juga dapat digunakan untuk membangkikan N2 murni dari udara pada katoda guna mengganti unit pisah udara konvensional. Tantangannya adalah teknologi SOE masih pada tahap pra-komersial. Problem lain adalah komponen elektroliser pada operasi lama di suhu 700-900 oC belum terbukti stabil, ditambah lagi listrik dr ET yang intermitten bisa menambah biaya operasi. Hal itu kebalikan dengan teknologi PEM yang mudah dinyalakan dan dimatikan dan cocok dengan gangguan listrik dadakan. Pabrik H-B hanya cocok dengan daya listrik yang kontinyu seperti PLTA dan PLTP.

Ammonia Generasi 3

Proses pembuatan AH generasi 3 ini didasarkan kepada reduksi listrik N2 menjadi NH3 secara langsung (tidak ada proses H-B) dengan sumber gas hidrogen berasal dari reduksi elektrokimia air.

Contoh rangkaian alat elektrolisis air menggunakan daya listrik dari ET dapat dilihat dalam Gambar 4. Penggunaan PLTS cukup menarik akhir-akhir ini, karena biayanya menurun 250 kalinya (semula 77USD/kWh pada tahun 1977 menjadi 0,3USD/kWh pada tahun 2017). Daya listrik PLTS sekitar 2800MWp akan menghasilkan 130.000 ton H2 (2000MW diperlukan untuk elektroliser) yang bila direaksikan dengan gas N2 memperoleh sekitar 700.000 ton NH3. Daya listrik itu sungguh besar. Kalau menggunakan daya PLTS 36MWp, maka daya untuk elektroliser sekitar 25MW yang akan menghasilkan 3200 ton gas H2 dan 18.000 ton NH3.

Gambar 4. Contoh Proses Produksi amonia via elektrolisis air.

Ada upaya untuk menaikkan produksi NH3 menggunakan teknologi selain cara elektrokimia, misalnya:

1. sistem usulan CSIRO (Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization) Australia (Monash University) berupa reaktor membran yang terdiri atas 2 pasang tabung panjang silindrik yang dipanaskan hingga 450 oC. Gas hidrogen dipaksa masuk ke ruang antar tabung yang bagian paling dalam tabung dilapisi katalis palladium yang bertugas memecah N2 menjadi atom nitrogen yang selanjutnya bergabung dengan atom hidrogen menjadi molekul NH3. Proses ini lebih cepat dibanding cara elektrokimia, meski hanya sebagian kecil gas hidrogen yang bereaksi. Tim CSIRO masih terus memperbaiki proses ini.
2. Usulan dari tim Colorado School of Mines AS yang dipimpin oleh Ryan O'Hare berupa Reverse Fuel cell ukuran kancing yang terbuat dari bahan keramik dan beroperasi pada suhu lebih tinggi yang reaksinya 500 kali lebih cepat dari sistem usulan Monash University. Akan tetapi, hal itu masih belum cukup memenuhi kriteria yang ditentukan DoE AS.

Mereka terus bekerja keras untuk memproduksi NH3 guna meningkatkan efisiensi reaksi dan kecepatan reaksi, agar sesuai sebagai komoditas komersial.

Ada beberapa moda proses lainnya yang diteliti:

1. eNRR (electrochemical Nitrogen Reduction Reaction): elektrokatalis mampu memberikan tambahan elektron dan proton secara langsung ke molekul N2 (Gambar 5A).
2. Mekanisme termediasi atau taklangsung, dimana mediator redoks seperti Li+ direduksi dulu, kemudian via serial reaksi, ammonia diproduksi dan mediator diregenerasi (Gambar 5B).

Gambar 5. Mekanisme Reduksi N2 Langsung Menjadi NH3.

Target kinerja praktek sintesa Ammonia Gen 3 ditentukan oleh DoE AS dalam program REFUEL, yaitu densitas arus 300 mA/cm2 dengan efisiensi arus 90% (diketahui sebagai efisiensi Faradik) untuk ammonia dan efisiensi energi 60%. 

Hal yang perlu diperhatikan dalam Gen 3 adalah:

1. Lebih tahan terhadap intermiten. Proses elektrokimia pada suhu kamar terkadang turun ke nol akibat pemakaian sumber ET tanpa kerusakan (meski katalis khusus dan keluarga mediator tidak cocok untuk itu).
2. Kurang sensitif terhadap kemurnian pasok N2. Sebaliknya katalis proses H-B rusak oleh adanya beberapa ppm O2 atau H2O dalam pasok N2.
3. Proses eNRR beroperasi pada efisiensi energi lebih besar daripada proses Gen 2.

Peta Jalan Teknologi Produksi Ammonia

Peta jalan teknologi produksi ammonia saat ini (Gen-1/jingga, AA & AB) dan kontribusi proyek yang akan datang (Gen-2/biru muda & Gen-3/hijau, AH) dikompilasi dalam Gambar 6 berikut.

Gambar 6. Teknologi produksi ammonia Gen 1, 2, dan 3.

Visi Ekonomi Ammonia

Akhir-akhir ini, AH mulai menarik perhatian terutama bila dikaitkan dengan  

1. BB Pembangkit Listrik yang bebas karbon; 
2. pembawa hidrogen untuk perdagangan internasional energi yang bebas karbon; 
3. BB penunjang untuk dekarbonisasi sektor pelayaran internasional.

Beberapa faedah pemanfaatan AH sebagai BB alternatif yang bersih adalah

• Ammonia memiliki tiga atom hidrogen dan satu atom nitrogen, dan berpotensi sebagai penyimpan dan pembawa hidrogen
• Proses produksi, simpan, transportasi, dan distribusi ammonia lebih aman dan lebih mudah dibandingkan denga gas hidrogen (gas NH3 dicairkan pada suhu -33 oC, sedangkan gas H2 dicairkan pada suhu yang jauh lebih rendah, -253 oC). Gas NH3 dapat disimpan pada tekanan atmosferik pada suhu -33 oC atau suhu kamar pada tekanan 10 Bar.
• Hemat biaya dan layak secara ekonomi
• Bila dalam bentuk cair, ia mengandung sekitar 48% (volum) lebih banyak daripada hidrogen
• Tidak ada emisi CO2 selama penggunaannya, karena ia bebas karbon
• Ia dapat dimanfaatkan untuk banyak keperluan, seperti BB, cairan kerja, refrigeran, pembawa hidrogen, pupuk, cadangan bahan kimia, bahan pembersih, dll
• Mudah terdeteksi bila terjadi kebocoran dalam tangki, karena baunya yang menyengat
• Ia menjadi calon kuat BB bebas karbon pengganti BB fosil (bensin, solar, minyak tanah) pada mesin-mesin, turbin gas, PLTU, burner, tungku industri, kapal-kapal, pesawat terbang, fuel cell, dll. Modifikasi mesin-mesin BB fosil ke AH itu relatif sedikit. 

Gambar 7 menjelaskan tentang visi ekonomi NH3 yang melibatkan ET (PLTS, PLTB, PLTA) dan penggunaan langsung ammonia sebagai BB.

Gambar 7. Visi Ekonomi Ammonia.

Biaya produksi AH diduga mendekati 2 kali lipat dari AA. Bila gas AH dimanfaatkan sebagai energi hijau (bebas CO2), maka ia memerlukan litbang secara seksama, terutama bila digunakan sebagai cofiring (gabungan BB, semburan gas ammonia dan batubara) atau mono-firing (gas ammonia 100%) pada PLTU batubara. 

Gas NH3 sebagai BB pernah digunakan pada 100 buah bus pada tahun 1943 di Belgia. Sesudah itu, pada tahun 2021 Mitsubishi menggunakan BB gas NH3 pada turbin gas sebagai pembangkit listrik. Dalam industri pelayaran, gas NH3 juga digunakan. Biaya AH dari PLTS dan PLTB diperkirakan berkisar antara 21,5-45,7 USD/GJ (th 2025) yang selanjutnya akan menurun ke 13,5-15,0 USD/GJ (th 2040). Sementara, harga BBM saat ini berkisar antara 12,5-15,0 USD/GJ.

Produksi Ammonia Dunia

Ammonia adalah bahan kimia anorganik yang diproduksi tertinggi di dunia (98% ammonia yang tersedia di pasaran berasal dari gas alam, berupa AA & AB). Pada tahun 2018, produksi ammonia dalam industri global sekitar 175juta ton, dan terus naik hingga 230juta ton (November 2021). Tiongkok memproduksi 31,9% kapasitas dunia, yang diikuti oleh Rusia 8,7%, India 7,5%, dan AS 7,1%. Banyak sekali pabrik produksi ammonia skala besar di seluruh dunia, sekaligus menyebabkan efek rumah kaca global sekitar 1%. Adanya tekanan pemanasan global dan isu lingkungan tersebut, ammonia yang diproduksi (AA & AB) secara bertahap harus diubah ke AH dengan penggunaan teknologi terbaik, agar prosesnya efisien, dengan konsumsi energi yang rendah, emisi rendah, dan produksi yang berkelanjutan. 

Contoh pabrik AH adalah Kapsom (Nanjing, Tiongkok). Proyek pabrik pertamanya di Amerika Selatan (HVLC, Colombia) yang memproduksi AH Gen 2 via elektrolisis air dengan daya listrik berasal dari PLTA yang berkapasitas 5ton NH3/hari. Selanjutnya AH tersebut diubah menjadi pupuk bagi petani untuk meminimalisasikan penggunaan AA selama ini. Gas H2 diperoleh dari elektrolisis air limbah dan gas N2 berasal dari udara menggunakan teknologi PSA (Pressure Swing Adsorption). Proyek dibangun hanya 8 bulan.

Contoh pabrik AH lainnya adalah Stamicarbon (Netherland/Belanda). Perusahaan ini menawarkan:

• Teknologi paling kompetitif dalam hal CAPEX
• Basis referensi yang kuat dari 4 pabrik skala kecil yang sedang beroperasi (contoh:  240ton AH/hari di Iowa, AS)
• Modularisasi lengkap
• Keandalan yang tinggi, dengan kompresor bolak-balik layan-ganda
• Jejak karbon rendah
• Simulator latihan untuk operator (OTS, Operator Training Simulator) disediakan
• Alat kendali proses yang digital
• Peralatan elektrolisis air yang terintegrasi dengan teknologi asam nitrat dan urea buatan Stamicarbon yang sudah ada.

Rencana Produksi AH di Indonesia

PT PLN (Persero), PT Pertamina (Persero) dan PT PI (Pupuk Indonesia) (Persero) meneken MoU tentang pembangunan green industry cluster guna memproduksi AB, AH dan hidrogen di kawasan industri milik PI dan anak perusahaannya. PI sedang berusaha menjadi pemain utama AB, dan AH di Asia, sekaligus berupaya melestarikan lingkungan dengan mengurangi emisi karbon dan dekarbonisasi. Guna melaksanakan itu, PI membuat peta jalan yang terdiri atas tiga tahap:

1. Jangka pendek (2023-2030), memanfaatkan ET (PLTA dari PLN menggantikan pemakaian BB fosil) sebagai sumber listrik di pabrik pupuk, dan mengurangi emisi karbon. Hal itu sudah dilakukan di Pupuk Kujang dan Petrokimia Gresik, kemudian menyusul Pusri Palembang, Pupuk Kaltim, dan Pupuk Iskandar Muda. Selain itu, efisiensi energi dan penurunan emisi karbon ditingkatkan, dan teknologi pembuatan AH dikembangkan menggunakan pabrik yang ada. Sementara, gas CO2 sebagai produk samping dimanfaatkan untuk menambah penghasilan perusahaan dengan memproduksi soda ash (Na2CO3) sebagai bahan baku bagi industri kaca, keramik, dll.
2. Jangka menengah (2030-2040), teknologi pembuatan AB dikembangkan, dengan penekanan terhadap injeksi gas CO2 ke dalam sumur migas tua via teknologi CCS (Carbon Capture Storage).
3. Jangka Panjang (2040-2050), pembangunan pabrik AH baru berskala komersial menggunakan ET (PLTA & PLTP).

Kawasan industri PI yang akan dimanfaatkan ada 4, yaitu 

1. Pupuk Kujang seluas 300 Ha, Jawa Barat.
2. Pupuk Iskandar Muda (IMIA), Arun Lhokseumawe, Aceh.
3. Pupuk Sriwijaya di Sumatera Selatan.
4. Pupuk Kaltim, di Kalimantan Timur.

PT Pupuk Iskandar Muda (PIM) (sebagai penyedia lahan, utilitas dan operasional pabrik ammonia) meneken MoU dengan PT PGAS (Perusahaan gas Negara Tbk) subholding Gas Pertamina (sebagai penyedia gas alam) untuk mengembangkan infrastruktur gas guna memproduksi AB di lahan IMIA (Iskandar Muda Industrial Area) di KEKAL (Kawasan Ekonomi Khusus Arun Lhokseumawe). AB diproses via teknologi CCS (Carbon Capture Storage) atau CCUS (Carbon Capture Utilization Storage) pada saat memproduksi H2 dari gas alam, agar lebih ramah lingkungan. AB mudah ditransportasikan untuk BB PLTU atau sektor transportasi. Kemudian, gas CO2 yang dihasilkan diinjeksikan ke sumur migas tua untuk menambah tonase pungut minyak, sekaligus meningkatkan produksi migas. Sejalan dengan itu, PT Pertamina, PT Pupuk Indonesia dan Mitsubishi Corp. meneken MoU untuk mengembangkan hidrogen hijau dan rantai nilai AH dan AB yang dilengkapi dengan teknologi CCUS dengan tujuan menurunkan emisi 29% pada tahun 2030.

Peran Gas Ammonia sebagai BB Pembangkit Listrik

Riset di Jepang

Pemanfaatan ammonia sebagai BB diuji-cobakan di

1. Pembangkit listrik menggunakan gas turbin. Nyala api berwana merah biru. Uji-coba yang sukses dengan ammonia sebagai BB dilakukan di FREA (Fukushima Renewable Energy Institute, National Institute of Advanced Industrial Science and Technology) bekerjasama dengan Tohoku Univ. menghasilkan daya 50 kW (2015). Pada th 2018, campuran ammonia 20% dan metan diuji-cobakan ke Turbin 2MW yang dikembangkan oleh IHI Corp.
2. PLTU batubara. Uji-coba dilakukan di CRIEPI (Central Research Institute of Electric Power Industry) menggunakan serbuk batubara dan injeksi ammonia di suatu tititk yang tepat di tungku burner (tanpa menaikkan kadar NOx di gas buang). Berdasarkan data ini, pada Juli 2017 uji-coba dilanjutkan di Mizushima Power Station of Chugoku Electric Power Co. Inc. dengan melakukan cofiring serbuk batubara dan ammonia 20%. Laju Ammonia 450kg/jam dengan output 155.5MW. Uji-coba pembakaran di PLTU lain dilakukan menggunakan tungku multi-burner pada bulan Desember 2017 menggunakan BB cofiring 20% ammonia dan 100% batubara guna melihat nyala api pada luaran burnernya.
3. Tungku Industri. Dua model tungku dicoba di Osaka Univ. dengan daya 10kW dan 100kW menggunakan cofiring  metan dan 30% ammonia (NOx 1950ppm) dan ammonia saja (NOx 2300ppm). Kemudian, tambahan semburan gas Oksigen dapat menekan kadar NOx di bawah ambang batas lingkungan di Jepang. Selanjutnya, tungku yang berada di industri baja dan semen diuji-coba juga.
4. Sel tunam/BB (Solid Oxide Fuel Cell). Pada Juli 2015 sukses memanfaatkan ammonia untuk memproduksi 200W. Pada Mei 2018 sistem SOFC yang dikembangkan oleh IHI Corp. sukses memproduksi purwarupa 1kW menggunakan ammonia. Kemudian ditingkatkan ke model komersial (bbrp 10kW hingga bebrapa MW).

Proyek Kerjasama 

IHI Corp. perusahaan asal Jepang telah sukses menguji-cobakan ammonia sebagai cofiring dengan batubara sebesar 20% pada PLTU Hekinan, Jera di Perfektur Aichi tahun 2021. Selain itu, IHI Corp. juga meneken MoU bersama APL (Adani Power Limited) dan Kowa (Kowa Company Ltd) guna melaksanakan dan mengevaluasi studi kelayakan secara teknis dan ekonomis untuk mencapai rasio cofiring 20% ammonia cair dan selanjutnya menaikkan rasio cofiring itu hingga 100% (mono-firing) pada PLTU batubara Mundra, Gujarat, India. IHI dan Utilitas Jera melanjutkan studi itu pada PLTU Hekinan unit 4 (1 GW) pada tahun fiskal 2024-2025. Kebutuhan ammonia pada PLTU di Jepang dengan cofiring 20% akan mencapai 3juta ton/tahun hingga tahun 2030. Biaya pembangkit pada PLTU yang menggunakan ammonia 20% diperkirakan 0,12USD/kWh. Harga ammonia yang semula sekitar 460 USD/MT, di masa pandemi dan perang Rusia-Ukraina naik menjadi 815 USD/MT (31 Mei 2022).

Kerjasama pada PLTU di Indonesia

Anak perusahaan PLN, PJB, mencoba memanfaatkan gas ammonia itu sebagai teknologi alternatif, yaitu mencampurkan BB gas dan BBM (solar, MFO) dengan gas ammonia (cofiring) yang selanjutnya menggunakan gas ammonia saja (mono-firing) pada PLTU dengan BB gas dan BBM di Indonesia. Hal itu dilakukan dengan cara meneken MoU Riset Clean and Energy Development bersama perusahaan IHI Corp., Jepang yang telah berpengalaman di bidang teknologi cofiring dan mono-firing. PLTU Gresik unit 1-2 (2x100MW), Jawa Timur, dengan BB gas alam dijadikan sebagai proyek percontohan teknologi itu (Unit Pembangkit Gresik memiliki 2 PLTG, 4 PLTU, dan 3 blok PLTGU dengan total kapasitas 2218 MW).

Di samping itu, studi kelayakan penggunaan ammonia juga dilakukan di PLTU Suralaya yang bekerjasama dengan MHI (Mitsubishi Heavy Industries). Studi itu mencakup rantai nilai produksi amonia (AB), transportasi (dari pabrik ammonia ke pembangkit listrik), konsumsi (sebagai BB), dan penyimpanan gas CO2 yang berasal dari pembakaran batubara.

Reaksi pembakaran ammonia 

                      2 NH3 + 3/2 O2  >>>  N2 + 3 H2O

Reaksi pembakaran ammonia adalah eksotermik (delta H = -1267,2kJ (atau -316,8kJ/mol NH3 dengan produk samping gas N2 dan air. Akan tetapi, kemungkinan di lapangan juga menghasilkan produk samping NOx yang harus ditekan serendah-mungkin, guna menjaga kelestarian lingkungan. Beberapa penelitian dasar terus diupayakan guna mencari parameter dan angka-angka untuk menekan pembentukan gas NOx tersebut. Reaksi samping yang mungkin adalah

                      2 NH3 + 5/2 O2  >>>  2 NO + 3 H2O

Sifat-sifat ammonia bila digunakan dalam mesin pembakaran internal di antaranya adalah: LHV (Lower Heating Value) 18,8 MJ/kg (4.493,2 kcal/kg); Batas nyala gas di udara 16,25 % (volum); Laju nyala 0,15 m/detik; Suhu swa-nyala 651 oC; Energi nyala min 8 MJ; Titik nyala -33,4 oC; Oktan number 110; Densitas BB 602,8 kg/m3; Densitas energi 11.333 MJ/m3; Panas laten penguapan 1.369 kJ/kg; Cara simpan: cair bertekanan; Suhu simpan 25 oC; Tekanan simpan 1.030 kPa.

Ammonia memiliki energi 9x baterai ion Li; ia memiliki densitas energi 1,8x hidrogen; kurang nyala, mudah diangkut dan lebih hemat biaya.

Dususun oleh Fathurrachman Fagi; WA/Phone: 081210881386; ffagi@yahoo.com

PLTN (Fissi) masa depan: IMSR, U Deplesi Sebagai BB, dan PLTN Apung

PLTN (Fissi) masa depan (Generasi IV) diharapkan dapat menjawab tantangan seperti ramah lingkungan, berkelanjutan, relatif murah, dapat diatur dayanya, pengelolaan limbah yang relatif mudah, tahan proliferasi, grid tersendiri (tak perlu terhubung PLN), sehingga dapat memenuhi kebutuhan energi, mempercepat pengembangan ekonomi, dan mengurangi kemiskinan di setiap negara.

IMSR

April 2018 Terrestrial Energy AS (pemasar IMSR di pasar AS), berafiliasi dengan Terrestrial Energy Inc., meneken MoU dengan Energy Northwest untuk melakukan studi tapak, konstruksi, dan operasi Integral Molten Salt Nuclear Reactor (IMSR) di Idaho.

Tahun 2013 perusahaan Canada, Terrestrial Energy Inc (TEI) (bermarkas di Missisauga, Ontario) yang didukung oleh CNL (Canadian Nuclear Laboratories) menawarkan SMR dengan 3 jenis  IMSR (Integral Molten Salt Reactor), IMSR80 (32,5MWe), IMSR300 (141MW), dan IMSR600 (291MW) yang menggunakan teknologi sederhana dalam bentuk molten fluorida atau garam khlorida, relatif murah, bahan bakar cair merangkap pendingin (LEU sebagai UF4 dalam garam cair thorium sebagai salah satu opsi  dengan pengayaan lebih rendah dari reaktor konvensional), reaktornya tidak bertekanan dan tidak menggunakan air, moderator grafit, lebih aman, suhu keluar teras sekitar 700oC, ukuran lebih kecil dibanding SMR lainnya dengan daya sepadan. Biaya pembangkitan energi sekitar kurang dari 1 sen USD per kWh. Umur desain reaktor sekitar 50 tahun.

Reaktor dipadamkan dan dibiarkan mendingin setiap 7 tahun, lalu daya diganti oleh reaktor di teras baru yang tersedia dalam silo di sebelahnya. 
Status IMSR: th 2017, FS untuk IMSR komersial di CNL di tapak Chalk River telah dimulai, dan tinjauan desain vendor pra-lisensi tahap satu oleh CNRC telah selesai. Aplikasi sertifikasi desain atau ijin konstruksi ke NRC AS diserahkan Oktober 2019.
Daya reaktor 30 hingga 300 MWe atau lebih besar lagi (serial beberapa unit bila diperlukan) yang cocok sebagai pengganti PLTU batubara, cukup menempati lahan sempit, untuk daerah terpencil, dan operasi industri. Peralatan reaktor cukup dikirim via truk dan kereta api. Limbah nuklirnya diupayakan amat rendah tanpa limbah Pu.

TWR/SWR (U Deplesi) / MCFR

Perusahaan TerraPower (AS) yang memanfaatkan para ilmuwan dan insinyur dari LLNL (Lawrence Livermore National Laboratory), The Fast Flux Test Facility, Microsoft, universitas (MIT, California Berkeley, Oregon State, Michigan, Texas A&M, Nevada, dll.), sejumlah suasta, staf manajemen berpengalaman dari Siemen AG, Areva NP, project ITER, dan USDOE, menawarkan solusi bila suatu negara ingin membangun PLTN di masa depan.

Tawaran TWR adalah

1. Reaktor yang disebut reaktor cepat TWR (Traveling Wave Reactor / reaktor biak-bakar, status desain: konsep) adalah PLTN generasi IV menggunakan fitur keselamatan pasif guna memitigasi skenario kecelakaan. Analisis fitur tsb telah dilaksanakan sesuai dengan persyaratan IAEA, kode dan standar USNRC, ASME, dan IEEE. Desainnya masih terus dikembangkan guna mendefinisikan kriteria keselamatannya.
2. Bahan bakar (BB) utama adalah limbah uranium deplesi (UD) (sekitar 99,7% U-238) yang saat ini berlimpahan di pabrik pengayaan uranium, dan dapat pula berupa BBB (Bahan Bakar Bekas) LWR yang sementara ini masih tersimpan di silo-silo di seluruh penjuru dunia. Pada awal penyalaan reaktor, campuran logam mengandung sekitar 10% U-235 diperkaya (<20%) atau Pu-239 dan U-238 digunakan sebagai starter, kemudian netron yang dihasilkan dapat membiakkan dan membakar U-238 (yang telah meluruh menjadi Pu-239):

   
   

   
   sehingga menghasilkan energi 50 kali lipat lebih tinggi untuk setiap kilogram uranium pada PWR konvensional. Sisa BB dari daur ulang BB TWR juga dapat digunakan. 
3. Dapat mengakomodasi penggunaan BB U-alam dan thorium-alam yang sangat cocok untuk Indonesia. Penggunaan teknologi alternatif seperti  BB Thorium dan reaktor garam cair (Molten Salt) sedang dikaji.
4. PLTN tersebut menggunakan teknologi reaktor cepat yang telah teruji, sehingga sekali BB itu masuk teras reaktor, mereka akan tinggal di dalamnya selama 40-60 tahun (sesuai dengan umur ekonomi PLTN) sehingga triliunan rupiah biaya BB yang dikeluarkan pada PLTN yang beroperasi sekarang ini bisa dihemat.
5. Karena menggunakan Uranium deplesi, dan tidak menggunakan proses-ulang BBB, PLTN jenis TWR tahan proliferasi, sehingga material untuk senjata nuklir tidak mungkin diperoleh. Oleh karena itu, pemasaran PLTN TWR tidak akan dipengaruhi secara politis oleh negara maju.
6. PLTN jenis TWR hanya bergantung pada hukum alam fisika guna mempertahankan keselamatan PLTN tanpa intervensi operator.
7. Terrapower menandatangani NDA (Non-disclosure Agreement) dengan fihak Toshiba (pengembang ultracompact reactor 10 MW, 4S, yang beroperasi terus menerus selama 30th tanpa penanganan BB). Beberapa teknologi yang digunakan dalam 4S dipertimbangkan untuk dialihkan ke TWR. 

Manajemen dalam teras dimulai dari reaksi fissi di bagian tengah teras reaktor, di tempat pembiakan itu terjadi, sementara BB segar dari sisi luar teras bergerak ke tengah secara progresif, dan BBB bergerak dari tengah ke bagian luar. In-core management itu dilakukan setiap dua tahun sekali (Hal ini bertentangan dengan konsep traveling wave, TWR. Oleh karena itu, konsep TWR kemudian akan berubah menjadi Standing Wave Reactor, SWR). Resuffle itu menggunakan peralatan robot, dan bejana kungkung tetap tertutup selama proses resuffle berlangsung.
Sebagai SWR, teknologi thorium dan MSR juga dilirik oleh perancang TWR.

Ciri Desain PLTN TWR adalah:

• Pendingin sodium (Na) pada tekanan atmosferik, kecelakaan LOCA tidak dimungkinkan (Perhatian: Na itu piroforik, terbakar bila berkontak dengan udara, dan meledak bila berkontak dengan air; ingat kasus Monju, Jepang th 1995 & th 2010; Superphoenix, Perancis 1996)
• Reaktor kolam dengan inersia panas tinggi
• Panas luruh memerlukan lebih dari 25 jam untuk mendidihkan pendingin pada 1 atm
• Cukup menggunakan sirkulasi udara untuk membuang panas bahang. Suhu teras sekitar 550 oC dengan daya berkisar antara 100-1000 MW. Ukuran teras silinder berdiameter 3m dan tinggi 4 m.
• Reaksi kimia dengan paduan logam U (bukan oksida) tidak menghasilkan gas hidrogen
• Fitur keselamatan melekat dapat mematikan reaktor tanpa menggunakan batang kendali dan tanpa pompa sirkulasi pendingin
• Didesain untuk mengatasi bencana alam seperti gempa bumi, tsunami, banjir, dll.
• Tidak ada isi-ulang BB selama 40-60 tahun
• Desain ini juga dipelajari di Univ. Xiamen dan CGNPC, Tiongkok
• BB utama TWR adalah U-deplesi; jadi tidak memerlukan pengayaan dan proses-ulang BB. Delapan ton DU diharapkan menghasilkan 25 miliar kWh dengan derajad bakar lebih dari 25%.  Di AS (Paducah) saja tersedia sekitar 750 ribu ton U-deplesi yang cukup sebagai BB PLTN TWR (SWR) untuk menerangi seluruh rumah di AS selama 700 tahun.

Purwarupa TWR-P

B&W meneken MoU dengan TerraPower dalam sistem energi nuklir. Fase desain awal skala komersial akan berdaya besar 1.150 MW, berpendingin Na cair, berBB U-deplesi atau U-alam. Kolaborasi itu melibatkan fasilitas B&W di Lynchburg dan beberapa tempat lainnya yang berupa desain dan fabrikasi komponen, fabrikasi purwarupa & layanan BB, pengembangan proses fabrikasi BB, desain reaktor, uji untai alir, uji material, dan dukungan lisensi. Sementara, TerraPower akan mengurusi sisi komersialnya ke seluruh penjuru dunia.

Reaktor demonstrasi, TWR-P, sedang dikembangkan (1475 MWth; paduan logam U-10%Zr; U-diperkaya awal 15,75%; kelongsong SS ferritik-martensitik HT-9; silinder teras diam. 4 m, tinggi 5,5 m; duduk dalam bejana reaktor setinggi 17,65m). Sementara, TP-1, 500 MWe (`1200 MWth, waktu konstruksi 4 th) selesai dirancang dengan isi-ulang BB setiap 40 tahun dan upaya lisensinya masih terus berlangsung.

Sebelumnya, TerraPower juga meneken MoU dengan KAERI (2012) untuk membuat purwarupa 150MWe PGSFR th 2028. KAERI saat ini mengembangkan teknologi pembakaran limbah beracun umur panjang dalam BBB dari reaktor PWR yang saat ini sudah dioperasikan.

PLTN TWR/SWR diharapkan dapat masuk skala komersial sekitar tahun 2022. Akan tetapi, purwarupa belum dibuat, karena perusahaan  lebih tertarik untuk mengembangkan konsep reaktor maju lain yang disebut MCFR yang telah ditekuninya sejak 2015.

Molten Chloride Fast Reactor (MCFR)

Pada oktober 2015 Terrapower bersama dengan Southern Co. mempelajari desain MCFR (Molten Chloride Fast Reactor) sebagai teknologi alternatif yang menggunakan garam-garam cair sebagai pendingin dan BB. Pada bulan Februari 2022 diberitakan bahwa 2 perusahaan itu setuju membangun MCFR demonstrasi di INL (Idaho National Laboratory). Dana sekitar $45Juta dari DOE diinvestasikan untuk melakukan uji material dalam reaktor. Program DOE selama 5 tahun yang disebut ARDP (Advanced Reactor Demonstration Program) yang memberikan dana sekitar $170juta kepada kedua perusahaan itu yang berkolaborasi dengan INL (Idaho National Lab), CORE POWER, Orano Federal Services, EPRI (The Electric Power Research Institute) dan 3M Co., untuk mempercepat dan memanfaatkan MCFR komersial dalam desain, lisensi, dan operasi MCRE (Molten Chloride Reactor Experiment) di INL.  Kritikalitas pertama MCRE diskedulkan akhir 2025. Target daya reaktor komersial jenis MCFR adalah sekitar 1200 MWe.

Desain ini mengalirkan garam cair pendingin dan BB melalui teras reaktor, sekaligus terjadi reaksi fissi dan panas yang dihasilkan disirkulasikan melalui alat tukar panas, via lup garam khlorida, sehingga dapat dimanfaatkan untuk memanaskan proses industri, penyimpanan panas atau membangkitkan listrik. Reaktor ini bersuhu tinggi, sehingga poses menjadi lebih efisien dalam memproduksi listrik, bla dibandingkan dengan reaktor jenis LWR. Selain itu, limbah nuklirnya sedikit dan dapat memanfaatkan limbah dari reaktor lain.

Kelebihan MCFR:

• Tidak ada berkas EB yang difabrikasi, diganti atau disimpan
• Isi-ulang BB secara online untk operasi ajeg guna menaikkan pemanfaatan dan ketersediaan BB
• Mampu menggunakan aneka macam BB seperti U deplesi, U alam, thorium, bahkan BB Bekas
• U diperkaya hanya digunakan untuk penyalaan awal saja
• Mampu mengikuti beban dan mendukung pembangkit lain dalam jala-jala (grid).
• teknologi nuklir maju bebas karbon / energi bersih berkelanjutan yang berbiaya rendah, dan memenuhi sasaran emisi gas rumah kaca pada tahun 2050.

PLTN APUNG (versi Rusia / Tiongkok) dan OSMR (celup versi MIT)

Bila PLTN darat dianggap kurang aman, mengapa anda tidak memilih PLTN apung yang agak jauh dari bibir pantai?

J. Buongiorno (Michael Golay, Neil Todreas, dkk (MIT/AS) mengusulkan konsep PLTN apung/celup yang berjangkar mirip platform seperti anjungan minyak lepas pantai dengan reaktor nuklir sebagian tercelup ke dalam air-laut. Sementara, PLTN apung Rusia (KLT-40C, 35 MW) mengapung (+bergerak) di laut dan PLTN-nya berada di dalam tongkang/kapal. Model tongkang ini pernah disinggung akan dimiliki oleh Gubernur Gorontalo, Indonesia yang kemudian batal. PLTN apung  (FNPPs) semula diusulkan oleh Rosatom (Kementerian Tenaga Atom Federasi Rusia), Rusia yang  dikenal dengan Akademik Lomonosov (bekas kapal pemecah es).

Sejak kejadian kecelakaan di Fukushima, ide PLTN Apung/celup versi MIT, daya: 50-1000 MW yang disebut Floating Offshore NPP, OSMR, Offshore Small Modular Reactor) mengemuka di AS bila di lihat dari sisi ekonomi dan keselamatan guna mengantisipasi kecelakaan nuklir akibat gempa sekaligus tsunami. Ide itu dimungkinkan dengan mengkombinasikan teknologi PLTN (PWR/BWR, dll) dengan teknologi offshore platform untuk eksplorasi & eksploitasi migas lepas pantai yang telah mapan / dikuasai dengan baik.

Kelebihan PLTN Apung/Celup OSMR adalah :

• Lokasinya sekitar 10 km dari bibir pantai yang jauh dari pemukiman penduduk guna mengantisipasi kecelakaan nuklir (bila ada) dilengkapi dengan transmissi listrik bawah laut
• Bila terjadi kecelakaan, penduduk di bibir pantai tidak perlu dievakuasi, karena lepasan (venting) gas radioaktif berada di bawah permukaan laut
• Gempa bumi dan dan tsunami tidak akan berefek kepada struktur PLTN karena gelombang air laut lebih kecil  bila dibandingkan dengan gelombang yang menerpa bibir pantai.
• Dekomisioningnya juga mudah, ia tinggal ditarik ke fasilitas dekomisioning di darat seperti prosedur tarik yang biasa dilaksanakan oleh kapal laut dan kapal selam nuklir. 
• Air-laut berfungsi sebagai pendingin alami tak terbatas (versi MIT: reaktor nuklir tercelup dalam air-laut) setelah reaktor dipadamkan.

PLTN Apung versi Rusia

PLTN apung Rusia, Lomonosov

Rusia dan Tiongkok meneken MoU untuk membangun 6 PLTN Apung (Versi Rusia: Akademik Lomonosov) mulai tahun 2019 senilai USD 400juta. Sebelumnya, Rosatom membangun PLTN apung di lepas pantai Chukotka / Rusia tahun 2016 (beroperasi tahun 2018) guna memasok listrik bagi platform minyak lepas pantai.

PLTN Apung versi Tiongkok

PLTN Apung buatan Tiongkok

Tiongkok memiliki rencana rinci untuk membuat program PLTN apung juga yang diselesaikannya th 2020. Hal itu dimaksudkan untuk memperkuat posisi di bidang maritim, agar dapat mengeksploitasi sumber alam samuderanya. PLTN lepas pantainya juga akan memberikan energi terhadap industri migas lepas pantai dan proyek pengembangan kepulauan. Dua PLTN apung akan dibangun oleh CGN dan CNNC.

PLTN KECIL & MENENGAH

PLTN berdaya Kecil & Menengah di dunia (SMR Maju) banyak sekali ragamnya yang dapat dipertimbangkan untuk diadopsi di masa depan, sementara BATAN (Indonesia) merancang reaktor nuklir sendiri yang disebut  RGTT200 (200 MWe).

Pada tahun 2018 ada 50 rancangan SMR yang sedang dibangun umtuk aneka penggunaan. Tiga SMR demo industri dan akan beroperasi sekitar 2019-2022, yaitu CAREM 25 (PWR Integral, purwarupa, Argentina), HTR-PM (High Temperature Gas Cooled Reactor) Tiongkok, KLT-40S PLTN Apung, Federasi Rusia. Federasi Rusia telah memproduksi 6 reaktor RITM-200 (PWR Integral), 4 reaktor telah dipasang di kapal pemecah es, Sibir dan Arktika yang akan mulai beroperasi th 2020. Pemanfaatan SMR (Small Modular Reactors) dengan daya yang lebih besar akan siap sesudah 2030.

Desain SMR (Small Modular Reactor) maju lainnya (yang akan siap sekitar 2025-2030) di antaranya adalah:

1. Reaktor berpendingin Air di darat (Land based) (Status: September 2020)

• CAREM-25 (30 MWe, PWR integral, pelet UO2/heksagonal, 3,1%) (CNEA, Argentina); status: konstruksi (purwarupa).
• ACP-100 (100 MWe, PWR integral, UO2/17x17, <4,95%) (CNNC, Tiongkok); status: Desain detil).
• CANDU SMR (300MWe, PHWR (air berat), U alam, 0,71%), (Candu Energy Inc, Canada); status: desain konsep
• CAP200 (>200 MWe, PWR Integral, pelet UO2/17x17, 4,2%). (SNERDI/SPIC, Tiongkok); Status: desain konsep selesai.
• DHR400 (Distric heating), LWR tipe kolam, UO2/17x17, <5,0%), (CNNC, Tiongkok), Desain dasar.
• HAPPY200 (hanya pembangkit panas, PWR, UO2/17x17, rerata 2,76%-maks 4,45%), (SPIC, Tiongkok); status: desain detil.
• TEPLATOR (lorong dalam bejana tekan reaktor, tidak menghasilkan listrik), VVER-440 / heksagonal 12 pin BB, BBBekas <1,2% (UWB Pilsen & CIIRC CTU, Republik Czech); status: desain konsep.
• NUWARD (2x170 MWe, UO2/17x17, <5%), (EDF Consortium, Perancis); status: desain konsep.
• IRIS (335 MWe, PWR integral, UO2/MOX/17x17, <5%) (IRIS, International Consortium, beberapa negara); status: desain dasar.
• DMS (300 MWe, ABWR, 4,3%) (Hitachi-GE Nuclear Energy, Jepang), desain dasar.
• IMR (350 MWe, PWR integral, pelet UO2/21x21, 4,8%) (Mitsubishi HI, Jepang); status: desain konsep selesai.
• SMART (100 MWe, PWR integral, pelet UO2/17x17, <5%) (KAERI, Korsel & KA CARE, Saudi Arabia); status: desain tersertifikasi.
• RITM-200 (53 MWe, PWR Integral, pelet UO2/heksagonal, <20%) (OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); status: pengembangan (enam reaktor RITM-200 dibangun sebagai pemecah es Arktika, Sibir & Ural. PLTN basis darat).
• UNITHERM (6,6 MWe, PWR, partikel UO2 matriks Silumin/Zr, <20%) (NIKIET, Fed. Rusia); staus: desain konsep.
• VK-300 (250 MWe, BWR, pelet UO2/heksahedron, 4%) (NIKIET, Federasi Rusia); status: desain detil reaktor dan fasilitas kogenerasi standar.
• KARAT-45 (45-50 MWe, BWR, pelet UO2 / heksagonal, 4,5%) (NIKIET, Fed. Rusia); status: Desain Konsep.
• KARAT-100 (100 MWe, BWR, pelet UO2 / heksagonal, 4,0%) (NIKIET, Fed. Rusia); status: Desain Konsep.
• RUTA-70 (70 MWth, tipe kolam, cermet (0,6 UO2 + 0,4 Al alloy), 3%) (NIKIET, Fed. Rusia); status: desain konsep.
• ELENA (0,068 MWe, PWR, pelet UO2 / MOX (opsi), 15,2%) (NRC "Kurchatov Institute", Federasi Rusia); status: desain konsep.
• UK-SMR (443MWe, PWR 3 lup, pelet UO2/17x17, <5%) (Rolls-Royce and Partners, UK); status: desain konsep.
• NuScale (60 MWe, PWR integral, pelet UO2/17x17, <5%) (NuScale Power. LLC, AS); status: ditelaah oleh badan regulatori.
• BWRX-300 (270-290 MWe, BWR, UO2/10x10 array, rerata 3,4% - maks 4,95%) (GE-Hitachi Nuclear Energy, AS & Hitachi-GE Nuclear Energy, Jepang); status: lisensi awal diinisiasi di UK, Kanada AS.
• SMR-160 (160 MWe, PWR, pelet UO2, maks 4,95%) (Holtec International, AS); status: pengembangan untuk Laporan Analisis Keselamatan awal guna mendukung proyek komersial dan lisensi awal.
• Westinghouse-SMR (225 MWe, PWR integral, pelet UO2/17x17, <5%) (Westinghouse Electric Company LLC, AS); status: desain konsep lengkap.
• mPower (195 MWe, PWR integral, pelet UO2/17x17, <5%) (BWX Technologies, Inc., AS); status: desain konsep.

2. SMR berpendingin air (di laut, Apung/Celup) (Marine Based)

• KLT-40S (35 MWe, PWR, PLTN apung, pelet UO2 dalam matriks silumin, 18,6%) (JSC OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); status: terkoneksi ke grid di Pevek pada bulan Desember 2019. Operasi komersial penuh pada Mei 2020.
• RITM-200M (50 MWe, PWR integral, PLTN Apung, pelet UO2 (BB keramik-metal) / heksagonal, <20%) (JSC OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); status: enam reaktor purwarupa dibuat dan dipasang untuk pemecah es (2 di antaranya sedang diuji).
• ACPR50S (50 MWe, PWR, PLTN apung, pelet UO2/17x17, <5%) (CGNPC, Tiongkok); status: penyelesaian desain konsep/program, penyiapan desain proyek.
• ABV-6E (6-9 MWe, PWR, PLTN apung/angkut, pelet UO2/heksagonal, <20%) (JSC OKBM Afrikantov, Rosatom, Federasi Rusia), Desain Akhir.
• VBER-300 (325 MWe, PWR integral, PLTN Apung/Angkut sekaligus kogenerasi, pelet UO2/heksagonal, 4,95%) (JSC OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); Status: Tahap Lisensi
• SHELF (6,6 MWe, PWR integral, PLTN celup air-laut, pelet UO2 / heksagonal) (NIKIET, Federasi Rusia), Desain Detil.

3. SMR Temperatur Tinggi Berpendingin Gas

• HTR-PM (210 MWe, HTGR, Pebble, He/C, UC, 8,5%) (INET, Tsinghua University, Tiongkok); status: Konstruksi final, uji komisioning sirkit utama dimulai pada tahun 2020.
• STARCORE (ada 3 bejana tekan: Blok 1: 14MWe, Blok 2: 20MWe, Blok 3: 60MWe, HTGR, TRISO Prismatik, 15%) (StarCore Nuclear, Kanada, UK dan AS); status: desain konsep awal - konsep.
• GTHTR300 (100-300 MWe, HTGR, Prismatik, He/C, UO2, TRISO, 14%) (Konsorsium JAEA, Jepang); status: Desain Dasar lisesnsi awal tuntas.
• GT-MHR (288 MWe, HTGR, Prismatik, He/C, LEU 14-18% atau WPu) (JSC OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); status: Desain Awal tuntas; teknologi kunci didemonstrasikan.
• MHR-T (205,5x4 MWe, HTGR (modular), Prismatik, He/C, TRISO, <20%, produksi H2) (JSC OKBM Afrikantov, Federasi Rusia); Status: Desain Konsep.
• MHR-100 (25-87 MWe, HTGR, Prismatik, He/C, TRISO, <20%) (JSC OKBM Afrikantov, Fed. Rusia), status: Desain Konsep.
• PBMR-400 (165 MWe, HTGR, Pebble bed dengan BB partikel tersalut, He/C, TRISO, 9,6% LEU atau WPu) (PBMR SOC Ltd., Afrika Selatan), status: Desain Awal tuntas; uji demonstrasi fasilitas; proyek dihentikan tahun 2020 guna perawatan.
• A-HTR-100 (50 MWe, HTGR, Pebble bed dengan BB partikel tersalut, He/C, TRISO, LEU atau WPu) Eskom Holdings SOC Ltd., Afrika Selatan), status: Desain Konsep tuntas; kegiatan Litbang (R&D) berjalan.
• HTMR100 (35 MWe, HTGR, Pebble partikel TRISO, He/C, LEU, LEU/Th or TH/HEU atau Th/Pu) (Steenkampskraal Thorium (Pty) Limited, Afrika Selatan); status: Desain Konsep.
• Xe-100 (35 MWe, HTGR, He/C, UCO TRISO Pebble, He/C, rerata 14,5% - maks 18,5%) (X-energy LLC, AS); status: pengembangan Desain Dasar.
• SC-HTGR (272 MWe, HTGR, Prismatik, He/C, BB partikel UCO TRISO dalam blok grafit heksagonal, rerata 14,5% - maks 18,5%) (Framatome Inc., AS), Desain Konsep.
• HTR-10 (2,5 MWe, HTGR modular, He/C, BB partikel TRISO (Kernel UO2, 17%) (Tsinghua University, Tiongkok); status: operasional.
• HTTR (30 MWth, HTGR Prismatik, He/C, partikel TRISO UO2 tersalut keramik, 3-10%) (JAEA, Jepang); status: operasional.
• RDE/Micro-PeLUIt (singkatan dari "Reaktor Daya Eksperimental", "Pembangkit Listrik dan Uap Panas Industri") (3 MWe, HTGR, He/C, elemen bentuk bola dengan BB partikel tersalut, 17%) (BATAN, Indonesia), status: lisensi/ijin tapak (PUSPIPTEK, Serpong) diberikan BAPETEN pada tahun 2017. Pengembangan desain detil sedang berjalan sebagai bagian dari fase persetujuan desain.

4. SMR Spektrum Netron Cepat Berpendingin Natrium / Timbal

• BREST-OD-300 (300 MWe, LMFR, BB campuran PuN-UN, pendingin/moderator Pb, hingga 14,5%, (NIKIET, Fed. Rusia); status: Desain Detil dengan potensi menyala pada tahun 2026.
• ARC-100 (100 MWe, LMFR / tipe kolam, BB logam paduan U-Zr, 13,1%) (ARC Nuclear Canada, Inc., Kanada); status: desain konsep.
• 4S (Super Safe, Small & Simple) (10 MWe, LMFR, U-Zr alloy, <20%) (Toshiba Corp., Jepang); status: Desain Detil
• MicroURANUS (20 MWe, Lead-Bismuth Cooled Reactor, pendingin/moderator Pb-Bi (45-55% berat, eutectic alloy), BB UO2 / heksagonal, ada 3 zona dengan pengayaan 8, 10, 12%) (UNIST, Republik Korea), status: desain konsep awal. 
• LFR-AS-200 (200 MWe, LMFR tipe kolam, pendingin Pb tanpa moderator, MOX heksagonal, maks 19% / Pu 23,2%) (HNE = Hydromine Nuclear Energy, Luxembourg); status: Desain Awal.
• LFR-TL-X (5, 10, 20 MWe, LMFR, pendingin Pb, tanpa moderator, LEU kaset silindris, 19,75%) (HNE, Luxembourg); status: Desain Konsep.
• SVBR (100 MWe, LMFR, Pb-Bi eutectic alloy, UO2 / heksagonal, <19,3%) (JSC AKME Engineering, Federasi Rusia); status: Desain Detil untuk konstruksi pada th 2025.
• SEALER (3 MWe, reaktor kecil berpendingin Pb, UO2 / Heksagonal, (LeadCold, Swedia); status: Desain Konsep.
• EM2 (265 MWe, MHTFR, pelet UC/ Heksagon, 14,5%/LEU, (General Atomics, AS); status: Desain Konsep.
• Westinghouse Lead Fast Reactor (>450MWe, tipe kolam, LMFR, oksida, transisi ke UN, <19,75%), (Westinghouse Electric Company, AS); status: desain konsep.
• SUPERSTAR (120 MWe, tipe kolam, LMFR, pendingin Pb, <12%), (Argonne National Laboratory, AS); status: Desain Konsep.

5. MSR (Molten Salt Small Modular Reactor)

• IMSR (195 MWe, MSR/Molten Salt Reactor, BB garam Fluorida/grafit, <5%, LEU), (Terrestrial Energy, Canada); status: Desain konsep tuntas - basic engineering sedang berjalan.
• smTMSR-400 (168 MWe, MSR, pendingin BB garam LiF-BeF2-ZrF4-ThF4-UF4 / grafit, 19,75%), (SINAP, CAS, China); status: desain konsep awal.
• Copenhagen Atomics Waste Burner 0.2.5 (100 MWth, MSR, pendingin garam BB, moderator air berat, Transuranic, jenis BB LiF-ThF4, inventori BB Bekas), (Copenhagen Atomics, Denmark); status: Desain Konsep.
• ThorCon (250 MWe, Thermal MSR, pendingin garam molten, moderator grafit, jenis BB UF4, ThF4, min 5% / maks 19,7%), (Thorcon International, USA and Indonesia); status: Desain Dasar tuntas.
• FUJI (200 MWe, MSR, pendingin fluorida molten, moderator grafit, BB garam molten Th dan U, pengayaan 2% (0,24%U-233 + 12% Th), Pu atau LEU dapat digunakan), (International Thorium Molten Salt Forum: ITMSF, Jepang); status:  Tahap Eksperimental, 3 MSR dibangun, desain detil belum dimulai.
• Stable Salt Reactor (300-900 MWe, MSR, tipe reaktor BB statik MS Fast Reactor, pendingin garam molten ZrF4-KF, Reactor grade Pu),  (Moltex Energy, UK & Kanada), status: transisi dari konsep ke engineering, ulasan desain vendor kanada sedang berjalan.
• LFTR (250 MWe, MSR, pendingin garam BB LiF-BeF2-UF4, moderator grafit, U-233 dari Th), (Flibe Energy, AS); status: Desain Konsep.
• KP-FHR ( 140 MWe, jenis reaktor modular, pebble bed, HT Salt cooled R, pendingin Li2BeF4, moderator grafit,  BB partikel TRISO dalam matric pebble grafit, 19,75%), (Kairos Power, AS); status: desain konsep sedang berjalan.
• Mkl PB-FHR (100 MWe, FHR / Fluoride-salt-coloed-high temperature reactor, pendingin Li2BeF4, moderator grafit, BB partikel TRISO dalam matriks pebble grafit, 19,9%), (Univ. California, Berkeley, AS); status: Desain Pra-konsep.
• MCSFR (50 / 200 / 400 / 1200 MWe, tipe reaktor MSR-fast Chloride, pendingin garam BB NaCl-XCly-YCl-UCl3/4-PuCl3-FPCly, pengayaan 10% Pu (total Pu+U) atau 15% HALEU, persyaratan daur BB: daur BB tertutup U/Pu atau SNF/DU/NU (1 t/GWe-yr)), (Elysium Industries, AS); status: Desain konsep. 

 6. SMR ukuran kecil

•  Energy Well (8 MWe, tipe kolam,Flioride HTR, pendingin garam molten FLiBe, BB TRISO,15%), (Centrum vyzkumu Rez s.r.o., Czech Republic); status: desain pra-konsep.
• MoveluX (3-4 MWe, tipe reaktor Heat-pipe cooled and calcium-hydride moderated reactor, moderator CaH2,  BB U3Si2 / Heksagonal, 4,8-5,0%), (Toshiba Corp, Jepang); status: desain konsep.
• U-Battery (4 MWe, HTG micro R, pendingin He, moderator grafit, BB TRISO / heksagonal, <20%), (Urenco, UK); status: desain konsep.
• AURORA (1,5 MWe, Fast Reactor, pendingin logam cair, BB logam), (OKLO Inc., AS);  status: aplikasi lisensi gabungan yang diterima oleh US NRC.
• Westinghouse eVinci Micro Reactor (0,2-15 MWe, tipe reaktor Heat Pipe cooled, pendingin pipa panas, moderator logam hidrida, BB TRISO atau lainnya dalam kapsul, 5-19,75%), (Westinghouse, AS); status: desain konsep.
• MMR (>5 MWe, HTGR / micro-reactor / baterai nuklir, He/C, BB FCM atau TRISO / heksagonal, HALEU 19,75%), (Ultra Safe Nuclear Corp., AS); status: desai dasar / awal.

Disusun oleh: Fathurrachman Fagi; WA 0812-1088-1386; ffagi@yahoo.com