An environmental and economic assessment of a novel Power-to-Fuel system for biogas plants

Abstract

Power-to-Fuel (PtF) systems use carbon dioxide and hydrogen as feedstock together for renewable fuel production and can hence contribute to climate change mitigation. This study tries to evaluate whether an innovative PtF system in combination with a manure-based biogas plant could be a future option in the German energy system. Under this concept, the carbon dioxide from the biogas is used, which is normally released into the atmosphere. The hydrogen is obtained via wind-based electrolysis. The analysis is a first attempt to estimate the economic and environmental performance of such a system for synthetic methanol production. In a techno-economic analysis, a small-scale methanol plant is integrated into the analysed system. The analysis is separated into the process simulation of the methanol plant that does not yet exist at this scale and the development of a methodology for the plant’s cost estimation adapted to the entire PtF concept. The module costs are determined by enquiries from manufacturers. With the prices received and some further adjustments, the specific manufacturing costs can be determined to be 4.41 €/kg_MeOH for methanol production combined with an existing small-manure plant (75 kW). In addition, three cases with different available amounts of CO₂ are examined. One smaller case with the smallest available engine of MAN for the combined heat and power plant, one bigger case including the biogas oxyfuel process (BOP) and one adjusted to an average German biogas plant with 500 kW. The analysis shows that, as opposed to the standard case, the BOP is advantageous as it does not require additional biogas upgrading and generates twice the amount of CO₂. Hence, the costs are lower at 3.17 €/kg_MeOH. In general, it is shown that the costs of manufacturing per kg product decrease with an increasing plant size. This can be explained by the economies of scale. Furthermore, sensitivity analyses shows that the H₂ costs and the fixed capital investment (FCI) have the greatest impact among the parameters. However, the impact of the FCI decreases with an increasing plant size. The interest rate and the cost of CO₂ have an impact on the costs of manufacturing as well, whereby the costs of the utilities have nearly no impact at all. The system is further analysed by considering learning curves and other adaptations for future development. The addition of possible revenues from co-products also helps to converge prices with those of other PtF plants. The system linked to an average biogas plant shows comparatively low production costs with 1.38 €/kg_MeOH. In the second part of the study, a life cycle assessment (LCA) is carried out, from cradle to gate, for 1 kg of methanol produced with the integrated system operated on the scale of the small-manure plant. In view of the multi-functionality of the process, the uncertainty in LCA outcomes is assessed by considering different assumptions on co-product credits for the heat and electricity from cogeneration and the digestate from the anaerobic digestion. The majority of in total nine analysed scenarios show significant improvements compared with conventional methanol production from fossil resources. Scenario A1 achieves CO₂-eq. savings of 1.09 kg, compared to the reference system which emits CO₂-eq. of 0.85 kg; an improvement of 1.95 kg CO₂-eq. is noted. At an annual production of 212 tonnes of methanol, a total of 413 t/a CO₂-eq. emissions can be saved. In addition, a sensitivity analysis examines the influence of the variability of the life cycle inventory data on the results. The sensitivity analysis shows that parameters determining the overall energy requirements in the PtF system greatly influence its environmental performance and should be carefully considered in process design and upscaling. Despite the uncertainties inherent in the life cycle assessment, the system offers an interesting option for producing renewable methanol while contributing to a circular economy. Even if the economic viability is not yet given, the future development of costs and revenues as well as the positive environmental effects can give the system a perspective.

Power-to-Fuel (PtF)-Systeme nutzen Kohlendioxid und Wasserstoff als Ausgangsmaterialien für die Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen und können somit zum Klimaschutz beitragen. Diese Studie versucht herauszufinden, ob ein innovatives PtF-System in Kombination mit einer güllebasierten Biogasanlage eine zukünftige Option im deutschen Energiesystem sein könnte. Bei diesem Konzept wird das Kohlendioxid aus dem Biogas genutzt, das normalerweise ungenutzt in die Atmosphäre entlassen wird. Der Wasserstoff über eine windbasierte Elektrolyse gewonnen. Die Analyse ist ein erster Versuch, die ökonomische und ökologische Leistungsfähigkeit eines solchen Systems zur synthetischen Methanolproduktion abzuschätzen. In einer techno-ökonomischen Analyse wird eine kleintechnische Methanolanlage in das analysierte System integriert. Diese Analyse gliedert sich in die Prozesssimulation, der in dieser Größenordnung noch nicht existierenden Methanolanlage, und die Entwicklung einer auf das gesamte System abgestimmten Methodik zur Kostenschätzung. Die Modulkosten werden von Herstellern erfragt und entsprechend angepasst. Hiermit können die spezifischen Herstellungskosten in Kombination mit einer bestehenden Güllekleinanlage (75 kW) auf 4,41 €/kg_MeOH geschätzt werden. Zusätzlich werden drei Fälle mit unterschiedlichen Mengen an CO₂ untersucht. Ein kleinerer Fall mit dem kleinsten verfügbaren Motor von MAN für das Blockheizkraftwerk (BHKW), ein etwas größerer Fall unter Einbeziehung des Biogas-Oxyfuel-Verfahrens (BOP) und ein an eine durchschnittliche deutsche Biogasanlage mit 500 kW angepasster Fall. Die Analyse zeigt, dass im Gegensatz zum Standardfall der BOP vorteilhaft ist, da er keine zusätzliche Biogasaufbereitung benötigt und die doppelte Menge CO₂ erzeugt. Daher sind die Kosten mit 3,17 €/kg_MeOH geringer. Generell zeigt sich, dass die Herstellungskosten pro kg Produkt mit zunehmender Anlagengröße sinken. Dies lässt sich mit den Skaleneffekten erklären. Des Weiteren zeigen Sensitivitätsanalysen, dass die H₂-Kosten und die fixen Investitionen (FCI) den größten Einfluss haben. Der Einfluss der FCI nimmt jedoch mit zunehmender Anlagengröße ab. Auch der Zinssatz und die CO₂-Kosten sind relevant, wobei die Kosten der Betriebsmittel eher unbedeutend sind. Das System wird weiter analysiert, indem Lernkurven und andere Anpassungen für die zukünftige Entwicklung berücksichtigt werden. Die Hinzunahme möglicher Erlöse aus Koppelprodukten trägt ebenfalls dazu bei, den Methanolpreis an den anderer PtF-Anlagen anzugleichen. Das System in Verbindung mit einer durchschnittlichen Biogasanlage zeigt hier mit 1,38 €/kg_MeOH vergleichsweise niedrige Kosten. Im zweiten Teil der Studie wird eine Lebenszyklusanalyse (LCA) von der Wiege bis zum Tor für 1 kg Methanol durchgeführt, das im integrierten System mit der Güllekleinanlage produziert wird. Angesichts der Multifunktionalität des Prozesses wird die Unsicherheit in den Ergebnissen durch verschiedene Annahmen über die Gutschriften für die Nebenprodukte Wärme und Strom des BHKW und den Gärrest aus der anaeroben Vergärung bewertet. Die meisten der insgesamt neun analysierten Szenarien zeigen deutliche Verbesserungen im Vergleich zur konventionellen Produktion aus fossilen Ressourcen. Szenario A1 erreicht eine Einsparung von 1,09 kg CO₂-Äq. gegenüber dem Referenzsystem, das 0,85 kg CO₂-Äq. emittiert. Dies entspricht einer Verbesserung von 1,95 kg CO₂-Äq. Bei einer Jahresproduktion von 212 Tonnen Methanol können insgesamt 413 t/a CO₂-Äq. eingespart werden. Zusätzlich untersucht eine Sensitivitätsanalyse den Einfluss der Variabilität der Sachbilanzdaten auf die Ergebnisse. Diese zeigt, dass die Parameter, die den Gesamtenergiebedarf im System bestimmen, einen großen Einfluss auf die Umweltbilanz haben und daher bei der Prozessauslegung und beim Upscaling sorgfältig berücksichtigt werden sollten. Trotz der Unsicherheiten, die der Ökobilanz innewohnen, bietet das System eine interessante Option zur Herstellung von erneuerbarem Methanol, die gleichzeitig einen Beitrag zu einer Kreislaufwirtschaft leistet. Auch wenn die Wirtschaftlichkeit aktuell noch nicht gegeben ist, können zukünftige Entwicklung der Kosten und Einnahmen sowie die positiven Umweltauswirkungen dem System eine Perspektive geben.