Techno-economic optimisation of advanced biogas valorisation pathways based on electrified steam methane reforming

This work analyses innovative utilisation pathways for biogas, moving beyond conventional routes to investigate bio-H2 and bio-e-Methanol production through electrified steam methane reforming (eSMR)-based processes. Electrification of the reformer enables enhanced syngas production, compact reactor designs, and flexible operation by avoiding combustion and the associated heat transfer limitations. This facilitates the development of reactors suitable for small-scale, distributed generation, capable of flexible part-load operation to match the intermittency of renewable energy sources. To this end, this work aims to address key gaps in the existing literature through: (i) Comprehensive process analysis, including simulations and the study of chemical plant behaviour at part-load and in different operating points; (ii) System-level integration, modelling the process with intermittent renewable sources, Battery Energy Storage Systems (BESS), gas and liquid storage units, and the logistics for biogas utilisation in industrial clusters with hydrogen and CO2 infrastructure. The systems were optimised using annual simulations with hourly discretization to evaluate their performance when integrated with intermittent renewable sources and storage systems. This approach allows for the calculation of the required capacities of renewable energy (REN), BESS, buffer storage units, and chemical plant oversizing, as well as quantifying the benefits derived from operational flexibility. Results demonstrate that eSMR enables high process efficiencies. The Bio-H2 pathway preserves 96% of the biogas energy content and, through CCS integration, achieves negative emissions as low as –9 kgCO2/kgH2. The Bio-e-MeOH process allows for carbon efficiencies up to 96% when electrolytic hydrogen is added. From an economic perspective, small-scale plants show production costs of 3.8-6.2 €/kg for hydrogen and 845-1136 €/t for methanol, with results highlighting the biogas feedstock and electricity as major cost drivers. Conversely, large-scale centralized production allows to leverage the economies of scale of the chemical island and reduce the specific impact of biogas costs, lowering production costs to 2.5-4.9 €/kg for hydrogen and 529-663 €/t for methanol. Finally, regarding industrial clusters, the analysis highlights that CO2 capture from bio-methane plants becomes economically viable with carbon credits above approx. 75 €/t, whereas the use of bio-hydrogen as a fuel is uncompetitive, as the sole advantage compared to biomethane lies in the differential in captured CO2. Conversely, using hydrogen as a chemical feedstock to displace fossil-based hydrogen gives access to premium markets that recognise its higher value. In this scenario, with hydrogen holding twice the market value of biomethane, production would become economically viable when electricity prices are below c. 50 €/MWh and CO2 credits above 100 €/t.

Questo lavoro analizza percorsi innovativi per l'utilizzo del biogas, andando oltre le vie convenzionali per indagare la produzione di bio-H2 e bio-e-metanolo attraverso processi basati sul reforming elettrificato del metano (eSMR). L'elettrificazione del reformer consente una maggiore produzione di syngas, una progettazione di reattori compatti e un funzionamento flessibile, evitando la combustione e le relative limitazioni di trasferimento del calore. Ciò facilita lo sviluppo di reattori adatti alla generazione distribuita su piccola scala, capaci di operare in modo flessibile a carico parziale per accomodare l'intermittenza delle fonti di energia rinnovabile. A tal fine, questo lavoro mira a colmare le principali lacune nella letteratura esistente attraverso: (i) un'analisi di processo completa, comprendente simulazioni e lo studio del comportamento dell'impianto chimico a carico parziale e in diversi punti operativi; (ii) un'integrazione a livello di sistema, modellando il processo con fonti rinnovabili intermittenti, sistemi di accumulo dell'elettricità a batteria (BESS), unità di stoccaggio di gas e liquidi, e la logistica per l'utilizzo del biogas in cluster industriali con infrastrutture per l'idrogeno e la CO2. I sistemi sono stati ottimizzati utilizzando simulazioni annuali con discretizzazione oraria per valutare le loro prestazioni quando integrati con fonti rinnovabili intermittenti e sistemi di accumulo. Questo approccio permette di calcolare le capacità richieste di energia rinnovabile, BESS, unità di stoccaggio intermedio e il sovradimensionamento dell'impianto chimico, nonché di quantificare i benefici derivanti dalla flessibilità operativa. I risultati dimostrano che l'eSMR consente elevate efficienze di processo. Il percorso Bio-H2 preserva il 96% del contenuto energetico del biogas e, attraverso l'integrazione della CCS, raggiunge emissioni negative fino a -9 kgCO2/kgH2. Il processo Bio-e-MeOH permette efficienze di conversione del carbonio fino al 96% quando viene aggiunto idrogeno elettrolitico. Dal punto di vista economico, gli impianti di piccola scala mostrano costi di produzione di 3.8-6.2 €/kg per l'idrogeno e 845-1136 €/t per il metanolo, con risultati che evidenziano la materia prima (biogas) e l'elettricità come principali fattori di costo. Al contrario, la produzione centralizzata su larga scala permette di sfruttare le economie di scala dell'isola chimica e di ridurre l'impatto specifico dei costi del biogas, abbassando i costi di produzione a 2.5-4.9 €/kg per l'idrogeno e 529-663 €/t per il metanolo. Infine, per quanto riguarda i cluster industriali, l'analisi evidenzia che la cattura di CO2 dagli impianti di biometano diventa economicamente sostenibile con crediti di carbonio superiori a circa 75 €/t, mentre l'uso del bio-idrogeno come combustibile risulta non competitivo, poiché l'unico vantaggio rispetto al biometano risiede nel differenziale di CO2 catturata. Al contrario, l'utilizzo dell'idrogeno come materia prima chimica per sostituire l'idrogeno di origine fossile dà accesso a mercati premium che ne riconoscono il maggior valore. In questo scenario, ipotizzando per l'idrogeno un valore di mercato doppio rispetto a quello del biometano, la produzione diventerebbe economicamente sostenibile con prezzi dell'elettricità inferiori a circa 50 €/MWh e crediti di CO2 superiori a 100 €/t.