Feasibility study of biogas upgrading through high temperature electrolysis

High temperature co-electrolysis of CO2 and H2O performed in SOECs (Solid Oxide Electrolysis Cells) can be a promising solution for both biogas upgrading and electrical energy storage in the form of synthetic fuels. Although this technology is still at an experimental stage, it offers a possibility to convert steam and the biogas CO2 content, that has to be removed to produce biofuels, into syngas with a suitable H2 to CO ratio for further processing. In this study the feasibility of electrochemical biogas upgrading for the production of biomethane for grid injection is evaluated performing a technical and economic analysis. Three system configurations are modelled in Aspen Plus changing the reactants in the HTEL: biogas and steam for co-electrolysis with methane, CO2 and steam for co-electrolysis and steam for electrolysis. The cathode products are then processed in a methanation reactor to obtain biomethane with a composition suitable for grid injection. The combination of high temperature co-electrolysis and methanation represents an efficient way to store electricity in form of chemical energy and to avoid the emission of CO2, a greenhouse gas, to the atmosphere. An economic assessment is performed to compare electrochemical upgrading solutions with conventional biogas upgrading. Power-to-Gas is not cost-competitive yet, neither in Germany nor in France, because of the high electricity cost, since systems coupled with biogas plants have a base-load electricity consumption profile and cannot rely only on renewable and inexpensive electricity. Other key factors that will determine the future success of such systems are the cost and lifetime of the SOEC stacks.

La co-elettrolisi ad alta temperatura di CO2 e H2O realizzata in celle ad ossidi solidi (SOECs: Solid Oxide Electrolysis Cells) può rappresentare una soluzione promettente sia per l’upgrading del biogas che per l’accumulo di energia elettrica sotto forma di combustibili sintetici (energia chimica). Nonostante questa tecnologia sia ancora a uno stadio sperimentale, essa rappresenta un modo di valorizzare e convertire l’anidride carbonica contenuta nel biogas, che deve sempre essere rimossa per la produzione di biocombustibili, per la produzione di syngas con un rapporto tra H2 e CO adeguato per il successivo trattamento. In questo studio è valutata la fattibilità energetica e economica dell’upgrading elettrochimico del biogas per la produzione di biometano per l’immissione nella rete di distribuzione del gas naturale. Aspen Plus® è stato utilizzato per modellare tre diverse configurazioni del sistema, cambiando l’alimentazione dell’elettrolizzatore di alta temperatura (HTEL): biogas e vapore per co-elettrolisi con metano, CO2 e vapore per co-elettrolisi e solo vapore per elettrolisi. I prodotti uscenti dal catodo dell’HTEL sono poi processati in un metanatore per ottenere biometano con una composizione adatta per l’immissione nella rete gas. La combinazione di co-elettrolisi ad alta temperatura e metanazione risponde in modo efficiente alle esigenze di accumulo di energia elettrica, sia in termini di capacità che di durata dello stoccaggio, e permette di evitare l’emissione di CO2, gas a effetto serra, nell’atmosfera. I sistemi Power-to-Gas non risultano ancora economicamente competitivi in entrambi i Paesi oggetto dell’analisi (Germania e Francia) a causa dell’elevato costo dell’elettricità. Impianti connessi direttamente con centrali di produzione di biogas (in funzione per 8 000 ore all’anno) hanno infatti una domanda costante di elettricità e non possono utilizzare esclusivamente energia elettrica prodotta con fonti rinnovabili, più economicamente vantaggiosa, né operare solo durante le ore in cui un picco di produzione o un calo nella domanda di elettricità ne determina una diminuzione del costo. Altri fattori chiave che determineranno gli sviluppi futuri delle soluzioni Power-to-Gas sono il costo e la vita utile delle SOECs e le forme di incentivazione economica.