Interreg IVA-project: p. 1 CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling

Transcriptie

1 Interreg IVA-project: p. 1 Inhoudstafel DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen) DEEL II Aanbod aan elektriciteitsoverschotten in Nederland en België II.1 II.2 Simulatie elektriciteitsoverschotten Nederland (Avans Hogeschool) Simulatie elektriciteitsoverschotten België (UGent-Lemcko) DEEL III State-of-the-art van de omzetting elektriciteit naar diwaterstof en methaan III.1 III.2 (Avans Hogeschool) Biologische methaanproductie (UGent-Liwet) DEEL IV Benutting van diwaterstof en methaan voor mobiele toepassingen (Boerenbond) DEEL V Case-studies V.1 Case-study P2G en vergisting in midden West-Vlaanderen (UGent-Liwet) V.2 Case-study P2G en windenergie in noord West-Vlaanderen (UGENT-Lemcko) V.3 Case-study P2G in Zuid-Nederland (Avans Hogeschool) V.4 Case-study P2G voor een landbouwbedrijf (Boerenbond) DEEL VI Stakeholdersbevraging energie-opslag West-Vlaanderen (POM West-Vlaanderen)

2 Interreg IVA-project: p. 2 Deel III.1 Elektrolyse en chemische omzetting van CO 2 + H 2 in methaan Yvonne Mergler, Avans Breda

3 Interreg IVA-project: p. 3 Inhoudsopgave Inhoudsopgave... 3 Inleiding... 4 Fysische parameters H 2 en CH Elektrolyse... 5 Alkaline elektrolyse... 6 Proton Exchange Membrane (PEM) elektrolysecel... 7 De Solid Oxide Electrolysis (SOE) cel... 8 Sabatier proces Kosten elektrolyse en chemische methanisering Efficiëntie van de processen Referenties Bijlagen Bijlage A Bijlage B... 22

4 Interreg IVA-project: p. 4 Inleiding De Europese unie heeft ingezet op een reductie van de CO 2 concentratie van 80 % in 2050 in vergelijking met Dit vraagt een enorme inzet van de energieleveranciers, industrie en transport sector om de energie duurzamer te produceren. Dit heeft geleid tot onderzoek naar duurzame energie zoals wind- en zonne-energie en onderzoek naar de mogelijkheden om deze energie te gebruiken voor het omzetten van biomassa in methaan (methanisering door gebruik van bioorganismen) of voor het omzetten van CO 2 naar methaan (methanisering via Sabatier reactie). Hierbij gaat veel aandacht uit naar het gebruik van H 2 binnen het bestaande energiesysteem. De omzetting van H 2 in combinatie met CO 2 tot methaan is in energetische termen minder interessant. Er is echter in grote delen van Europa een goede infrastructuur aanwezig voor transport van methaan, terwijl dit voor waterstof niet het geval is. De omzetting van CO 2 met H 2 tot methaan heeft als randvoordeel dat CO 2 hergebruikt kan worden. Een nadeel is dat zonne- en windenergie geen constante energieproductie oplevert. Er zal dus gezocht moeten worden naar een mogelijkheid om zonne- en of windenergie op te slaan. Een van de mogelijkheden is om windenergie te gebruiken om water te splitsen in H 2 en O 2 gas (door elektrolyse). Het H 2 gas kan opgeslagen worden of direct gebruikt. H 2 is een belangrijk molecuul dat nodig is in veel chemische processen. H 2 kan ook gebruikt worden in de Sabatier reactie om met CO 2 te reageren tot CH 4. In dit rapport worden de volgende technieken besproken: Elektrolyse: vorming van H 2 en O 2 door splitsing van water. Hierbij is energie nodig. Sabatier proces: vorming van methaan door de reactie van CO 2 met H 2. Dit proces verloopt met behulp van een katalysator. Van deze technieken worden zoveel mogelijk de mate van maturiteit alsmede de kosten weergegeven. Van enkele belangrijke rapporten die in het veld zijn verschenen [Agenborg, Benjaminson] zijn delen uit die rapportages als bijlagen opgenomen. In de geraadpleegde literatuur worden kostenoverzichten van methanisering (via Sabatier) vaak inclusief de kosten van elektrolyse gegeven. Om deze reden is er voor gekozen beide technieken in dit rapport samen te voegen en te bespreken.

5 Interreg IVA-project: p. 5 Fysische parameters H 2 en CH 4 In Tabel 1 worden enkele fysische parameters van H 2 en CH 4 weergegeven die van belang zijn bij de bespreking van methanisering van CO 2 met behulp van H 2. Tabel 1 Specifieke energie en energie dichtheid van H 2 en CH 4 [Fung, Wikipedia]. Verbinding Condities Specifieke energie * Energie dichtheid (MJ/l) (MJ/kg) H 2 70 MPa H 2 Liquid H 2 1 atm CH bar, 15 o C LNG -160 o C NG * In deze tabel zijn de HHV (Higher Heating Values) weergegeven. De LHV (Lower Heating Values) voor H 2 en CH 4 zijn respectievelijk, 120 en 50 MJ/kg De HHV waarde van H 2 van 142 MJ/kg komt overeen met 39 kwh/kg. De LHV waarde van H 2 van 120 MJ/kg komt overeen met 33 kwh/kg [Fung]. Elektrolyse methoden Elektrolyse kan gebruikt worden om H 2 O te splitsen in H 2 en O 2 gas. Hier is energie voor nodig. Deze energie zou door hernieuwbare bronnen, zoals wind of zonne-energie geleverd kunnen worden. De meest gebruikte elektrolysemethode is de alkaline elektrolyse. Daarnaast wordt ook gewerkt met Proton Exchange Membranes (PEM) en Solid Oxide Electrolysis (SOE) [Carmo 2013, Bicáková 2012, Holladay 2009, Laguna-Bercero 2012]. Hieronder worden de verschillende elektrolysemethodes kort toegelicht. Waar mogelijk worden de sterke en zwakke punten benoemd, met daarnaast de mogelijkheden en bedreigingen (SWOT analyse).

6 Interreg IVA-project: p. 6 Alkaline elektrolyse Bij een alkaline elektrolyse bestaat de elektrolytoplossing uit een alkalische oplossing. In Figuur 1 wordt het principe schematisch weergegeven. Figuur 1. Alkaline elektrolyse proces Aan de kathode vindt de volgende halfreactie plaats: 2 H 2 O + 2e H OH - Aan de anode vindt de volgende halfreactie plaats: 2 OH - ½ O e- + H 2 O De totale reactie is: H 2 O H 2 + ½ O 2. Om deze reactie te laten verlopen is energie nodig. Deze bedraagt 285 kj/mol (ongeveer 50 KJ/mol aan warmte en 235 kj/mol aan elektriciteit per mol water [Carmo 2013]). De temperatuur waarbij de alkaline elektrolyse wordt bedreven ligt tussen de 40 en 90 o C [Carmo 2013]. Het voordeel van deze elektrolysemethode is dat de techniek matuur en goed begrepen is. Bij goed gebruik hebben de cellen een lange levensduur. Voorwaarden hiervoor zijn dat de nikkel elektroden in een basische oplossing geplaatst moeten blijven. Een zwak punt blijft de keuze van het membraan. Er moet een afweging gemaakt worden tussen stevigheid en een lage inwendige weerstand [pc]. Verder leveren de cellen een relatief lage stroomdichtheid in vergelijking met andere type elektrolysecellen. Ook kunnen de cellen niet onder heel hoge drukken werken [Carmo 2013] waardoor de cellen groot in omvang zijn. Grond et. al. [Grond] hebben een studie uitgevoerd waarbij een rendement van alkaline elektrolyse gegeven wordt tussen 62 en 82 %. Het huidige systeem kan 760 Nm 3 /h aan H 2 leveren, bij een maximaal celoppervlak van 4 m 2. [Grond 2013].

7 Interreg IVA-project: p. 7 Proton Exchange Membrane (PEM) elektrolysecel In Figuur 2 wordt de PEM elektrolysecel schematisch weergegeven. De kathode bestaat uit platina en de anode uit iridium. Het membraan laat protonen (H + ) door. Figuur 2. PEM elektrolysecel Aan de anode vindt de volgende halfreactie plaats: H 2 O H 2 + ½ O 2 + 2e Aan de kathode vindt de volgende halfreactie plaats: 2H + + 2e H 2 De minimale celspanning, E cel, om de totale reactie te laten verlopen is V. Het voordeel van de PEM cel is dat deze ook goed werkt onder druk. De benodigde energie neemt echter wel toe met de druk (wet van Nernst). De druk wordt wel beperkt door de dikte van het membraan. Tot 100 bar kan met een membraan van µm dik worden gewerkt. Boven deze druk moet voor een dikker membraan gekozen worden [Carmo 2013]. De ladingsdichtheid is 4.4 W/cm 2, het energetische rendement ligt tussen de 67 en 82% en de productiesnelheid van H 2 is 30 Nm 3 /h bij een cel met een maximaal oppervlak van 0,03 m 2. [Grond]. Het voordeel van PEM cellen is de hogere ladingsdichtheid en de mogelijkheid onder hoge druk te werken. Het nadeel is dat de cel onder sterk zure omstandigheden werkt, waardoor er speciale eisen aan de elektrodes (dure edelmetalen), spacerplaten en collectors moeten worden gesteld. Om dit moment is onderzoek nodig naar de corrosieresistente en goedkopere materialen. De stabiliteit van de katalysatormaterialen op langere termijn moet worden verbeterd [Carmo 2013]. Dit betekent dat deze techniek zich nog gedeeltelijk in de onderzoeksfase bevindt. In Tabel 2 [Carmo 2013] worden enkele specificaties van de alkaline en PEM elektrolysecellen weergegeven.

8 Interreg IVA-project: p. 8 Tabel 2. Specificaties van alkaline en PEM elektrolyse (uit Carmo et. al.) [Carmo 2013] De Solid Oxide Electrolysis (SOE) cel De SOE cel bestaat uit een keramisch membraan waar de zuurstofionen door diffunderen. De SOE cel wordt schematisch weergegeven in Figuur 3. Figuur 3. SOE elektrolysecel

9 Interreg IVA-project: p. 9 Het grote voordeel van de SOE cel is dat deze bij een hoge temperatuur kan werken, waardoor er een hoger rendement behaald kan worden. Het voltage dat de cel levert, is lager dan bij de andere elektrolysecellen (gemiddeld 1.4 V tegen gemiddeld 2.1 V voor alkaline en 2.0 V voor PEM [Grond]). Het nadeel is dat deze elektrolysecel nog niet in productie is genomen [Carmo 2013]. Verder wordt gebruik gemaakt van een keramisch en bros membraan, waarvan de levensduur nog niet bekend is [Carmo 2013]. Een interessant aspect is dat, doordat deze cel bij hoge temperaturen gebruikt kan worden, ook de reactie tussen CO 2 en H 2 O naar synthesegas (CO en H 2 ) gebruikt zou kunnen worden. Hier wordt nog verder onderzoek naar verricht [Carmo 2013]. In tabel 3 [Carmo 2013] staan de voor- en nadelen van de alkaline, PEM en SOE elektrolysecellen. Tabel 3. Voor- en nadelen van alkaline en PEM electrolyse (uit Carmo et.al.) [Carmo 2013]

10 Interreg IVA-project: p. 10 Productie van methaan: Sabatier proces Sabatier ontdekte dat H 2 en CO 2 omgezet kan worden in methaan volgens de volgende reactie: 4 H 2 + CO 2 CH 4 + 2H 2 O ΔH = -167 kj/mol Dit is een exotherm proces. De reactie vertoont een optimum rond 400 o C, zoals te zien is in Figuur 4 Figuur 4. Concentratieverloop van de reactanten H 2 en CO 2 en de producten CH 4 en H 2 O als functie van de temperatuur. [uit Fry]. Er wordt gebruik gemaakt van een nikkel katalysator. Er zijn een aantal aandachtspunten [Fry]: 1) De temperatuur moet in de goede range blijven vanwege de katalysator. De temperatuur kan gereguleerd worden door het verdunnen van de gasstroom met bijvoorbeeld water, dat een andere warmtecapaciteit heeft, of met methaan. Een overmaat aan methaan kan echter leiden tot cokesvorming. 2) Bij gebruik van een Ni-katalysator moet de gasstroom gezuiverd zijn van zwavelhoudende verbindingen, aangezien deze de katalysator vergiftigen. Soms worden ruthenium of rhodiumkatalysatoren gebruikt. Ook deze zijn gevoelig voor zwavel. Ru en Rh zijn echter veel duurder dan nikkel. 3) Een ander nadeel is dat als er zuurstof in het gas aanwezig is, er water gevormd wordt met het aanwezig H 2. Naast nikkel katalysatoren, worden er ook katalysatoren met ruthenium als actieve component gebruikt [Fry, Onwudili], of combinaties van verschillende metalen [Wan Abu Bakar, Fry, Habazaki]. Om een groot actief oppervlak te verkrijgen, worden de actieve metalen aangebracht op dragermateriaal met een groot oppervlak, zoals Al 2 O 3. Ook andere metaaloxides kunnen dienen als dragermateriaal [Fry].

11 Interreg IVA-project: p. 11 Alle actieve metalen zijn gevoelig voor zwavelhoudende verbindingen, omdat zwavel het actieve oppervlak vergiftigt door de vorming van sulfides [Toulhoat, Struis, Müller]. Afhankelijk van de zwavelconcentratie (20 tot 100 ppm H 2 S) en temperatuur (700 of 800 o C) op een gedragen Nikatalysator wordt het actieve metaaloppervlak binnen 5 tot 10 uur vergiftigd [Appari]. Volgens Appari et. al. is de katalysator te regenereren bij 800 o C is afwezigheid van zwavelhoudende verbindingen. Müller et. al. hebben de invloed van SO 2 en NO 2 in de gasstroom onderzocht op de vergiftiging van een Ni-katalysator in een power-to-gas proces [Müller]. Typische concentraties van NO 2 en SO 2 in een rookgas zijn respectievelijk 100 en 80 ppm. NO 2 heeft geen significant effect op de conversie en selectiviteit van de reacties. SO 2 daarentegen verlaagt de conversie, opbrengst en selectiviteit met 1.36 % per uur [Müller]. Van H 2 S in de gasstroom wordt verwacht dat de vergiftiging veel sneller verloopt dan met SO 2, aangezien de vormingsenthalpie van H 2 S -21 kj/mol is en die van SO kj/mol [Müller]. De katalysator kan geregenereerd worden door middel van een stoom behandeling [Müller]. Een bedreiging voor het gebruik van het Sabatier proces om methaan te vormen is dat op dit moment de chemische industrie methaan juist gebruikt om waterstof te verkrijgen. Op dit moment wordt bijna alle waterstof die geproduceerd wordt, verkregen via steam reforming [Grond, Fry, van den Brand 2013]. Het lijkt daardoor niet zinvol om eerst waterstof te produceren en dat met CO 2 te laten reageren tot methaan. Dit is niet het geval indien de waterstof gegenereerd wordt uit hernieuwbare elektriciteit. Op dit moment is er nauwelijks een infrastructuur voor transport en opslag van H 2. Ook is de energiedichtheid (in J/l) bij 1 atmosfeer van H 2 ongeveer een factor 3 tot 4 lager dan van CH 4 [Fry, tabel 1]. Om deze redenen kan methanisering van CO 2 met H 2 wel aantrekkelijk zijn. Er is dus wel een mogelijkheid om met bijvoorbeeld overtollige windenergie, via elektrolyse, H 2 te produceren en dit direct bij chemische processen te gebruiken. Wel moet daarbij worden nagedacht over opslag en buffercapaciteit van H 2. Verder moet er gekeken worden naar waterstofverbrossing [Zundert]. Waterstofverbrossing van metalen kan optreden doordat waterstof zorgt voor scheurvorming in het staal wanneer waterstof met insluitingen in het staal reageert. Kosten elektrolyse en chemische methanisering Om een idee te krijgen van de kosten van elektrolyse en chemische methanisering via het Sabatier proces, zijn in dit hoofdstuk enkele delen van Zweedse rapporten opgenomen van Agersborg [Agarsborg] en Benjaminsson [Benjaminsson]. In bijlage A staat een overzicht van de data die gebruikt zijn door Chalmers University [Agersborg] om de kosten te berekenen van een Power-to-gas installatie. Hierbij dient opgemerkt te worden dat de investeringskosten, vaste en variabele kosten afhankelijk zijn van de grootte van de installaties. Bij de investeringskosten wordt uitgegaan van een economische levensduur van 15 jaar en een rentepercentage van 7 %. Naast de kosten zijn er ook inkomsten. Deze zijn afkomstig van de verkoop van: 1) Synthetisch natural gas (SNG) 2) De besparing op aardgas 3) Gevormde zuurstof 4) Warmte-overschotten (stadverwarming?) Chalmers heeft voor twee sites in Zweden (GoBiGas en Gasendal) de kosten en baten doorgerekend voor een power-to-gas installatie. De belangrijkste componenten waaruit een Power-to-gas installatie bestaat zijn de Sabatier reactor, een electrolyzer, compressor en een droger. De schaal is

12 Interreg IVA-project: p. 12 niet gelijk voor beide sites. Bovendien heeft GoBiGas al een Sabatier reactor en compressor, waardoor de investeringskosten voor GoBiGas lager uitvallen. Naast deze investeringskosten, zijn er ook andere, variabele, kosten. Al deze kosten worden in tabel 4a en 4b samengevat. Tabel 4a. Investeringskosten voor apparatuur voor een Power-to-Gas installatie [Agersborg] Tabel 4b. Overige kosten die gemaakt worden bij een Power-to-gas plant [Agersborg] Figuur 5 geeft een indicatie van de investeringskosten, vaste en variabele kosten. Opvallend is dat de elektriciteitskosten een groot deel van de variabele kosten uitmaken (49 tot 57 %).

13 Interreg IVA-project: p. 13 Figuur 5. Overzicht van de kosten voor de twee verschillende opties die zijn doorgerekend voor Gasendal [Agersborg] Voor meer details wordt verwezen naar het originele rapport van de Chalmers universiteit. (1 SEK = 0.11 euro). Tegenover de gemaakte kosten, staan ook opbrengsten: methaan, zuurstof en evt. stadsverwarming. In Tabel 5 worden de inkomsten weergegeven. (1 SEK = 0.11 euro). Tabel 5. Inkomsten uit producten en besparingen. De NG en SNG bedragen zijn gebaseerd op de LHV waarden [Agersborg] In bijlage B staat een overzicht van de data die gebruikt zijn door Benjaminsson et.al. [Benjaminsson] van het Svenskt Gastekniskt Center. Zij hebben verschillende technologieën voor methanisering doorgerekend en de kosten hiervan samengevat in enkele tabellen. Voor een beschrijving van de technologieën wordt naar het oorspronkelijke document van Benjaminsson et.a. [Benjaminson] verwezen. De investeringskosten voor het produceren van H 2 door middel van elektrolyse worden in Tabel 6 weergegeven. Er wordt benadrukt dat elektrolyse op dit moment nog niet wordt toegepast op een schaal van Nm 3 /h, zoals berekend is. Ter vergelijking: voor een input van CO 2 van 100

14 Interreg IVA-project: p. 14 Nm 3 /h is dus 400 Nm 3 /h aan H 2 nodig. In Tabel 7 worden de investeringskosten voor methanisering en elektrolyse weergegeven. Tabel 6. Investeringskosten voor elektrolyse van verschillende fabrikanten en type elektrolyse cellen [Benjaminsson] Tabel 7. Investeringskosten voor methanisering en elektrolyse van verschillende fabrikanten [Benjaminsson] Deze Zweedse studie [Benjaminsson] laat zien dat ook bij de productie van waterstof door elektrolyse, een groot deel van de kosten uit energiekosten bestaan. Variaties in de energieprijs zal dus een grote invloed hebben op de productiekosten van H 2. De verschillende fabrikanten hebben productiekosten tussen de 0.8 en 0.9 SEK/kWh aan H 2. Figuur 6 (figuur 39 uit de studie van Benjaminsson) geeft de verschillende kosten weer voor de productie van 400 Nm 3 /h aan H 2. Voor het methaniseringsproces worden de verschillende kostenposten weergegeven in Figuur 7 (figuur 40 uit de studie van Benjaminsson). Er wordt geen rekening gehouden met de opbrengsten van warmte (Sabatier reactie en elektrolyse), zuivere zuurstof (elektrolyse), en upgrading van het biogas (door s). (Voor meer details, zie Bijlage B of originele studie van Benjaminsson). Figuur 6. Verschillende kosten voor de productie van waterstof met behulp van elektrolyse [Benjaminsson]

15 Interreg IVA-project: p. 15 Figuur 7. Verschillende kosten voor methanisering met verschillende technologieën [Benjaminsson] De productiekosten in Figuur 7 zijn de daadwerkelijke kosten en houden geen rekening met de eventuele baten door bijvoorbeeld het nuttig gebruiken of verkopen van de geproduceerde warmte. Ter illustratie wordt in Figuur 8 de kostenreductie weergegeven bij de verschillende technieken door het nuttig ten gelde maken van de warmte [Benjaminsson]. Figuur 8. Verschillende kosten en baten van het ten gelde maken van warmte voor de verschillende technologieen [Benjaminsson]. Let op: de Y-as heeft een andere schaal en de Sunfire 100 technologie is niet in dit figuur opgenomen.

16 Interreg IVA-project: p. 16 Efficiëntie van de processen Door Benjaminsson et. al. [Benjaminsson] zijn van verschillende fabrikanten systeem analyses uitgevoerd, waarbij de efficiency van de technologie schematisch wordt weergegeven. In Figuur 9 wordt de technologie van Sunfire samengevat, waarbij voor de katalytische methanisering gebruik gemaakt wordt van een adiabatische en isothermische reactor. Het methaniseringproces levert een flow op met veel warmte-inhoud. De CO 2 is afkomstig van een upgradingsfaciliteit. Er wordt gebruik gemaakt van Pressure Swing Adsorption (PSA) om methaan en CO 2 van elkaar te scheiden. In Figuur 10 wordt de technologie van ETOGAS samengevat. Hierbij wordt CO 2 niet van te voren gescheiden van het gevormde methaan in de biogasreactor. Figuur 9. Technologie van Sunfire [Benjaminsson] Figuur 10. Technologie van ETOGAS [Benjaminsson] Volgens Grond et.al. [Grond] is de energetische efficiëntie van alkaline elektrolyse %. Deze techniek is matuur en wordt commercieel gebruikt. De efficiëntie van PEM elektrolyse ligt tussen de 67 en 93 %. Deze techniek bevindt zich nog in de pre-commerciële fase. Chemische methanisering kent een efficiëntie van 70-85% (exclusief elektrolyse) en is commercieel verkrijgbaar. Ter vergelijking: biologische methanisering heeft een efficiëntie van 95 tot 100 % (exclusief elektrolyse), maar bevindt zich nog in de demonstratiefase [Grond]. De efficiëntie van methanisering van CO 2 en H 2 hangt af van de efficiëntie van de elektrolyse cellen en de methaniseringsreactor. De efficiëntie van de Sabatier reactor ligt min of meer vast, zodat alleen het verbeteren van de efficiëntie van de elektrolyse een verbetering van de totale efficiëntie van methanisering oplevert. Het lijkt mogelijk de efficiëntie van elektrolyse te verbeteren [Benjaminsson] door verbeteringen van de technologieën tot 90%, waardoor de totale efficiëntie zo n 70% kan worden voor de chemische methanisering [Benjaminsson].

17 Interreg IVA-project: p. 17 Referenties Jonathan Agersborg, Emil Lingehed, Chalmers University of Technology, Report No. T Integration of Power-to-Gas in Gasendal and GoBiGas Appari, S et al., International Journal of Hydrogen Energy 39 (2014) Deactivation and regeneration of Ni catalyst during steam reforming of model biogas: An experimental investigation Azelee, W.A. B. W., et. al., Catalysis Letters 128 (2009) Nickel Oxide Based Supported Catalysts for the In-situ Reactions of Methanation and Desulfurization in the Removal of Sour Gases from Simulated Natural Gas. Gunnar Benjaminsson, Johan Benjaminsson, Robert Boogh Rudberg, Svenskt Gastekniskt Center(SGC) Rapport 2013:284, Power to Gas a Technical Review Olga Bicáková, Pavel Straka, International Journal of Hydrogen Energy 37 (2012) , Production of hydrogen from renewable resources and its effectiveness Pieter van den Brand: Fluids Processing 4, 2013, 33. Methanisering, onthoud dat woord! Marcelo Carmo, David L. Fritz, Jürgen Mergel, Detlef Stolten, International Journal of Hydrogen Energy 38 (2013) , A comprehensive review on PEM water electrolysis Matt Fry: The Sabatier Process and Renuwable Methane: Possibility of Pipe-Dream? Michelle Fung: Lukas Grond, Paula Schulze & Johan Holstein in: Systems analyses Power to Gas: A technology review, DNV-KEMA Energy & Sustainability, Groningen, 2013 (Part of TKI project TKIG01038 Systems analyses Power-to-Gas pathways. Deliverable 1: Technology Review) Habazaki, H., et. al., Applied Catalysis A: General 172 (1998) Co-methanation of carbon monoxide and carbon dioxide on supported nickel and cobalt catalysts prepared from amorphous alloys J.D. Holladay, J. Hu, D.L. King, Y. Wang, Catalysis Today 139 (2009) , An overview of Hydrogen production technologies Kent Hoekman, S., et.al., International Journal of Greenhouse Gas Control 4 (2010) CO 2 recycling by reaction with renewably-generated hydrogen M.A. Laguna-Bercero, Journal of Power Sources 203 (2012) 4-16, Recent advances in high temperature electrolysis using solid oxide fuel cells - A review K. Muller, M. Fleige, F. Rachow and D. Schmeisser, Energy Procedia 40 (2013) Sabatier based CO2-methanation of flue gas emitted by conventional power plants Onwudili, J.A. et. al., Applied Catalysis B : Environmental (2013) Hydrogen and methane selectivity during alkaline supercritical water gasification of biomass with ruthenium-alumina catalyst

18 Interreg IVA-project: p. 18 Marija Saric et. al. ECN NL, IPCS 13, Intern. Conference on Polygenation strategies, september 2013, Vienna, Autrai. Power-to-Gas coupeling to biomethane production: a feasibility study Struis, R.P.W.J. et. al., Applied Catalysis A: General 362 (2009) Sulphur poisoning of Ni catalysts in the SNG production from biomass: A TPO/XPS/XAS study. Toulhoat, H. et. Al. Catalysis Today 50 (1999) Transition metals to sulfur binding energies relationship to catalytic activities in HDS: back to Sabatier with first principles calculations Marga van Zundert, Chemisch 2 Weekblad, 12, 4 juli 2014, pg 13.Waterstofbrosheid treft doel

19 Interreg IVA-project: p. 19 Bijlagen In bijlage A staat een overzicht van de data die gebruikt zijn door Chalmers University [Agersborg] om de kosten te berekenen van een Power-to-gas installatie. Delen uit dit rapport en de appendix zijn integraal overgenomen. In bijlage B staat een overzicht van de data die gebruikt zijn door Benjaminsson et.al. [Benjaminsson] van het Svenskt Gastekniskt Center. Zij hebben verschillende technologieën voor methanisering doorgerekend en de kosten hiervan samengevat in enkele tabellen. Voor een beschrijving van de technologieën wordt naar het oorspronkelijke document van Benjaminsson et.a. [Benjaminson] verwezen. Ook hier zijn de tabellen en grafieken weer integraal uit het rapport overgenomen.

20 Interreg IVA-project: p. 20 Bijlage A Integration of Power-to-Gas in Gasendal and GoBiGas Master s Thesis within the Sustainable Energy Systems programme JONATAN AGERSBORG, EMIL LINGEHED Department of Energy and Environment Division of Energy Technology CHALMERS UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Göteborg, Sweden 2013 Report No. T This summary below deals with the details of the input variables specifically for the GoBiGas case and compares the first and second option (see Agersborg [Agersborg] for more details). In Table 19 some key economical parameters are presented for the power-to-gas process at GoBiGas and Gasendal.

21 Interreg IVA-project: p. 21 The specific fixed cost (fixed cost per kwsng) is higher for the process at Gasendal, about 40% higher. At GoBiGas the Sabatier reactor system already exists, as well as a compressor, which lead to a lower investment cost and a lower investment also leads to a lower operation and maintenance cost. INPUT DATA ELECTROLYSER Here follows a technical description of the commercially available electrolyser used in the calculations: NEL A - atmospheric electrolyser. This electrolyser comes from the manufacturer NEL hydrogen, a Norwegian company with long experience of electrolysers. The properties of this electrolyser are presented in Table A1. The power consumption includes all auxiliary equipment except high pressure compression. The electricity consumption decreases linearly down to 20% of the max capacity; this is because of lower current densities (Harrison and Levene 2008). The cost of this electrolyser is about 12,7 MSEK for a capacity of 500 Nm3H2/hr. This electrolyser can switch between operations at 100% to 20% in about 10 minutes. A cold start to 100% takes several hours (Taalesen 2013). Table A1 shows a summary of the properties of the electrolyser.

22 Interreg IVA-project: p. 22 Bijlage B Power to Gas a Technical Review Gunnar Benjaminsson, Johan Benjaminsson, Robert Boogh Rudberg SGC Rapport 2013:284 Svenskt Gastekniskt Center AB, Malmö Production Costs This chapter presents the production cost of both hydrogen and methane. The production cost of hydrogen has a big impact on the cost of methane production. The specific hydrogen production cost is therefore first shown in a separate part of this chapter, thereafter the total cost of methanation is calculated. Parameters for calculation of the production costs are presented in Table 10. Table 10. Parameters used for calculation of the production costs