Techno-economic assessment of flexible power generation with biogas plants

Abstract

Die zunehmende Integration von erneuerbaren Stromerzeugern, die fluktuierend Strom generieren, stellt die Stabilität des Stromnetzes vor Herausforderungen. Die zunehmende Diskrepanz zwischen Stromangebot und -nachfrage muss durch zusätzliche Flexibilität im System ausgeglichen werden, die u.a. durch andere Kraftwerke bereitgestellt werden kann, die flexibel und bedarfsorientiert Strom erzeugen. Biogasanlagen haben aufgrund der langen Speicherfähigkeit des Energieträgers ein hohes Potenzial, flexibel Strom zu erzeugen. Die meisten der rund 290 Biogasanlagen, die derzeit in Österreich betrieben werden, sind als Grundlastkraftwerke ausgelegt und erhalten eine fixe Einspeisevergütung. Aufgrund ablaufender Förderverträge und sich ändernder Rahmenbedingungen, ist die Zukunft der österreichischen Biogasbranche allerdings ungewiss. Ziel dieser Studie ist es, die wirtschaftliche und technische Realisierbarkeit der Integration österreichischer Biogasanlagen in Strommärkte, die den Fokus auf den Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage haben, zu untersuchen. Zu diesem Zwecke wurden technoökonomische Untersuchungen der flexiblen Stromerzeugung mit der Biogasanlage Bruck an der Leitha, die in dieser Arbeit als Modell-Biogasanlage diente, und mehrerer Referenz-Biogasanlagen, die ein typisch-österreichisches Anlagenkonzept aufweisen, durchgeführt. Die Biogasanlage Bruck an der Leitha wurde im Prozesssimulationsprogramm IPSEpro® anhand von Daten modelliert, die im Rahmen eines einjährigen Monitorings an der Anlage erhoben wurden. Vier flexible Stromerzeugungsszenarien wurden im Zuge von ex-post Simulationen untersucht, bei denen Teilnahme am Markt für Sekundärregelenergie und am Spotmarkt angenommen wurde. Die Ergebnisse von semi-kontinuierlichen Fermentationstests wurden in das Simulationsmodell der Anlage implementiert, um das Reduktionspotenzial für die erforderliche Biogasspeicherkapazität während flexibler Stromerzeugung zu ermitteln. Des Weiteren wurde die Wirtschaftlichkeit der flexiblen Stromerzeugung mit bestehenden, sowie neu errichteten Referenz-Biogasanlagen mit einer elektrischen Nennleistung von 150–750 kW untersucht. Im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsrechnungen, die auf der Annuitätenmethode basierten, wurden mehrere Stromerzeugungsszenarien bewertet. Darüber hinaus wurden Ergebnisse aus Untersuchungen des Treibhauspotenzials der Stromerzeugung mit Biogasanlagen herangezogen, um Minderungskosten für Treibhausgase zu ermitteln. Dazu wurden die berechneten erforderlichen Prämien für die Stromerzeugung mit Biogasanlagen mit dem CO2-Äquivalent Einsparungspotential in Beziehung gesetzt. Die Ergebnisse zeigten, dass für die Teilnahme an den untersuchten Strommärkten keine wesentlichen technischen Anpassungen an der Biogasanlage Bruck an der Leitha erforderlich sind. Außerdem zeigte sich, dass durch den Einsatz unterschiedlicher Fütterungsstrategien die benötigte Biogasspeicherkapazität bei flexibler Stromerzeugung im Vergleich zur kontinuierlichen Fütterung um bis zu 73.7% reduziert werden kann. Für die untersuchten Referenz-Biogasanlagen könnten Investitionen für flexible Stromerzeugung erforderlich sein, die Investitionen in zusätzliche Biogasspeicher-, Wärmespeicher- und BHKW-Kapazitäten inkludieren. Ein angemessenes finanzielles Fördersystem ist erforderlich, um die Integration von Biogasanlagen in Strommärkte wirtschaftlich zu ermöglichen. Der kalkulierte Prämienbedarf für flexible Stromerzeugung wurde für die Biogasanlage Bruck an der Leitha mit 37.3–99.9 € MWh 1, und für die untersuchten Referenzbiogasanlagen mit 138.3–260.9 € MWh-1 errechnet. Die Minderungskosten für Treibhausgase bezüglich Stromerzeugung mit den untersuchten Referenz-Biogasanlagen liegen zwischen 149.5 und 704.2 € (t CO2-Äquivalent) -1.

The advancing integration of power plants operating on intermittent renewable energy sources poses challenges to the electricity grid stability. The increasing discrepancy of electricity supply and demand needs to be compensated by additional flexibility in the system, which can i.a. be provided by operating other power plants on demand. Biogas plants have a high potential to generate power flexibly due to the long storability of the energy carrier. Most of the approximately 290 biogas plants that are currently operated in Austria are designed as base load power plants receiving a fixed feed-in tariff. Due to expiring contract periods and changing framework conditions, the future of the Austrian biogas sector is quite uncertain. The aim of this study is to assess the economic and technical feasibility of integrating Austrian biogas plants into electricity markets that focus on balancing electricity supply and demand. For this reason, techno-economic assessments of flexible power generation by the Bruck an der Leitha biogas plant were conducted, which served as a model biogas plant in this work, as well as several reference biogas plants, which have a typical Austrian plant setup. The Bruck an der Leitha biogas plant was modelled in the process simulation program IPSEpro® using data obtained during a one-year monitoring at the plant. Four flexible power generation scenarios were simulated during ex-post simulations that assessed one year of plant operation and assumed participation in the market for secondary control energy reserves and the electricity spot market. Results from semi-continuous fermentation tests were implemented in the plant’s simulation model to determine the reduction potential for the needed biogas storage capacity during flexible power generation. The economic feasibility of electricity market integration was assessed for existing as well as newly-constructed reference biogas plants with an electric rated output ranging from 150–750 kW. Several power generation scenarios were investigated during economic assessments, which used the annuity method. Additionally, results from global warming potential assessments were used to determine greenhouse gas mitigation costs by correlating the calculated required premium for power generation with biogas plants to the CO2 eq. saving potential. The results showed that no major technical adaptions were needed for the Bruck an der Leitha biogas plant’s participation in the investigated electricity markets and that the installed storage capacities and gas lines were sufficiently dimensioned. Additionally, using different feeding strategies showed that the needed biogas storage capacity could be considerably reduced while generating power flexibly—for some scenarios by up to 73.7% if compared to continuous feeding. For the investigated reference biogas plants, investments might be necessary for flexible power generation, which include investments into additional biogas storage, heat storage and CHP unit capacity. The economic viability of integrating biogas plants into the electricity market requires an appropriate financial framework. The calculated required premium for flexible power generation ranged from 37.3–99.9 € MWh-1 for the Bruck an der Leitha biogas plant and from 138.3–260.9 € MWh-1 for the investigated reference biogas plants. GHG mitigation costs for power generation with the investigated reference biogas plants ranged from 149.5–704.2 € (t CO2 eq.) 1.