Short description
(German)
|
Für 2020/21 ist der Bau einer 2.5 MW Elektrolyse inklusive biologischer Methanisierung mit einer Investitionssumme von CHF 14.5 Mio. geplant. Das Gesamtprojekt wird sowohl regional, als auch national als Leuchtturmprojekt wahrgenommen. Das durch Swisspower initiierte und durch Schweizer Stadtwerke getragene Projekt nutzt am Standort der Limeco die vorhandenen Infrastrukturen. Es ist die erste Power-to-Gas Anlage mit kontinuierlicher Methanisierung im Industriemassstab, die in der Schweiz betrieben wird. Die ideale Voraussetzung bilden die Kehrichtverwertungsanlage (KVA) als Stromproduzent zusammen mit dem Klärgas der Abwasserreinigungsanlage (ARA), die als CO2- Quelle dient. KVA-Strom wird so zur Herstellung von Wassersstoff genutzt. Der Wasserstoff wird entweder methanisiert und ins Gasnetz eingespeist oder in mobile H2-Container bzw. H2-Trailer abgefüllt. Der Wasserstoff kann dann für die H2-Mobilität bzw. dezentrale Methanisierung an Standorten von CO2-Quellen bereitgestellt werden. Das Power-to-Gas System erlaubt der Limeco in Zukunft eine flexible Stromproduktion. Die primären Energieoutputs des Hybridkraftwerkes sind Strom, Wasserstoff und Methan. Zudem können Umwandlungsverluste in der Form von Abwärme im regionalen Wärmenetz der Limeco genutzt werden. In einem ersten Schritt soll der Nachweis einer stabilen und dauerhaften Betriebsweise der biologischen Methanisierung auf Basis teilweise konditionierter Nährstoffzuführung mit Hilfe von Faulschlamm aus der ARA2 erbracht werden. Die Produktion von Wasserstoff und Methanisierung – biologische Umwandlung von Wasserstoff und CO2 durch Mikroorganismen (Archaeen) – mit der Einspeisung ins Gasnetz sind die technischen Entwicklungsziele. Die Produktion von Wasserstoff für Anwendungen als Treibstoff bzw. die dezentrale Methanisierung bei vorhandenen CO2-Quellen (Biogasanlagen, etc.) wird in einem weiteren Entwicklungsschritt angestrebt. Durch die eingesetzte Proton Exchange Membran-Elektrolyse (PEM) hat das Projekt weitere Potenziale zur Betriebsoptimierung bzw. Flexibilisierung der Stromproduktion der KVA. Dies kann in Form von Glättung der Netzeinspeiseleistung der KVA und/oder der Vorhaltung von Regelenergie bzw. Systemdienstleistungen erfolgen. Die Projekterfahrungen dienen zudem der Weiterentwicklung von Leitlinien bei der Abwicklung und Bilanzierung von Herkunftsnachweisen von Strom und Gas. Langfristig können mit dem Ausbau von Elektrolyse-Kapazitäten und Methanisierungsanlagen die prognostizierten Stromüberschüsse im Sommer effizient und systemdienlich genutzt werden. Mit diesem Technologiefortschritt wird die Dekarbonisierung in der Wärmeversorgung und im Mobilitätsbereich auf Basis von bestehenden Infrastrukturen weiter vorangetrieben werden. Im Weiteren werden damit im Umfeld der Schweizer Kehrichtverwertungsanlagen die Voraussetzungen geschaffen, um Synergien mit den Schweizer Wasserkraftwerken zu entwickeln. Die Flexibilisierung der KVA ermöglicht es, dass die Speicherwasserkraft unabhängig von der Regelenergievorhaltung produzieren und zudem die saisonale Energiespeicherung optimieren kann.
|
Short description
(English)
|
For 2020/21, the construction of a 2.5 MW electrolysis including biological methanation is planned with an investment sum of CHF 14.5 million. The overall project is perceived both regionally and nationally as a lighthouse project. The project, initiated by Swisspower and supported by Swiss municipal utilities, uses the existing infrastructure at the Limeco site. It is the first power-to-gas plant with continuous methanation on an industrial scale to be operated in Switzerland. The ideal conditions are provided by the waste incineration plant (MWIP) as an electricity producer together with the sewage gas from the wastewater treatment plant (WWTP), which serves as a CO2 source. MWIP electricity is thus used to produce hydrogen. The hydrogen is either methanized and fed into the gas grid or filled into mobile H2 containers or H2 trailers. The hydrogen can then be made available for H2 mobility or decentralized methanation at CO2 source locations. The power-to-gas system will allow Limeco to flexibly produce electricity in the future. The primary energy outputs of the hybrid power plant are electricity, hydrogen and methane. In addition, conversion losses can be used in the form of waste heat in Limeco's regional heating network. In a first step, the proof of a stable and durable operation of the biological methanation based on partially conditioned nutrient feed using digested sludge from the ARA2 will be provided. The production of hydrogen and methanation - biological conversion of hydrogen and CO2 by microorganisms (archaea) - with feeding into the gas grid are the technical development goals. The production of hydrogen for applications as fuel or the decentralized methanization at existing CO2 sources (biogas plants, etc.) is aimed at in a further development step. Due to the proton exchange membrane electrolysis (PEM) used, the project has further potential for optimizing the operation or making the electricity production of the MWIP more flexible. This can take the form of smoothing the grid feed-in power of the MWIP and/or the provision of control energy or system services. The project experience will also be used to further develop guidelines for the processing and balancing of guarantees of origin for electricity and gas. In the long term, the expansion of electrolysis capacities and methanation plants will make it possible to use the forecast electricity surpluses in summer efficiently and in a way that serves the system. With this technological advance, decarbonization in the heat supply and mobility sectors will be further advanced on the basis of existing infrastructures. Furthermore, in the environment of Swiss waste-to-energy plants, this will create the conditions for developing synergies with Swiss hydropower plants. The flexibilization of the MWIP enables the storage hydropower to produce independently of the control energy supply and also to optimize seasonal energy storage.
|
Short description
(French)
|
La construction d'une électrolyse de 2,5 MW incluant la méthanisation biologique est prévue pour 2020/21, avec un investissement de 14,5 millions de CHF. L'ensemble du projet est perçu comme un projet phare, tant au niveau régional que national. Le projet, initié par Swisspower et soutenu par des services municipaux suisses, utilise les infrastructures existantes sur le site de Limeco. Il s'agit de la première installation Power-to-Gas avec méthanisation continue à l'échelle industrielle exploitée en Suisse. L'usine d'incinération des ordures ménagères (UIOM), qui produit de l'électricité, et le gaz d'épuration de la station d'épuration des eaux usées (STEP), qui sert de source de CO2, constituent les conditions idéales. L'électricité produite par l'UIOM est ainsi utilisée pour produire de l'hydrogène. L'hydrogène est soit méthanisé et injecté dans le réseau de gaz, soit conditionné dans des conteneurs H2 ou des remorques H2 mobiles. L'hydrogène peut alors être mis à disposition pour la mobilité H2 ou la méthanisation décentralisée sur des sites de sources de CO2. Le système Power-to-Gas permettra à Limeco de produire de l'électricité de manière flexible à l'avenir. Les sorties d'énergie primaires de la centrale hybride sont l'électricité, l'hydrogène et le méthane. De plus, les pertes de conversion peuvent être utilisées sous forme de chaleur résiduelle dans le réseau de chaleur régional de Limeco. Dans un premier temps, il s'agit de démontrer un mode de fonctionnement stable et durable de la méthanisation biologique sur la base d'une alimentation en nutriments partiellement conditionnée à l'aide de boues digérées provenant de la STEP2. La production d'hydrogène et la méthanisation - transformation biologique de l'hydrogène et du CO2 par des micro-organismes (archées) - avec injection dans le réseau de gaz sont les objectifs de développement technique. La production d'hydrogène pour des applications en tant que carburant ou la méthanisation décentralisée pour des sources de CO2 existantes (installations de biogaz, etc.) est visée dans une étape de développement ultérieure. Grâce à l'électrolyse à membrane Proton Exchange (PEM) utilisée, le projet présente d'autres potentiels d'optimisation de l'exploitation ou de flexibilisation de la production d'électricité de l'UIOM. Cela peut prendre la forme d'un lissage de la puissance d'injection de l'UIOM dans le réseau et/ou de la mise en réserve d'énergie de réglage ou de services système. Les expériences acquises dans le cadre du projet servent en outre à développer des lignes directrices pour le traitement et le bilan des garanties d'origine de l'électricité et du gaz. A long terme, l'extension des capacités d'électrolyse et des installations de méthanisation permettra d'utiliser efficacement les excédents d'électricité prévus en été et de les intégrer dans le système. Cette avancée technologique permettra de poursuivre la décarbonisation dans l'approvisionnement en chaleur et dans le domaine de la mobilité sur la base des infrastructures existantes. Par ailleurs, les conditions seront ainsi créées dans l'environnement des usines de traitement des ordures ménagères suisses pour développer des synergies avec les centrales hydroélectriques suisses. La flexibilisation des UIOM permet à l'énergie hydraulique d'accumulation de produire indépendamment de la réserve d'énergie de réglage et d'optimiser en outre le stockage saisonnier d'énergie.
|
Final report
(German)
|
Das Areal des Regiowerkes Limeco umfasst eine Kehrichtverwertungsanlage (KVA), eine Abwasserreinigungsanlage (ARA) und die Fernwärmeversorgung. In Zusammenarbeit mit acht kommunalen Energieversorgern, der Swisspower AG, sowie mehreren Technologiepartnern realisierte Limeco die schweizweit erste industrielle Power-to-Gas (PtG)-Anlage. Diese fungiert als Bindeglied zwischen der Stromproduktion aus der KVA und der Klärgasnutzung aus der ARA. Der resultierende Multi-Energy-Hub ist an das Strom-, Gas- und Wärmenetz angeschlossen, wodurch eine optimale Sektorkopplung am Standort möglich wird. Das Projekt dient als Vorbild für zukünftige Multi-Energy-Hubs und unterstützt die nachhaltige Energieversorgung der Region. Im Rahmen des Pilot- & Demonstrationsprojektes wurde die Flexibilisierung der Elektrolyse und des Gesamtsystems untersucht. Im Teil 1 des Berichtes standen die Grundlagen, Analysen, Planung und Realisierung für die Flexibilisierung der Gesamtanlagen im Vordergrund. Im vorliegenden Teil 2 dieses Berichtes werden die allgemeine Betriebsweise und -erfahrungen mit der PtG-Anlage erläutert, sowie die Projektergebnisse und Messkampagnen der ersten Betriebsjahre dargestellt. Die PtG-Anlage besteht aus mehreren technischen Hauptkomponenten. Die Elektrolyseure der Anlage, zwei Silyzer 200 Elektrolyseure mit je 1.25 MW elektrischer Leistung, produzieren Wasserstoff (H2) aus KVA-Strom. Im Methanisierungsreaktor wird dieser Wasserstoff dann zusammen mit dem im Klärgas enthaltenen Kohlenstoffdioxid (CO2) zu synthetischem Methan umgewandelt. Dieser Umwandlungsprozess wird von speziellen anaeroben Mikroorganismen (Archaeen) ermöglicht. Die methanogenen Archaeen stammen aus dem Klärschlamm der ARA. Dem Reaktor werden deshalb batchweise ausgefaulter Schlamm zugeführt. Das aus dem Klärschlamm gewonnene biogene Methan wird ohne Vorbehandlung ebenfalls in den Reaktor eingebracht. Eine nachfolgende Gasreinigungsanlage stellt sicher, dass das produzierte Methan die nötigen Grenzwerte zur Einspeisung ins Gasnetz erreicht. Grundsätzlich wird zwischen zwei Betriebsmodi der Anlage unterschieden. Beim «leistungsgeführten Betrieb» wird die elektrische Leistung der Elektrolyseure und beim «klärgasgeführten Betrieb» der Klärgasvolumenstrom definiert, wobei sich die jeweils andere Grösse im Betrieb auf die Sollgrösse anpasst. Die PtG-Anlage konnte im März 2022 erfolgreich in Betrieb genommen und ein stabiler Betrieb mit Einspeisung ins öffentliche Gasnetz demonstriert werden. Zudem wurde aufgrund des Risikos einer Strommangellage sowie den daraus resultierenden hohen Strommarktpreisen im Herbst 2022 entschieden, die PtG-Anlage zwischenzeitlich ausser Betrieb zu nehmen und den KVA-Strom vollumfänglich ins öffentliche Stromnetz einzuspeisen. Nach einer Entspannung der Lage im Frühjahr 2023, wurde die Anlage per März 2023 wieder in Betrieb genommen. Zwischen März 2022 und Januar 2024 wurden insgesamt 1'024’165 Nm3 aufbereitetes Gas mit einem durchschnittlichen Methangehalt von über 99% ins Gasnetz eingespeist, was einer Energiemenge von über 11.3 GWh entspricht. Die Erwartungen an den Wirkungsgrad für die Gesamtanlage wurden mit 50% erfüllt. Mangels Wärmebedarf seitens KVA wird die Abwärme bisher kaum genutzt, ansonsten würde ein Wirkungsgrad von 76% erreicht werden. Ebenso konnten die spezifischen Leistungs-Kennzahlen der Anlage bestätigt werden. Die biologische Methanisierung erweist sich nach den ersten Betriebsmonaten als geringstes Risiko bezüglich der Anlagenverfügbarkeit. Vielmehr sind es Probleme mit den Nebensystemen und Einzelkomponenten, welche zum Stillstand der gesamten Anlage führten. Insbesondere das Elektrolysesystem mit Wasseraufbereitung und DeOxoDryer waren bisher die Hauptursache für längere Stillstände. Da die gesamte Anlage kosten- und platzoptimiert dimensioniert und gebaut wurde, konnten wenige Redundanzen geschaffen werden, sodass alle einzelnen Anlagenteile immer verfügbar sein müssen, damit das Gesamtsystem funktioniert. Während einer Messkampagne vom Oktober und November 2023 wurde auf Basis eines Betriebs- und Messkonzeptes die unterschiedlichen Betriebsweisen getestet. Dabei wurde die biologischen Methanisierung sowohl im leistungs- als auch im klärgasgeführten Betrieb gefahren. Zudem wurde die Möglichkeit zur Vorhaltung von Sekundärregelleistung (SRL) ins öffentliche Stromnetz mittels der PtG-Anlage nachgewiesen und dokumentiert. Bisher konnte das gesamte Flexibilisierungspotenzial, d.h. der abgestimmte Betrieb zwischen PtG-Anlage und KVA zur SRL-Vorhaltung, noch nicht demonstriert werden. Die Minimierung der Ausgleichsenergie zur Einhaltung des Stromfahrplans der KVA kann bereits heute erfolgreich eingesetzt werden. Die SRL-Vorhaltung der PtG-Anlage wäre grundsätzlich in einem eingeschränkten Leistungsbereich möglich, sofern die Anlagenverfügbarkeit sichergestellt werden kann. Durch Optimierungsmassnahmen, wie dem im Frühling 2024 realisierten Einbau einer CO2-Membran zur alternativen Klärgasverwertung oder die Installation eines H2-Speichers als Systempuffer, liesse sich das Flexibilitätspotential weiter ausschöpfen. Die PtG-Anlage konnte nur dank dem Kooperationsmodell, durch welches die Risiken eines Pionierprojektes durch mehrere Kooperationspartner getragen werden, realisiert werden. Insgesamt kostete die PtGAnlage rund 14 Millionen Schweizer Franken. Die Betriebskosten der PtG-Anlage sind stark abhängig von der Anzahl Betriebsstunden sowie von OPEX-relevanten Faktoren wie dem Strompreis, der Kapitalverzinsung und dem Gaspreis. Die Kosten der PtG-Anlage werden ausschliesslich über den Gas- und Zertifikatsverkauf gedeckt. Dies geschieht durch die Verrechnung des Biogas-Zertifikates zum Gestehungspreis an die Kooperationspartner. Im Hinblick auf einen kommerziellen Betrieb werden dem Gestehungskostenmodell effektive Energiemarktpreise unterlegt. In der Projektierungsphase prognostizierte das Projektteam einen über die Betriebsdauer von 15 Jahren durchschnittlichen Zertifikatspreis für das eingespeiste Methan von knapp 12 Rp/kWh bei einem Ganzjahresbetrieb. Hohe Energiepreise aufgrund der europäischen Energiekrise, hohe Wartungskosten im Bereich der Elektrolyseure, die niedrige Anlagenverfügbarkeit, sowie vertraglich vereinbarte Performance-Eigenschaften, welche betriebskostenhemmende Optimierungen verhinderten, führten im Betriebsjahr 2023 zu einem doppelt so hohen Gestehungspreis für das Zertifikat. Nach Umsetzung optimierender Massnahmen wie etwa der Erhöhung des Eigenleistungsgrades im Bereich der Instandhaltung durch Limeco-Personal, der Steigerung der Klärgasproduktion sowie nach einer weiteren Beruhigung der Energiepreise durch den Ausbau der erneuerbaren Quellen, wird für die PtG-Anlage von Limeco ein Biogas-Zertifikatspreis von unter 13 Rp/kWh angestrebt. Im Zertifikatspreis nicht berücksichtigt sind potenzielle Erträge durch netzdienliche Dienstleistungen wie etwa das Vorhalten von Regelleistung. Klar ist auch, dass sich bei einer Verarbeitung von reinem CO2 der Zertifikatspreis vervielfachen würde. Eine Sensitivitätsanalyse zeigte, dass sich der Strompreis nahezu 1:1 auf den Zertifikatspreis niederschlägt. Die Gas-Gestehungskosten können durch Lastanpassung bis hin zur kurz- bis längerfristigen Ausserbetriebnahme der PtG - Anlage signifikant beeinflusst werden. Konkret führte im Projekt die veränderte Marktsituation ab Herbst 2022 mit steigenden Strompreisen zur Ausserbetriebnahme der PtG-Anlage im Winterhalbjahr und Wiederinbetriebnahme im Frühjahr (Sommer-Winter-Betriebsregime). Dieses Sommer- Winter-Betriebsregime kann aufgrund der Tendenz zu tiefen Strompreisen im Sommerhalbjahr und hohen Preisen im Winterhalbjahr grundsätzlich auch in Zukunft Sinn machen. Um das Klärgas auch bei ausgeschalteter PtG-Anlage einspeisen zu können, wurde die Anlage im Frühjahr 2024 mit einer CO2 Membran ausgestattet. Nebst dieser saisonalen Ausprägung der Strompreise sorgt die Volatilität von Wind- und PV-Anlagen auch für starke kurzfristige Preisschwankungen auf dem Strommarkt. Nicht nur im Sommer-, sondern vermehrt auch im Winterhalbjahr ist mit Tiefpreis-Phasen von wenigen Stunden bis zu einer Woche zu rechnen. Je besser die PtG-Anlage auf kurzfristige Entwicklungen reagieren und bei Tiefpreisstunden produzieren kann und vice-versa, desto stärker können die Gas-Gestehungskosten gesenkt werden. Anlagentechnische Einschränkungen sind hierbei zu berücksichtigen und soweit möglich zu reduzieren. Ein Beispiel dafür ist der angedachte Bau eines H2-Zwischenspeichers, welcher kurze Ausserbetriebnahmen der Elektrolyseure oder deren Betrieb unter Maximallast bei kontinuierlichem Betrieb der Methanisierungsanlage ermöglicht. Die Betriebsweise hat auch Auswirkungen auf die Vermarktung von Systemdienstleistungen (SDL), z.B. SRL. In betrieblicher Hinsicht wirft die Vermarktung von SDL mittels PtG-Anlage Fragen auf, wie beispielsweise die max. Dauer eines Stand-by-Betriebes der Elektrolyse oder des Methanisierungsreaktors oder welche Massnahmen (Spülung des Systems, Warmhaltung, etc.) bei längeren Stillständen berücksichtigt werden müssen und wie sich diese auf die Betriebskosten auswirken. Je nach Kosten-Nutzen-Verhältnis ist zu überprüfen, ob weitere Apparate und Komponenten ins Gesamtsystem implementiert werden (z.B. Redundanz des Gasverdichters vor der Methanisierungsanlage). Die Energieproduktion aus Abfall wird in einer Vielzahl von Gesetzen und Verordnungen reguliert. Die Zuordnung der Qualitätsattribute «erneuerbar» bzw. «CO2-frei» für KVA-Strom oder -Abwärme ist komplex und wird nicht einheitlich gehandhabt. Für PtG-Projekte wie dasjenige in Dietikon stellt diese fehlende regulatorische Klarheit bei der Herstellung von synthetischen Brenn- und Treibstoffen aus KVA Strom ein betriebswirtschaftliches Risiko dar. Die Zuteilung von Herkunftsnachweisen (HKN) führt zu einem unnötigen administrativen Aufwand. Klar ist hingegen, dass die maximale Nutzung nicht vermeidbarer Abwärme aus der Verbrennung von stofflich nicht verwertbaren Abfällen aus energie- und klimapolitischer Sicht gewünscht ist. Dazu gehört auch die Produktion von Brenn- und Treibstoffen aus KVA-Strom.
Related documents
|
Final report
(English)
|
The Limeco Regiowerk site includes a waste incineration plant (KVA), a wastewater treatment plant (ARA) and a district heating supply. In collaboration with eight municipal energy suppliers, Swisspower Ltd. and several technology partners, Limeco has implemented the first industrial power-to-gas (PtG) plant in Switzerland. This acts as a link between the electricity production from the MSWI and the use of sewage gas from the WWTP. The resulting multi energy hub is connected to the electricity, gas and heating network, enabling optimal sector coupling at the site. The project serves as a model for future multi-energy hubs and supports the sustainable energy supply of the region. The pilot and demonstration project examined the flexibilisation of the electrolysis and the overall system. Part 1 of the report focused on the fundamentals, analyses, planning and realisation of the flexibilisation of the overall plant. This Part 2 of the report explains the general operating mode and experiences with the PtG plant and presents the project results and measurement campaigns of the first years of operation. The PtG plant consists of several main technical components. The plant's electrolysers, two Silyzer 200 electrolysers with 1.25 MW of electrical power each, produce hydrogen (H2) from electricity generated by the waste incineration plant. In the methanisation reactor, this hydrogen is then converted into synthetic methane together with the carbon dioxide (CO2) contained in the sewage gas. This conversion process is made possible by special anaerobic microorganisms (archaea). The methanogenic archaea come from the sewage sludge of the ARA. Therefore, digested sludge is fed into the reactor in batches. The biogenic methane obtained from the sewage sludge is also fed into the reactor without pretreatment. A downstream gas cleaning system ensures that the methane produced meets the necessary limit values for feeding into the gas grid. A distinction is made between two different operating modes for the plant. In ‘power-controlled operation’, the electrical power of the electrolysers is defined, and in ‘sewage gas-controlled operation’, the sewage gas volume flow is defined, whereby the other variable in operation adjusts to the target value. The PtG plant was successfully commissioned in March 2022 and stable operation with feed-in to the public gas grid was demonstrated. In addition, due to the risk of an electricity shortage and the resulting high electricity market prices in autumn 2022, it was decided to temporarily take the PtG plant out of operation and to feed all the electricity from the waste incineration plant into the public grid. After the situation eased in spring 2023, the plant was put back into operation in March 2023. Between March 2022 and January 2024, a total of 1,024,165 Nm3 of processed gas with an average methane content of over 99% was fed into the gas grid, which corresponds to an energy volume of over 11.3 GWh. The efficiency expectations for the entire plant were met at 50%. Due to the lack of heat demand from the KVA, the waste heat is hardly used at all, otherwise an efficiency of 76% would be achieved. The specific performance figures of the plant could also be confirmed. After the first few months of operation, the biological methanisation has proven to be the least risky in terms of plant availability. Rather, it is problems with the ancillary systems and individual components that have led to the shutdown of the entire plant. In particular, the electrolysis system with water treatment and DeOxoDryer have so far been the main cause of longer shutdowns. Since the entire plant was dimensioned and built to optimise costs and space, few redundancies could be created, so that all individual plant components must always be available for the overall system to function. During a measurement campaign in October and November 2023, the different operating modes were tested based on an operating and measurement concept. The biological methanation was operated both in power-led and in sewage gas-led mode. In addition, the possibility of providing secondary control power to the public grid using the PtG plant was demonstrated and documented. So far, the full flexibility potential, i.e. coordinated operation between the PtG plant and the waste incineration plant to provide secondary control power, has not yet been demonstrated. The minimisation of balancing energy to maintain the waste incineration plant's electricity schedule can already be successfully implemented today. In principle, the PtG plant could provide SRL within a limited power range, provided that plant availability can be ensured. The flexibility potential could be further exploited by optimisation measures, such as the installation of a CO2 membrane for alternative sewage gas utilisation in spring 2024 or the installation of an H2 storage tank as a system buffer. The PtG plant could only be realised thanks to the cooperation model, in which the risks of a pioneering project are shared by several cooperation partners. The PtG plant cost a total of around 14 million Swiss francs. The operating costs of the PtG plant depend heavily on the number of operating hours and on OPEX-related factors such as the electricity price, the interest on capital and the gas price. The costs of the PtG plant are covered exclusively by the sale of gas and certificates. This is done by charging the cooperation partners for the biogas certificate at cost price. With a view to commercial operation, actual energy market prices are applied to the production cost model. In the project planning phase, the project team forecast an average certificate price for the methane fed in of just under 0.12 CHF/kWh over the 15-year operating period, assuming year-round operation. High energy prices due to the European energy crisis, high maintenance costs concerning the electrolysers, the low plant availability, as well as contractually agreed performance characteristics, which prevented optimisations that would have reduced operating costs, led to a doubling of the cost price for the certificate in the operating year 2023. After implementing optimising measures, such as increasing the level of in-house maintenance by Limeco personnel, boosting sewage gas production and after a further stabilisation of energy prices through the expansion of renewable sources, a biogas certificate price of less than 13 cents/kWh is targeted for the PtG plant of Limeco. The certificate price does not consider revenues from grid-related services such as the provision of balancing power. It is also clear that the certificate price would increase many times over when pure CO2 is processed. A sensitivity analysis showed that the electricity price is almost 1:1 reflected in the certificate price. The gas production costs can be significantly influenced by load adjustment up to and including the short- to longerterm shutdown of the PtG plant. Specifically, the changed market situation in the project from autumn 2022 onwards, with rising electricity prices, led to the shutdown of the PtG plant in the winter half-year and recommissioning in the spring (summer-winter operating regime). This summer-winter operating regime can in principle also make sense in the future due to the tendency towards low electricity prices in the summer half-year and high prices in the winter half-year. To be able to feed in the sewage gas even when the PtG plant is switched off, the plant was equipped with a CO2 membrane in spring 2024. In addition to these seasonal electricity price variations, the volatility of wind and PV systems also causes strong short-term price fluctuations on the electricity market. Periods of low prices lasting from a few hours to a week are to be expected not only in the summer, but increasingly also in the winter months. The better the PtG plant can react to short-term developments and produce during low-price hours and vice versa, the more the gas production costs can be reduced. Plant-related restrictions must be taken into account and reduced as far as possible. One example of this is the planned construction of an intermediate H2 storage tank, which would enable short shutdowns of the electrolysers or their operation at maximum load while the methanation plant is in continuous operation. The mode of operation also has an impact on the marketing of system services (SDL), e.g. SRL. From an operational point of view, the marketing of SDL using a PtG plant raises questions, such as the maximum duration of a stand-by operation of the electrolyzer or the methanation reactor, or which measures (flushing of the system, keeping warm, etc.) must be considered for longer shutdown periods and how these affect operating costs. Depending on the cost-benefit ratio, it is necessary to check whether further apparatus and components should be implemented in the overall system (e.g. redundancy of the gas compressor before the methanisation plant). Energy production from waste is regulated by a large number of laws and ordinances. The assignment of the quality attributes ‘renewable’ or ‘CO2-free’ for MSWI electricity or waste heat is complex and not handled uniformly. For PtG projects such as the one in Dietikon, this lack of regulatory clarity regarding the production of synthetic fuels from waste incineration electricity poses a commercial risk. The allocation of guarantees of origin (GOs) leads to unnecessary administrative work. However, it is obvious that the maximum utilisation of unavoidable waste heat from the incineration of non-recyclable waste is desirable from an energy and climate policy perspective. This also includes the production of fuels from MSWI electricity.
|
Final report
(French)
|
Le site de l'usine régionale Limeco comprend une usine de traitement des ordures ménagères (UTOM), une station d'épuration des eaux usées (STEP) et le chauffage urbain. En collaboration avec huit fournisseurs d'énergie communaux, Swisspower SA, ainsi que plusieurs partenaires technologiques, Limeco a réalisé la première installation industrielle Power-to-Gas (PtG) de Suisse. Celle-ci fait office de lien entre la production d'électricité à partir de l'UIOM et l'utilisation du gaz d'épuration provenant de la STEP. Le hub multi-énergies qui en résulte est connecté aux réseaux d'électricité, de gaz et de chaleur, ce qui permet un couplage sectoriel optimal sur le site. Le projet sert de modèle pour les futurs hubs multi-énergies et soutient l'approvisionnement énergétique durable de la région. Dans le cadre du projet pilote & de démonstration, la flexibilisation de l'électrolyse et de l'ensemble du système a été étudiée. Dans la partie 1 de ce rapport, l'accent a été mis sur les bases, les analyses, la planification et la réalisation pour la flexibilisation de l'ensemble des installations. La présente partie 2 de ce rapport explique le mode de fonctionnement général et les expériences faites avec l'installation PtG, et présente les résultats du projet et les campagnes de mesure des premières années d'exploitation. L'installation PtG se compose de plusieurs éléments techniques principaux. Les électrolyseurs de l'installation, deux électrolyseurs Silyzer 200 d'une puissance électrique de 1,25 MW chacun, produisent de l'hydrogène (H2) à partir de l'électricité produite par les UIOM. Dans le réacteur de méthanisation, cet hydrogène est ensuite transformé en méthane synthétique avec le dioxyde de carbone (CO2) contenu dans le gaz d'épuration. Ce processus de transformation est rendu possible par des micro-organismes anaérobies spéciaux (archées). Les archées méthanogènes proviennent des boues d'épuration de la STEP. Le réacteur est donc alimenté par lots de boues digérées. Le méthane biogène obtenu à partir des boues d'épuration est également introduit dans le réacteur sans traitement préalable. Une installation d'épuration des gaz en aval garantit que le méthane produit atteint les valeurs limites nécessaires pour être injecté dans le réseau de gaz. En principe, on distingue deux modes de fonctionnement de l'installation. Dans le cas de « l'exploitation pilotée par la puissance », c'est la puissance électrique des électrolyseurs qui est définie, et dans le cas de « l'exploitation pilotée par les gaz d'épuration », c'est le débit des gaz d'épuration qui est défini, l'autre grandeur s'adaptant à la grandeur de consigne pendant l'exploitation. L'installation PtG a pu être mise en service avec succès en mars 2022 et un fonctionnement stable avec l’injection dans le réseau de gaz public a été démontré. En outre, en raison du risque de pénurie d'électricité ainsi que des prix élevés du marché de l'électricité qui en résultaient, il a été décidé en automne 2022 de mettre temporairement hors service l'installation PtG et d'injecter l'intégralité de l'électricité produite par l'UIOM dans le réseau électrique public. Après une détente de la situation au printemps 2023, l'installation a été remise en service en mars 2023. Entre mars 2022 et janvier 2024, un total de 1 024 165 Nm3 de gaz traité avec une teneur moyenne en méthane de plus de 99% a été injecté dans le réseau de gaz, ce qui correspond à une quantité d'énergie de plus de 11,3 GWh. Les attentes en matière de rendement pour l'ensemble de l'installation ont été satisfaites avec 50%. Faute de besoins en chaleur de la part de l'UIOM, la chaleur résiduelle n'est guère utilisée jusqu'à présent, sinon un rendement de 76% serait atteint. De même, les indices de performance spécifiques de l'installation ont pu être confirmés. Après les premiers mois de fonctionnement, la méthanisation biologique s'avère d’être le risque le plus faible en termes de disponibilité de l'installation. Ce sont plutôt des problèmes avec les systèmes secondaires et les composants individuels qui ont entraîné l'arrêt de toute l'installation. Le système d'électrolyse avec traitement de l'eau et le DeOxoDryer, en particulier, étaient jusqu'à présent la principale cause d'arrêts prolongés. Comme l'ensemble de l'installation a été dimensionné et construit de manière à optimiser les coûts et l'espace, peu de redondances ont pu être créées, de sorte que tous les composants individuels de l'installation doivent toujours être disponibles pour que l'ensemble du système fonctionne. Pendant une période de mesure en octobre et novembre 2023, les différents modes de fonctionnement ont été testés sur la base d'un concept d'exploitation et de mesure. La méthanisation biologique a ainsi été exploitée aussi bien en mode de production qu'en mode de gestion des gaz d'épuration. En outre, la possibilité de mettre en réserve de la puissance de réglage secondaire (SRL) dans le réseau électrique public au moyen de l'installation PtG a été démontrée et documentée. Jusqu'à présent, l'ensemble du potentiel de flexibilisation, c'est-à-dire le fonctionnement coordonné entre l'installation PtG et l'UIOM pour la mise en réserve de SRL, n'a pas encore pu être démontré. La minimisation de l'énergie d'ajustement pour respecter le calendrier électrique de l'UIOM peut déjà être utilisée avec succès. La mise en réserve de SRL de l'installation PtG serait en principe possible dans une plage de puissance limitée, à condition que la disponibilité de l'installation puisse être garantie. Des mesures d'optimisation, telles que l'installation d'une membrane de CO2 pour la valorisation alternative des gaz d'épuration réalisée au printemps 2024 ou l'installation d'un réservoir de H2 comme tampon du système, permettraient d'exploiter davantage le potentiel de flexibilité. L'installation PtG n'a pu être réalisée que grâce au modèle de coopération, grâce auquel les risques d'un projet pionnier sont supportés par plusieurs partenaires de coopération. Au total, l'installation PtG a coûté environ 14 millions de francs suisses. Les coûts d'exploitation de l'installation PtG dépendent fortement du nombre d'heures de fonctionnement ainsi que de facteurs liés aux OPEX tels que le prix de l'électricité, la rémunération du capital et le prix du gaz. Les coûts de l'installation PtG sont exclusivement couverts par la vente de gaz et de certificats. Pour ce faire, le certificat de biogaz est facturé aux partenaires de coopération au prix de revient. En vue d'une exploitation commerciale, des prix effectifs du marché de l'énergie sont appliqués au modèle de prix de revient. Lors de la phase d'étude du projet, l'équipe de projet prévoyait un prix moyen du certificat pour le méthane injecté de près de 12 centimes/kWh sur une durée d'exploitation de 15 ans, pour une exploitation à l'année. Les prix élevés de l'énergie en raison de la crise énergétique européenne, les coûts de maintenance élevée dans le domaine des électrolyseurs, la faible disponibilité de l'installation ainsi que les caractéristiques de performance convenues par contrat qui ont empêché des optimisations entravant les coûts d'exploitation ont conduit à un prix de revient deux fois plus élevé pour le certificat au cours de l'année d'exploitation 2023. Après la mise en oeuvre de mesures d'optimisation telles que l'augmentation du taux de rendement propre dans le domaine de la maintenance par le personnel de Limeco, l'augmentation de la production de gaz d'épuration ainsi que la poursuite de la stabilisation des prix de l'énergie grâce au développement des sources renouvelables, l'objectif pour l'installation PtG de Limeco est un prix du certificat de biogaz inférieur à 13 ct/kWh. Le prix du certificat ne tient pas compte des revenus potentiels générés par les services liés au réseau, comme la mise à disposition de puissance de réglage. Il est également clair que le prix du certificat serait multiplié en cas de traitement du CO2 pur. Une analyse de sensibilité a montré que le prix de l'électricité se répercute presque 1:1 sur le prix du certificat. Les coûts de production du gaz peuvent être influencés de manière significative par l'adaptation de la charge jusqu'à la mise hors service à court ou long terme de l'installation PtG. Concrètement, dans le projet, la modification de la situation du marché à partir de l'automne 2022 avec la hausse des prix de l'électricité a conduit à la mise hors service de l'installation PtG pendant le semestre d'hiver et à sa remise en service au printemps (régime d'exploitation été-hiver). Ce régime d'exploitation été-hiver peut en principe se justifier à l'avenir en raison de la tendance à des prix de l'électricité bas durant le semestre d'été et élevés durant le semestre d'hiver. Afin de pouvoir injecter le gaz d'épuration même lorsque l'installation PtG est arrêtée, l'installation a été équipée d'une membrane CO2 au printemps 2024. Outre cette saisonnalité des prix de l'électricité, la volatilité des installations éoliennes et photovoltaïques entraîne également de fortes variations de prix à court terme sur le marché de l'électricité. Il faut s'attendre à des périodes de prix bas de quelques heures à une semaine, non seulement en été, mais aussi de plus en plus souvent en hiver. Plus l'installation PtG peut réagir aux évolutions à court terme et produire pendant les heures de prix bas et vice-versa, plus les coûts de production du gaz peuvent être réduits. Les contraintes techniques de l'installation doivent être prises en compte et réduites dans la mesure du possible. Un exemple est la construction envisagée d'un réservoir intermédiaire d'H2 qui permettrait de courtes mises hors service des électrolyseurs ou leur fonctionnement à charge maximale tout en assurant le fonctionnement continu de l'installation de méthanisation. Le mode d'exploitation a également des répercussions sur la commercialisation des services système (SDL), par ex. SRL. Du point de vue de l'exploitation, la commercialisation de SDL au moyen d'une installation PtG soulève des questions telles que la durée maximale d'un fonctionnement en stand-by de l'électrolyse ou du réacteur de méthanisation ou les mesures à prendre en compte (rinçage du système, maintien en température, etc.) en cas d'arrêt prolongé et leur impact sur les coûts d'exploitation. En fonction du rapport coûts/bénéfices, il convient de vérifier si d'autres appareils et composants doivent être implémentés dans le système global (p. ex. redondance du compresseur de gaz en amont de l'installation de méthanisation). La production d'énergie à partir de déchets est réglementée par une multitude de lois et de décrets. L'attribution des attributs de qualité « renouvelable » ou « sans CO2 » pour l'électricité ou la chaleur résiduelle des UIOM est complexe et n'est pas appliquée de manière uniforme. Pour les projets PtG comme celui de Dietikon, ce manque de clarté réglementaire dans la production de combustibles et carburants synthétiques à partir de l'électricité des UIOM représente un risque pour l'économie d'entreprise. L'attribution de garanties d'origine (GO) entraîne une charge administrative inutile. En revanche, il est clair que l'utilisation maximale des rejets thermiques inévitables issus de l'incinération de déchets non valorisables matériellement est souhaitée du point de vue de la politique énergétique et climatique. La production de combustibles et de carburants à partir de l'électricité produite par les UIOM en fait également partie.
|
