Economic assessment of advanced biofuel production via gasification using cost data from the GoBiGas plant

Abstract

This paper describes an economic analysis of the GoBiGas plant, which is a first‐of‐its‐kind industrial installation for advanced biofuel production (ABP) via gasification, in which woody biomass is converted to biomethane. A previous technical evaluation of the demonstration unit confirmed that it is technically feasible to construct advanced biofuel production plants, using commercially available and widely used components. Thus, significant cost reductions for equipment cannot be expected as a consequence of learning effects. However, the equipment itself accounted for <20% of the total investment cost at GoBiGas and there exists the potential to reduce the production cost through learning how to assemble the process and reduce project‐specific costs. The analysis shows that a plant with capacity of 200 MW of biomethane is an attractive scale for future stand‐alone ABP plants with respect to limiting the production cost. For a 200‐MW ABP plant operated using forest residues as fuel, the production cost for biomethane is estimated at approximately 600 SEK/MWh, (60€/MWh, 75US$/MWh), which is equivalent to 5.4 SEK/liter gasoline [0.54 €/liter, or 2.5USD per gallon (9.9 SEK/€, 8 SEK/USD)], where the feedstock accounts for about 36% of the production cost. The most significant uncertainty factors pertaining to the estimated production costs are expected to relate to: trade conditions; the location of the installation; and the local price of feedstock. Thus, there is some potential for implementing cost‐competitive ABP systems of smaller capacity if low‐grade feedstocks (eg, waste‐derived woody biomass) can be utilized, and/or if the unit can be integrated with the already existing infrastructure.

Gasification of refuse-derived fuel from municipal solid waste for energy production: a review

“…Economic analysis is an important aspect to determine the feasibility of a technology for commercialization. Although gasification plant has been existing for waste treatment (San Miguel et al 2012 ), the economic analysis is still performed and reported in some recent studies to further explore its potential for commercialization with optimum benefit (Salkuyeh et al 2018 ; Thunman et al 2019 ). Luz et al ( 2015 ) present the economic feasibility of municipal solid waste gasification involving the estimation of costs for commercialization and potential revenues.…”

Fischer-Tropsch products from biomass-derived syngas and renewable hydrogen

“…Additionally, a suitable setup regarding product monetarization should be located at a close range to minimize -value XCO,reactor transportation. Strategic factors for biomass conversion sites of similar size compared to the proposed system, such as economics, plant location, and biomass availability, were discussed in further studies [41,[56][57][58][59][60].…”

CNG und LNG aus biogenen Reststoffen – ein Konzept zur ressourcenschonenden Kraftstoffproduktion

“…Das Verfahren wurde auf die Gesamtprozesskette abgestimmt, um ein optimales Wärmemanagement zu erzielen und die Anzahl von Reaktoren im Vergleich zur konventionellen Kaskade von adiabaten Festbettreaktoren zu reduzieren . Für eine hohe Flexibilität und einen wirtschaftlichen Betrieb bei kleinen bis mittleren Anlagenkapazitäten ist Downscaling von großindustriellen Technologien nur bedingt ratsam . Für eine hohe energetische Effizienz über die Gesamtprozesskette wird die Reaktionswärme der Methanisierung auf einem ausreichend hohen Temperaturniveau ausgekoppelt und gleichzeitig die Reaktortemperaturen so gewählt, dass eine hohe Reaktorausnutzung bei tolerierbaren Katalysatortemperaturen gewährleistet wird.…”

“…Der Anteil an verbrauchs‐ und betriebsgebundenen Kosten liegt bei allen Prozessketten zwischen 65–73 % der gesamten Gestehungskosten. Werden die Skalierungsfaktoren nach zugrunde gelegt, könnte SNG bei Anlagenkapazitäten von etwa 200 MW SNG günstiger als Biomethan produziert werden. Wird die Verfügbarkeit von biogenem CO 2 die Produktion erneuerbarer Kraftstoffe limitieren, kann der Kohlenstoff mit den entwickelten Prozessketten zu vergleichbaren Kosten nahezu vollständig genutzt werden.…”

“…Die gesamten Gestehungskosten G inklusive Biomasse-und Strombezugskosten sind in Abb. 8c gezeigt.Zur besseren Einordnung wurden die SNG-Gestehungskosten einer vergleichbaren Biomass-to-Gas-Anlage (ohne Stromeinkopplung) in Anlehnung an das schwedische GoBiGas-Projekt mit denselben Biomassebezugskosten berechnet[42]. Als weitere Benchmark sind die Gestehungskosten für Biomethan nach[60] aufgeführt.…”