Viabilidad tecno-económica de la integración de e-metano en plantas de biogás en España

Abstract

Este trabajo analiza la viabilidad técnico-económica de la producción de e-metano a partir de hidrógeno renovable y CO₂ mediante la integración de una planta de biogás con una planta híbrida eólica-fotovoltaica. La electricidad renovable se emplea para producir hidrógeno mediante electrólisis, que posteriormente reacciona con el CO₂ procedente del upgrading del biogás para generar metano sintético. Este e-metano se inyecta junto con el biometano en la red de gas, aumentando la producción de metano renovable y mejorando el aprovechamiento del carbono de origen biogénico.

El estudio describe el funcionamiento del sistema integrado y evalúa su comportamiento técnico y económico. Para ello, se determina la configuración renovable óptima para minimizar el coste nivelado del hidrógeno (LCOH). Los resultados muestran que la combinación más favorable está formada por un 30 % de potencia eólica y un 70 % de potencia solar fotovoltaica, alcanzándose un LCOH de 2,47 €/kg. Asimismo, el sistema se dimensiona para aprovechar completamente el CO₂ procedente del upgrading del biogás.

Desde el punto de vista económico, el coste del hidrógeno se identifica como el principal responsable del coste final del e-metano. Además, se compara el coste de producir únicamente biometano frente al de producir biometano y e-metano de forma integrada para distintos sustratos. Los resultados muestran que, en instalaciones descentralizadas asociadas a sustratos como la paja de cereal o los purines, el sobrecoste de incorporar e-metano es reducido, mientras que en instalaciones centralizadas basadas en gas de vertedero, lodos de depuradora o residuos sólidos urbanos (EDAR/RSU) resulta significativamente mayor. También se observa una reducción del coste unitario al aumentar el tamaño de planta debido a economías de escala.

En conclusión, la integración de e-metano en plantas de biogás es técnicamente viable, aunque su competitividad económica depende principalmente del coste de la electricidad renovable y, especialmente, del hidrógeno verde.

This thesis evaluates the techno-economic feasibility of e-methane production from renewable hydrogen and CO₂ by integrating a biogas plant with a hybrid wind–solar power plant. Renewable electricity is used to produce hydrogen via water electrolysis, which subsequently reacts with the CO₂ separated during the biogas upgrading process to generate synthetic methane. The resulting e-methane is injected into the gas grid together with biomethane, increasing renewable methane production while improving the utilization of biogenic carbon.

The integrated system is modelled and its technical and economic performance is evaluated. The optimal renewable generation mix is determined by minimizing the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). Results show that the optimal configuration consists of 30% wind power and 70% solar photovoltaic power, achieving an LCOH of €2.47/kg. In addition, the system is sized to fully utilize the CO₂ stream generated during the biogas upgrading process.

From an economic perspective, hydrogen cost is identified as the main contributor to the final cost of e-methane. Furthermore, the cost of producing biomethane alone is compared with that of an integrated biomethane and e-methane production system for different feedstocks. The results indicate that, in decentralized facilities using feedstocks such as cereal straw or manure, the cost premium associated with e-methane integration is relatively small. In contrast, for centralized facilities based on landfill gas, wastewater treatment sludge, or solid waste, the additional cost is significantly higher. A sensitivity analysis also shows that increasing plant size reduces unit production costs due to economies of scale.

In conclusion, integrating e-methane production into biogas plants is technically feasible and increases renewable methane output while maximizing the utilization of biogenic CO₂. However, its economic viability depends on the cost of renewable electricity and, above all, on the cost of green hydrogen.