Seasonal Energy Storage with Power-to-Methane Technology

For a sustainable future, the need to use renewable sources to produce electricity is inevitable. Some of these sources—particularly the widely available solar power—are weather-dependent; therefore, utility-scale energy storage will be more and more important. These solar and wind power fluctuations range from minutes (passing cloud) to whole seasons (winter/summer differences). Short-term storage can be solved (at least theoretically) with batteries; however, seasonal storage—due to the amount of storable energy and the self-discharging of some storage methods—is still a challenge to be solved in the near future. We believe that biological Power-to-Methane technology—especially combined with biogas refinement—will be a significant player in the energy storage market within less than a decade. The technology produces high-purity methane, which can be considered—by using green energy and carbon dioxide of biological origin—as a Renewable Natural Gas, or RNG. The ease of storage and use of methane, as well as the effective carbon-freeness, can make it a competitor for batteries or hydrogen-based storage, especially for storage times exceeding several months

Techno-economic assessment of enhanced Biogas&Power-to-SNG processes with high-temperature electrolysis integration

Biogenic energy sources are essential elements of the decarbonization pathways, but are strongly constrained by the limited availability. In this context, Biogas&Power-to-X technologies are strongly supported as a promising solution to foster renewable power generation and drive sector coupling opportunities. This work investigates enhanced Synthetic Natural Gas (SNG) production processes for the repurposing of biogas plants. As an alternative to combined heat and power applications via internal combustion engines, the Italian legislation is supporting biogas-to-biomethane upgrading, focusing on the transport market. The proposed integrated plant scheme is a flexible solution based on Power-to-Hydrogen and methanation, able to exploit both electric and gas grid connections, enhancing biomethane production. Advanced process schemes are studied combining solid oxide electrolysers that exploit the methanation waste heat as input thermal energy and flexible PEM electrolysers that improve the part-load operation. The calculated efficiency at max load is about 55% for the Power-to-Methane block and nearly 75% for the overall integrated plant. Results show limited sensitivity of efficiency to input power variations, making the system suitable for the recovery of surplus renewable power generation

Renewable methane. Integrated configurations of power-to-gas and carbon capture by means of renewable energy surplus

El dióxido de carbono es el principal causante del calentamiento global [1] y su presencia en la atmósfera se está incrementando al mayor ratio jamás observado (2.0 ppm/año) [2]. Para revertir la situación, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) considera como principal prioridad la descarbonización de los sectores de generación eléctrica y térmica, dado que son responsables de dos quintas partes de las emisiones mundiales de CO2 [3].En Europa, la descarbonización del sistema energético se basa en la implementación masiva de las energías renovables (ER) [4], lo que ha permitido reducir las emisiones de CO2 un 12% desde 2009 [5]. No obstante, moverse en esta dirección implica tener un mix energético con altos porcentajes de energía intermitente, que pueden causar excedentes eléctricos y hacer que la operación del sistema sea más compleja [6][7]. Por ello, el objetivo de la primera parte de la tesis es cuantificar el exceso eléctrico que podría existir en el futuro mix energético español a causa de la penetración de las renovables. Este análisis se envió a Energy, además de ser presentado en el 13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies con un artículo asociado en Energy Procedia:i Energy storage in Spain: forecasting electricity excess and assessment of Power-to-Gas potential up to 2050, Energy 2017, Submitted (en 2ª revisión)ii Power to Gas technology under Spanish future energy scenario, Energy Procedia 2017, 114, 6880-6885Frente a esta situación, la Comisión Europea propuso el desarrollo del almacenamiento de energía a gran escala como una posible solución [8]. Este permite balancear el exceso de electricidad renovable desde los periodos de baja demanda hacia los de alta demanda, además de desplazar a los combustibles fósiles en aplicaciones que tradicionalmente eran de difícil acceso para las renovables (e.g., transporte). Sin embargo, las tecnologías de almacenamiento actuales presentan limitaciones en su aplicación a gran escala ya sea por restricciones prácticas (e.g., requerimiento de localizaciones concretas, utilización de compuestos contaminantes) o técnicas (e.g., baja potencia, tiempos de almacenaje cortos) [9][10][11]. La técnica más prometedora para superar estas limitaciones es el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno. Este proceso usa la electricidad para alimentar electrolizadores que disocian el agua, produciendo así hidrógeno (vector energético) que puede ser utilizado más tarde para volver a generar electricidad [12]. No obstante, para hacer viable el almacenamiento de hidrógeno todavía se tienen que superar dos barreras: los altos costes (inversión de >1000 €/kW y falta de infraestructura de distribución) y la baja eficiencia global (36.5% - 66.5%) [13].Con dicho objetivo en mente, un nuevo concepto conocido como Power to Gas (PtG) ha aparecido en los últimos años [14]. El Power to Gas combina el H2 de la electrólisis junto con CO2 para producir CH4 (componente principal del gas natural), lo que permite transferir el exceso eléctrico desde la red eléctrica a la red de gas natural [15]. Este gas natural sintético amplía los usos finales de la energía almacenada, posibilitando mejores eficiencias durante la reconversión a electricidad y mayores beneficios. Además, así se evitan las medidas de seguridad y los costes de transporte asociados al vector hidrógeno. Por ello, la segunda parte de esta tesis revisa los proyectos existentes en el mundo que están desarrollando la tecnología. El objetivo es recopilar todas aquellas experiencias prácticas que comprenden la construcción y operación de plantas Power to Gas, para observar así los retos pendientes de cara a su industrialización. La revisión fue publicada en Renewable & Sustainable Energy Reviews:iii Power to Gas projects review: Lab, pilot and demo plants for storing renewable energy and CO2, Renew Sust Energ Rev 2017, 69, 292-312Hasta la fecha, 46 proyectos experimentales de PtG han sido desarrollados en el mundo, mostrando que el alto coste de los equipos y la baja eficiencia todavía restringen la rentabilidad del concepto, limitando por ello el número de experiencias que son llevadas a escala industrial. Estos problemas son la motivación principal de la tesis, la cual busca favorecer la industrialización de la tecnología Power to Gas. De otro modo, el PtG tendría que esperar a futuros escenarios favorables para poder desarrollarse, en los que las renovables fuesen mayoritarias y las penalizaciones económicas sobre las emisiones de CO2 fuesen notorias. El potencial de hibridación del Power to Gas (energía exotérmica de la metanización y oxígeno de la electrólisis) [15] amplía los posibles escenarios para un desarrollo industrial propicio.Así, el objetivo central de la tesis es proponer novedosos conceptos híbridos de Power to Gas, para incrementar la eficiencia, hacer un mejor uso de los recursos disponibles, reducir el equipo necesario y favorecer nuevos usos de la tecnología. La tesis analiza y caracteriza los sistemas propuestos para mostrar que se pueden alcanzar mejoras sustanciales en la tecnología Power to Gas por medio de las hibridaciones adecuadas.Algunas de las hibridaciones más relevantes para mejorar el Power to Gas son aquellas que evitan las penalizaciones energéticas asociadas a la captura de CO2, dado que resultan considerables cuando tiene que ser capturado de mezclas de gases en los que se encuentra diluido. La eficiencia cae entre 9 y 12 puntos porcentuales [16][17], lo que enmascara las ventajas medioambientales del PtG y su rol como reciclaje de CO2 frente a otras tecnologías de almacenamiento de energía.Una buena opción para evitar dichos inconvenientes es la hibridación del PtG con el método de captura en oxicombustión. En una oxicombustión, el comburente es oxígeno puro en vez de aire [18]. El alto contenido de N2 que está presente típicamente en la combustión con aire, es aquí sustituido por los propios productos de la oxicombustión (CO2 y H2O), por lo que los gases de chimenea alcanzan una alta concentración de dióxido de carbono. La penalización energética asociada a este proceso de captura procede principalmente de la unidad de separación de aire (ASU), la cual produce el oxígeno requerido (190 kWh/tO2) [19]. Por tanto, la hibridación PtG-Oxicombustión puede usar el oxígeno procedente de la electrólisis para reemplazar a la ASU y eliminar su consumo eléctrico. Además, dado que el CO2 es reciclado a combustible otra vez, se evita el consumo eléctrico de la compresión que sería necesario para almacenarlo.Si el concepto se implementa en una caldera, la energía exotérmica de la metanización puede ser integrada directamente como una salida útil del sistema, mientras que si el concepto se aplica a una central eléctrica, la energía térmica se puede integrar en el ciclo de potencia para incrementar la eficiencia eléctrica global.La hibridación PtG-Oxicombustión es la primera propuesta estudiada en esta tesis. Para ello, se usa el ratio entre los tamaños de la electrólisis y la oxicombustión como un parámetro clave a la hora de definir la estrategia de operación. Después, se realizaron diversas simulaciones para ver los cambios en el sistema en función del combustible que es alimentado a la oxicombustión (carbón, biomasa o gas natural). Por último, se completó el estudio con un caso aplicado que analiza la integración PtG-Oxi en un ciclo combinado para la producción de electricidad. Los resultados se publicaron en 3 artículos:iv Power to gas-oxyfuel boiler hybrid systems, Int. J. Hydrogen Energy 2015, 24, 168-175v Power to Gas-biomass oxycombustion hybrid system: Energy integration and potential applications, Appl Energy 2016, 167, 221-229vi Future applications of hydrogen production and CO2 utilization for energy storage: Hybrid Power to Gas-Oxycombustion power plants, Int. J. Hydrogen Energy 2017, Vol.42, 19, 13625-13632Otra opción para evitar la penalización de obtener CO2 puro es la integración de la tecnología Power to Gas con la captura en post-combustión con aminas. En esta técnica, los gases de combustión entran a una columna de absorción donde los gases inertes escapan limpios por la parte superior, y el CO2 queda absorbido por la amina. El solvente rico en CO2 es posteriormente regenerado en una segunda columna, utilizando vapor a contracorriente entre 100 y 200 ºC, y obteniendo así un flujo con alta concentración de CO2 [20]. La mayor pérdida de eficiencia viene de la energía térmica requerida para regenerar el solvente (producción del vapor), pero puede ser disminuida integrando la energía exotérmica procedente de la metanización.Dado que la captura con aminas es la tecnología de captura más madura, ya existen en literatura estudios que analizan su integración con el proceso PtG en centrales eléctricas [21][22]. Por ello, en la última parte de la tesis se propone y estudia por primera vez la aplicación del sistema PtG-Aminas en la industria química. El estudio de esta propuesta evalúa la viabilidad técnica y económica de la hibridación, en la que el hidrógeno es un subproducto proveniente de una línea de producción basada en la electrólisis. Los resultados fueron publicados en Applied Energy:vii Power to Gas-Electrochemical industry hybrid systems: A case study, Applied Energy 2017, 202, 435-446El dióxido de carbono es el principal causante del calentamiento global [1] y su presencia en la atmósfera se está incrementando al mayor ratio jamás observado (2.0 ppm/año) [2]. Para revertir la situación, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) considera como principal prioridad la descarbonización de los sectores de generación eléctrica y térmica, dado que son responsables de dos quintas partes de las emisiones mundiales de CO2 [3]. En Europa, la descarbonización del sistema energético se basa en la implementación masiva de las energías renovables (ER) [4], lo que ha permitido reducir las emisiones de CO2 un 12% desde 2009 [5]. No obstante, moverse en esta dirección implica tener un mix energético con altos porcentajes de energía intermitente, que pueden causar excedentes eléctricos y hacer que la operación del sistema sea más compleja [6][7]. Por ello, el objetivo de la primera parte de la tesis es cuantificar el exceso eléctrico que podría existir en el futuro mix energético español a causa de la penetración de las renovables. Este análisis se envió a Energy, además de ser presentado en el 13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies con un artículo asociado en Energy Procedia: i Energy storage in Spain: forecasting electricity excess and assessment of Power-to-Gas potential up to 2050, Energy 2017, Submitted (en 2ª revisión) ii Power to Gas technology under Spanish future energy scenario, Energy Procedia 2017, 114, 6880-6885 Frente a esta situación, la Comisión Europea propuso el desarrollo del almacenamiento de energía a gran escala como una posible solución [8]. Este permite balancear el exceso de electricidad renovable desde los periodos de baja demanda hacia los de alta demanda, además de desplazar a los combustibles fósiles en aplicaciones que tradicionalmente eran de difícil acceso para las renovables (e.g., transporte). Sin embargo, las tecnologías de almacenamiento actuales presentan limitaciones en su aplicación a gran escala ya sea por restricciones prácticas (e.g., requerimiento de localizaciones concretas, utilización de compuestos contaminantes) o técnicas (e.g., baja potencia, tiempos de almacenaje cortos) [9][10][11]. La técnica más prometedora para superar estas limitaciones es el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno. Este proceso usa la electricidad para alimentar Energy storage and CO2 capture hybrid systems based on Power to Gas xii electrolizadores que disocian el agua, produciendo así hidrógeno (vector energético) que puede ser utilizado más tarde para volver a generar electricidad [12]. No obstante, para hacer viable el almacenamiento de hidrógeno todavía se tienen que superar dos barreras: los altos costes (inversión de >1000 €/kW y falta de infraestructura de distribución) y la baja eficiencia global (36.5% - 66.5%) [13]. Con dicho objetivo en mente, un nuevo concepto conocido como Power to Gas (PtG) ha aparecido en los últimos años [14]. El Power to Gas combina el H2 de la electrólisis junto con CO2 para producir CH4 (componente principal del gas natural), lo que permite transferir el exceso eléctrico desde la red eléctrica a la red de gas natural [15]. Este gas natural sintético amplía los usos finales de la energía almacenada, posibilitando mejores eficiencias durante la reconversión a electricidad y mayores beneficios. Además, así se evitan las medidas de seguridad y los costes de transporte asociados al vector hidrógeno. Por ello, la segunda parte de esta tesis revisa los proyectos existentes en el mundo que están desarrollando la tecnología. El objetivo es recopilar todas aquellas experiencias prácticas que comprenden la construcción y operación de plantas Power to Gas, para observar así los retos pendientes de cara a su industrialización. La revisión fue publicada en Renewable & Sustainable Energy Reviews: iii Power to Gas projects review: Lab, pilot and demo plants for storing renewable energy and CO2, Renew Sust Energ Rev 2017, 69, 292-312 Hasta la fecha, 46 proyectos experimentales de PtG han sido desarrollados en el mundo, mostrando que el alto coste de los equipos y la baja eficiencia todavía restringen la rentabilidad del concepto, limitando por ello el número de experiencias que son llevadas a escala industrial. Estos problemas son la motivación principal de la tesis, la cual busca favorecer la industrialización de la tecnología Power to Gas. De otro modo, el PtG tendría que esperar a futuros escenarios favorables para poder desarrollarse, en los que las renovables fuesen mayoritarias y las penalizaciones económicas sobre las emisiones de CO2 fuesen notorias. El potencial de hibridación del Power to Gas (energía exotérmica de la metanización y oxígeno de la electrólisis) [15] amplía los posibles escenarios para un desarrollo industrial propicio. Así, el objetivo central de la tesis es proponer novedosos conceptos híbridos de Power to Gas, para incrementar la eficiencia, hacer un mejor uso de los recursos disponibles, reducir el equipo necesario y Resumen xiii favorecer nuevos usos de la tecnología. La tesis analiza y caracteriza los sistemas propuestos para mostrar que se pueden alcanzar mejoras sustanciales en la tecnología Power to Gas por medio de las hibridaciones adecuadas. Algunas de las hibridaciones más relevantes para mejorar el Power to Gas son aquellas que evitan las penalizaciones energéticas asociadas a la captura de CO2, dado que resultan considerables cuando tiene que ser capturado de mezclas de gases en los que se encuentra diluido. La eficiencia cae entre 9 y 12 puntos porcentuales [16][17], lo que enmascara las ventajas medioambientales del PtG y su rol como reciclaje de CO2 frente a otras tecnologías de almacenamiento de energía. Una buena opción para evitar dichos inconvenientes es la hibridación del PtG con el método de captura en oxicombustión. En una oxicombustión, el comburente es oxígeno puro en vez de aire [18]. El alto contenido de N2 que está presente típicamente en la combustión con aire, es aquí sustituido por los propios productos de la oxicombustión (CO2 y H2O), por lo que los gases de chimenea alcanzan una alta concentración de dióxido de carbono. La penalización energética asociada a este proceso de captura procede principalmente de la unidad de separación de aire (ASU), la cual produce el oxígeno requerido (190 kWh/tO2) [19]. Por tanto, la hibridación PtG-Oxicombustión puede usar el oxígeno procedente de la electrólisis para reemplazar a la ASU y eliminar su consumo eléctrico. Además, dado que el CO2 es reciclado a combustible otra vez, se evita el consumo eléctrico de la compresión que sería necesario para almacenarlo. Si el concepto se implementa en una caldera, la energía exotérmica de la metanización puede ser integrada directamente como una salida útil del sistema, mientras que si el concepto se aplica a una central eléctrica, la energía térmica se puede integrar en el ciclo de potencia para incrementar la eficiencia eléctrica global. La hibridación PtG-Oxicombustión es la primera propuesta estudiada en esta tesis. Para ello, se usa el ratio entre los tamaños de la electrólisis y la oxicombustión como un parámetro clave a la hora de definir la estrategia de operación. Después, se realizaron diversas simulaciones para ver los cambios en el sistema en función del combustible que es alimentado a la oxicombustión (carbón, biomasa o gas natural). Por último, se completó el estudio con un caso aplicado que analiza la integración PtG-Oxi en un ciclo combinado para la producción de electricidad. Los resultados se publicaron en 3 artículos: Energy storage and CO2 capture hybrid systems based on Power to Gas xiv iv Power to gas-oxyfuel boiler hybrid systems, Int. J. Hydrogen Energy 2015, 24, 168-175 v Power to Gas-biomass oxycombustion hybrid system: Energy integration and potential applications, Appl Energy 2016, 167, 221-229 vi Future applications of hydrogen production and CO2 utilization for energy storage: Hybrid Power to Gas-Oxycombustion power plants, Int. J. Hydrogen Energy 2017, Vol.42, 19, 13625-13632 Otra opción para evitar la penalización de obtener CO2 puro es la integración de la tecnología Power to Gas con la captura en post-combustión con aminas. En esta técnica, los gases de combustión entran a una columna de absorción donde los gases inertes escapan limpios por la parte superior, y el CO2 queda absorbido por la amina. El solvente rico en CO2 es posteriormente regenerado en una segunda columna, utilizando vapor a contracorriente entre 100 y 200 ºC, y obteniendo así un flujo con alta concentración de CO2 [20]. La mayor pérdida de eficiencia viene de la energía térmica requerida para regenerar el solvente (producción del vapor), pero puede ser disminuida integrando la energía exotérmica procedente de la metanización. Dado que la captura con aminas es la tecnología de captura más madura, ya existen en literatura estudios que analizan su integración con el proceso PtG en centrales eléctricas [21][22]. Por ello, en la última parte de la tesis se propone y estudia por primera vez la aplicación del sistema PtG-Aminas en la industria química. El estudio de esta propuesta evalúa la viabilidad técnica y económica de la hibridación, en la que el hidrógeno es un subproducto proveniente de una línea de producción basada en la electrólisis. Los resultados fueron publicados en Applied Energy: vii Power to Gas-Electrochemical industry hybrid systems: A case study, Applied Energy 2017, 202, 435-446<br /

Methodology for dimensioning the socio-economic impact of power-to-gas technologies in a circular economy scenario

Innovative and sustainable energy technologies are needed in the transition of energy toward a circular economy. Because of the use of renewable energy and carbon utilization, power-to-gas could be a cutting-edge technology that supports the circular model in future sustainable energy markets. However, this technology faces new technical and socio-economic challenges. The use of power-to-gas is limited because of barriers that limit the mobilization of investment capital. In addition, social and economic impacts on the territories in which these facilities are located are under study. In this context, the aims of this paper are: (i) To explore the determinants and barriers for power-to-gas technology to enhance the understanding of investment in innovative energy technologies; and (ii) to support effective policymaking and energy companies’ decision-making processes. This study defines and measures, from a circular economy perspective, the main impacts of the deployment of this technology on a territory in terms of volume of investment, employment generation, and CO2 capture. The study also provides a simplified methodology to contribute to the analysis of the use of power-to-gas. Finally, it improves the knowledge of the socio-economic impact of this cutting-edge technology for the transition of energy to a zero-emission scenario

Improved Flexibility and Economics of Combined Cycles by Power to Gas

Massive penetration of renewable energy in the energy systems is required to comply with existing CO2 regulations. Considering current power pools, large shares of renewable energy sources imply strong efficiency and economic penalties in fossil fuel power plants as they are mainly operated to regulate the system and constant shutdowns are expected. Under this framework, the integration of a combined cycle power plant (CCPP) with an energy storage technology such as power to gas (PtG) is proposed to virtually reduce its minimum complaint load through the diversion of instantaneous excess electricity. Power to gas produces hydrogen through water electrolysis, which is later combined with CO2 to produce methane. The main novelty of this study relies in the improved flexibility and economics of combined cycles by means of using power to gas as a tool to reduce the minimum complaint load. The principal objective of the study is the quantification of cost reduction under different scenarios of shutdowns and conventional start-ups. The case study analyses a combined cycle of 400 MWe gross power with a minimum complaint load of 30% that can be virtually reduced to 20% by means of a 40- MWe power-to-gas plant. Eight scenarios are defined to compare the reference case of conventional operation under hot, warm, and cold start-ups with power-to-gas-assisted operation. Additionally, PtG-assisted operation scenarios are analyzed with different loads (30–50–70%). These scenarios also include the consideration of a temporary peak of demand occurring in a period in which dispatch is below the minimum complaint load. Under this situation, the response time of conventional plants is very limited, while PtG-assisted CCPP can rapidly satisfy the peak. The techno-economic model quantifies the required fuel, gross and net power, and emissions as well as total costs and incomes under each scenario and net differential profit in an hourly basis. The analysis of the obtained results does not recommend the operation of the PtG-assisted CCPP at minimum complaint load for hot, warm, or cold start-ups. However, important marginal profits are achieved with the proposed system for part-loads operation over 50% for every sort of start-up, avoiding shutdowns and extending the capacity factor

The PLANET Project: A Tool for Flexibility in the Energy Transition

Renewable energy resources offer immense prospects to mitigate greenhouse gas emissions and combat climate change, whilst addressing the growing energy demand. In recent years, owing to falling costs and supportive policies, the integration of renewable energy has expanded significantly. Nevertheless, challenges to its further expansion are raised due to the inherent variability of renewable energy production (‘vRES’) coupled with grid stability considerations, which – if not properly addressed – shall lead to vRES generation curtailment. The latter would cause renewable capacity expansion to decelerate, reductions in the capacity factors of vRES technologies and subsequent economic losses, to name a few. Against this backdrop, PLANET has developed a holistic decision support system for utilities, network operators and policy makers to help them implement optimal grid planning and management solutions compatible with complete decarbonization of the energy system. To that end, the project leverages energy conversion and storage technologies, such as Power-to-Gas, Power-to-Heat, Combined Heat and Power, Thermal storages and Virtual Energy Storage. These technologies have been deemed very promising to address issues related to the integration of renewables in the electricity grid, by enabling coordination of the electricity, heat and gas sectors towards revealing the maximum potential of network flexibility, a vital prerequisite for ensuring security of supply. The PLANET project commenced in November 2017 with the participation of 11 partners from 7 different countries: Italy, Finland, Greece, UK, Germany, France and Belgium including technical universities, research centers and associations, consultancy firms, utilities and information technology companie

Experimental investigation on CO2methanation process for solar energy storage compared to CO2-based methanol synthesis

The utilization of the captured CO2 as a carbon source for the production of energy storage media offers a technological solution for overcoming crucial issues in current energy systems. Solar energy production generally does not match with energy demand because of its intermittent and non-programmable nature, entailing the adoption of storage technologies. Hydrogen constitutes a chemical storage for renewable electricity if it is produced by water electrolysis and is also the key reactant for CO2 methanation (Sabatier reaction). The utilization of CO2 as a feedstock for producing methane contributes to alleviate global climate changes and sequestration related problems. The produced methane is a carbon neutral gas that fits into existing infrastructure and allows issues related to the aforementioned intermittency and non-programmability of solar energy to be overcome. In this paper, an experimental apparatus, composed of an electrolyzer and a tubular fixed bed reactor, is built and used to produce methane via Sabatier reaction. The objective of the experimental campaign is the evaluation of the process performance and a comparison with other CO2 valorization paths such as methanol production. The investigated pressure range was 2–20 bar, obtaining a methane volume fraction in outlet gaseous mixture of 64.75% at 8 bar and 97.24% at 20 bar, with conversion efficiencies of, respectively, 84.64% and 99.06%. The methanol and methane processes were compared on the basis of an energy parameter defined as the spent energy/stored energy. It is higher for the methanol process (0.45), with respect to the methane production process (0.41–0.43), which has a higher energy storage capability

Disruption Potential Assessment of the Power-to-Methane Technology

Power-to-methane (P2M) technology is expected to have a great impact on the future of the global energy sector. Despite the growing amount of related research, its potential disruptive impact has not been assessed yet. This could significantly influence investment decisions regarding the implementation of the P2M technology. Based on a two-year-long empirical research, the paper focuses on exploring the P2M technology deployment potential in different commercial environments. Results are interpreted within the theoretical framework of disruptiveness. It is concluded that P2M has unique attributes because of renewable gas production, grid balancing, and combined long-term energy storage with decarbonization, which represent substantial innovation. Nevertheless, empirical data suggest that the largest P2M plants can be deployed at industrial facilities where CO2 can be sourced from flue gas. Therefore, a significant decrease of carbon capture technology related costs could enable the disruption potential of the P2M technology in the future, along with further growth of renewable energy production, decarbonization incentives, and significant support of the regulatory environment