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PNNL-23227 
Process Design and Economics for 
the Conversion of Algal Biomass to 
Hydrocarbons: Whole Algae 
Hydrothermal Liquefaction and 
Upgrading  
S Jones 
R Davis 
Y Zhu 
C Kinchin 
D Anderson 
R Hallen 
D Elliott 
A Schmidt 
K Albrecht 
T Hart 
M Butcher 
C Drennan 
L Snowden-Swan 
March 2014  
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NOTICE 
This report was prepared as an account of work sponsored by an agency 
of the United States government. Neither the United States government 
nor any agency thereof, nor the Alliance for Sustainable Energy, LLC, 
nor Battelle Memorial Institute, nor any of their employees, makes any 
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imply its endorsement, recommendation, or favoring by the United States 
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expressed herein do not necessarily state or reflect those of the United 
States government or any agency thereof, or the Alliance for Sustainable 
Energy, LLC, or Battelle Memorial Institute. 
Available electronically at http://www.osti.gov/bridge 
Available for a processing fee to U.S. Department of Energy 
and its contractors, in paper, from: 
U.S. Department of Energy 
Office of Scientific and Technical Information 
P.O. Box 62 
Oak Ridge, TN 37831-0062 
phone:  865.576.8401 
fax: 865.576.5728 
email: mailto:reports@adonis.osti.gov 
Available for sale to the public, in paper, from: 
U.S. Department of Commerce 
National Technical Information Service 
5285 Port Royal Road 
Springfield, VA 22161 
phone:  800.553.6847 
fax:  703.605.6900 
email: orders@ntis.fedworld.gov 
online ordering: http://www.ntis.gov/help/ordermethods.aspx 
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iii 
PNNL-23227 
Process Design and Economics for the 
Conversion of Algal Biomass to 
Hydrocarbons: Whole Algae 
Hydrothermal Liquefaction and 
Upgrading  
S Jones
1
R Davis
  
Y Zhu
1
C Kinchin
D Anderson
1
R Hallen
1
D Elliott
1
A Schmidt
1
K Albrecht
1
T Hart
1
M Butcher
1
C Drennan
L Snowden-Swan
1
March 2014 
Pacific Northwest National Laboratory is operated by Battelle for the United States 
Department of Energy under contract  
DE-AC05-76RL01830.
NREL is a national laboratory of the U.S. Department of Energy,  
Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, operated by the Alliance for Sustainable 
Energy, LLC, under contract  
DE-AC36-08GO28308. 
Prepared for the U.S. Department of Energy Bioenergy Technologies Office
1
Pacific Northwest National Laboratory 
2
National Renewable Energy Laboratory 
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iv 
Executive Summary
The goal of the 
U.S. DepaUWmenW of EneUg\’V 
Bioenergy Technologies Office (BETO) is to enable the 
development of biomass technologies to:  
Reduce dependence on foreign oil  
Promote the use of diverse, domestic, and sustainable energy resources  
Establish a domestic bioenergy industry  
Reduce carbon emissions from energy production and consumption. (DOE 2013) 
To assist in realizing these goals, a number of techno-economic evaluations have been developed for both 
biological and thermochemical pathways for converting biomass to fuels.  These conceptual evaluations, 
WeUmed “deVign caVeV”, pUoYide a deWailed baViV foU XndeUVWanding Whe poWenWial of YaUioXV conYeUVion 
technologies and help identify technical barriers where research and development could potentially lead 
to significant cost improvements.  Consistent assumptions for items such as plant lifetimes, rates of 
return, and other factors are used in all design cases so the various conversion pathways may be assessed 
on a comparative basis.   
The purpose of this report is to evaluate the economics of hydrothermal liquefaction (HTL) of whole algal 
biomass followed by the catalytic upgrading of the HTL oil to produce renewable diesel fuel. HTL is 
especially suited for conversion of wet feedstocks such as algae and the economics are more strongly 
influenced by improvements in algal biomass productivity rather than extractable lipid content. The focus 
of the report is directed towards the conversion process. The costs for algae growth, harvest and 
dewatering are not modeled here, but instead, treated as a single feedstock cost. The block flow diagram 
for the conversion process and the target carbon flows are shown in Figure ES-1. 
Figure ES-1 Block flow diagram of AHTL conversion process showing carbon balance 
100% inlet carbon balance = 93% from algae, 3.5% from natural gas to drier, 3.5% from natural gas to 
hydrogen plant 
-
HTL Aqueous Treatment 
Catalytic Hydrothermal 
Gasification (CHG)  
Hydrogen 
Plant 
Catalytic 
Hydrotreating 
and Product 
Fractionation 
Off-gas 
7% of total 
Carbon 
H
2
Hydrocarbon 
Biofuels
(Gasoline, Diesel, 
Jet) 
65% of total Carbon 
on 
(70% algal carbon 
recovery) 
Algae Dewatered 
To 20 wt% solids 
93% of total Carbon in 
in 
Aqueous Phase 
18% of total Carbon 
(19% of algal 
carbon) 
Off-gas 
3% of total 
Carbon 
(3% of algal 
carbon) 
Algal 
Hydrothermal 
Liquefaction 
(AHTL) 
Off-gas 
10% of 
total 
Carbon
AHTL Oil 
72% of total 
Carbon 
(77% algal 
carbon 
recovery)
Natural Gas 
3.5% of total 
Carbon in 
Water & Solids 
Recycle to 
Ponds
8% of total 
Carbon as 
dissolved CO
(9% of algal 
carbon) 
Reformer & Heater 
Exhaust 
23% of total Carbon 
(Includes 21% of 
algal carbon) 
Natural Gas 
Drier & Exhaust
3.5% of total 
Carbon in
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AHTL is a thermal process that uses pressurized water in the condensed phase to convert whole, wet 
algae to primarily a liquid fuel product.  Aqueous and solid phases are also formed from which nutrients 
and energy may be recovered. AHTL and upgrading of the AHTL oil to transportation fuels have only 
been demonstrated in the laboratory and on a small engineering development scale.  Thus, the analysis 
does not reflect the current state of commercially-available technology but instead provides the basis for 
future research areas advancements that are likely to be achieved by 2022.  
Experimental data were used to establish the economic and technical foundation for a future target AHTL 
plant. Using n
th
plant assumptions (where costs reflect a future time when the technology is mature and 
several plants have already been built and are operating as opposed to first of a kind), and incorporating 
improvements to AHTL oil recovery, hydrotreating and wastewater treatment, suggest that the minimum 
selling diesel is $4.77 per gallon (2011 constant dollars) or $4.49/gasoline gallon equivalent (gge). This 
assumes a plant scale of 1340 U.S. tons per day of algae (dry and ash free basis) available at $430 per ton, 
10% internal rate of return, and onsite upgrading of AHTL oil to diesel.  
Meeting the long term goal of $3/gge will require a combination of strategies, potentially including co-
feeding with lower cost lignocellulosic biomass and offsite upgrading at a larger facility or conventional 
petroleum refinery. Meeting the conversion costs projected in this report, and summarized in Figure ES-2, 
will require the following: 
Maximize yield and optimize oil quality through improved  AHTL reaction conditions for a variety of 
different algal feedstocks,  
Optimize phase separation of the AHTL oil from the aqueous product, solids and gas, 
Optimize AHTL aqueous phase treatment to reduce costs and enhance carbon recovery, and, 
Better characterize the AHTL oil and hydrocarbon products. 
Although outside the scope of this report, it is important to note that research improvements to algal 
growth, harvest and dewatering, and optimization of nutrients recycle to the farm from the conversion 
plant is critical to the overall success of this process given that the $430/ton aglal cost is 74% of the diesel 
production cost. 
C# TIFF: How to Convert TIFF File to PDF Document in C# Project
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XDoc.HTML5 Viewer for .NET, All Mature Features Introductions
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vi 
Figure ES-2 Summary economics 
Feedstock Cost:
$430
$/U.S. ton algae (dry, ash free basis)
delivered at 20 wt% solids
Minimum Diesel Selling Price (MFSP) $4.77 $/gallon
MFSP Gasoline Gallon Equivalent $4.49 $/gge
Naphtha
Diesel
11.2
54
million gal/yr
1
7
trillion Btu/yr
25
122
gal/US ton AFDW algae
3
15
million Btu/US ton AFDW algae
Co-Product
0tons/year
Internal Rate of Return (After-Tax)
10%
Equity Percent of Total Investment
40%
Cost Year
2011
Algae Cultivation, Harvest, Dewater
$0
0%
Plant Hours per year
7920
avg feed rate, dry ash-free algae
1,339TPD to HTL reactor
HTL Oil Production
$101,800,000
40%
CHG Water Treatment
$81,400,000
32%
$/gal diesel
$/year
$/gge
HTL Oil Upgrading
$24,700,000
10%
Algae feedstock cost
3.51
$190,000,000
3.31
Hydrocracking
$5,700,000
2%
Natural Gas
0.12
$6,600,000
0.12
Hydrogen Plant
$28,600,000
11%
Catalysts & Chemicals
0.16
$8,500,000
0.15
Steam cycle
$3,600,000
1%
Waste Disposal
0.00
$0
0.00
Balance of Plant
$6,800,000
3%
Electricity and other utilities
0.05
$3,000,000
0.05
Total Installed Capital Cost
$252,600,000
100%
Naphtha Credit
-0.67
-$36,300,000
-0.63
Fertilizer Credit
0.00
$0
0.00
Building, site development, add'l piping
$34,900,000
Fixed Costs
0.38
$20,400,000
0.36
Indirect Costs
$158,100,000
Capital Depreciation
0.28
$14,900,000
0.26
Working Capital
$22,300,000
Average Income Tax
0.16
$1,800,000
0.15
Land (included in feedstock cost)
$0
Average Return on Investment
0.78
$8,600,000
0.73
4.77
4.49
Total Capital Investment (TCI)
$467,900,000
Installed Capital per Annual Gallon Diesel
$5
TCI per Annual Gallon Diesel
$9
Total Electricity Usage (KW)
5,451
Total Capital per Annual GGE
$7
Electricity Produced Onsite (KW)
4,755
Electricity Purchased from Grid (KW)
0
Electricity Sold to Grid (KW)
696
Loan Rate
8.0%
Term (years)
10
Net Electricity Use (KWh/gal product)
0.8
Capital Charge Factor (computed)
0.054
Overall Carbon Efficiency (Naphtha + Diesel)
On algae + natural gas
65%
On algae
70%
PERFORMANCE
CAPITAL COSTS
Liquid Fuels from Microalgae Hydrothermal Liquefaction and Upgrading
MANUFACTURING COSTS
2022 Projection Incorporating Improvements to Current Technology
vii 
Abbreviations 
AFDW 
Ash Free Dry Weight 
AHTL 
Algal Hydrothermal Liquefaction 
ASTM 
American Society of Testing and Materials 
BETO 
Bioenergy Technologies Office 
BBL 
Barrel (42 gallons) 
BPSD 
Barrel Per Stream Day 
BTU 
British Thermal Unit 
CHG 
Catalytic Hydrothermal Gasification 
CSTR 
Continuous Stirred Tank Reactor 
CoMo 
Cobalt Molybdenum 
DOE 
Department of Energy 
FCI 
Fixed Capital Investment 
Gram 
GGE 
Gasoline Gallons Equivalent 
GHG 
Green House Gas 
gpm 
Gallons Per Minute 
H
2
Hydrogen Analysis Program 
HDN 
Hydrodenitrogenation 
HDS 
Hydrodesulfurization 
HDO 
Hydrodeoxygenation 
HTL 
Hydrothermal Liquefaction 
IRR 
Internal Rate of Return 
kWh 
Kilowatt hour 
lb 
Pound 
LHSV 
Liquid Hourly Space Velocity 
m
2
Square meters 
MFSP 
Minimum Fuel Selling Price 
MJ 
Mega Joule 
MYPP 
Multi-Year Program Plan 
NABC 
National Advanced Biofuels Consortium 
NAABB 
National Alliance for Advanced Biofuels and Bioproducts 
NREL 
National Renewable Energy Laboratory 
PNNL 
Pacific Northwest National Laboratory 
PFR 
Plug Flow Reactor 
PSA 
Pressure Swing Adsorption 
Ru 
Ruthenium 
SCF 
Standard Cubic Foot 
SCF/BBL 
Standard Cubic Foot per Barrel 
TCI 
Total Capital Investment 
TIC 
Total Installed Cost 
WGS 
Water Gas Shift 
viii 
Contents
Executive Summary ........................................................................................................................... iv
Abbreviations ....................................................................................................................................vii
1.
Introduction ................................................................................................................................ 1
1.1.
Overall AHTL Process Summary ...................................................................................... 2
1.2.
Techno-economic Analysis Approach ............................................................................... 2
1.3.
Overall Design Basis Assumptions .................................................................................... 3
1.3.1.
Definition of N
th
Plant ............................................................................................. 3
1.3.2.
General Cost Estimation Basis ................................................................................ 4
2.
Process Design and Cost Estimation .......................................................................................... 6
2.1.
Basis for Dewatered Algae Feedstock Cost ....................................................................... 6
2.2.
Algae HTL ......................................................................................................................... 7
2.2.1.
AHTL Process Design Basis ................................................................................. 10
2.2.2.
AHTL Capital Costs .............................................................................................. 12
2.3.
AHTL Aqueous Phase Treatment .................................................................................... 12
2.3.1.
CHG Process Design Basis ................................................................................... 14
2.3.2.
CHG Capital Costs ................................................................................................ 15
2.4.
AHTL Oil Hydrotreating .................................................................................................. 15
2.4.1.
AHTL Oil Hydrotreating Design Basis ................................................................. 16
2.4.2.
AHTL Oil Hydrotreating Capital Costs ................................................................ 18
2.5.
Hydrogen Generation ....................................................................................................... 19
2.5.1.
Hydrogen Generation Design basis ....................................................................... 20
2.5.2.
Hydrogen Generation Cost Estimation .................................................................. 20
2.6.
Nutrient Recycle ............................................................................................................... 20
3.
Process Economics ................................................................................................................... 22
3.1.
Total Capital Investment .................................................................................................. 23
3.2.
Operating Costs ................................................................................................................ 23
3.3.
Minimum Fuel Selling Price ............................................................................................ 25
4.
Economic and Technical Sensitivities ...................................................................................... 27
4.1.
Sensitivity Discussion ...................................................................................................... 27
4.2.
Path Forward to $3/gge Fuel ............................................................................................ 29
5.
Environmental Sustainability Metrics ...................................................................................... 30
6.
Conclusions and Recommendations ......................................................................................... 31
7.
References ................................................................................................................................ 34
Appendix A 
Heat and Material Balances ....................................................................................... 38
Appendix B 
Equipment Cost Details ............................................................................................. 54
Appendix C 
Compound Selection.................................................................................................. 55
Appendix D 
Indices ....................................................................................................................... 58
ix 
Figures
Figure ES-1 Block flow diagram of AHTL conversion process showing carbon balance ................ iv
Figure ES-2 Summary economics...................................................................................................... vi
Figure 1 Block diagram for the overall conversion process ............................................................... 2
Figure 2 Techno-economic analysis approach .................................................................................... 3
Figure 3  Example AHTL products..................................................................................................... 7
Figure 4  Process flow for Area 100: AHTL ...................................................................................... 8
Figure 5  Continuous flow reactor parameter effects on HTL oil yield .............................................. 9
Figure 6  Process flow for Area 200: CHG ....................................................................................... 13
Figure 7  Process flow for hydrotreating .......................................................................................... 16
Figure 8  Process flow for hydrogen production ............................................................................... 19
Figure 9 Nitrogen recycle diagram ................................................................................................... 21
Figure 10 Overall carbon flows ........................................................................................................ 22
Figure 11  Sensitivity analysis results ............................................................................................... 27
Figure C-1  Hydrotreated HTL oil distillation curve by ASTM D2887 ........................................... 57
Tables
Table 1  N
th
plant assumptions ............................................................................................................ 4
Table 2  Algal biomass elemental composition and ash content ...................................................... 10
Table 3  AHTL experimental results and model assumptions .......................................................... 11
Table 4  AHTL capital costs ............................................................................................................. 12
Table 5  CHG experimental results and model assumptions ............................................................ 14
Table 6  CHG capital costs ............................................................................................................... 15
Table 7  Hydrotreating experimental results and model assumptions .............................................. 17
Table 8  Hydrocracking model assumptions ..................................................................................... 18
Table 9  Hydrotreater capital costs ................................................................................................... 18
Table 10 Area 600 design basis ........................................................................................................ 20
Table 11  Production rates ................................................................................................................ 22
Table 12  Total capital investment .................................................................................................... 23
Table 13  CHG catalyst cost estimate ............................................................................................... 23
Table 14  Variable operating costs .................................................................................................... 24
Table 15  Fixed operating costs ........................................................................................................ 25
Table 16  MFSP cost breakdown ...................................................................................................... 26
Table 17  Sustainability metrics for HTL, CHG and upgrading ....................................................... 30
Table C-1  Compounds used to model HTL liquid products ............................................................ 55
Table C-2  Compounds used to model hydrotreated product ........................................................... 56
Table C-3  Hydrotreated HTL oil distillation data ............................................................................ 57
Table D-1  Labor indices .................................................................................................................. 58
Table D-2  Capital cost indices ......................................................................................................... 58
Table D-3  Inorganic chemical indices ............................................................................................. 58
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