Årlige samsvarskrav for nye IRA-skattefradrag kan kickstarte økonomisk konkurransedyktig grønn hydrogenproduksjon

_{Forfattet av Melany Vargas, Kara McNutt og Chris Seiple}

Hydrogen kan spille en avgjørende rolle i USAs reise mot netto null som et lavkarbondrivstoff for å støtte avkarboniseringen av sektorer som er vanskelige å elektrifisere energibehovet. Inflasjonsreduksjonslovens 45V produksjonsskattefradrag er ment å stimulere til distribusjon av lavkarbonhydrogen, akselerere læringskurven og gjøre det mulig for kostnadene å synke.

De høyeste skattefradragene for det laveste karbonhydrogenet når opp til $3/kg. Reglene rundt måten karbonintensiteten (CI) til hydrogen skal måles på, og den potensielle tillatelsen av mekanismer for å kompensere for utslipp, som fornybar energikreditter (RECs), er imidlertid fortsatt under utvikling. Disse reglene, som for tiden blir definert av finansdepartementet, kan ha betydelige implikasjoner for den økonomiske konkurranseevnen til elektrolytiske eller grønne hydrogenprosjekter og CI og absolutte utslipp fra kraftnett.

Som et resultat har hydrogen CI temporal matching blitt et veldig hett tema de siste månedene i industri og politiske kretser. Debatten dreier seg i stor grad om elektrolysatorer som er avhengige av nettelektrisitet for hele eller deler av energibehovet. Noen organisasjoner vil gjerne se grønne hydrogenutviklere bevise at de bruker 100 % fornybar kraft ved å matche elektrolysatorens strømforbruk med fornybar kraftproduksjon på timebasis. Andre hevder at disse kravene vil begrense økonomien og utplasseringen av grønt hydrogenprosjekter.

Gitt det brede settet av perspektiver på temaet, satte Wood Mackenzie ut for å teste virkningen av nettkoblet grønt hydrogenproduksjon. Vi så på innvirkningen på CI av kraftnett og hydrogenproduksjon, samt elektrolyserkapasitetsfaktorer under et scenario som tillater RECs kontra en timebasert matchingspolicy der en elektrolysators belastning vil samsvare med tilsvarende profiler for fornybar energigenerering.

Vi utnyttet vårt proprietære kraftmarked og nivåregulerte modeller for hydrogen (LCOH) for å analysere disse virkningene i to unike kraftmarkeder, ERCOT South og WECC Arizona. I hvert marked evaluerte vi virkningen av å legge til 250 MW elektrolysatorkapasitet til nettet, og antok at hydrogenutbygging skjedde med tilsvarende fornybar utbygging for å støtte belastningen av elektrolysatoren og generering av lokale REC. Denne analysen ble deretter sammenlignet med vår baserte case-timegenerering, prissetting og utslippsdata for hvert marked.

Økonomiske implikasjoner er klare

Vår analyse fant at et årlig matchingsscenario som tillater REC som en utligningsmekanisme, kan resultere i netto-null CI og økonomisk konkurransedyktig grønn hydrogenproduksjon. Motsatt kan timetilpasningskrav, avhengig av implementeringen, føre til ugunstig økonomi for grønn hydrogenadopsjon, ved å begrense driftstiden til de når fornybare ressurser er tilgjengelige, og til slutt redusere elektrolysatorkapasitetsfaktoren. Resultatet er at operatørene må fordele kostnadene sine over et mindre volum hydrogenproduksjon, noe som krever en høyere pris for å få tilbake kapitalen for hvert kilo hydrogen solgt.

Med en direkte timebasert matching av fornybare generasjonskilder, viser vår analyse at en elektrolysatorkapasitetsfaktor fra 46–72 % fører til LCOH-økninger på 68–175 % i forhold til et årlig matchingsscenario som lar operatører nå en kapasitetsfaktor på 100 %.

I WECC Arizona-markedet er resultatene en LCOH (med en skattefradrag på USD 3/kg) som øker fra rundt $2/kg i 2025 og $1.50/kg i 2030, i et årlig matchende scenario, til omtrent $4-5/kg i et timelig matchingsscenario. Denne graden av kostnadsøkning kan forsinke muligheten til å produsere grønt hydrogen til kostnadsparitet med billigere, blått eller grått hydrogen, og til slutt hindre økonomisk konkurranseevne og bruk av både netttilkoblet og 100 % fornybart grønt hydrogen som et lavkarbondrivstoff.

Omvendt viser modelleringen av et årlig matchingsscenario at en elektrolysator som kjører med en kapasitetsfaktor på 100 %, under et årlig matchingsregime som tillater REC-forskyvninger, kan oppnå økonomi under $2/kg innen 2025, og under $1.50/kg i 2030 i begge markedene. Denne rekkevidden av økonomi er i tråd med blå hydrogenparitet og støtter DOE-målene for grønn hydrogen LCOH på $2/kg innen 2025 og $1/kg innen 2030.

CI-implikasjoner er mer komplekse

Mens økonomien er mer gunstig i det årlige matchingsscenarioet, er det en rekke avveininger for utslipp og karbonintensitet å vurdere. I det årlige matchingstilfellet er elektrolysatoren avhengig av nettstrøm for 19 – 35 % av strømbehovet. Selv om nettet i løpet av visse timer må trekke mer fra termiske energikilder, fortrenger den inkrementelle fornybare generasjonen også termisk energi under de mest fornybare ressurstimer, noe som resulterer i en nedgang i KI til nettet. I 2025 observeres grid CI-reduksjoner på 0.2 og 0.5 % på tvers av henholdsvis ERCOT- og WECC-regionene.

Det er imidlertid en avveining mellom CI og absolutte utslipp. Analysen viser at til tross for en lavere CI, er det en marginal økning i absolutte utslipp i både ERCOT- og WECC-markedet på grunn av den økte etterspørselskilden og økt utplassering av termiske enheter i løpet av timer med lave fornybare ressurser. I tillegg, etter hvert som strømnettene blir grønnere, blir fordelene med inkrementelle fornybare tillegg til CI mindre, og en økning i belastning driver et enda større trekk på termiske enheter i timer med lite fornybare ressurser. Som et resultat av dette fenomenet er CI-fordelene sett i 2025 mindre i 2030, og de absolutte utslippene øker marginalt i begge markedene.

På grunn av disse funnene undersøkte vi sensitiviteter for å teste et par mekanismer for å redusere økninger i absolutte nettutslipp og/eller CI under et årlig matchende scenario. Analysen fant at en liten overbygging av fornybar energi, eller strategisk innskrenkning av hydrogenproduksjonen i peak termiske timer kan være effektive verktøy for å minimere disse utilsiktede utslippspåvirkningene på 2020-tallet.

Videre krever årlig matching REC-offset for å drive en netto-null CI for hydrogenproduksjon. I ERCOT Sør er CI, før offset, av det produserte grønne hydrogenet 4.3 kg CO₂/kgH₂ i 2025, og 3.4 kgCO₂/kgH₂ i 2030. I WECC Arizona er CI, før offset, 7.9 kgCO₂/kgH₂ i 2025, og 4.7 kgCO₂/kgH₂ i 2030. I begge tilfeller er disse karbonintensitetene lavere enn de estimerte 10 kgCO₂/kgH₂ CI estimert for produksjon av grå hydrogen, som kan drive betydelig dekarbonisering i målsektorene for hydrogenadopsjon; Imidlertid er disse karbonintensitetene også betydelig høyere enn null CI for en 100 % fornybar grønn hydrogenoperasjon.

En annen viktig faktor er at denne analysen fokuserte på Texas og Arizona hvor potensialet for fornybare ressurser er høyt. Det kreves mer undersøkelser i disse og andre markeder for fullt ut å vurdere de økonomiske og utslippsmessige avveiningene som vurderes her. Det forventes at resultatene vil variere betydelig på regional basis og kan også variere ettersom hydrogenproduksjonen skalerer langt forbi tilsetningen av en 250 MW elektrolysator i en region.

Håndtering av avveininger

Beslutningstakere og regulatorer er i den tøffe posisjonen til å navigere i avveiningen mellom karbonutslipp og grønn hydrogenøkonomi i sammenheng med raskt skiftende amerikanske kraftmarkeder. Denne tidlige analysen viser at på økonomisk grunnlag kan årlig matching være katalysatoren grønt hydrogenindustrien trenger for å støtte tidlig adopsjon og vekst av den begynnende lavkarbonhydrogenindustrien. Når det gjelder å nå klimamålene, vil grønt hydrogen måtte distribueres sammen med andre løsninger, derfor jo raskere vedtak skjer, jo raskere kan fordelene realiseres. Utover 2030, ettersom utbyggingen av vind-, sol- og lagringsanlegg støtter lavere karbonnett i hele USA, og elektrolyserkostnadene går ned, kan timebasert matching bli en mer passende mekanisme for å støtte 100 % fornybar grønn hydrogenproduksjon og avkarbonisering av kraftnettet i tandem.