Jaarlijkse afstemmingsvereisten voor nieuwe IRA-belastingkredieten kunnen economisch concurrerende groene waterstofproductie op gang brengen

_{Geschreven door Melany Vargas, Kara McNutt en Chris Seiple}

Waterstof kan een cruciale rol spelen in de reis van de Verenigde Staten naar netto-nul als een koolstofarme brandstof ter ondersteuning van het koolstofarm maken van sectoren die moeilijk te elektrificeren zijn. De 45V-productiebelastingvermindering van de Inflation Reduction Act is bedoeld om de inzet van koolstofarme waterstof te stimuleren, de leercurve te versnellen en de kosten te laten dalen.

De hoogste belastingverminderingen voor waterstof met de laagste koolstof bereiken oplopen tot $ 3/kg. De regels rond de manier waarop de koolstofintensiteit (CI) van waterstof wordt gemeten en de mogelijke vergoeding van mechanismen om emissies te compenseren, zoals Renewable Energy Credits (REC's), zijn echter nog in ontwikkeling. Deze regels, die momenteel worden gedefinieerd door The Treasury Department, kunnen aanzienlijke gevolgen hebben voor het economische concurrentievermogen van elektrolytische of groene waterstofprojecten en de CI en absolute emissies van elektriciteitsnetten.

Als gevolg hiervan is de temporele matching van waterstof-CI de afgelopen maanden een zeer hot topic geworden in de industrie en in politieke kringen. Het debat draait grotendeels om elektrolyzers die voor hun gehele of een deel van hun energiebehoefte afhankelijk zijn van netstroom. Sommige organisaties zouden graag zien dat ontwikkelaars van groene waterstof bewijzen dat ze 100% hernieuwbare energie verbruiken door het elektriciteitsverbruik van hun elektrolyseur af te stemmen op de opwekking van hernieuwbare energie op uurbasis. Anderen beweren dat deze vereisten de economie en de inzet van groene waterstofprojecten zullen beperken.

Gezien het brede scala aan perspectieven op het onderwerp, wilde Wood Mackenzie de impact van netgekoppelde groene waterstofproductie testen. We hebben gekeken naar de impact op de CI van elektriciteitsnetten en waterstofproductie, evenals naar de capaciteitsfactoren van elektrolyzers in een scenario dat REC's toestaat versus een uurlijks afstemmingsbeleid waarbij de belasting van een elektrolyzer overeenkomt met overeenkomstige profielen voor de opwekking van hernieuwbare energie.

We hebben gebruikgemaakt van onze eigen energiemarkt en levelized cost of hydrogen (LCOH)-modellen om deze effecten in twee unieke energiemarkten, ERCOT South en WECC Arizona, te analyseren. In elke markt evalueerden we de impact van het toevoegen van 250 MW aan elektrolyzercapaciteit aan het net en gingen we ervan uit dat de inzet van waterstof plaatsvond met een evenredige hernieuwbare uitbouw om de belasting van de elektrolyzer en de opwekking van lokale REC's te ondersteunen. Deze analyse werd vervolgens gebenchmarkt met onze op basis van case-uurlijkse generatie-, prijs- en emissiegegevens voor elke markt.

De economische implicaties zijn duidelijk

Uit onze analyse bleek dat een jaarlijks afstemmingsscenario dat REC's als compensatiemechanisme toestaat, kan resulteren in netto-nul CI en economisch concurrerende productie van groene waterstof. Omgekeerd kunnen uurlijkse afstemmingsvereisten, afhankelijk van hun implementatie, leiden tot ongunstige economieën voor de acceptatie van groene waterstof, door de bedrijfsuren te beperken tot die wanneer hernieuwbare bronnen beschikbaar zijn, waardoor uiteindelijk de capaciteitsfactor van de elektrolyseur wordt verlaagd. Het resultaat is dat operators hun kosten moeten verdelen over een kleiner volume aan waterstofproductie, waardoor een hogere prijs nodig is om hun kapitaal terug te verdienen voor elke verkochte kilo waterstof.

Met een directe afstemming per uur van hernieuwbare opwekkingsbronnen, laat onze analyse zien dat een capaciteitsfactor van een elektrolyseur van 46-72% leidt tot LCOH-toenames van 68%-175% in vergelijking met een jaarlijks afstemmingsscenario waarmee operators een capaciteitsfactor van 100 kunnen bereiken. %.

In de WECC Arizona-markt zijn de resultaten een LCOH (met een belastingvermindering van $ 3/kg toegepast) die stijgt van ongeveer $ 2/kg in 2025 en $ 1.50/kg in 2030, in een jaarlijks matchingscenario, tot ongeveer $ 4-5/kg in een matchingscenario per uur. Deze mate van kostenstijging zou het vermogen kunnen vertragen om groene waterstof te produceren tegen gelijke kosten als goedkopere blauwe of grijze waterstof, wat uiteindelijk het economische concurrentievermogen en de acceptatie van zowel netgekoppelde als 100% hernieuwbare groene waterstof als koolstofarme brandstof zou belemmeren.

Omgekeerd laat de modellering van een jaarlijks afstemmingsscenario zien dat een elektrolyseur die op een capaciteitsfactor van 100% draait, onder een jaarlijks afstemmingsregime dat REC-offsets toestaat, tegen 2 minder dan $ 2025/kg en in 1.50 minder dan $ 2030/kg zou kunnen opleveren. beide markten. Dit economische bereik is in overeenstemming met de blauwe waterstofpariteit en ondersteunt de DOE-doelstellingen voor groene waterstof LCOH van $ 2/kg in 2025 en $ 1/kg in 2030.

CI-implicaties zijn complexer

Hoewel de economie gunstiger is in het jaarlijkse afstemmingsscenario, moet er rekening worden gehouden met een reeks afwegingen tussen emissies en koolstofintensiteit. In het geval van jaarlijkse matching is de elektrolyseur afhankelijk van netstroom voor 19 - 35% van de elektriciteitsbehoefte. Hoewel het net tijdens bepaalde uren meer moet halen uit thermische energiebronnen, verdringt de incrementele hernieuwbare opwekking ook thermische energie tijdens de piekuren van hernieuwbare bronnen, wat resulteert in een afname van de CI van het net. In 2025 worden in de ERCOT- en WECC-regio's respectievelijk 0.2 en 0.5% grid-CI-reducties waargenomen.

Er is echter een wisselwerking tussen CI en absolute emissies. De analyse laat zien dat er ondanks een lagere CI een marginale toename is van de absolute emissies in zowel de ERCOT- als de WECC-markt als gevolg van de toegevoegde vraagbron en de toegenomen inzet van thermische eenheden tijdens weinig uren hernieuwbare bronnen. Bovendien, naarmate elektriciteitsnetten groener worden, worden de voordelen van incrementele hernieuwbare toevoegingen aan CI kleiner, en een toename van de belasting zorgt voor een nog grotere aantrekkingskracht op thermische eenheden tijdens uren met weinig hernieuwbare bronnen. Als gevolg van dit fenomeen zijn de CI-voordelen in 2025 kleiner in 2030 en nemen de absolute emissies marginaal toe in beide markten.

Vanwege deze bevindingen hebben we gevoeligheden onderzocht om een ​​aantal mechanismen te testen om stijgingen in absolute netemissies en/of CI te verminderen onder een jaarlijks afstemmingsscenario. Uit de analyse bleek dat een lichte overbouw van hernieuwbare energiebronnen of een strategische inperking van de waterstofproductie tijdens thermische piekuren effectieve instrumenten kunnen zijn om deze onbedoelde emissie-effecten in de jaren 2020 te minimaliseren.

Bovendien vereist jaarlijkse afstemming REC-offsets om een ​​netto-nul-CI voor waterstofproductie te genereren. In ERCOT Zuid is de CI, vóór compensaties, van de geproduceerde groene waterstof 4.3 kgCO₂/kgH₂ in 2025 en 3.4 kgCO₂/kgH₂ in 2030. In WECC Arizona is de CI, vóór compensaties, 7.9 kgCO₂/kgH₂ in 2025 en 4.7 kgCO₂/kgH₂ in 2030. In beide gevallen zijn deze koolstofintensiteiten lager dan de geschatte 10 kgCO₂/kgH₂ CI geschat voor de productie van grijze waterstof, wat zou kunnen leiden tot een aanzienlijke decarbonisatie in de doelsectoren voor de acceptatie van waterstof; deze koolstofintensiteiten zijn echter ook aanzienlijk hoger dan de nul-CI van een 100% hernieuwbare groene waterstofoperatie.

Een andere belangrijke overweging is dat deze analyse zich richtte op Texas en Arizona, waar het potentieel voor hernieuwbare bronnen groot is. Er is meer onderzoek nodig in deze en andere markten om de economische en emissieafwegingen die hier worden overwogen volledig te kunnen beoordelen. De verwachting is dat de uitkomsten per regio aanzienlijk zullen verschillen en ook kunnen variëren als de waterstofproductie groter wordt dan de toevoeging van een 250 MW elektrolyseur in een regio.

Beheer van de afwegingen

Beleidsmakers en regelgevers bevinden zich in de moeilijke positie om de wisselwerking tussen koolstofemissies en groene waterstofeconomie te navigeren binnen de context van snel veranderende Amerikaanse energiemarkten. Deze vroege analyse toont aan dat op economische basis jaarlijkse afstemming de katalysator zou kunnen zijn die de groene waterstofindustrie nodig heeft om de vroege acceptatie en groei van de ontluikende koolstofarme waterstofindustrie te ondersteunen. Als het gaat om het halen van de klimaatdoelstellingen, zal groene waterstof naast andere oplossingen moeten worden ingezet. Hoe eerder de adoptie plaatsvindt, hoe sneller de voordelen kunnen worden gerealiseerd. Na 2030, als de uitbouw van wind-, zonne- en opslagactiva de koolstofarmere netwerken in de VS ondersteunt en de kosten van elektrolyzers dalen, zou uurlijkse afstemming een geschikter mechanisme kunnen worden om de productie van 100% hernieuwbare groene waterstof en de decarbonisatie van het elektriciteitsnet in tandem.