Mga Taunang Kinakailangan sa Pagtutugma Para sa Bagong Mga Kredito sa Buwis ng IRA ay Maaaring Magsimula sa Matipid na Competitive Green Hydrogen Production

_{Isinulat ni Melany Vargas, Kara McNutt at Chris Seiple}

Ang hydrogen ay maaaring gumanap ng isang kritikal na papel sa paglalakbay ng Estados Unidos sa net-zero bilang isang mababang-carbon na gasolina upang suportahan ang decarbonization ng mahirap na makuryente sa mga sektor ng demand ng enerhiya. Ang 45V production tax credit ng Inflation Reduction Act ay nilalayong bigyan ng insentibo ang deployment ng low-carbon hydrogen, na nagpapabilis sa learning curve at nagbibigay-daan sa pagbaba ng mga gastos.

Ang pinakamataas na kredito sa buwis para sa pinakamababang carbon hydrogen ay umaabot hanggang $3/kg. Gayunpaman, ang mga patakaran sa paligid ng paraan ng pagsukat ng carbon intensity (CI) ng hydrogen, at ang potensyal na allowance ng mga mekanismo upang mabawi ang mga emisyon, tulad ng Renewable Energy Credits (RECs), ay nasa ilalim pa rin ng pag-unlad. Ang mga patakarang ito, na kasalukuyang tinutukoy ng The Treasury Department, ay maaaring magkaroon ng makabuluhang implikasyon para sa pagiging mapagkumpitensya ng ekonomiya ng mga proyektong electrolytic o berdeng hydrogen at ang CI at ganap na mga emisyon ng mga grids ng kuryente.

Bilang resulta, ang hydrogen CI temporal na pagtutugma ay naging napakainit na paksa sa mga nakalipas na buwan sa industriya at pulitikal na mga bilog. Ang debate ay higit na nakasentro sa paligid ng mga electrolyzer na umaasa sa grid ng kuryente para sa lahat o bahagi ng kanilang mga pangangailangan sa enerhiya. Gusto ng ilang organisasyon na makitang patunayan ng mga green hydrogen developer na kumokonsumo sila ng 100% renewable power sa pamamagitan ng pagtutugma ng konsumo ng kuryente ng kanilang electrolyzer sa renewable-power generation bawat oras. Ang iba ay nangangatwiran na ang mga kinakailangang ito ay maglilimita sa ekonomiya at pag-deploy ng mga proyektong berdeng hydrogen.

Dahil sa malawak na hanay ng mga pananaw sa paksa, itinakda ni Wood Mackenzie na subukan ang epekto ng grid connected green hydrogen production. Tiningnan namin ang mga epekto sa CI ng mga power grid at produksyon ng hydrogen, pati na rin ang mga salik ng kapasidad ng electrolyzer sa ilalim ng isang senaryo na nagbibigay-daan para sa mga REC kumpara sa isang patakaran sa pagtutugma ng oras-oras kung saan tutugma ang load ng isang electrolyzer sa mga katumbas na profile ng pagbuo ng renewable energy.

Ginamit namin ang aming proprietary power market at levelized cost of hydrogen (LCOH) na mga modelo para suriin ang mga epektong ito sa dalawang natatanging power market, ERCOT South at WECC Arizona. Sa bawat merkado, sinuri namin ang epekto ng pagdaragdag ng 250 MW ng kapasidad ng electrolyzer sa grid at ipinapalagay na naganap ang pag-deploy ng hydrogen na may katumbas na renewable build-out upang suportahan ang load ng electrolyzer at ang pagbuo ng mga lokal na REC. Ang pagsusuri na ito ay pagkatapos ay na-benchmark laban sa aming nakabatay na kaso bawat oras na henerasyon, pagpepresyo at data ng mga emisyon para sa bawat merkado.

Malinaw ang mga implikasyon sa ekonomiya

Nalaman ng aming pagsusuri na ang isang taunang senaryo ng pagtutugma na nagbibigay-daan sa mga REC bilang isang mekanismo ng pag-offset, ay maaaring magresulta sa net-zero CI at mapagkumpitensyang produksyon ng berdeng hydrogen sa ekonomiya. Sa kabaligtaran, ang mga kinakailangan sa pagtutugma ng oras-oras, depende sa kanilang pagpapatupad, ay maaaring magresulta sa hindi kanais-nais na ekonomiya para sa pag-aampon ng berdeng hydrogen, sa pamamagitan ng paglilimita sa mga oras ng pagpapatakbo sa mga oras na magagamit ang mga nababagong mapagkukunan, sa huli ay binabawasan ang kadahilanan ng kapasidad ng electrolyzer. Ang resulta ay dapat ipamahagi ng mga operator ang kanilang mga gastos sa mas maliit na dami ng produksyon ng hydrogen, na nangangailangan ng mas mataas na presyo upang mabawi ang kanilang kapital para sa bawat kilo ng hydrogen na ibinebenta.

Sa isang direktang oras-oras na pagtutugma ng mga mapagkukunan ng nababagong henerasyon, ipinapakita ng aming pagsusuri na ang isang electrolyzer capacity factor mula 46-72% ay humahantong sa pagtaas ng LCOH ng 68%-175% kaugnay sa isang taunang pagtutugma ng senaryo na nagpapahintulot sa mga operator na maabot ang capacity factor na 100 %.

Sa merkado ng WECC Arizona, ang mga resulta ay isang LCOH (na may inilapat na $3/kg na kredito sa buwis) na tumataas mula sa humigit-kumulang $2/kg noong 2025 at $1.50/kg noong 2030, sa isang taunang pagtutugma ng senaryo, sa humigit-kumulang $4-5/kg sa isang oras-oras na tugmang senaryo. Ang antas ng pagtaas ng gastos na ito ay maaaring maantala ang kakayahang gumawa ng berdeng hydrogen sa pagkakapantay-pantay ng gastos sa mas mababang halaga, asul o kulay-abo na hydrogen, sa huli ay humahadlang sa pagiging mapagkumpitensya sa ekonomiya at pag-aampon ng parehong grid-connected at 100% renewable green hydrogen bilang isang mababang carbon fuel.

Sa kabaligtaran, ang pagmomodelo ng isang taunang sitwasyon sa pagtutugma ay nagpapakita na ang isang electrolyzer na tumatakbo sa isang 100% capacity factor, sa ilalim ng taunang pagtutugma ng rehimen na nagbibigay-daan para sa REC offsets, ay maaaring makamit ang ekonomiya sa ibaba $2/kg sa 2025, at mas mababa sa $1.50/kg sa 2030 sa parehong merkado. Ang hanay ng economics na ito ay naaayon sa blue hydrogen parity at sumusuporta sa mga target ng DOE para sa green hydrogen LCOH na $2/kg sa 2025 at $1/kg sa 2030.

Ang mga Implikasyon ng CI ay mas Kumplikado

Bagama't mas pabor ang ekonomiya sa taunang senaryo ng pagtutugma, may mga serye ng mga emisyon at carbon intensity trade-off na dapat isaalang-alang. Sa taunang kaso ng pagtutugma, umaasa ang electrolyzer sa grid electricity para sa 19 – 35% ng mga kinakailangan sa kuryente. Bagama't sa ilang partikular na oras ang grid ay dapat na kumukuha ng higit pa mula sa thermal energy sources, ang incremental renewable generation ay nagpapalipat din ng thermal energy sa panahon ng peak renewable resource hours, na nagreresulta sa pagbaba sa CI ng grid. Noong 2025, ang mga pagbawas ng grid CI na 0.2 at 0.5% ay sinusunod sa mga rehiyon ng ERCOT at WECC ayon sa pagkakabanggit.

Gayunpaman, mayroong isang trade-off sa pagitan ng CI at ganap na mga emisyon. Ipinapakita ng pagsusuri na sa kabila ng mas mababang CI, mayroong marginal na pagtaas sa absolute emissions sa parehong ERCOT at WECC markets dahil sa dagdag na pinagmulan ng demand at tumaas na deployment ng mga thermal unit sa panahon ng mababang renewable resource hours. Bukod pa rito, habang nagiging berde ang mga power grid, nagiging mas maliit ang mga benepisyo ng incremental renewable na mga karagdagan sa CI, at ang pagtaas ng load ay nagtutulak ng mas malaking pull sa mga thermal unit sa mga oras na mababa ang renewable resources. Bilang resulta ng hindi pangkaraniwang bagay na ito, ang mga benepisyo ng CI na makikita sa 2025 ay mas maliit sa 2030 at ang ganap na mga emisyon ay tumaas nang bahagya sa parehong mga merkado.

Dahil sa mga natuklasang ito, nag-explore kami ng mga sensitibo upang subukan ang ilang mekanismo para mabawasan ang mga pagtaas sa mga ganap na paglabas ng grid at/o CI sa ilalim ng taunang pagtutugma ng senaryo. Napag-alaman ng pagsusuri na ang bahagyang labis na pagtatayo ng mga renewable, o estratehikong pagbabawas ng produksyon ng hydrogen sa panahon ng peak thermal hours ay maaaring maging epektibong tool para mabawasan ang mga hindi sinasadyang epekto ng emisyon sa 2020s.

Higit pa rito, ang taunang pagtutugma ay nangangailangan ng mga REC offset upang humimok ng net-zero CI para sa produksyon ng hydrogen. Sa ERCOT South, ang CI, bago ang mga offset, ng berdeng hydrogen na ginawa ay 4.3 kgCO₂/kgH₂ noong 2025, at 3.4 kgCO₂/kgH₂ noong 2030. Sa WECC Arizona, ang CI, bago mag-offset, ay 7.9 kgCO₂/kgH₂ noong 2025, at 4.7 kgCO₂/kgH₂ sa 2030. Sa parehong mga kaso, ang mga carbon intensity na ito ay mas mababa kaysa sa tinantyang 10 kgCO₂/kgH₂ Tinatantya ng CI para sa produksyon ng grey hydrogen, na maaaring magmaneho ng makabuluhang decarbonization sa mga target na sektor para sa pag-aampon ng hydrogen; gayunpaman, ang mga carbon intensity na ito ay mas mataas din kaysa sa zero CI ng isang 100% renewable green hydrogen operation.

Ang isa pang mahalagang pagsasaalang-alang ay ang pagsusuri na ito ay nakatuon sa Texas at Arizona kung saan mataas ang potensyal ng nababagong mapagkukunan. Mayroong higit pang pagsisiyasat na kinakailangan sa mga ito at sa iba pang mga merkado upang ganap na masuri ang pang-ekonomiya at mga emisyon na trade-off na isinasaalang-alang dito. Inaasahan na ang mga resulta ay mag-iiba nang malaki sa isang rehiyonal na batayan at maaari ding mag-iba habang ang produksyon ng hydrogen ay lumampas sa pagdaragdag ng isang 250 MW electrolyzer sa isang rehiyon.

Pamamahala ng Tradeoffs

Ang mga gumagawa ng patakaran at regulator ay nasa mahirap na posisyon ng pag-navigate sa trade-off sa pagitan ng mga carbon emissions at green hydrogen economics sa loob ng konteksto ng mabilis na pagbabago ng mga merkado ng kuryente sa US. Ang maagang pagsusuri na ito ay nagpapakita na sa isang pang-ekonomiyang batayan, ang taunang pagtutugma ay maaaring maging katalista na kailangan ng industriya ng berdeng hydrogen upang suportahan ang maagang pag-aampon at paglago ng nascent na industriya ng low-carbon hydrogen. Pagdating sa pagtugon sa mga target sa klima, ang berdeng hydrogen ay kailangang i-deploy kasama ng iba pang mga solusyon, samakatuwid ang mas maagang pag-aampon, ang mas maagang mga benepisyo ay maisasakatuparan. Higit pa sa 2030, habang sinusuportahan ng build out of wind, solar at storage generation assets ang mas mababang carbon grids sa buong US, at bumaba ang mga gastos sa electrolyzer, ang oras-oras na pagtutugma ay maaaring maging isang mas naaangkop na mekanismo para suportahan ang 100% renewable green hydrogen production at power grid decarbonization sa tandem.