I requisiti annuali di corrispondenza per i nuovi crediti d'imposta IRA potrebbero dare il via a una produzione di idrogeno verde economicamente competitiva

_{Scritto da Melany Vargas, Kara McNutt e Chris Seiple}

L'idrogeno può svolgere un ruolo fondamentale nel viaggio degli Stati Uniti verso l'azzeramento netto come combustibile a basse emissioni di carbonio per sostenere la decarbonizzazione dei settori della domanda di energia difficili da elettrificare. Il credito d'imposta sulla produzione di 45 V dell'Inflation Reduction Act ha lo scopo di incentivare la diffusione dell'idrogeno a basse emissioni di carbonio, accelerando la curva di apprendimento e consentendo la riduzione dei costi.

I crediti d'imposta più alti per l'idrogeno con il carbonio più basso arrivano fino a $ 3/kg. Tuttavia, le regole sul modo in cui verrà misurata l'intensità di carbonio (CI) dell'idrogeno e la potenziale autorizzazione di meccanismi per compensare le emissioni, come i crediti di energia rinnovabile (REC), sono ancora in fase di sviluppo. Queste regole, attualmente in fase di definizione da parte del Dipartimento del Tesoro, potrebbero avere implicazioni significative sulla competitività economica dei progetti elettrolitici o sull'idrogeno verde e sulle emissioni di CI e assolute delle reti elettriche.

Di conseguenza, la corrispondenza temporale dell'idrogeno CI è diventata un argomento molto caldo negli ultimi mesi nell'industria e nei circoli politici. Il dibattito è in gran parte incentrato sugli elettrolizzatori che dipendono dalla rete elettrica per tutto o parte del loro fabbisogno energetico. Alcune organizzazioni vorrebbero che gli sviluppatori di idrogeno verde dimostrassero di consumare il 100% di energia rinnovabile abbinando il consumo di elettricità del loro elettrolizzatore alla generazione di energia rinnovabile su base oraria. Altri sostengono che questi requisiti limiteranno l'economia e l'implementazione di progetti di idrogeno verde.

Data l'ampia gamma di prospettive sull'argomento, Wood Mackenzie ha deciso di testare l'impatto della produzione di idrogeno verde connessa alla rete. Abbiamo esaminato gli impatti sull'IC delle reti elettriche e della produzione di idrogeno, nonché i fattori di capacità dell'elettrolizzatore in uno scenario che consente REC rispetto a una politica di corrispondenza oraria in cui il carico di un elettrolizzatore corrisponderebbe ai corrispondenti profili di generazione di energia rinnovabile.

Abbiamo sfruttato il nostro mercato energetico proprietario e i modelli LCOH (Costo livellato dell'idrogeno) per analizzare questi impatti in due mercati energetici unici, ERCOT South e WECC Arizona. In ciascun mercato abbiamo valutato l'impatto dell'aggiunta di 250 MW di capacità dell'elettrolizzatore alla rete e ipotizzato che l'utilizzo dell'idrogeno avvenisse con un aumento proporzionale delle energie rinnovabili per supportare il carico dell'elettrolizzatore e la generazione di REC locali. Questa analisi è stata quindi confrontata con i dati sulla generazione oraria del caso, sui prezzi e sulle emissioni per ciascun mercato.

Le implicazioni economiche sono chiare

La nostra analisi ha rilevato che uno scenario di corrispondenza annuale che consente i REC come meccanismo di compensazione può portare a CI zero netto e a una produzione di idrogeno verde economicamente competitiva. Al contrario, i requisiti di corrispondenza oraria, a seconda della loro implementazione, potrebbero comportare un'economia sfavorevole per l'adozione dell'idrogeno verde, limitando le ore di funzionamento a quelle in cui sono disponibili risorse rinnovabili, riducendo in ultima analisi il fattore di capacità dell'elettrolizzatore. Il risultato è che gli operatori devono distribuire i loro costi su un volume minore di produzione di idrogeno, richiedendo un prezzo più elevato per recuperare il loro capitale per ogni chilogrammo di idrogeno venduto.

Con un abbinamento orario diretto delle fonti di generazione rinnovabili, la nostra analisi mostra che un fattore di capacità dell'elettrolizzatore compreso tra il 46 e il 72% porta ad aumenti di LCOH del 68%-175% rispetto a uno scenario di abbinamento annuale che consente agli operatori di raggiungere un fattore di capacità di 100 %.

Nel mercato WECC Arizona, i risultati sono un LCOH (con un credito d'imposta di $ 3/kg applicato) in aumento da circa $ 2/kg nel 2025 e $ 1.50/kg nel 2030, in uno scenario di corrispondenza annuale, a circa $ 4-5/kg in uno scenario di corrispondenza oraria. Questo grado di aumento dei costi potrebbe ritardare la capacità di produrre idrogeno verde a parità di costo rispetto all'idrogeno blu o grigio a basso costo, ostacolando in ultima analisi la competitività economica e l'adozione dell'idrogeno verde connesso alla rete e rinnovabile al 100% come combustibile a basse emissioni di carbonio.

Al contrario, la modellazione di uno scenario di corrispondenza annuale mostra che un elettrolizzatore funzionante a un fattore di capacità del 100%, in un regime di corrispondenza annuale che consente compensazioni REC, potrebbe raggiungere un'economia inferiore a 2 $/kg entro il 2025 e inferiore a 1.50 $/kg nel 2030 nel entrambi i mercati. Questa gamma di dati economici è in linea con la parità dell'idrogeno blu e sostiene gli obiettivi del DOE per l'LCOH dell'idrogeno verde di 2 $/kg entro il 2025 e 1 $/kg entro il 2030.

Le implicazioni CI sono più complesse

Mentre gli aspetti economici sono più favorevoli nello scenario di abbinamento annuale, ci sono una serie di compromessi in termini di emissioni e intensità di carbonio da considerare. Nel caso di corrispondenza annuale, l'elettrolizzatore fa affidamento sull'elettricità di rete per il 19 – 35% del fabbisogno di elettricità. Sebbene durante determinate ore la rete debba attingere di più dalle fonti di energia termica, la generazione incrementale rinnovabile sposta anche l'energia termica durante le ore di punta delle risorse rinnovabili, determinando una diminuzione dell'IC della rete. Nel 2025, si osservano riduzioni dell'IC della rete dello 0.2 e dello 0.5% rispettivamente nelle regioni ERCOT e WECC.

Tuttavia, esiste un compromesso tra CI ed emissioni assolute. L'analisi mostra che, nonostante un CI inferiore, c'è un aumento marginale delle emissioni assolute in entrambi i mercati ERCOT e WECC a causa della fonte di domanda aggiuntiva e del maggiore utilizzo di unità termiche durante le ore di scarse risorse rinnovabili. Inoltre, man mano che le reti elettriche diventano più ecologiche, i vantaggi delle aggiunte rinnovabili incrementali all'IC diminuiscono e un aumento del carico comporta un aumento ancora maggiore delle unità termiche durante le ore in cui le risorse rinnovabili sono scarse. Come risultato di questo fenomeno, i benefici dell'IC visti nel 2025 sono minori nel 2030 e le emissioni assolute aumentano marginalmente in entrambi i mercati.

A causa di questi risultati, abbiamo esplorato le sensibilità per testare un paio di meccanismi per mitigare gli aumenti delle emissioni di rete assolute e/o CI in uno scenario di corrispondenza annuale. L'analisi ha rilevato che una leggera sovrapproduzione di energie rinnovabili o una riduzione strategica della produzione di idrogeno durante le ore di punta termica potrebbero essere strumenti efficaci per ridurre al minimo questi impatti di emissioni non intenzionali negli anni '2020.

Inoltre, la corrispondenza annuale richiede compensazioni REC per guidare un IC netto zero per la produzione di idrogeno. In ERCOT South, il CI, prima delle compensazioni, dell'idrogeno verde prodotto è di 4.3 kgCO₂/kgH₂ nel 2025 e 3.4 kgCO₂/kgH₂ nel 2030. Nel WECC Arizona, l'IC, prima delle compensazioni, è di 7.9 kgCO₂/kgH₂ nel 2025 e 4.7 kgCO₂/kgH₂ nel 2030. In entrambi i casi, queste intensità di carbonio sono inferiori ai 10 kg di COXNUMX stimati₂/kgH₂ CI stimato per la produzione di idrogeno grigio, che potrebbe portare a una significativa decarbonizzazione nei settori target per l'adozione dell'idrogeno; tuttavia, queste intensità di carbonio sono anche significativamente superiori all'IC zero di un'operazione di idrogeno verde rinnovabile al 100%.

Un'altra considerazione chiave è che questa analisi si è concentrata su Texas e Arizona, dove il potenziale di risorse rinnovabili è elevato. Sono necessarie ulteriori indagini in questi e in altri mercati per valutare appieno i compromessi economici ed emissioni qui presi in considerazione. Si prevede che i risultati varieranno in modo significativo su base regionale e potrebbero anche variare man mano che la produzione di idrogeno cresce ben oltre l'aggiunta di un elettrolizzatore da 250 MW in una regione.

Gestire i compromessi

I responsabili politici e le autorità di regolamentazione si trovano nella difficile posizione di navigare nel compromesso tra le emissioni di carbonio e l'economia dell'idrogeno verde nel contesto dei mercati energetici statunitensi in rapida evoluzione. Questa prima analisi dimostra che su base economica, l'abbinamento annuale potrebbe essere il catalizzatore di cui l'industria dell'idrogeno verde ha bisogno per sostenere l'adozione e la crescita anticipate della nascente industria dell'idrogeno a basse emissioni di carbonio. Quando si tratta di raggiungere gli obiettivi climatici, l'idrogeno verde dovrà essere implementato insieme ad altre soluzioni, quindi prima si verifica l'adozione, prima si potranno realizzare i benefici. Oltre il 2030, poiché la costruzione di risorse eoliche, solari e di generazione di accumulo supporterà reti a minore emissione di carbonio in tutti gli Stati Uniti e i costi degli elettrolizzatori diminuiranno, l'abbinamento orario potrebbe diventare un meccanismo più appropriato per supportare la produzione di idrogeno verde rinnovabile al 100% e la decarbonizzazione della rete elettrica in tandem.