Jährliche Anpassungsanforderungen für neue IRA-Steuergutschriften könnten eine wirtschaftlich wettbewerbsfähige Produktion von grünem Wasserstoff ankurbeln

_{Verfasst von Melany Vargas, Kara McNutt und Chris Seiple}

Wasserstoff kann auf dem Weg der Vereinigten Staaten zur Netto-Null als kohlenstoffarmer Brennstoff eine entscheidende Rolle spielen, um die Dekarbonisierung schwer zu elektrifizierender Energienachfragesektoren zu unterstützen. Die 45-V-Produktionssteuergutschrift des Inflationsminderungsgesetzes soll Anreize für den Einsatz von kohlenstoffarmem Wasserstoff schaffen, die Lernkurve beschleunigen und die Kosten senken.

Die höchsten Steuergutschriften für den kohlenstoffärmsten Wasserstoff erreichen bis zu 3 $/kg. Die Regeln für die Messung der Kohlenstoffintensität (CI) von Wasserstoff und die mögliche Zulassung von Mechanismen zum Ausgleich von Emissionen, wie z. B. Renewable Energy Credits (RECs), befinden sich jedoch noch in der Entwicklung. Diese Regeln, die derzeit vom Finanzministerium definiert werden, könnten erhebliche Auswirkungen auf die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit von elektrolytischen oder grünen Wasserstoffprojekten sowie auf den CI und die absoluten Emissionen von Stromnetzen haben.

Infolgedessen ist das zeitliche Matching von Wasserstoff-CI in den letzten Monaten zu einem sehr heißen Thema in Industrie und Politik geworden. Die Debatte dreht sich hauptsächlich um Elektrolyseure, die für ihren gesamten oder einen Teil ihres Energiebedarfs auf Netzstrom angewiesen sind. Einige Organisationen möchten, dass die Entwickler von grünem Wasserstoff beweisen, dass sie 100 % erneuerbaren Strom verbrauchen, indem sie den Stromverbrauch ihres Elektrolyseurs stündlich an die Erzeugung erneuerbaren Stroms anpassen. Andere argumentieren, dass diese Anforderungen die Wirtschaftlichkeit und den Einsatz von grünen Wasserstoffprojekten einschränken werden.

Angesichts der vielfältigen Perspektiven zu diesem Thema machte sich Wood Mackenzie daran, die Auswirkungen der netzgekoppelten Produktion von grünem Wasserstoff zu testen. Wir haben die Auswirkungen auf das CI der Stromnetze und der Wasserstoffproduktion sowie die Kapazitätsfaktoren der Elektrolyseure in einem Szenario untersucht, das RECs im Vergleich zu einer stündlichen Anpassungsrichtlinie zulässt, bei der die Last eines Elektrolyseurs den entsprechenden Erzeugungsprofilen für erneuerbare Energie entspricht.

Wir haben unseren proprietären Strommarkt und LCOH-Modelle (Levelized Cost of Hydrogen) genutzt, um diese Auswirkungen in zwei einzigartigen Strommärkten, ERCOT South und WECC Arizona, zu analysieren. In jedem Markt haben wir die Auswirkungen einer Hinzufügung von 250 MW Elektrolyseurkapazität zum Netz bewertet und davon ausgegangen, dass der Wasserstoffeinsatz mit einem entsprechenden Ausbau erneuerbarer Energien erfolgt, um die Last des Elektrolyseurs und die Erzeugung lokaler RECs zu unterstützen. Diese Analyse wurde dann mit unseren stündlichen Stromerzeugungs-, Preis- und Emissionsdaten für jeden Markt verglichen.

Wirtschaftliche Auswirkungen sind klar

Unsere Analyse ergab, dass ein jährliches Matching-Szenario, das RECs als Ausgleichsmechanismus zulässt, zu einem Netto-Null-CI und einer wirtschaftlich wettbewerbsfähigen Produktion von grünem Wasserstoff führen kann. Umgekehrt könnten stündliche Anpassungsanforderungen, abhängig von ihrer Implementierung, zu einer ungünstigen Wirtschaftlichkeit für die Einführung von grünem Wasserstoff führen, indem die Betriebszeiten auf diejenigen beschränkt werden, wenn erneuerbare Ressourcen verfügbar sind, was letztendlich den Kapazitätsfaktor des Elektrolyseurs verringert. Das Ergebnis ist, dass die Betreiber ihre Kosten auf ein kleineres Volumen der Wasserstoffproduktion verteilen müssen, was einen höheren Preis erfordert, um ihr Kapital für jedes verkaufte Kilogramm Wasserstoff zurückzugewinnen.

Bei einer direkten stündlichen Anpassung der erneuerbaren Erzeugungsquellen zeigt unsere Analyse, dass ein Elektrolyseur-Kapazitätsfaktor im Bereich von 46–72 % zu LCOH-Steigerungen von 68 %–175 % im Vergleich zu einem jährlichen Anpassungsszenario führt, das es den Betreibern ermöglicht, einen Kapazitätsfaktor von 100 zu erreichen %.

Auf dem WECC-Markt in Arizona sind die Ergebnisse ein LCOH (mit einer Steuergutschrift von 3 $/kg), der von etwa 2 $/kg im Jahr 2025 und 1.50 $/kg im Jahr 2030 in einem jährlichen Anpassungsszenario auf etwa 4-5 $/kg ansteigt ein stündliches Matching-Szenario. Dieser Grad an Kostensteigerung könnte die Fähigkeit verzögern, grünen Wasserstoff zu Kostenparität zu kostengünstigerem, blauem oder grauem Wasserstoff zu produzieren, was letztendlich die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit und die Einführung von sowohl netzgekoppeltem als auch 100 % erneuerbarem grünem Wasserstoff als kohlenstoffarmen Kraftstoff behindert.

Umgekehrt zeigt die Modellierung eines jährlichen Anpassungsszenarios, dass ein Elektrolyseur, der mit einem Kapazitätsfaktor von 100 % betrieben wird, unter einem jährlichen Anpassungssystem, das REC-Ausgleiche zulässt, bis 2 eine Wirtschaftlichkeit von unter 2025 $/kg und im Jahr 1.50 unter 2030 $/kg erreichen könnte beide Märkte. Dieser Bereich der Wirtschaftlichkeit steht im Einklang mit der Parität für blauen Wasserstoff und unterstützt die DOE-Ziele für grünen Wasserstoff LCOH von 2 $/kg bis 2025 und 1 $/kg bis 2030.

CI-Implikationen sind komplexer

Während die Wirtschaftlichkeit im jährlichen Anpassungsszenario günstiger ist, gibt es eine Reihe von Kompromissen bei Emissionen und CO19-Intensität zu berücksichtigen. Im jährlichen Matching-Fall ist der Elektrolyseur für 35 – 2025 % des Strombedarfs auf Netzstrom angewiesen. Obwohl das Netz während bestimmter Stunden mehr aus thermischen Energiequellen beziehen muss, verdrängt die inkrementelle Erzeugung aus erneuerbaren Energien auch thermische Energie während der Spitzenzeiten erneuerbarer Ressourcen, was zu einem Rückgang des CI des Netzes führt. Im Jahr 0.2 werden Grid-CI-Reduktionen von 0.5 bzw. XNUMX % in den ERCOT- bzw. WECC-Regionen beobachtet.

Es gibt jedoch einen Kompromiss zwischen CI und absoluten Emissionen. Die Analyse zeigt, dass es trotz eines niedrigeren CI einen geringfügigen Anstieg der absoluten Emissionen sowohl auf dem ERCOT- als auch auf dem WECC-Markt gibt, was auf die zusätzliche Nachfragequelle und den verstärkten Einsatz von thermischen Einheiten während der Stunden mit wenig erneuerbaren Ressourcen zurückzuführen ist. Da die Stromnetze grüner werden, werden die Vorteile der schrittweisen Ergänzung von erneuerbaren Energien zu CI geringer, und eine Erhöhung der Last führt zu einer noch größeren Anziehungskraft auf thermische Einheiten während der Stunden mit wenig erneuerbaren Ressourcen. Infolge dieses Phänomens sind die 2025 erzielten CI-Vorteile im Jahr 2030 geringer und die absoluten Emissionen steigen in beiden Märkten geringfügig an.

Aufgrund dieser Ergebnisse haben wir die Sensitivitäten untersucht, um einige Mechanismen zu testen, um den Anstieg der absoluten Netzemissionen und / oder CI in einem jährlichen Anpassungsszenario zu mindern. Die Analyse ergab, dass ein leichter Überbau erneuerbarer Energien oder eine strategische Einschränkung der Wasserstoffproduktion während der thermischen Spitzenzeiten wirksame Instrumente sein könnten, um diese unbeabsichtigten Auswirkungen auf die Emissionen in den 2020er Jahren zu minimieren.

Darüber hinaus erfordert der jährliche Abgleich REC-Offsets, um einen Netto-Null-CI für die Wasserstoffproduktion zu erreichen. In ERCOT South beträgt der CI des erzeugten grünen Wasserstoffs vor Offsets 4.3 kg CO₂/kgH₂ im Jahr 2025 und 3.4 kg CO₂/kgH₂ im Jahr 2030. In WECC Arizona beträgt der KI vor Offsets 7.9 kg CO₂/kgH₂ im Jahr 2025 und 4.7 kg CO₂/kgH₂ im Jahr 2030. In beiden Fällen sind diese Kohlenstoffintensitäten niedriger als die geschätzten 10 kg CO₂/kgH₂ CI geschätzt für die Produktion von grauem Wasserstoff, der eine erhebliche Dekarbonisierung in den Zielsektoren für die Einführung von Wasserstoff vorantreiben könnte; Diese Kohlenstoffintensitäten sind jedoch auch deutlich höher als der Null-KI eines Betriebs mit 100 % erneuerbarem grünem Wasserstoff.

Eine weitere wichtige Überlegung ist, dass sich diese Analyse auf Texas und Arizona konzentrierte, wo das Potenzial für erneuerbare Ressourcen hoch ist. In diesen und anderen Märkten sind weitere Untersuchungen erforderlich, um die hier in Betracht gezogenen Kompromisse hinsichtlich Wirtschaftlichkeit und Emissionen vollständig zu bewerten. Es wird erwartet, dass die Ergebnisse auf regionaler Basis erheblich variieren und auch variieren können, wenn die Größenordnung der Wasserstoffproduktion weit über die Hinzufügung eines 250-MW-Elektrolyseurs in einer Region hinausgeht.

Verwalten der Tradeoffs

Politische Entscheidungsträger und Regulierungsbehörden befinden sich in der schwierigen Position, den Kompromiss zwischen Kohlenstoffemissionen und Ökonomie des grünen Wasserstoffs im Kontext der sich schnell verändernden US-Energiemärkte zu finden. Diese frühe Analyse zeigt, dass die jährliche Anpassung auf wirtschaftlicher Basis der Katalysator sein könnte, den die grüne Wasserstoffindustrie benötigt, um die frühzeitige Einführung und das Wachstum der aufstrebenden kohlenstoffarmen Wasserstoffindustrie zu unterstützen. Wenn es darum geht, die Klimaziele zu erreichen, muss grüner Wasserstoff neben anderen Lösungen eingesetzt werden. Je früher die Einführung erfolgt, desto eher können die Vorteile realisiert werden. Über 2030 hinaus, wenn der Ausbau von Wind-, Solar- und Speicheranlagen in den USA kohlenstoffärmere Netze unterstützt und die Elektrolyseurkosten sinken, könnte die stündliche Anpassung ein geeigneterer Mechanismus werden, um die Produktion von 100 % erneuerbarem grünem Wasserstoff und die Dekarbonisierung des Stromnetzes zu unterstützen Tandem.