Requisitos anuais de correspondência para novos créditos fiscais do IRA podem dar o pontapé inicial na produção de hidrogênio verde economicamente competitiva

_{Com autoria de Melany Vargas, Kara McNutt e Chris Seiple}

O hidrogênio pode desempenhar um papel crítico na jornada dos Estados Unidos para o consumo líquido como um combustível de baixo carbono para apoiar a descarbonização de setores de demanda de energia difícil de eletrificar. O crédito fiscal de produção de 45V da Lei de Redução da Inflação destina-se a incentivar a implantação de hidrogênio de baixo carbono, acelerando a curva de aprendizado e permitindo que os custos diminuam.

Os créditos tributários mais altos para o hidrogênio de menor carbono chegam a US$ 3/kg. No entanto, as regras sobre a forma como a intensidade de carbono (CI) do hidrogênio será medida e a possível concessão de mecanismos para compensar as emissões, como os Créditos de Energia Renovável (RECs), ainda estão em desenvolvimento. Essas regras, que estão sendo definidas pelo Departamento do Tesouro, podem ter implicações significativas para a competitividade econômica de projetos eletrolíticos ou de hidrogênio verde e o CI e emissões absolutas de redes elétricas.

Como resultado, a correspondência temporal CI de hidrogênio tornou-se um tópico muito importante nos últimos meses na indústria e nos círculos políticos. O debate gira em torno de eletrolisadores que dependem da eletricidade da rede para todas ou parte de suas necessidades de energia. Algumas organizações gostariam de ver os desenvolvedores de hidrogênio verde provarem que estão consumindo 100% de energia renovável, combinando o consumo de eletricidade de seu eletrolisador com a geração de energia renovável a cada hora. Outros argumentam que esses requisitos limitarão a economia e a implantação de projetos de hidrogênio verde.

Dado o amplo conjunto de perspectivas sobre o assunto, Wood Mackenzie decidiu testar o impacto da produção de hidrogênio verde conectado à rede. Observamos os impactos no IC das redes de energia e produção de hidrogênio, bem como os fatores de capacidade do eletrolisador em um cenário que permite RECs versus uma política de correspondência horária em que a carga de um eletrolisador corresponderia aos perfis de geração de energia renovável correspondentes.

Alavancamos nosso mercado de energia proprietário e modelos de custo nivelado de hidrogênio (LCOH) para analisar esses impactos em dois mercados de energia exclusivos, ERCOT South e WECC Arizona. Em cada mercado, avaliamos o impacto da adição de 250 MW de capacidade do eletrolisador à rede e assumimos que a implantação de hidrogênio ocorreu com desenvolvimento renovável proporcional para suportar a carga do eletrolisador e a geração de RECs locais. Essa análise foi então comparada com nossos dados baseados em geração horária, preços e emissões para cada mercado.

As implicações econômicas são claras

Nossa análise descobriu que um cenário de correspondência anual que permite RECs como um mecanismo de compensação pode resultar em CI líquido zero e produção de hidrogênio verde economicamente competitiva. Por outro lado, os requisitos de correspondência horária, dependendo de sua implementação, podem resultar em economia desfavorável para a adoção do hidrogênio verde, limitando as horas de operação àquelas em que os recursos renováveis ​​estão disponíveis, reduzindo o fator de capacidade do eletrolisador. O resultado é que as operadoras devem distribuir seus custos por um volume menor de produção de hidrogênio, exigindo um preço mais alto para recuperar seu capital por quilo de hidrogênio vendido.

Com uma correspondência horária direta de fontes de geração renováveis, nossa análise mostra que um fator de capacidade do eletrolisador variando de 46 a 72% leva a aumentos de LCOH de 68% a 175% em relação a um cenário de correspondência anual que permite aos operadores atingir um fator de capacidade de 100 %.

No mercado WECC Arizona, os resultados são um LCOH (com um crédito fiscal de US$ 3/kg aplicado) aumentando de cerca de US$ 2/kg em 2025 e US$ 1.50/kg em 2030, em um cenário de correspondência anual, para cerca de US$ 4-5/kg em um cenário de correspondência horária. Esse grau de aumento de custo pode atrasar a capacidade de produzir hidrogênio verde em paridade de custo com o hidrogênio azul ou cinza de custo mais baixo, dificultando a competitividade econômica e a adoção de hidrogênio verde 100% renovável e conectado à rede como combustível de baixo carbono.

Por outro lado, a modelagem de um cenário de correspondência anual mostra que um eletrolisador operando com um fator de capacidade de 100%, sob um regime de correspondência anual que permite compensações de REC, poderia alcançar economia abaixo de US$ 2/kg até 2025 e abaixo de US$ 1.50/kg em 2030 em ambos os mercados. Essa faixa de economia está alinhada com a paridade do hidrogênio azul e apoia as metas do DOE para LCOH de hidrogênio verde de US$ 2/kg até 2025 e US$ 1/kg até 2030.

As implicações do IC são mais complexas

Embora a economia seja mais favorável no cenário de correspondência anual, há uma série de compensações de emissões e intensidade de carbono a serem consideradas. No caso de correspondência anual, o eletrolisador depende da eletricidade da rede para 19 a 35% das necessidades de eletricidade. Embora durante certas horas a rede deva consumir mais de fontes de energia térmica, a geração renovável incremental também desloca a energia térmica durante as horas de pico de recursos renováveis, resultando em um declínio no IC da rede. Em 2025, foram observadas reduções de IC da rede de 0.2 e 0.5% nas regiões ERCOT e WECC, respectivamente.

No entanto, há um trade-off entre IC e emissões absolutas. A análise mostra que, apesar de um IC mais baixo, há um aumento marginal nas emissões absolutas nos mercados ERCOT e WECC devido à fonte de demanda adicional e ao aumento da implantação de unidades térmicas durante horas de poucos recursos renováveis. Além disso, à medida que as redes de energia ficam mais ecológicas, os benefícios das adições renováveis ​​incrementais ao CI tornam-se menores e um aumento na carga gera uma atração ainda maior nas unidades térmicas durante as horas de poucos recursos renováveis. Como resultado desse fenômeno, os benefícios de CI vistos em 2025 são menores em 2030 e as emissões absolutas aumentam marginalmente em ambos os mercados.

Devido a essas descobertas, exploramos as sensibilidades para testar alguns mecanismos para mitigar aumentos nas emissões absolutas da rede e/ou IC em um cenário de correspondência anual. A análise descobriu que um ligeiro aumento de energias renováveis ​​ou redução estratégica da produção de hidrogênio durante os horários de pico térmico podem ser ferramentas eficazes para minimizar esses impactos de emissões não intencionais na década de 2020.

Além disso, a correspondência anual requer compensações de REC para gerar um CI líquido zero para a produção de hidrogênio. No ERCOT Sul, o CI, antes das compensações, do hidrogênio verde produzido é de 4.3 kgCO₂/kgH₂ em 2025, e 3.4 kgCO₂/kgH₂ em 2030. No WECC Arizona, o CI, antes das compensações, é de 7.9 kgCO₂/kgH₂ em 2025, e 4.7 kgCO₂/kgH₂ em 2030. Em ambos os casos, essas intensidades de carbono são inferiores aos 10 kgCO estimados₂/kgH₂ CI estimado para a produção de hidrogênio cinza, o que poderia levar a uma descarbonização significativa nos setores-alvo para a adoção do hidrogênio; no entanto, essas intensidades de carbono também são significativamente mais altas do que o CI zero de uma operação de hidrogênio verde 100% renovável.

Outra consideração importante é que esta análise se concentrou no Texas e no Arizona, onde o potencial de recursos renováveis ​​é alto. Há mais investigação necessária nestes e em outros mercados para avaliar completamente as compensações econômicas e de emissões sendo consideradas aqui. Espera-se que os resultados variem significativamente em uma base regional e também possam variar à medida que a produção de hidrogênio aumenta muito além da adição de um eletrolisador de 250 MW em uma região.

Gerenciando as compensações

Os formuladores de políticas e reguladores estão na difícil posição de navegar no trade-off entre as emissões de carbono e a economia do hidrogênio verde dentro do contexto dos mercados de energia dos EUA em rápida mudança. Essa análise inicial demonstra que, do ponto de vista econômico, a correspondência anual pode ser o catalisador de que a indústria de hidrogênio verde precisa para apoiar a adoção e o crescimento antecipados da nascente indústria de hidrogênio com baixo teor de carbono. Quando se trata de cumprir as metas climáticas, o hidrogênio verde precisará ser implantado junto com outras soluções; portanto, quanto mais cedo ocorrer a adoção, mais cedo os benefícios poderão ser percebidos. Além de 2030, à medida que a construção de ativos de geração eólica, solar e de armazenamento suporta redes de baixo carbono nos EUA e os custos de eletrolisadores diminuem, a correspondência horária pode se tornar um mecanismo mais apropriado para apoiar a produção de hidrogênio verde 100% renovável e a descarbonização da rede elétrica em tandem.