Los requisitos de igualación anual para los nuevos créditos fiscales de IRA podrían impulsar la producción de hidrógeno verde económicamente competitiva

_{Escrito por Melany Vargas, Kara McNutt y Chris Seiple}

El hidrógeno puede desempeñar un papel fundamental en el viaje de los Estados Unidos hacia el cero neto como combustible bajo en carbono para apoyar la descarbonización de los sectores de demanda de energía difíciles de electrificar. El crédito fiscal de producción de 45 V de la Ley de Reducción de la Inflación está destinado a incentivar el despliegue de hidrógeno bajo en carbono, acelerando la curva de aprendizaje y permitiendo que los costos disminuyan.

Los créditos fiscales más altos para el hidrógeno de carbono más bajo alcanzan hasta $3/kg. Sin embargo, las reglas sobre la forma en que se medirá la intensidad de carbono (IC) del hidrógeno y la posible concesión de mecanismos para compensar las emisiones, como los créditos de energía renovable (REC), aún están en desarrollo. Estas reglas, que actualmente están siendo definidas por el Departamento del Tesoro, podrían tener implicaciones significativas para la competitividad económica de los proyectos electrolíticos o de hidrógeno verde y las emisiones absolutas e IC de las redes eléctricas.

Como resultado, la coincidencia temporal de CI de hidrógeno se ha convertido en un tema muy candente en los últimos meses en la industria y los círculos políticos. El debate se centra en gran medida en torno a los electrolizadores que dependen de la red eléctrica para satisfacer todas o parte de sus necesidades energéticas. A algunas organizaciones les gustaría ver que los desarrolladores de hidrógeno verde demuestren que están consumiendo energía 100% renovable al igualar el consumo de electricidad de su electrolizador con la generación de energía renovable cada hora. Otros argumentan que estos requisitos limitarán la economía y el despliegue de proyectos de hidrógeno verde.

Dado el amplio conjunto de perspectivas sobre el tema, Wood Mackenzie se dispuso a probar el impacto de la producción de hidrógeno verde conectado a la red. Examinamos los impactos en el CI de las redes eléctricas y la producción de hidrógeno, así como los factores de capacidad del electrolizador en un escenario que permite REC frente a una política de coincidencia horaria en la que la carga de un electrolizador coincidiría con los perfiles de generación de energía renovable correspondientes.

Aprovechamos nuestro mercado de energía patentado y los modelos de costo nivelado de hidrógeno (LCOH) para analizar estos impactos en dos mercados de energía únicos, ERCOT South y WECC Arizona. En cada mercado, evaluamos el impacto de agregar 250 MW de capacidad de electrolizadores a la red y asumimos que el despliegue de hidrógeno se produjo con una construcción renovable proporcional para respaldar la carga del electrolizador y la generación de REC locales. Luego, este análisis se comparó con nuestro caso basado en datos de generación por hora, precios y emisiones para cada mercado.

Las implicaciones económicas son claras

Nuestro análisis encontró que un escenario de coincidencia anual que permite que los REC sean un mecanismo de compensación, puede dar como resultado un CI neto cero y una producción de hidrógeno verde económicamente competitiva. Por el contrario, los requisitos de coincidencia por hora, dependiendo de su implementación, podrían resultar en una economía desfavorable para la adopción de hidrógeno verde, al limitar las horas de operación a aquellas en las que hay recursos renovables disponibles, lo que en última instancia reduce el factor de capacidad del electrolizador. El resultado es que los operadores deben distribuir sus costos en un volumen menor de producción de hidrógeno, lo que requiere un precio más alto para recuperar su capital por cada kilogramo de hidrógeno vendido.

Con una comparación horaria directa de las fuentes de generación renovable, nuestro análisis muestra que un factor de capacidad del electrolizador que oscila entre el 46 % y el 72 % conduce a aumentos de LCOH del 68 % al 175 % en relación con un escenario de comparación anual que permite a los operadores alcanzar un factor de capacidad de 100. %

En el mercado WECC de Arizona, los resultados son un LCOH (con un crédito fiscal de $3/kg aplicado) que aumenta de alrededor de $2/kg en 2025 y $1.50/kg en 2030, en un escenario de comparación anual, a alrededor de $4-5/kg en un escenario de coincidencia horaria. Este grado de aumento de costos podría retrasar la capacidad de producir hidrógeno verde a la paridad de costos con hidrógeno azul o gris de menor costo, lo que en última instancia dificulta la competitividad económica y la adopción de hidrógeno verde 100% renovable y conectado a la red como combustible bajo en carbono.

Por el contrario, el modelado de un escenario de igualación anual muestra que un electrolizador que funciona con un factor de capacidad del 100 %, bajo un régimen de igualación anual que permite compensaciones de REC, podría lograr una economía por debajo de $2/kg para 2025, y por debajo de $1.50/kg en 2030 en ambos mercados. Este rango de economía está en línea con la paridad del hidrógeno azul y apoya los objetivos del DOE para el LCOH de hidrógeno verde de $2/kg para 2025 y $1/kg para 2030.

Las implicaciones de CI son más complejas

Si bien la economía es más favorable en el escenario de coincidencia anual, hay una serie de compensaciones de emisiones e intensidad de carbono a considerar. En el caso de la coincidencia anual, el electrolizador depende de la red eléctrica para entre el 19 y el 35 % de los requisitos de electricidad. Aunque durante ciertas horas la red debe extraer más de las fuentes de energía térmica, la generación renovable incremental también desplaza la energía térmica durante las horas pico de recursos renovables, lo que resulta en una disminución en el IC de la red. En 2025, se observan reducciones del CI de la red de 0.2 y 0.5 % en las regiones ERCOT y WECC, respectivamente.

Sin embargo, existe una compensación entre IC y las emisiones absolutas. El análisis muestra que, a pesar de un IC más bajo, hay un aumento marginal en las emisiones absolutas en los mercados ERCOT y WECC debido a la fuente de demanda adicional y al mayor despliegue de unidades térmicas durante las horas con pocos recursos renovables. Además, a medida que las redes eléctricas se vuelven más ecológicas, los beneficios de las adiciones renovables incrementales a la CI se reducen, y un aumento en la carga genera una atracción aún mayor en las unidades térmicas durante las horas de bajos recursos renovables. Como resultado de este fenómeno, los beneficios de IC vistos en 2025 son menores en 2030 y las emisiones absolutas aumentan marginalmente en ambos mercados.

Debido a estos hallazgos, exploramos las sensibilidades para probar un par de mecanismos para mitigar los aumentos en las emisiones absolutas de la red y/o CI en un escenario de coincidencia anual. El análisis encontró que un ligero exceso de construcción de energías renovables o una reducción estratégica de la producción de hidrógeno durante las horas pico de energía térmica podrían ser herramientas efectivas para minimizar estos impactos de emisiones no deseados en la década de 2020.

Además, el emparejamiento anual requiere compensaciones de REC para impulsar un CI neto cero para la producción de hidrógeno. En ERCOT South, el IC, antes de las compensaciones, del hidrógeno verde producido es de 4.3 kgCO₂/kgH₂ en 2025, y 3.4 kgCO₂/kgH₂ en 2030. En WECC Arizona, el IC, antes de las compensaciones, es de 7.9 kgCO₂/kgH₂ en 2025, y 4.7 kgCO₂/kgH₂ en 2030. En ambos casos, estas intensidades de carbono son inferiores a los 10 kgCO estimados₂/kgH₂ IC estimado para la producción de hidrógeno gris, que podría impulsar una descarbonización significativa en los sectores objetivo para la adopción de hidrógeno; sin embargo, estas intensidades de carbono también son significativamente más altas que el IC cero de una operación de hidrógeno verde 100 % renovable.

Otra consideración clave es que este análisis se centró en Texas y Arizona, donde el potencial de recursos renovables es alto. Se requiere más investigación en estos y otros mercados para evaluar completamente las compensaciones económicas y de emisiones que se están considerando aquí. Se espera que los resultados varíen significativamente según la región y también pueden variar a medida que la producción de hidrógeno aumente mucho más allá de la adición de un electrolizador de 250 MW en una región.

Gestión de las compensaciones

Los encargados de formular políticas y los reguladores se encuentran en la difícil posición de navegar por la compensación entre las emisiones de carbono y la economía del hidrógeno verde en el contexto de los mercados energéticos de EE. UU. que cambian rápidamente. Este análisis inicial demuestra que, desde el punto de vista económico, la coincidencia anual podría ser el catalizador que la industria del hidrógeno verde necesita para respaldar la adopción temprana y el crecimiento de la incipiente industria del hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Cuando se trata de cumplir con los objetivos climáticos, el hidrógeno verde deberá implementarse junto con otras soluciones, por lo tanto, cuanto antes se adopte, antes se podrán obtener los beneficios. Más allá de 2030, a medida que la construcción de activos de generación eólica, solar y de almacenamiento respalde redes con menos carbono en todo EE. UU., y los costos de electrolizadores bajen, la igualación horaria podría convertirse en un mecanismo más apropiado para respaldar la producción de hidrógeno verde 100 % renovable y la descarbonización de la red eléctrica en tándem.