새로운 IRA 세금 공제에 대한 연간 매칭 요구 사항은 경제적으로 경쟁력 있는 녹색 수소 생산을 시작할 수 있습니다.

_{저자 Melany Vargas, Kara McNutt 및 Chris Seiple}

수소는 전력화하기 어려운 에너지 수요 부문의 탈탄소화를 지원하기 위한 저탄소 연료로서 순 제로를 향한 미국의 여정에서 중요한 역할을 할 수 있습니다. 인플레이션 감소법(Inflation Reduction Act)의 45V 생산세 공제는 저탄소 수소의 배치를 장려하고 학습 곡선을 가속화하며 비용 감소를 가능하게 하기 위한 것입니다.

가장 낮은 탄소 수소에 대한 가장 높은 세금 공제는 $3/kg에 이릅니다. 그러나 수소의 탄소 집약도(CI) 측정 방식에 관한 규칙과 재생 가능 에너지 크레딧(REC)과 같은 배출을 상쇄하는 메커니즘의 잠재적 허용은 아직 개발 중입니다. 현재 재무부에서 정의하고 있는 이러한 규칙은 전해 또는 녹색 수소 프로젝트의 경제적 경쟁력과 전력망의 CI 및 절대 배출량에 상당한 영향을 미칠 수 있습니다.

그 결과 수소 CI 시간적 매칭은 최근 산업계와 정치권에서 매우 뜨거운 화두가 되었습니다. 논쟁은 주로 에너지 수요의 전부 또는 일부를 위해 그리드 전기에 의존하는 전해조를 중심으로 이루어집니다. 일부 조직에서는 녹색 수소 개발자가 전해조의 전기 소비량을 시간당 재생 가능 전력 생성과 일치시켜 100% 재생 가능 전력을 사용하고 있음을 입증하기를 원합니다. 다른 이들은 이러한 요구 사항이 녹색 수소 프로젝트의 경제성과 배치를 제한할 것이라고 주장하고 있습니다.

주제에 대한 광범위한 관점을 고려하여 Wood Mackenzie는 그리드에 연결된 녹색 수소 생산의 영향을 테스트하기 시작했습니다. 전력망과 수소 생산의 CI에 미치는 영향과 REC를 허용하는 시나리오 대 전해조의 부하가 해당 재생 에너지 생성 프로필과 일치하는 시간별 일치 정책을 허용하는 시나리오에서 전해조 용량 요인을 살펴보았습니다.

우리는 독점 전력 시장과 균등화 수소 비용(LCOH) 모델을 활용하여 두 개의 고유한 전력 시장인 ERCOT South와 WECC Arizona에서 이러한 영향을 분석했습니다. 각 시장에서 우리는 250MW의 전해조 용량을 그리드에 추가하는 것의 영향을 평가하고 전해조의 부하와 로컬 REC 생성을 지원하기 위해 그에 상응하는 재생 가능 확장으로 수소 배치가 발생했다고 가정했습니다. 그런 다음 이 분석은 각 시장에 대한 당사의 사례 기반 시간당 발전, 가격 및 배출량 데이터와 비교하여 벤치마킹되었습니다.

경제적 의미는 분명하다

우리의 분석에 따르면 REC를 상쇄 메커니즘으로 허용하는 연간 매칭 시나리오는 순 제로 CI와 경제적으로 경쟁력 있는 녹색 수소 생산을 초래할 수 있습니다. 반대로, 구현에 따라 시간별 일치 요구 사항은 작동 시간을 재생 가능한 자원을 사용할 수 있는 시간으로 제한하여 궁극적으로 전해조 용량 요소를 감소시켜 녹색 수소 채택에 불리한 경제적 결과를 초래할 수 있습니다. 그 결과 운영자는 더 적은 양의 수소 생산에 비용을 분배해야 하므로 판매된 수소 XNUMXkg당 자본을 회수하기 위해 더 높은 가격이 필요합니다.

재생 가능한 발전원을 시간별로 직접 매칭한 분석 결과 전해조 용량 계수가 46~72% 범위이면 연간 매칭 시나리오에 비해 LCOH가 68%~175% 증가하여 운영자가 용량 계수 100에 도달할 수 있습니다. %.

WECC 애리조나 시장에서 그 결과 LCOH($3/kg 세액 공제 적용)가 연간 매칭 시나리오에서 2년 약 $2025/kg, 1.50년 $2030/kg에서 약 $4-5/kg으로 증가했습니다. 시간별 매칭 시나리오. 이 정도의 비용 증가는 저비용 청색 또는 회색 수소와 동일한 비용으로 녹색 수소를 생산하는 능력을 지연시킬 수 있으며, 궁극적으로 경제적 경쟁력과 그리드 연결 및 100% 재생 가능한 녹색 수소를 저탄소 연료로 채택하는 것을 방해할 수 있습니다.

반대로, 연간 매칭 시나리오의 모델링은 REC 오프셋을 허용하는 연간 매칭 체계 하에서 100% 용량 계수로 작동하는 전해조가 2년까지 $2025/kg 미만, 1.50년에는 $2030/kg 미만의 경제성을 달성할 수 있음을 보여줍니다. 두 시장 모두. 이 범위의 경제성은 청색 수소 패리티와 일치하며 2년까지 $2025/kg, 1년까지 $2030/kg의 녹색 수소 LCOH에 대한 DOE 목표를 지원합니다.

CI 함의는 더 복잡합니다

연간 일치 시나리오에서 경제성이 더 유리하지만 고려해야 할 일련의 배출 및 탄소 집약도 트레이드 오프가 있습니다. 연간 매칭 사례에서 전해조는 전기 요구량의 19~35%를 그리드 전기에 의존합니다. 특정 시간 동안 그리드는 열 에너지원에서 더 많은 에너지를 끌어와야 하지만 증분 재생 가능 발전은 또한 재생 가능 자원 피크 시간 동안 열 에너지를 대체하여 그리드의 CI를 감소시킵니다. 2025년에는 ERCOT 및 WECC 지역에서 각각 0.2% 및 0.5%의 그리드 CI 감소가 관찰됩니다.

그러나 CI와 절대 배출량 사이에는 트레이드 오프가 있습니다. 분석에 따르면 낮은 CI에도 불구하고 ERCOT 및 WECC 시장 모두 수요 소스 추가와 낮은 재생 자원 시간 동안 열 장치의 배치 증가로 인해 절대 배출량이 약간 증가한 것으로 나타났습니다. 또한 전력망이 친환경화됨에 따라 CI에 대한 점진적인 재생 가능 추가의 이점이 줄어들고 부하가 증가하면 재생 가능 자원이 적은 시간 동안 열 장치에 더 큰 영향을 미칩니다. 이러한 현상의 결과로 2025년에 볼 수 있는 CI 혜택은 2030년에 더 작아지고 절대 배출량은 두 시장 모두에서 소폭 증가합니다.

이러한 발견으로 인해 우리는 연간 일치 시나리오에서 절대 그리드 배출량 및/또는 CI의 증가를 완화하기 위한 몇 가지 메커니즘을 테스트하기 위해 민감도를 조사했습니다. 분석 결과, 재생 에너지를 약간 과도하게 사용하거나 피크 열 시간 동안 수소 생산을 전략적으로 줄이는 것이 2020년대에 이러한 의도하지 않은 배출 영향을 최소화하는 효과적인 도구가 될 수 있음을 발견했습니다.

또한 연간 매칭에는 수소 생산을 위한 순 제로 CI를 구동하기 위해 REC 오프셋이 필요합니다. ERCOT South에서 생산된 녹색 수소의 오프셋 전 CI는 4.3kgCO입니다.₂/kgH₂ 2025년에는 3.4kgCO₂/kgH₂ WECC 아리조나에서 오프셋 전 CI는 2030kgCO₂/kgH₂ 2025년에는 4.7kgCO₂/kgH₂ 두 경우 모두 이러한 탄소 집약도는 추정치인 2030kgCO보다 낮습니다.₂/kgH₂ CI는 수소 채택 대상 부문에서 상당한 탈탄소화를 촉진할 수 있는 회색 수소 생산에 대해 추정됩니다. 그러나 이러한 탄소 집약도는 100% 재생 가능한 녹색 수소 운영의 제로 CI보다 훨씬 높습니다.

또 다른 주요 고려 사항은 이 분석이 재생 가능한 자원 잠재력이 높은 텍사스와 애리조나에 초점을 맞추었다는 것입니다. 여기에서 고려 중인 경제 및 배출 트레이드 오프를 완전히 평가하기 위해 이러한 시장과 다른 시장에서 더 많은 조사가 필요합니다. 결과는 지역에 따라 크게 다를 것으로 예상되며, 한 지역에서 250MW 전해조를 추가한 이후에도 수소 생산 규모가 훨씬 커짐에 따라 달라질 수 있습니다.

장단점 관리

정책 입안자와 규제 당국은 빠르게 변화하는 미국 전력 시장의 맥락에서 탄소 배출과 녹색 수소 경제 간의 절충안을 탐색해야 하는 어려운 위치에 있습니다. 이 초기 분석은 경제적 기반에서 녹색 수소 산업이 초기 저탄소 수소 산업의 조기 채택 및 성장을 지원하는 데 필요한 촉매제가 될 수 있음을 보여줍니다. 기후 목표를 달성하려면 다른 솔루션과 함께 녹색 수소를 배치해야 하므로 채택이 빠를수록 이점을 더 빨리 실현할 수 있습니다. 2030년 이후에는 풍력, 태양광 및 저장 발전 자산의 구축이 미국 전역의 저탄소 그리드를 지원하고 전해조 비용이 낮아짐에 따라 협력 관계.