Les exigences de contrepartie annuelles pour les nouveaux crédits d'impôt IRA pourraient donner le coup d'envoi à une production d'hydrogène vert économiquement compétitive

_{Écrit par Melany Vargas, Kara McNutt et Chris Seiple}

L'hydrogène peut jouer un rôle essentiel dans le parcours des États-Unis vers le zéro net en tant que carburant à faible émission de carbone pour soutenir la décarbonisation des secteurs de demande d'énergie difficiles à électrifier. Le crédit d'impôt à la production de 45 V de la loi sur la réduction de l'inflation vise à encourager le déploiement de l'hydrogène à faible émission de carbone, en accélérant la courbe d'apprentissage et en permettant de réduire les coûts.

Les crédits d'impôt les plus élevés pour l'hydrogène le moins carboné atteignent jusqu'à 3 $/kg. Cependant, les règles régissant la manière dont l'intensité carbone (IC) de l'hydrogène sera mesurée et l'allocation potentielle de mécanismes de compensation des émissions, tels que les crédits d'énergie renouvelable (REC), sont toujours en cours d'élaboration. Ces règles, en cours de définition par la Direction du Trésor, pourraient avoir des implications importantes sur la compétitivité économique des projets d'électrolyse ou d'hydrogène vert et sur l'IC et les émissions absolues des réseaux électriques.

En conséquence, l'appariement temporel des CI hydrogène est devenu un sujet très brûlant ces derniers mois dans les cercles industriels et politiques. Le débat est largement centré sur les électrolyseurs qui dépendent de l'électricité du réseau pour tout ou partie de leurs besoins énergétiques. Certaines organisations aimeraient voir les développeurs d'hydrogène vert prouver qu'ils consomment 100% d'énergie renouvelable en faisant correspondre la consommation d'électricité de leur électrolyseur à la production d'énergie renouvelable sur une base horaire. D'autres soutiennent que ces exigences limiteront l'économie et le déploiement des projets d'hydrogène vert.

Compte tenu du large éventail de perspectives sur le sujet, Wood Mackenzie a entrepris de tester l'impact de la production d'hydrogène vert connecté au réseau. Nous avons examiné les impacts sur l'IC des réseaux électriques et de la production d'hydrogène, ainsi que les facteurs de capacité de l'électrolyseur dans un scénario autorisant les CER par rapport à une politique d'appariement horaire où la charge d'un électrolyseur correspondrait aux profils de production d'énergie renouvelable correspondants.

Nous avons tiré parti de notre marché de l'électricité propriétaire et de nos modèles de coût actualisé de l'hydrogène (LCOH) pour analyser ces impacts sur deux marchés de l'électricité uniques, ERCOT South et WECC Arizona. Sur chaque marché, nous avons évalué l'impact de l'ajout de 250 MW de capacité d'électrolyseur au réseau et supposé que le déploiement de l'hydrogène se produisait avec une construction renouvelable proportionnée pour supporter la charge de l'électrolyseur et la génération de CER locaux. Cette analyse a ensuite été comparée à nos données de production horaire, de tarification et d'émissions pour chaque marché.

Les implications économiques sont claires

Notre analyse a révélé qu'un scénario d'appariement annuel qui autorise les CER comme mécanisme de compensation peut entraîner un IC net nul et une production d'hydrogène vert économiquement compétitive. À l'inverse, les exigences d'appariement horaire, en fonction de leur mise en œuvre, pourraient entraîner une économie défavorable pour l'adoption de l'hydrogène vert, en limitant les heures de fonctionnement à celles où des ressources renouvelables sont disponibles, réduisant finalement le facteur de capacité de l'électrolyseur. Il en résulte que les opérateurs doivent répartir leurs coûts sur un plus petit volume de production d'hydrogène, nécessitant un prix plus élevé pour récupérer leur capital pour chaque kilogramme d'hydrogène vendu.

Avec un appariement horaire direct des sources de production renouvelables, notre analyse montre qu'un facteur de capacité d'électrolyseur allant de 46 à 72 % entraîne des augmentations de LCOH de 68 % à 175 % par rapport à un scénario d'appariement annuel qui permet aux opérateurs d'atteindre un facteur de capacité de 100 %.

Sur le marché WECC Arizona, les résultats sont un LCOH (avec un crédit d'impôt de 3 $/kg appliqué) passant d'environ 2 $/kg en 2025 et 1.50 $/kg en 2030, dans un scénario d'appariement annuel, à environ 4-5 $/kg en un scénario d'appariement horaire. Ce degré d'augmentation des coûts pourrait retarder la capacité de produire de l'hydrogène vert à parité de coût avec l'hydrogène bleu ou gris à moindre coût, entravant finalement la compétitivité économique et l'adoption de l'hydrogène vert connecté au réseau et 100 % renouvelable comme carburant à faible émission de carbone.

À l'inverse, la modélisation d'un scénario d'appariement annuel montre qu'un électrolyseur fonctionnant à un facteur de capacité de 100 %, dans le cadre d'un régime d'appariement annuel qui permet des compensations de CER, pourrait atteindre des économies inférieures à 2 $/kg d'ici 2025, et inférieures à 1.50 $/kg en 2030 en les deux marchés. Cette gamme d'économies est conforme à la parité de l'hydrogène bleu et soutient les objectifs du DOE pour l'hydrogène vert LCOH de 2 $/kg d'ici 2025 et de 1 $/kg d'ici 2030.

Les implications de CI sont plus complexes

Bien que les conditions économiques soient plus favorables dans le scénario d'appariement annuel, il existe une série d'échanges d'émissions et d'intensité de carbone à prendre en compte. Dans le cas de l'appariement annuel, l'électrolyseur dépend de l'électricité du réseau pour 19 à 35 % des besoins en électricité. Bien que pendant certaines heures, le réseau doive tirer davantage de sources d'énergie thermique, la production renouvelable supplémentaire déplace également l'énergie thermique pendant les heures de pointe des ressources renouvelables, ce qui entraîne une baisse de l'IC du réseau. En 2025, des réductions de CI de grille de 0.2 et 0.5 % sont observées dans les régions ERCOT et WECC respectivement.

Cependant, il existe un compromis entre l'IC et les émissions absolues. L'analyse montre que malgré un CI inférieur, il y a une augmentation marginale des émissions absolues sur les marchés ERCOT et WECC en raison de la source de demande supplémentaire et du déploiement accru d'unités thermiques pendant les faibles heures de ressources renouvelables. De plus, à mesure que les réseaux électriques deviennent plus écologiques, les avantages des ajouts supplémentaires d'énergies renouvelables à l'EC deviennent plus faibles, et une augmentation de la charge entraîne une traction encore plus importante sur les unités thermiques pendant les heures où les ressources renouvelables sont faibles. En raison de ce phénomène, les avantages de l'IC observés en 2025 sont plus faibles en 2030 et les émissions absolues augmentent légèrement sur les deux marchés.

En raison de ces résultats, nous avons exploré les sensibilités pour tester quelques mécanismes visant à atténuer les augmentations des émissions absolues du réseau et/ou de l'IC dans le cadre d'un scénario d'appariement annuel. L'analyse a révélé qu'une légère surproduction d'énergies renouvelables ou une réduction stratégique de la production d'hydrogène pendant les heures de pointe thermique pourraient être des outils efficaces pour minimiser ces impacts d'émissions involontaires dans les années 2020.

De plus, l'appariement annuel nécessite des compensations REC pour générer un IC net nul pour la production d'hydrogène. Dans ERCOT Sud, l'IC, avant compensations, de l'hydrogène vert produit est de 4.3 kgCO₂/kgH₂ en 2025, et 3.4 kgCO₂/kgH₂ en 2030. Dans WECC Arizona, l'IC, avant compensations, est de 7.9 kgCO₂/kgH₂ en 2025, et 4.7 kgCO₂/kgH₂ en 2030. Dans les deux cas, ces intensités carbone sont inférieures aux 10 kgCO estimés₂/kgH₂ CI estimé pour la production d'hydrogène gris, ce qui pourrait entraîner une décarbonation importante dans les secteurs cibles pour l'adoption de l'hydrogène ; cependant, ces intensités de carbone sont également nettement supérieures à l'IC zéro d'une opération d'hydrogène vert 100 % renouvelable.

Une autre considération clé est que cette analyse s'est concentrée sur le Texas et l'Arizona où le potentiel de ressources renouvelables est élevé. Des recherches supplémentaires sont nécessaires sur ces marchés et sur d'autres pour évaluer pleinement les compromis économiques et d'émissions envisagés ici. On s'attend à ce que les résultats varient considérablement d'une région à l'autre et puissent également varier à mesure que la production d'hydrogène s'étend bien au-delà de l'ajout d'un électrolyseur de 250 MW dans une région.

Gérer les compromis

Les décideurs politiques et les régulateurs sont dans la position difficile de naviguer dans le compromis entre les émissions de carbone et l'économie de l'hydrogène vert dans le contexte de l'évolution rapide des marchés de l'électricité aux États-Unis. Cette première analyse démontre que sur une base économique, la contrepartie annuelle pourrait être le catalyseur dont l'industrie de l'hydrogène vert a besoin pour soutenir l'adoption et la croissance précoces de l'industrie naissante de l'hydrogène à faible émission de carbone. Lorsqu'il s'agit d'atteindre les objectifs climatiques, l'hydrogène vert devra être déployé parallèlement à d'autres solutions. Par conséquent, plus l'adoption se fera tôt, plus les avantages pourront être réalisés rapidement. Au-delà de 2030, alors que la construction d'actifs de production d'énergie éolienne, solaire et de stockage soutient des réseaux à faible émission de carbone à travers les États-Unis et que les coûts des électrolyseurs diminuent, la correspondance horaire pourrait devenir un mécanisme plus approprié pour soutenir la production d'hydrogène vert 100 % renouvelable et la décarbonation du réseau électrique dans tandem.