Así es como podrían cambiar las reglas del impuesto al hidrógeno limpio de EE. UU.

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos deberá determinar cómo contabilizar las emisiones de la electricidad utilizada para producir hidrógeno electrolítico.

El hidrógeno limpio se considera esencial para descarbonizar sectores difíciles de reducir de la economía estadounidense, como la manufactura pesada, la producción química y el transporte. En el sector energético, el hidrógeno se puede quemar en motores o turbinas alimentadas con gas natural.

Promulgada como ley el año pasado, la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) incluye un conjunto de incentivos fiscales para los desarrolladores de proyectos y tiene como objetivo impulsar la industria estadounidense del hidrógeno limpio.

Un Crédito Fiscal a la Producción (PTC) incluido en la Sección 45V de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) ofrece un enfoque escalonado. Otorga hasta 3 dólares por kg de hidrógeno producido a proyectos que tengan una intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero durante su ciclo de vida inferior a 0,45 kilogramos por kilogramo de hidrógeno (kg CO2e/kg H2). El crédito fiscal calificado más pequeño, 0,60 dólares por kg de hidrógeno producido, estaría disponible para proyectos con una intensidad inferior a 4 kg de CO2e/kg de H2.

Se espera que el Departamento del Tesoro de Estados Unidos determine en agosto un conjunto de reglas para el crédito fiscal. En particular, el Tesoro deberá determinar cómo contabilizar las emisiones de la electricidad utilizada para producir hidrógeno electrolítico.

La forma en que el Tesoro determine que contabilizará estas emisiones podría afectar qué tipos de generación aumentarían para satisfacer la demanda. Los proyectos con electrolizadores conectados a la red deberán verificar que efectivamente estén obteniendo energía limpia, en lugar de energía de la red, que todavía está fuertemente sustentada por los combustibles fósiles. Con ese fin, es probable que las reglas del Tesoro garanticen bajas emisiones utilizando estándares geográficos y temporales.

La electrólisis, o la producción de hidrógeno dividiendo el agua en hidrógeno y oxígeno, también es un proceso que consume mucha electricidad. Se necesita mucha electricidad para producir un poco de hidrógeno. Es por eso que el Tesoro y otras partes interesadas están preocupadas por garantizar que la fuente de electricidad para producir hidrógeno no resulte en aumentos importantes de emisiones en la red.

"No hace falta mucha generación fósil en su mezcla para que, en última instancia, se produzcan emisiones de producción de hidrógeno electrolítico que [son] en realidad más sucias que el actual hidrógeno producido por la reforma del metano a vapor", dijo Ben King, director asociado de Energía y Energía de Rhodium Group. Práctica climática.

Las partes interesadas y los grupos industriales han propuesto varios enfoques diferentes para calcular los niveles de emisiones que determinan la elegibilidad para el crédito fiscal. Según el enfoque más estricto de contabilidad de emisiones, para que la electricidad califique como de cero emisiones, cada kilovatio-hora de electricidad que ingresa a un electrolizador debe combinarse con un kilovatio-hora de electricidad generada a partir de un nuevo generador de cero emisiones (denominado adicionalidad). ) y ubicado en la misma región (llamada capacidad de entrega) que el electrolizador cada hora (coincidencia de tiempo).

Los comentarios enviados a la administración Biden sobre cómo establecer las reglas del Tesoro están divididos en su mayoría sobre si igualar los kilovatios-hora por horas y cuándo esa igualación debería entrar en vigor.

"Creo que la verdadera pregunta será dónde terminará el Tesoro en la cuestión del emparejamiento temporal", dijo King en una entrevista con Power Engineering.

Según la contabilidad de emisiones horaria, los desarrolladores tendrían que igualar su consumo horario de energía de la red utilizada para la electrólisis con la generación de energía horaria de una nueva instalación renovable.

La contabilidad de emisiones horarias cuenta con el apoyo de grupos ambientalistas como el Clean Air Task Force, el Natural Resources Defense Council y el Environmental Defense Fund. Argumentan que proporciona el mayor grado de confianza de que la demanda de electricidad del propio electrolizador no está provocando un aumento de emisiones en el sector energético.

En un escenario de igualación anual menos restrictivo, un productor de hidrógeno sumaría la cantidad de electricidad para alimentar el electrolizador durante un período de un año y demostraría que el total se compensó con una cantidad equivalente de generación limpia enviada a la red.

El Consejo Estadounidense de Energías Renovables ha aconsejado al Tesoro que utilice contrapartidas anuales para “apoyar en lugar de impedir el crecimiento del hidrógeno electrolítico”.

En junio, la Asociación Estadounidense de Energía Limpia publicó una recomendación sobre una política de hidrógeno verde que abogaba por la introducción gradual de la igualación horaria. El marco del grupo comercial tiene como objetivo ayudar a los inversores a iniciar el proceso de desarrollo del proyecto bajo el ajuste de tiempo anual, siempre que los proyectos comiencen a construirse antes del 1 de enero de 2029. La propuesta pasa al ajuste por hora para los proyectos que comiencen a construirse después del 31 de diciembre de 2028.

La ACP dijo que su enfoque gradual permite que la curva de costos del hidrógeno verde disminuya debido a una mayor escala y madurez y ofrece "un compromiso entre apoyar el desarrollo temprano del hidrógeno verde en el mercado y al mismo tiempo garantizar que su producción no exacerbe la actual crisis climática".

NextEra Energy, el mayor productor de energía limpia de EE. UU., también ha presionado para que la incorporación gradual a la igualación por horas sea más lenta.

"Comenzar con una igualación anual impulsará el hidrógeno verde, lo que generará más inversiones y un mayor potencial general de descarbonización en los próximos cinco años", dijo la compañía energética.

Jesse Jenkins, profesor asistente y líder de ZERO Lab en la Universidad de Princeton, dijo que una implementación gradual podría dar como resultado que los proyectos que entren en funcionamiento hasta 2032 reciban créditos fiscales hasta 2041. Según el análisis de ZERO Lab citado por Jenkins, la recomendación de ACP podría conducir a aumentos significativos de las emisiones a nivel del sistema.

Jenkins habló sobre sus hallazgos en Factor This! podcast de Renewable Energy World, y reconoce que podría ser necesario algún tipo de incorporación gradual a los requisitos de igualación por horas para que la industria del hidrógeno verde de EE. UU. despegue. Pero dijo que proteger los proyectos hasta 2028 “sería un resultado devastador que contradice directamente la intención legal del crédito fiscal por hidrógeno limpio de la Sección 45V y pone en peligro los objetivos climáticos de Estados Unidos”.

En junio, un grupo de 11 empresas líderes en hidrógeno y energías renovables escribieron una carta pidiendo a la administración Biden que adoptara estándares de igualación horaria. El grupo, que incluía a Electric Hydrogen, Avantus y First Solar, pidió una breve transición de la contabilidad anual a la contabilidad horaria.

“Una transición más lenta con derechos adquiridos cargará a Estados Unidos con una infraestructura inflexible que aumentará las emisiones y exacerbará la congestión de la red”, escribió el grupo.

Otra investigación sugiere que la división de emisiones entre la igualación horaria y anual podría ser insignificante y, al mismo tiempo, generar costos de producción significativamente más altos. La consultora E3, en nombre del Consejo Americano de Energía Renovable, encontró que en 34 de 40 escenarios en ERCOT, MISO, PJM y SPP, la igualación anual induciría emisiones de CO2 inferiores a 0,45 kg CO2 e/kg H2.

En 25 escenarios, las emisiones fueron menores con el enfoque de igualación anual que con el enfoque de igualación horaria (la producción de energía limpia igualada ahorra más emisiones de las que provoca la carga de hidrógeno).

Para todos los escenarios, en todos los mercados, años y supuestos de cartera de energías renovables, se encontró que los costos de producción de hidrógeno eran más altos bajo un requisito de contrapartida por hora que bajo un requisito de contrapartida anual. Se modeló que los costos de producción de hidrógeno con un enfoque por horas eran entre un 14% y un 108% más altos que con un enfoque anual con la misma cartera de generación renovable, encontró E3.

King dijo que surgen dos problemas en torno al emparejamiento por horas. En primer lugar, el coste de la electricidad puede ser mayor, pero King dijo que eso se puede mitigar con una serie de técnicas diferentes, incluida la sobreconstrucción de energía eólica y solar y la venta del exceso de electricidad a la red.

“Eso funciona en algunas regiones, no tan bien en otras”, señaló.

En segundo lugar, es necesario demostrar la viabilidad del emparejamiento horario. En este momento, King dijo que los certificados de energía renovable (REC) por hora solo están disponibles en algunos mercados. PJM, por ejemplo, comenzó a ofrecer igualación por horas en marzo.

King dijo que un sistema de seguimiento voluntario llamado M-RETS ha estado rastreando los REC por hora desde 2019 y tiene más de 120 millones de REC por hora en su sistema.

En su carta a los funcionarios federales, el grupo de 11 empresas de hidrógeno y energía renovable dijo que la igualación horaria no es más compleja de implementar que la igualación anual.

"Siendo realistas, no debería llevar más de 18 a 36 meses lograr una adopción más amplia del registro", dijo el grupo. "Un breve período de transición para dar tiempo a la implementación del seguimiento horario no aumentaría significativamente las emisiones a nivel del sistema ni los problemas de congestión de la red".

King dijo que el sistema M-RETS está disponible en casi todo el país, pero no se ha utilizado en entornos regulatorios.

"No es tan complicado marcar la hora de tu generación", dijo. "En realidad, es sólo cuestión de encender ese interruptor y dar a los inversores y reguladores cierto grado de confianza en ese sistema".