3 questions façonneront le plan hydrogène de Biden

3 questions façonneront le plan hydrogène de Biden

Les orientations du Département du Trésor concernant les crédits d’impôt sur l’hydrogène suscitent un débat sur la manière dont le gouvernement fédéral mesurera les émissions industrielles et sur le rôle de l’énergie nucléaire et de la technologie de capture du carbone dans le développement de carburants « propres ».

Les orientations publiées fin décembre expliquent comment les entreprises peuvent obtenir un crédit d’impôt pour la production d’hydrogène propre établi dans la loi sur la réduction de l’inflation, connue sous le nom de 45V. Le crédit peut atteindre 3 dollars par kilogramme d’hydrogène produit si les émissions sont suffisamment faibles compte tenu des salaires et des exigences d’apprentissage en vigueur. Il peut descendre jusqu’à 60 cents par kilogramme pour les projets d’hydrogène ayant des niveaux d’émissions plus élevés.

Aujourd’hui, de nouvelles questions émergent concernant le plan qui sera déterminé dans les mois à venir et qui pourrait déterminer si la production américaine d’hydrogène contribue à l’environnement.

Les règles finales « pourraient être plus bénéfiques que pour la production d’hydrogène », a déclaré Timothy Fox, directeur général de ClearView Energy, soulignant que le Trésor dispose d’une « marge de manœuvre » pour apporter des changements.

Les règlements d’orientation sont disponibles pour commentaires publics jusqu’au 26 février. Une audience publique est prévue pour fin mars.

L’administration Biden espère que le crédit d’impôt réduira le coût de l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables et de combustibles fossiles liés au captage du carbone à 1 dollar par kilogramme d’ici 2031.

Selon ces directives, les entreprises doivent immédiatement utiliser la nouvelle électricité propre ajoutée au réseau et produite dans la même région qu’une installation de production d’hydrogène. D’ici 2028, toutes les entreprises devront prouver qu’elles produisent de l’hydrogène au même moment où de nouvelles sources d’énergie propre contribuent au réseau – une politique qui, selon les environnementalistes, est essentielle pour contrôler les émissions d’hydrogène.

Dès sa libération, les écologistes et les démocrates progressistes du Congrès ont salué le plan pour des dispositions telles que l’obligation d’utiliser immédiatement une nouvelle énergie propre.

Mais les producteurs d’hydrogène et d’autres démocrates ont critiqué ces règles, arguant qu’elles ralentiraient le développement des projets hydrogène. La coalition Hydrogen Forward, qui comprend des sociétés telles que Bloom Energy et Linde, a qualifié ces directives de « trop restrictives et irréalisables ».

Alors que l’administration évalue les commentaires du public, voici trois questions encore à trancher en 2024 qui pourraient façonner l’industrie émergente.

Comment définissez-vous les nouvelles énergies propres ?

Selon les directives du Trésor, une source d’électricité propre est considérée comme nouvelle si elle est mise en ligne et commence à alimenter le réseau dans les trois ans précédant son utilisation par une installation de production d’hydrogène. Par exemple, si une installation d’hydrogène est mise en service en janvier 2026, elle doit utiliser de l’énergie propre ajoutée au réseau entre janvier 2023 et 2026.

Les producteurs d’hydrogène doivent également obtenir des documents officiels appelés certificats d’attributs énergétiques pour prouver que la nouvelle énergie propre alimente leurs installations et provient de la même région.

De plus, les règles permettent aux producteurs d’hydrogène de considérer l’électricité propre existante – comme les installations éoliennes, solaires, nucléaires et hydroélectriques – comme une nouvelle source d’énergie si ces installations augmentent leur production.

Cependant, le Trésor sollicite des commentaires sur plusieurs exemptions proposées.

Une proposition permettrait que 5 à 10 % de la production horaire d’énergie propre provenant d’une installation existante alimentant le réseau avant 2023 soit considérée comme une nouvelle source d’énergie propre. Cela signifie que l’énergie produite par certains parcs éoliens, solaires ou réacteurs nucléaires en fonctionnement actuellement pourrait théoriquement être admissible.

« C’est une disposition possible à surveiller », a déclaré Fox.

Fox a déclaré que cette disposition pourrait fournir suffisamment d’énergie pour produire 1,4 à 2,9 millions de tonnes d’hydrogène par an, selon l’estimation approximative de Clearview. Les États-Unis produisent aujourd’hui environ 10 millions de tonnes d’hydrogène par an.

Mais certains écologistes craignent que la proposition ne sape la promotion de l’« additionnalité », ou l’idée selon laquelle l’hydrogène devrait être produit avec de l’électricité propre ajoutée sur le réseau.

« Il y a un impact potentiel majeur si l’on autorise simplement une augmentation de 5 à 10 pour cent au sens large », a déclaré Rachel Fakhry, directrice de la politique des technologies émergentes au Conseil de défense des ressources naturelles. « En théorie, nous sommes profondément préoccupés par le fait que cela ne fasse qu’édulcorer l’intention. »

L’administration suggère que la proposition de 5 à 10 pour cent pourrait être appropriée parce que les centrales électriques existantes pourraient augmenter leur production pour la production d’hydrogène pendant les périodes où ces centrales réduisent généralement leur puissance actuellement.

Par exemple, il arrive parfois que les centrales électriques réduisent la quantité d’énergie qu’elles produisent en une heure, et elles réduisent généralement leur production à l’automne et au printemps lorsque la demande d’électricité est inférieure à la moyenne, selon l’Energy Information Administration des États-Unis.

Pourtant, pour extraire 5 à 10 % de l’énergie propre existante, il pourrait être nécessaire d’exploiter l’électricité du réseau. Une nouvelle étude du Rhodium Group indique que cela pourrait réduire ou augmenter les émissions, en fonction des sources qui alimentent le réseau dans une région donnée.

Une autre question est de savoir si une exemption devrait être accordée dans les zones où le réseau est propre à 100 pour cent.

Il existe cependant peu d’endroits aux États-Unis où le réseau est propre à 100 %. Vingt-trois États se sont engagés à disposer d’un réseau 100 % propre, mais ces engagements entrent généralement en vigueur après l’expiration du crédit d’impôt 45 V en 2032, selon la Clean Energy States Alliance.

Le nucléaire va-t-il connaître un essor ?

Les orientations du Trésor ne détaillent pas comment les producteurs d’hydrogène « rose » utilisant l’énergie nucléaire peuvent bénéficier du crédit, mais elles offrent indirectement quelques branches d’olivier à l’industrie nucléaire. Néanmoins, il reste à déterminer dans quelle mesure ces incitations pourraient stimuler les réacteurs.

« Un seuil de 5 % ne fait pratiquement rien pour (l’hydrogène rose), il ne rend tout simplement pas (la production d’hydrogène) financièrement réalisable », a déclaré Marty Pugh, associé en fiscalité des sociétés chez K&L Gates.

De même, Barbara de Marigny et Thomas Holmberg, associés du cabinet d’avocats Baker Botts, ont déclaré lors d’un appel commun que certains développeurs d’hydrogène, y compris ceux utilisant l’énergie nucléaire, étaient « extrêmement mécontents » de l’idée d’autoriser 5 à 10 % d’énergie propre par heure. l’énergie des réacteurs existants pour compter comme nouvelle génération. Selon eux, l’incitation n’est pas suffisante pour soutenir les coûts des projets d’hydrogène nucléaire.

Une autre proposition du Trésor qui pourrait potentiellement stimuler le nucléaire permettrait aux installations d’énergie propre dont la mise hors service est prévue de compter comme une nouvelle énergie si elles restent en ligne en raison des revenus supplémentaires provenant de la production d’hydrogène.

Le Trésor a cité les données de l’EIA dans les règles fiscales montrant qu’environ 5 % des centrales nucléaires actuelles pourraient être mises hors service d’ici 2032.

Cependant, Fox de ClearView Energy a déclaré qu’il « pourrait être plus difficile » pour les centrales nucléaires de prétendre qu’elles prendraient leur retraite en raison d’un crédit d’impôt différent pour la production nucléaire à zéro émission appelé 45U, qui pourrait aider à maintenir les centrales en ligne plus longtemps, avec ou sans hydrogène. Les centrales nucléaires peuvent bénéficier à la fois du 45U et du 45V.

Nathan Howe, associé chez K&L Gates, a fait valoir un point similaire, affirmant que c’est « une tâche incroyablement lourde » de prouver qu’une centrale électrique aurait fermé ses portes à moins qu’elle ne s’associe à un producteur d’hydrogène. Pugh a déclaré que les projets de fermeture des centrales nucléaires sont pesés sur de nombreuses années et changent à mesure que les conditions du marché évoluent.

Pour certains écologistes, la possibilité de considérer les centrales électriques qui évitent de fermer leurs portes comme une nouvelle énergie propre est raisonnable, mais nécessite des garanties pour éviter les abus.

« Tout le monde va vouloir dire : ‘Oh, malheur à moi, je suis sur le point de prendre ma retraite, vous devez me donner cette nouvelle source de revenus massive' », a déclaré Wilson Ricks, doctorant en génie mécanique et aérospatial à l’Université de Princeton. . « Déterminer lesquelles de ces affirmations sont légitimes est la partie la plus difficile. »

Fakhry du NRDC a déclaré que la question de savoir si une centrale électrique qui reste en ligne en raison de la production d’hydrogène devrait être considérée comme une nouvelle énergie propre pour 45 V devrait être déterminée « au cas par cas ».

L’Institut de l’énergie nucléaire, un groupe professionnel, s’oppose depuis longtemps à l’exigence selon laquelle l’hydrogène doit être produit à partir de nouvelles sources d’énergie propre. Le groupe a fait valoir que cette exigence disqualifie l’énergie nucléaire existante, ce qui, selon eux, va à l’encontre de l’intention initiale du Congrès de produire de l’hydrogène à faibles émissions.

Les directives du Trésor ne précisent pas non plus si une centrale nucléaire alimentant directement une installation de production d’hydrogène peut être considérée comme une nouvelle énergie propre, une politique recherchée par le groupe commercial nucléaire.

Contacté pour commentaires, NEI a souligné une déclaration de la présidente Maria Korsnick lorsque le Trésor a publié ses règles 45V à la fin de l’année dernière. À l’époque, Korsnick avait déclaré que la disposition selon laquelle les producteurs d’hydrogène doivent utiliser une nouvelle énergie propre rendrait « de nombreux projets d’hydrogène propre non rentables et créerait des années de retard pour les quelques projets qui peuvent avancer ».

Combien de projets liés aux combustibles fossiles seront éligibles ?

Pour les producteurs d’hydrogène « bleu » souhaitant utiliser des combustibles fossiles et capter le carbone, une question clé est de savoir s’ils doivent demander le 45V ou un crédit d’impôt différent pour la technologie de captage du carbone, connu sous le nom de 45Q.

La réponse pourrait en fin de compte avoir un impact sur les projets soutenus et sur le niveau d’émissions de l’industrie.

Les producteurs d’hydrogène ne peuvent pas utiliser les deux crédits d’impôt pour la même installation en vertu de la loi sur la réduction de l’inflation.

Les directives du Trésor sur l’hydrogène ont adopté le modèle 45VH2-GREET, qui décrit comment les responsables fédéraux compteront les émissions de huit types de production, dont cinq méthodes utilisant des combustibles fossiles avec captage du carbone. Actuellement, le Trésor sollicite des commentaires sur la manière dont les producteurs d’hydrogène bleu peuvent vérifier leur taux de capture du carbone.

Le modèle GREET oblige les entreprises à prendre en compte les émissions en amont, telles que le traitement et la livraison du carburant, ainsi que les émissions directes des installations de production d’hydrogène. Les analystes affirment que jusqu’à ce que plus de détails sur les projets soient publiés, il est incertain de savoir quelle quantité d’hydrogène bleu pourrait être admissible.

De nombreuses questions posées aux producteurs d’hydrogène bleu « démontrent l’aversion générale des réglementations proposées pour l’hydrogène électrolytique alimenté par des combustibles fossiles, et retarderont probablement encore le déploiement d’une économie robuste de l’hydrogène aux États-Unis », ont écrit les partenaires de K&L Gates dans un article de blog.

Le DOE n’a pas inclus cinq types de production d’hydrogène, notamment l’utilisation de gaz naturel renouvelable provenant de lagunes animales et la pyrolyse du méthane à partir de combustibles fossiles, dans le modèle GREET. La pyrolyse du méthane est une technologie émergente qui divise le gaz naturel en hydrogène gazeux et carbone solide.

Le ministère sollicite des commentaires sur d’autres formes de gaz naturel renouvelable, dans le but de clarifier des questions telles que la disponibilité de certificats détaillant les émissions associées au transport du carburant.

Pour les types de production d’hydrogène à base de combustibles fossiles non inclus dans le modèle, les entreprises devront demander au DOE un taux d’émission provisoire afin de déterminer si leurs projets peuvent respecter la barre du 45 V.

Quant au 45Q, l’industrie du captage du carbone attend des directives mises à jour sur la manière d’obtenir ce crédit, qui fournit une valeur monétaire au dioxyde de carbone stocké de manière permanente par le biais du stockage géologique, de la récupération assistée du pétrole ou de son utilisation dans des produits.

La finalisation des orientations 45Q sera essentielle pour fournir la certitude nécessaire pour que « les projets de gestion du carbone avancent en garantissant le financement du projet et en inaugurant la construction », a déclaré la Carbon Capture Coalition – un groupe d’entreprises et d’organisations soutenant la technologie – après la publication de le plan hydrogène.

La journaliste Christa Marshall a contribué.

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