[IRA] Tax Equity Financing 세액공제 분석 ICF

ICF - Ian Bowen , Dinesh Madan , Lavkesh Rajwani , Shanthi Muthiah, 2022년 9월 16일 | 청정 에너지 경제가 미국 역사상 가장 큰 기후법으로부터 혜택을 받는 방법

700페이지가 넘는 인플레이션 감소법(IRA)은   조밀한 법안입니다. 동시에 에너지 부문에 미치는 영향을 간결하게 요약할 수 있습니다. 청정 에너지 경제학이 훨씬 더 좋아졌습니다 .

법안은 많은 인센티브를 통해 이를 달성합니다. 기존 생산 세액 공제(PTC)와 투자 세액 공제(ITC)가 개선되어 각각 새로운 태양열 및 에너지 저장 시설에 사용할 수 있습니다. IRA 이전에 태양광에 대한 ITC는 2024년부터 건설을 시작하는 시설에 대해 10%의 말단 수준으로 단계적으로 낮아지고 있었고 2006년 이후에 가동된 태양광 발전소는 PTC를 받을 자격이 있었습니다. 2025년부터 모든 무배출 기술에 사용할 수 있는 새로운 버전의 PTC 및 ITC가 있으며 공격적인 배출 감소 목표와 관련된 단계적 폐지가 있습니다. 단계적 폐지는 2032년 또는 미국 전기 부문 배출량이 2022년 수준보다 75% 낮은 해 중 더 늦은 해에 시작됩니다. 그리고 완전히 새로운 법령이 있습니다.

 

우리는 2030년 다양한 가정 하에서 IRA 유무에 관계없이 다양한 기술에 대해 균등화 에너지 비용(LCOE)(시설 수명 기간 동안의 평균 발전 비용)을 계산하여 IRA의 비용 영향을 분석했습니다(그림 참조). 1). 우리가 분석한 모든 기술은 IRA 이전 기술에 비해 LCOE가 두 자릿수 감소했으며 100% 녹색 수소 연료 복합 사이클(CCGT) 시설이 가장 큰 영향을 미쳤습니다. 이러한 LCOE 감소로 청정 에너지 프로젝트는 미국 전역에서 비용 경쟁력을 높일 것입니다.

성숙한 기술과 신흥 기술은 뚜렷한 영향을 보입니다.

풍력 및 태양열과 같은 성숙한 기술의 경우 이러한 인센티브는 이미 빠른 개발 속도를 가속화할 수 있는 잠재력을 가지고 있습니다. 우리의 분석에서 우리는 IRA가 있는 2030년 태양열 및 풍력 LCOE가 IRA가 없는 것보다 각각 20%-35% 및 38%-49% 낮을 것으로 추정합니다. 그러나 경제적 인센티브에도 불구하고 IRA는 재생 에너지 프로젝트가 직면한 다른 개발 문제에 직면할 수 있습니다.

최근 몇 년 동안 상호 연결 지연이 증가했으며 IRA로 인해 재생 가능한 개발에 대한 관심이 증가함에 따라 더욱 증가할 수 있습니다. 재생 가능 에너지에 대한 제조, 채광 및 운송 능력에 대한 투자와 노동 지연 수요의 교육 및 공급에 대한 투자가 재생 가능 자본 및 설치 비용이 부풀어 오르기 시작할 수 있습니다. 사용 가능한 토지가 부족해지고 "내 뒷마당에는 없다"는 감정이 심해지면 프로젝트 부지 선정이 점점 더 어려워질 수 있습니다.

 

재생 에너지 개발의 가속화는 재생 에너지가 발전원 중에서 한계 비용이 가장 낮기 때문에 에너지 가격에 대한 압박을 가할 것입니다. 또한 PTC를 태양광 시설로 확대하면 태양광 발전 시간에서 마이너스 가격 입찰의 비중이 높아져 마이너스 에너지 가격의 빈도가 높아질 것입니다. 이러한 요소는 화석 연료 장치의 폐기를 가속화할 수 있습니다. 이렇게 하면 그리드를 탈탄소화하는 데 도움이 되지만 클린 회사 용량이 교체를 제공할 만큼 충분히 빠르게 확장되지 않으면 안정성 문제가 발생할 수 있습니다.

풍력 및 태양광 시설보다 비용이 높고 독립형 세금 공제가 없음에도 불구하고 그리드 규모 배터리의 개발은 최근 몇 년 동안 빠른 속도로 성장했습니다. 이러한 성장은 2020년까지 1,325MW라는 캘리포니아의 2013년 에너지 저장 조달 목표와 같은 주 명령과 ERCOT 와 같은 상인 경제의 조합에 의해 주도되었습니다. 우리의 분석에 따르면 그리드 규모의 리튬 이온 배터리 시설의 LCOE를 18%에서 20%까지 줄임으로써 IRA는 상인 개발에 박차를 가하고 주 명령에 드는 비용을 줄일 수 있습니다. 또한 ITC의 에너지 저장에 대한 IRA의 광범위한 정의는 리튬 이온 배터리에 대한 새로운 대안이 시장에 출시되는 데 도움이 될 것입니다. 에너지 저장 옵션의 다양성을 늘리면 공급망 병목 현상이 IRA의 인센티브 혜택에 상쇄될 가능성을 완화할 수 있습니다.

 

IRA는 처음으로 경제적인 전력 애플리케이션을 위한 녹색 수소 및 탄소 포집 및 격리(CCS)와 같은 다른 신흥 기술을 만들 수 있습니다. 그린수소는 이를 이용해 생산한 전기가 3가지 인센티브를 동시에 받을 수 있어 가장 큰 지원을 받을 수 있는 잠재력이 있다. 첫째, 녹색 수소를 생산하는 데 사용되는 재생 가능 시설은 PTC 또는 ITC에 적격하여 생산 비용을 절감합니다. 둘째, 제로 배출물인 녹색 수소 생산 시설은 45V 수소 세액 공제의 전체 가치를 받을 자격이 있습니다. 마지막으로 녹색 수소를 사용하여 생산된 전기는 PTC 또는 ITC 자격이 있습니다. 분석에서 이러한 인센티브의 결합 효과는 인센티브가 없는 프로젝트에 비해 2030년 녹색 수소 연료 CCGT의 LCOE를 52%에서 67%까지 감소시킵니다.

 

우리의 분석은 또한 2030년에 3달러/kg의 녹색 수소 가격으로 이러한 인센티브를 포착하는 프로젝트가 새로운 천연 가스 구동 CCGT로 비용 경쟁력이 있을 것임을 나타냅니다. 그러나 가격이 $3/kg 이상인 친환경 수소 구동 CCGT는 새로운 가스 구동 CCGT보다 LCOE가 더 높을 것입니다. 비용 프리미엄은 강력한 청정 전기 의무가 있는 지역에서는 금지되지 않을 수 있습니다. 의무를 충족하려면 확고한 용량이 필요할 것이며, 감소하지 않는 가스 발전기의 추가 개발은 거의 없을 것입니다. 이러한 정책이 없는 지역에서는 ESG 목표를 가진 LSE가 신뢰성을 보장하기 위해 비용을 기꺼이 지불할 수 있기 때문에 프리미엄에도 불구하고 녹색 수소 시설이 여전히 실행 가능할 수 있습니다.

 

녹색 수소 프로젝트에 할당된 크레딧의 총 가치는 상당할 수 있습니다. 분석을 위해 가정한 매개변수로 CCGT를 공급하는 녹색 수소 시설은 10년 동안 45V 크레딧에서 약 58억 달러를 받을 것입니다. (이 CCGT는 50%의 평균 용량 계수에서 실행되는 600MW 시설입니다. 더 낮은 용량 계수에서 총 지불금은 비례하여 낮아집니다.) 이러한 큰 인센티브는 녹색 수소 시설에 대한 총 크레딧을 총 인센티브의 상당한 부분으로 만들 수 있습니다. 아마도 성숙한 기술에 대한 몫보다 더 많은 연방 정부가 지불합니다. 이 정도 규모의 세액공제를 받을 수 있는 충분한 조세 형평성이 있는지는 두고 봐야 합니다.

 

전력 애플리케이션에 대한 CCS에 대한 인센티브는 녹색 수소에 대한 인센티브보다 지원이 적습니다. 이에 대한 이유 중 일부는 IRA가 45Q CCS 크레딧 및 기타 크레딧의 누적을 허용하지 않기 때문입니다. 우리의 분석에서 45Q는 CCS가 있는 CCGT의 LCOE를 2030년에 20%에서 23%까지 감소시키지만 이러한 발전소는 CCS가 없는 새로운 CCGT에 대해 약 $20/MWh의 프리미엄을 유지합니다. ESG 목표가 있거나 강력한 청정 전기 의무가 있는 주에 있는 LSE는 신뢰성과 공급의 다양성에 대해 이 프리미엄을 기꺼이 지불할 수 있습니다.

 

PTC 및 ITC와 달리 45Q 및 45V는 유효 기간이 확실합니다. 시설은 2033년 이전에 건설을 시작해야 합니다. 크레딧이 갱신되지 않으면 신규 시설에 대한 녹색 수소 및 CCS LCOE는 인센티브가 없는 수준으로 되돌아갑니다(그림 1의 하늘색 막대 참조). 이로 인해 미국의 전력 애플리케이션을 위한 새로운 녹색 수소 및 CCS 개발이 감속될 수 있습니다. 그러나 투자를 자극함으로써 크레딧은 CCS 및 녹색 수소의 비용을 줄이는 데 도움이 되므로 학습 곡선 아래로 이동합니다. 미국의 산업 응용 프로그램 또는 미국보다 천연 가스 가격이 더 높은 유럽 또는 아시아의 전력 부문 응용 프로그램에서 신용 만료 후 추가 학습이 발생할 수 있습니다. 비용이 계속 감소함에 따라 이러한 기술에 대한 미국 전력 부문 투자는 2040년대.

 

크레딧 보너스로 프로젝트 경제성을 더욱 향상시킬 수 있습니다.

IRA의 크레딧은 몇 가지 보너스로 증가할 수 있습니다(그림 2 참조). 임금을 지불하고 특정 견습생 요건을 충족하는 프로젝트에 대해 기본 크레딧에 5를 곱한 노동 보너스가 있습니다. (이것은 그림 1의 계산에 대해 가정된 유일한 보너스입니다.) 강철 및 철의 100%와 국내 소스에서 제조된 콘텐츠의 일정 비율을 조달하는 프로젝트에 사용할 수 있는 소싱 보너스가 있습니다. "에너지 커뮤니티", 즉 전통적인 에너지 프로젝트에 의존해 온 실업률이 높은 지역에 건설된 프로젝트에는 부지 보너스가 있습니다. 마지막으로 ITC의 경우, 소규모 프로젝트에 제공되는 두 가지 "에너지 정의" 보너스가 있습니다. 하나는 저소득 지역 또는 부족 지역에 위치한 프로젝트에 대한 10% 보너스이고 다른 하나는 저소득 주택 또는 경제 혜택 프로젝트의 일부인 프로젝트에 대한 20%입니다. 에너지 정의 보너스는 2023년, 2024년, 2025년에 각각 1.8GW로 제한되며 IRS의 명시적인 할당이 필요합니다.

이러한 크레딧은 누적 가능하므로 프로젝트 경제성을 추가로 개선합니다. 개발자가 요구 사항을 충족하는 데 있어 겪는 어려움은 다양합니다. 노동 보너스는 충족하기 가장 쉬운 반면, 국내 콘텐츠 보너스는 재생 가능 에너지 부품의 국내 제조가 제한되어 있어 가장 어려울 것입니다. 이는 시간이 지남에 따라 변경될 수 있으며, 특히 이러한 구성 요소를 제조할 수 있는 국내 역량에 대한 투자에 대한 IRA의 인센티브로 인해 변경될 수 있습니다. 에너지 커뮤니티 보너스는 중간 어딘가에 있습니다. IRA의 기준에 따라 우리는 에너지 커뮤니티 지도를 만들었고(그림 3 참조) 국가의 넓은 지역, 특히 애팔래치아와 서부 지역의 프로젝트가 보너스를 받을 자격이 있음을 확인했습니다.

 

향후 보고서에서는 그리드 규모의 재생 및 저장 프로젝트를 위한 ICF의 독점적인 그린필드 부지 선정 도구를 사용하여 이 작업을 확장할 계획입니다. 이 도구는 절점 가격, 정책, 환경 조건, 상호 연결 대기열 및 미국 전역의 프로젝트 실행 가능성 평가 허가에 대한 데이터를 통합합니다. 그림 3의 기본 데이터를 이 도구에 통합하면 잠재적인 프로젝트 사이트의 실행 가능성과 매력을 평가하는 데 추가 차원을 제공할 것입니다.

또한 전송 제한이 IRA의 이점을 상쇄하는 정도를 평가할 것입니다. 예를 들어, 송전 비용 할당에 대한 개혁 없이 일부 프로젝트 소유자는 송전 확장 비용에 인센티브가 흡수되는 것을 볼 수 있습니다. IRA는 소형 발전기의 전송 비용만 ITC에서 충당하도록 허용합니다. 그러나 FERC의 상호 연결 및 승인된 규칙 제정의 전송 통지와 같은 전송 제한을 완화하는 데 도움이 될 수 있는 다양한 노력이 진행 중입니다.

 

전력 부문은 급속한 변화를 준비하고 있습니다.

미국의 청정 에너지에 대한 인센티브는 새로운 것이 아닙니다. PTC와 ITC는 수십 년 동안 어떤 형태로든 존재해 왔으며 거의 ​​12회에 걸쳐 갱신되었으며 종종 초당적인 지원을 받았습니다. 새로운 점은 향후 수십 년 동안 잠재적으로 수조 달러의 연방 지원을 제공하는 IRA의 지원 규모와 청정 에너지 및 탈탄소화에 대한 강력한 모멘텀의 기간 동안 오는 시기입니다.

IRA는 저장, 수소 및 CCS 시설과 같은 강력한 신뢰성 속성을 가진 프로젝트를 포함하여 청정 에너지 프로젝트 경제성을 높임으로써 그 추진력을 높일 수 있는 잠재력을 가지고 있습니다. IRA의 효과는 기술 유형에 따라 다릅니다. 그것은 최근 몇 년 동안 보인 성숙한 기술의 급속한 발전을 과급하고 일부 신기술을 처음으로 경제적으로 실현할 수 있는 잠재력을 가지고 있습니다. IRA 세금 공제에 추가될 수 있는 보너스는 영향의 크기를 증가시키고 지역 개발 프로필을 변경할 수 있습니다.

 

불확실성이 있습니다. 상호 연결 지연, 느린 전송 구축, 공급망 병목 현상 및 인력 가용성으로 인한 제약은 앞으로 더 관련성이 높아질 것입니다. 동시에 IRA는 세금 공제를 수십 년 동안 연장함으로써 투자자와 개발자의 규제 불확실성을 완화합니다.

즉, 미국 전력 부문이 빠르게 발전하고 있다는 점은 분명합니다. IRA는 그러한 변화를 가속화할 강력한 잠재력을 가지고 있습니다.

 

 

부록: LCOE 가정

[1] 모든 값은 명목 달러입니다.

[2] "수소"는 100% 녹색 수소로 연료를 공급받는 600MW CCGT를 의미합니다. "CCS"는 90% 탄소 포집 및 지층 저장 기능을 갖춘 600MW CCGT를 의미합니다. "배터리"는 리튬 이온 그리드 규모의 시설을 의미합니다. "바람"은 육상 시설을 의미합니다. "태양광"은 그리드 규모의 시설을 의미합니다. "가스"는 600MW CCGT를 의미합니다.

[3] 세금 공제: 배터리의 경우 30% ITC; 태양광 및 풍력에 대한 PTC 및 30% ITC 중 큰 값; CCS의 경우 45Q; 수소 연료 CCGT의 경우 PTC가 출력 전력에 적용되고 45V 생산 크레딧이 녹색 수소 입력에 적용됩니다. 모든 크레딧에는 노동 요구 승수가 포함됩니다. PTC, 45Q 및 45V는 8% 할인율로 순현재가치로 계산됩니다.

[4] 연간 자본 부과율: 풍력, 태양열, 녹색 수소 연료 CCGT 및 CCS의 경우 8%; 가스 및 배터리 10%

[5] 수소 가격은 $3-$5/kg입니다. 휘발유 가격은 $4-$6/MMBtu입니다. 이 가격은 ICF의 공식 예측이 아니라 잠재 가격의 범위를 보여줍니다. 더 높거나 더 낮은 가격은 비례적으로 LCOE를 높이거나 낮춥니다.

[6] CCS 저장 및 운송 비용은 $17.5/톤으로 가정하고 시설은 저장 장소에서 75마일 떨어진 것으로 가정합니다.

[7] NREL 2022 ATB의 VOM, FOM, CAPEX 및 열율 데이터.

[8] 용량 계수: 태양열의 경우 20%-30%; 바람의 경우 35%-45%; 가스, CCS 및 수소의 경우 50%; 배터리의 경우 17%(4시간 지속, 1주기/일).

[9] 배터리 LCOE의 변동은 NREL 2022 ATB의 자본 및 고정 O&M 비용 범위(즉, 보수, 중간 및 고급)를 기반으로 합니다.