Review and assessment of incentive schemes for hydrogen production

Hydrogen use as an energy vector is one of the pillars of the decarbonisation strategies for most countries and companies globally. Particular attention is posed to low-carbon hydrogen, whose definition varies from legislation to legislation. To support the development and the deployment of hydrogen technologies and the creation of a liquid market, some incentive schemes have been proposed, with different approaches and characteristics. Both producers and intermediaries or end users could be incentivized. In this work, firstly a variety of incentive schemes from different countries was analysed, suggesting a classification of the diverse options into subgroups. Observing how a liquid global market for green hydrogen could born was another point of interest. Detailed analysed schemes were the ones relative to direct subsidy to producers. A trend emerged, firstly States are financing a part or the total investment cost of demonstrative projects, then incentivize the hydrogen production paying an amount per kg of hydrogen produced. Among the identified incentive schemes, three were selected to be analysed: one concerning capital grants, one operating subsidy, and one hybrid scheme involving the two different components. Even if the schemes were taken from several states, they were adapted to the Italian context, providing input data in line with local peculiar condition. An algorithm was developed to simulate the operation of a reference electrolysis plant with fixed capacity (1 MW in this case) directly linked with a solar photovoltaic plant and coupled with a battery energy storage system. The batteries and the solar panels have different sizing subject to the optimisation mechanism. Observing the results, it was found that the capacity factor of the electrolysis system stays in the 30% – 40% range, these numbers reflect the low convenience in installing batteries, except for a sufficient CAPEX support. Sizing of solar field, instead, is more stable varying the schemes and the parameters of interest. Furthermore, it was evident that the constraints applied on the incentive offers are crucial to avoid over financing of the projects, which would create market distortion.

L’uso dell’idrogeno come vettore energetico è uno dei pilastri delle strategie di decarbonizzazione dei principali stati e aziende a livello mondiale. In particolare, l’attenzione è rivolta all’idrogeno a basso contenuto di carbonio, la cui definizione cambia da legislazione a legislazione. Per supportare lo sviluppo e la diffusione delle tecnologie a idrogeno, sono stati proposti vari schemi incentivanti con caratteristiche e approcci molto differenti tra di loro, sia sul lato della produzione sia per l’utilizzo da parte di intermediari o consumatori finali. All’interno di questo lavoro si è dapprima analizzata una varietà di schemi incentivanti diversi per paese e tipologia, proponendo una classificazione per distinguere le varie opzioni e sottogruppi. Particolare enfasi è stata posta nell’osservare come potrebbe nascere un mercato liquido su scala globale per l’idrogeno verde. Gli schemi analizzati nel dettaglio sono stati quelli riguardanti sussidi diretti ai produttori. È emersa una tendenza a finanziare dapprima impianti pilota offrendo una parte o la totalità dei costi di investimento, successivamente sussidiare la produzione di idrogeno pagando un incentivo per ogni kg. Di tutti quelli studiati e sintetizzati in questo documento ne sono stati scelti tre per essere testati operativamente: uno sui costi di investimento, uno di tipo operativo e uno schema ibrido con una componente riguardante l’investimento iniziale e una operativa. Pur essendo provenienti da diversi stati gli schemi sono stati adattati al contesto italiano con parametri in ingresso il più possibile fedeli alla realtà italiana. A questo scopo è stato sviluppato un algoritmo in grado di simulare l’operatività di un impianto di elettrolisi di riferimento di taglia fissa (in questo caso 1 MW) connesso in maniera diretta a un impianto fotovoltaico dotato di batterie. Dai risultati ottenuti si evince che il fattore di capacità di un tale impianto sia compreso tra 0.30 e 0.40, questi valori riflettono la scarsa convenienza nell’investire sulle batterie, tranne in presenza di un finanziamento diretto dei costi di investimento. La taglia del parco fotovoltaico è più stabile al variare degli schemi simulati e dei parametri scelti. È altresì risultato evidente che le condizioni imposte dalle varie legislazioni sugli incentivi offerti sono decisive per evitare situazioni di sovra-finanziamento dei progetti che creerebbero distorsioni nel mercato.