تاريخ الاستلام: 28 فبراير 2023
تم القبول: 19 أبريل 2024
نُشر على الإنترنت: 04 مايو 2024

تطلق صناعة الأمونيا الأوروبية 36 مليون طن من ثاني أكسيد الكربون سنويًا، بشكل أساسي من إنتاج الهيدروجين عبر إصلاح الميثان بالبخار (SMR). يمكن التخفيف من هذه الانبعاثات من خلال إنتاج الهيدروجين عبر التحليل الكهربائي للماء باستخدام مصادر متجددة مخصصة مع دعم من الشبكة. تبحث هذه الدراسة في تأثير أهداف إزالة الكربون على جدوى الاقتصاد والجدوى الفنية لتحديث مصانع الأمونيا الأوروبية الحالية لإنتاج الهيدروجين الكهربائي في الموقع، شبه المعزول. تظهر النتائج أن الهيدروجين الكهربائي يقلل الانبعاثات، في المتوسط، بنسبة ( استنادًا إلى سعر الشبكة وكثافة الكربون، حتى بدون فرض حدود الانبعاثات. ومع ذلك، فإن الحد الأقصى الأمثل لانبعاثات متوسط العمر الافتراضي من البئر إلى البوابة هو 1 كجم من مكافئ ثاني أكسيد الكربون. يؤدي إلى تقليل ( مع الحفاظ على تنافسية التكلفة مع SMR في المناطق الغنية بالطاقة المتجددة (متوسط تكلفة الهيدروجين المستوي (LCOH) 4.1 يورو/ ). على العكس، هدف خفض الانبعاثات يزيد التكاليف بشكل كبير (متوسط تكلفة الهيدروجين: 6.3 يورو/ ) ومساحة الأرض لتركيب مصادر الطاقة المتجددة، مما قد يعيق الانتقال إلى الهيدروجين الكهربائي في المناطق التي تعاني من ضعف مصادر الطاقة المتجددة وندرة الأراضي. إن زيادة مرونة المنشآت تقلل بشكل فعال من التكاليف، لا سيما في المنشآت غير المتصلة بالشبكة (متوسط التخفيض: توجه هذه الدراسة صانعي السياسات في تحديد أهداف إزالة الكربون الفعالة من حيث التكلفة وتحديد استراتيجيات قائمة على المناطق لدعم صناعة الأمونيا التي تعتمد على الهيدروجين الكهربائي.

الأمونيا هي مادة كيميائية تُنتج على نطاق واسع بشكل أساسي لإنتاج الأسمدة. تُستخدم عملية هابر-بوش (HB) عادةً لإنتاج الأمونيا. من خلال دمج النيتروجين والهيدروجين. يُعتبر إصلاح الميثان بالبخار (SMR) الطريقة السائدة في تخليق الهيدروجين في أوروبا. (الشكل التوضيحي 1). ينبعث من SMR حوالي 1.6-1.9 طن (ت) من مكافئ ثاني أكسيد الكربون ( انبعاثات (يشار إليها فيما بعد بالانبعاثات) ، مما يساهم في 36 مليون طن متري (Mt) من سنويًا من إنتاج الأمونيا في أوروبا أكثر من 85% من هذا يأتي من الهيدروجين المستخرج من SMR إزالة الكربون من الهيدروجين
لذلك فإن الإنتاج أمر حاسم لتقليل انبعاثات صناعة الأمونيا وخطوة ضرورية لتحقيق الحياد الكربوني بحلول بالإضافة إلى الأهداف المناخية، فإن تعرض تكاليف إنتاج الأمونيا لصدمة الأسعار في أسواق الوقود الأحفوري يحفز أيضًا التحول بعيدًا عن الغاز الطبيعي. .

يعتبر استخدام الطاقة المتجددة في التحليل الكهربائي للمياه مسارًا مستدامًا على المدى الطويل لإنتاج الهيدروجين منخفض الكربون للاستخدامات مثل النقل والطاقة وتخزين الطاقة. بينما يكون التوصيل الكهربائي المباشر غالبًا أكثر فعالية من حيث التكلفة للنقل البري. الكهربائي

الهيدروجين والوقود الإلكتروني المُصنّع هما بدائل منخفضة الكربون للشحن والطيران ، حيث الخيارات الأخرى محدودة حاليًا. بالإضافة إلى ذلك، يمكن استخدام الهيدروجين الكهربائي في أنظمة Power-to-X (تحويل الكهرباء إلى أشكال أخرى من الطاقة أو المنتجات)، Power-to- -إلى أنظمة الطاقة (تحويل الكهرباء إلى هيدروجين ثم العودة إلى الكهرباء عند الحاجة) تخزين الطاقة على المدى الطويل، واستقرار الشبكة. ومع ذلك، فإن الهيدروجين الكهربائي والوقود الإلكتروني هما ناقلان ثانويان للطاقة يخضعان لفقدان الطاقة أثناء الإنتاج والاستخدام، مما يؤدي إلى كفاءات إجمالية من إلى وإنتاج الكهرباء المتجددة أكثر من البدائل المباشرة بمعدل يتراوح بين 2 إلى 14 مرة ومع ذلك، فإن التكلفة العالية لتحليل الماء بالكهرباء مقارنةً بتقنية إعادة تشكيل الميثان بالبخار (SMR) تمنع حالياً تنفيذها على نطاق واسع. ، مع إنتاج نسبة صغيرة فقط من الهيدروجين في أوروبا حالياً عبر التحليل الكهربائي، عند .

ومع ذلك، من المتوقع أن تدفع التمويل الحكومي والتقدم التكنولوجي النمو في إنتاج الهيدروجين القائم على التحليل الكهربائي. أكدت المفوضية الأوروبية على الهيدروجين كأولوية استثمارية رئيسية، متوقعة زيادة بمقدار 50 ضعفًا في القدرة المثبتة للكهارل بحلول عام 2030، مع مصانع الأمونيا كمستخدمين رئيسيين. أدت الاضطرابات في سلاسل إمداد الوقود العالمية التي triggeredها غزو روسيا لأوكرانيا في أوائل عام 2022 إلى ارتفاع كبير في أسعار الوقود الأحفوري، مما تسبب في تقليص قدرة تصنيع الأمونيا في أوروبا . مع كون الغاز الطبيعي يشكل أكثر من تكاليف الإنتاج، تضاعف سعر الهيدروجين المستند إلى الوقود الأحفوري ثلاث مرات مقارنة بمستويات ما قبل الأزمة، ليصل إلى ما بين 4 و 7 يورو لكل كيلوغرام من الهيدروجين (يورو/كغ) ) . كما أثرت الأزمة على تكلفة الهيدروجين المستمد من الغاز الطبيعي مع التقاط الكربون واستخدامه وتخزينه (CCUS)، مما أدى إلى تكلفة موحدة للهيدروجين (LCOH) تتراوح بين 5 إلى لقد أبرزت هذه الظروف أهمية وإمكانات الهيدروجين الكهربائي في تقليل الاعتماد على الوقود الأحفوري المتقلب وتعزيز أمن الطاقة، مما يسرع التحول نحو التحليل الكهربائي في صناعات مثل الأمونيا. .

ومع ذلك، لا يمكن لعملية التحليل الكهربائي المدعومة حصريًا بمصادر الطاقة المتجددة غير القابلة للتوزيع تلبية الطلب المستمر والعالي على الهيدروجين في مصانع الأمونيا. لاستبدال التحليل البخاري للميثان (SMR) بالتحليل الكهربائي للماء، يجب تنفيذ تصاميم أنظمة جديدة، بما في ذلك توليد الطاقة المتجددة، والمحللات الكهربائية، وتخزين البطاريات (مثل بطاريات الليثيوم أيون). بالإضافة إلى ذلك، يمكن تخزين الفائض من الهيدروجين المنتج خلال فترات الذروة للطاقة المتجددة لموازنة الفترات التي يكون فيها إمداد الطاقة المتجددة محدودًا. يمكن أن يؤدي دمج أنظمة الطاقة الشمسية والرياح إلى تحسين اتساق الطاقة. ، ولكن مواءمة مصادر الطاقة المتجددة المتقلبة مع العمليات الصناعية الثابتة تمثل تحديًا معقدًا يؤدي إلى زيادة التكاليف. التكلفة المستوية للأمونيا (LCOA) أعلى بكثير بالنسبة للهيدروجين الكهربائي (1000-2500 يورو/طن من الأمونيا أو ) من SMR (200-1000 يورو/طن NH3) يتطلب إنتاج الهيدروجين النظيف بتكلفة أقل لجعل إنتاج الأمونيا المتجددة تنافسياً من حيث التكلفة. يمكن أن تكمل الكهرباء من الشبكة الموارد المتجددة من خلال زيادة ساعات التشغيل وتقليل القدرة المثبتة والتكاليف للنظام، خاصة في الأماكن التي تكون فيها الظروف المتجددة ضعيفة. . ومع ذلك، فإن استخدام الكهرباء من الشبكة يؤدي إلى انبعاثات الكربون، خاصة في تلك البلدان التي يعتمد فيها مزيج الكهرباء بشكل كبير على الوقود الأحفوري (متوسط البصمة الكربونية لمزيج الكهرباء الأوروبي حوالي 275 جرام من لكل كيلووات ساعة (kWh) من الكهرباء المنتجة ). قد تؤدي إنتاج الأمونيا الكهربائية باستخدام شبكة كهرباء كثيفة الكربون إلى انبعاثات أعلى من تلك الناتجة عن .

أصبح محتوى غازات الدفيئة للهيدروجين الكهربائي موضوع نقاش بعد نشر المسودة الأولية لتصنيف التمويل المستدام للاتحاد الأوروبي في عام 2021، الذي عرّف الهيدروجين المستدام بأنه يمتلك دورة حياة من البئر إلى البوابة. محتوى أقل من في يونيو 2023، تم تعديل هذا الاقتراح الأولي مع نشر عملين مفوضين يقدمان لوائح أكثر صرامة. يجب إنتاج الهيدروجين المتجدد حصريًا من خلال محطات الطاقة المتجددة الإضافية وفقط عندما تولد هذه الأصول الكهرباء (ارتباط زمني ساعي). علاوة على ذلك، فإن الإنتاج
يجب أن تحدث فقط بالقرب من أصول الكهرباء المتجددة (الارتباط الجغرافي) (الملاحظة التكميلية 1). بينما تهدف هذه اللوائح إلى ضمان استدامة الهيدروجين، إلا أنها قد ترفع التكاليف وتحد من التوسع، مما قد يعيق أهداف مبادرة REPowerEU. .

لقد كانت الأبحاث حول اقتصاديات إنتاج الهيدروجين والأمونيا عن طريق التحليل الكهربائي واسعة النطاق، حيث شملت تحليلات على مستوى المنشآت والمناطق والعالم. كامبيون وآخرون. قيمت أنظمة الهيدروجين في ثلاثة مصانع للأمونيا حول العالم، ووجدت أن الاستراتيجية الأكثر فعالية من حيث التكلفة تجمع بين الطاقة المتجددة المحلية مع الكهرباء من الشبكة، مع انبعاثات مرتبطة بكثافة الكربون في الشبكة. ناياك-لوك وباناريس-ألكانتارا وسع النطاق ليشمل 534 موقعًا حول العالم، حيث وجد أنه بحلول عام 2030 يمكن للعديد منها إنتاج الأمونيا بتكاليف تنافس الوقود الأحفوري، مع كون مرونة الإنتاج أمرًا حاسمًا لتقليل النفقات.

تم تحديد المرونة التشغيلية كطريقة لتقليل تكاليف إنتاج الهيدروجين، كما أوضح غويرا وآخرون. وانغ وآخرون وفاسيهي وآخرون أظهرت أن عمليات مصنع الأمونيا المرنة يمكن أن تخفف من التكاليف والقدرة الزائدة على الرغم من ذلك، فإن إنتاج الأمونيا الحالي من خلال عملية HB يظهر قابلية محدودة للتكيف، مما يستلزم تحقيق تقدم تكنولوجي. تتضمن نهجًا بديلاً ربط المصانع بشبكة الكهرباء في تكوين شبه معزول، مما يمكن أن يقلل من التكاليف. ومع ذلك، فإن هذه الاستراتيجية تعرض للخطر زيادة الانبعاثات ما لم يتم تقييدها بشكل صحيح بواسطة سياسات الحد من الانبعاثات.

سلمون وبانياريس-ألكانتارا درس إنتاج الأمونيا الكهربائية في أستراليا، مع التركيز على الآثار الاقتصادية والانبعاثات الناتجة عن الاتصال بالشبكة. تيرلاو وآخرون. تحقق من أنظمة الهيدروجين شبه المعزولة في الجزر الغنية بالطاقة المتجددة، مستنتجًا أنها يمكن أن تكون فعالة من حيث التكلفة ولها عبء بيئي منخفض تحت حد انبعاثات محدد. ريكز وآخرون. سلط الضوء على فخ محتمل: التحليل الكهربائي المتصل بالشبكة، على الرغم من توافقه مع تنظيم الكربون النظيف في الولايات المتحدة، قد يزيد من الانبعاثات مقارنة بالهيدروجين المستند إلى الوقود الأحفوري ما لم يتم مطابقته بالساعة مع الطاقة النظيفة.

مجموعة أخرى من الدراسات ركزت على تحديد التحديات الإقليمية المحددة الناجمة عن الانتقال إلى الهيدروجين الكهربائي. بارتلز وآخرون. أظهرت أن مرافق التحليل الكهربائي على نطاق واسع قد تؤثر على الشبكة المحلية عند الاعتماد فقط على الكهرباء من الشبكة. كاكو لاكي وآخرون. أشاروا إلى أنه على الرغم من وجود موارد متجددة وطنية وفيرة، قد تنشأ نقص إقليمي. وأخيرًا، غابرييلي وآخرون. روز و غابرييلي ، وتونيلي وآخرون. يوضح كيف أن الموارد العالمية، على الرغم من تجاوزها للكمية اللازمة للإنتاج الكهربائي، قد تواجه عقبات كبيرة بسبب ندرة الأراضي والمياه المحلية.

بينما قامت الأبحاث السابقة بتحليل شامل للمفاضلات بين الجدوى التقنية والاقتصادية والبيئية لإنتاج الهيدروجين الكهربائي، لم يتم النظر في تأثير حدود الانبعاثات على هذه المفاضلات. إن تحديد معايير انبعاثات الهيدروجين منخفض الكربون لصناعة الأمونيا أمر معقد، حيث تنتشر المصانع عبر مناطق مختلفة، كل منها له مكونات تكلفة مميزة، وأسعار كهرباء، وانبعاثات من الشبكة، وإمكانات متجددة. إن أخذ هذا التباين في الاعتبار أمر حيوي لفهم كيفية تأثير صرامة أهداف الانبعاثات على حجم وتكلفة واستخدام الأراضي لمصانع الأمونيا منخفضة الكربون. ومع ذلك، فإن الدراسات التي تأخذ في الاعتبار التباينات الإقليمية في إمكانات الطاقة المتجددة والتكاليف، وتستخدم تحليلاً عالي الدقة لملفات الطاقة المتجددة وعمليات المصانع، وتعتبر التقدمات المستقبلية في التكنولوجيا، مفقودة حالياً. لذلك، ليس من المفهوم جيداً كيف تشكل الظروف الإقليمية، بما في ذلك ملفات موارد الطاقة المتجددة وكثافات انبعاثات الشبكة، العلاقة بين معايير الانبعاثات والتكاليف، خاصة مع اقتراب هذه المعايير من الصفر. قد تؤدي العلاقات غير الخطية إلى تكاليف كبيرة، وزحام في الشبكة، وتخفيضات واسعة في الطاقة المتجددة، ونقص في الأراضي، وهي آثار يمكن تجنبها من خلال تصاميم سياسات أكثر تعمقاً ومبنية على النماذج.

تملأ هذه الدراسة فجوة البحث من خلال التحقيق في تأثير القيود المتزايدة على الانبعاثات على تصميم النظام وتشغيله، وتكلفة الهيدروجين، فضلاً عن جدوى تحديث الأنظمة الأوروبية الحالية.
مصانع الأمونيا للإنتاج الكهربائي شبه المعزول. تحلل الدراسة إنتاج الهيدروجين عبر 38 مصنع أمونيا رئيسي في أوروبا (قائمة بمصانع الأمونيا ومواقعها متوفرة في الجدول التكميلي 1 والملاحظة التكملية 2)، مع الأخذ في الاعتبار التكاليف الإقليمية وبيانات الطقس التاريخية. من خلال ذلك، توفر هذه الدراسة إرشادات لصانعي السياسات في تحديد أهداف إزالة الكربون الفعالة من حيث التكلفة لإنتاج الهيدروجين الكهربائي في سياق صناعة الأمونيا وتحديد المناطق التي يكون فيها الانتقال إلى الهيدروجين الكهربائي ممكنًا من الناحية الفنية وقابلًا للتطبيق اقتصاديًا.

تفترض هذه الدراسة أن مصانع الأمونيا الأوروبية الحالية ستخضع للتحديث من خلال استبدال نظام إنتاج SMR بنظام إنتاج الهيدروجين الكهربائي (المشار إليه فيما بعد بـ EHPS). ستظل الأنظمة الفرعية الأخرى لمصنع الأمونيا، بما في ذلك وحدة فصل الهواء (ASU)، وحلقة تخليق الأمونيا، والتخزين المبرد للأمونيا، كما هي في المنشأة الحالية. وبالتالي، تم تصميم EHPS لتوفير إمداد مستمر من الهيدروجين بفضل التخزين المحلي للهيدروجين في خزانات مضغوطة ودعم الشبكة، مما يضمن تشغيلًا غير متقطع لمصنع الأمونيا، الذي يتطلب ظروف حالة مستقرة (للحصول على معلومات مفصلة، انظر “عملية إنتاج الأمونيا وEHPS”).

يتضمن نظام الطاقة الهجينة (EHPS) الألواح الشمسية الكهروضوئية (PV)، وتوربينات الرياح (WT)، ومحللات الكهرباء، وأنظمة تخزين الطاقة بالبطاريات (BESS)، وضواغط الهيدروجين، وخزانات الضغط العالي لتخزين الهيدروجين (الشكل 1). يتم نمذجة تكوينين لنظام الطاقة الهجينة: (i) عندما يتم تشغيل نظام الطاقة الهجينة بشكل أساسي بواسطة موارد متجددة ولكنه يحتفظ أيضًا بربط بالشبكة كنسخة احتياطية، يتم تعريفه على أنه تكوين شبه معزول مع توليد طاقة متجددة هجينة (PV و WT). (ii) عندما يكون المصنع معزولًا أو خارج الشبكة، ويعمل بشكل مستقل تمامًا عن أي اتصال بالشبكة، معتمدًا فقط على توليد الطاقة المتجددة الخاصة به (الشكل 1).

يفترض أنه سيتم تركيب أنظمة الطاقة الشمسية الكهروضوئية وطاقة الرياح المخصصة الجديدة بالقرب من مصنع الأمونيا، ضمن نفس المنطقة، بما في ذلك خطوط النقل المخصصة وأخذ خسائر المحولات والنقل في الاعتبار (انظر “ترقيات الاتصال بالشبكة”). يتماشى هذا الافتراض مع المتطلبات الخاصة بالهيدروجين منخفض الكربون التي أبرزها العمل المفوض لتوجيه الطاقة المتجددة الثاني للاتحاد الأوروبي. (الملاحظة التكميلية 1). هنا، يتم تعريف مصطلح المنطقة وفقًا لمستوى NUTS-2 من نظام التسمية الوحدات الإقليمية للإحصاءات (NUTS). يتم تعيين رمز مكون من أربعة أحرف مميز لكل منطقة أوروبية وفقًا لتصنيف NUTS-2. على سبيل المثال،

المنطقة النرويجية سور-أوستلانديت مشفرة كـ NO03، بينما المنطقة الإيطالية إميليا-رومانيا مشفرة كـ ITH5. يمكن العثور على قائمة مفصلة بالمناطق المشمولة في هذه الدراسة، مع رمز NUTS-2 الفريد المقابل لها، في الجدول التكميلي 1.

تم تصميم وتحسين نظام EHPS لجميع مصانع الأمونيا الـ 38 استنادًا إلى بيانات الطقس التاريخية ومكونات التكلفة الإقليمية. الهدف هو تقليل تكلفة النظام على مدى الحياة، وبالتالي، تكلفة الهيدروجين المستوية (LCOH) المنتجة خلال الفترة من 2025 إلى 2050 لكل من مصانع الأمونيا الأوروبية الكبرى الـ 38. المتغيرات القرار هي تصميم وتشغيل EHPS تحت افتراضات مختلفة للمدخلات (انظر “نموذج التحسين”).

تم اختبار تأثير الأهداف المتزايدة الصرامة لتقليل الانبعاثات على تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH) تحت قيود انبعاثات مختلفة على عمر المشروع من البئر إلى البوابة. محتوى الهيدروجين: (ط) (3-cap، من تصنيف الاتحاد الأوروبي )، (ii) (1-كاب)، (iii) (0.5-كاب)، (رابع) (0.1-كاب)، و (v) (0-cap). تم اختيار هذه الحدود لتغطية الشهادات واللوائح المقترحة للهيدروجين (الجدول التكميلي 2). يشير الحد 0 إلى مصنع الأمونيا غير المتصل بشبكة الكهرباء (غير متصل بالشبكة أو معزول) حيث يكون نظام التحليل الكهربائي مدعوم بالطاقة المتجددة. بالإضافة إلى ذلك، يتم تقييم سيناريو عدم تحديد سقف، والذي يمثل عدم وجود أهداف محددة لتقليل الانبعاثات، ويشمل أي انبعاثات تتجاوز الـ عتبة.

تم تحديد حدود الانبعاثات للحد من متوسط ​​المدخلات إلى البوابة الانبعاثات الناتجة عن الهيدروجين المنتج طوال عمر المصنع (المشار إليها فيما بعد ببساطة بالانبعاثات) في نماذج التحسين (انظر “حدود انبعاثات الكربون”). تشمل انبعاثات من البئر إلى البوابة النطاق 1 (الانبعاثات المباشرة من العمليات، والتي تعتبر ضئيلة في الإنتاج الكهربائي)، والنطاق 2 (الانبعاثات غير المباشرة من غازات الدفيئة الناتجة عن توليد الكهرباء المشتراة)، وجزء من انبعاثات النطاق 3 (الأنشطة upstream مثل استخراج وتكرير ونقل الوقود المستخدم في إنتاج الكهرباء، المشار إليها فيما بعد بانبعاثات النطاق 3 upstream) (انظر “سعر الكهرباء من الشبكة وكثافة الكربون”). وبالتالي، وفقًا للوائح الاتحاد الأوروبي، فإن الانبعاثات من الشبكة التي تم اعتبارها في الدراسة تستند إلى متوسط كثافة الكربون للكهرباء المستهلكة في الدولة العضو حيث يتم إنتاج الوقود. تم استبعاد انبعاثات النطاق 3 الأخرى، مثل تلك المدمجة في تصنيع التكنولوجيا (المشار إليها فيما بعد بانبعاثات النطاق 3 المدمجة)، بما يتماشى مع معظم أنظمة اعتماد الهيدروجين منخفض الكربون (الجدول التوضيحي 2) وإطار محاسبة الانبعاثات للهيدروجين منخفض الكربون الذي حددته الشراكة الدولية للهيدروجين وخلايا الوقود في الاقتصاد (IPHE). .

الشكل 1 | حدود النظام لنظام إنتاج الهيدروجين الكهربائي (EHPS) ومصنع الأمونيا. يتم تشغيل EHPS بشكل أساسي بواسطة منشآت متجددة جديدة مخصصة (نصف معزولة مع اتصال بالشبكة كنسخة احتياطية)، مع كون سيناريو 0-cap استثناءً غير متصل بالشبكة بدون استيراد كهرباء من الشبكة. تركز هذه الدراسة على EHPS، الذي يمثل أكثر من 85% من استهلاك الطاقة والانبعاثات في عملية إنتاج الهيدروجين الكهربائي. الأخضر، الأزرق، الوردي، و
تمثل الخطوط البرتقالية الكهرباء، الهيدروجين ( النيتروجين ) ، والأمونيا ( تدفقات. تفاصيل حول تشغيل مصنع الأمونيا والأنظمة الفرعية في “عملية إنتاج الأمونيا ونظام EHPS”. يُفترض أن يعمل مصنع الأمونيا بشكل مستمر عند الحمولة الكاملة. وبالتالي، يجب أن يوفر نظام EHPS حجمًا ثابتًا من الهيدروجين إلى حلقة تخليق الأمونيا.

تتم مقارنة انبعاثات البئر إلى البوابة من إنتاج الهيدروجين الكهربائي بتلك الناتجة عن التحلل البخاري للميثان. الانبعاثات المباشرة (النطاق 1) لإنتاج الهيدروجين من الغاز الطبيعي من خلال التحلل البخاري للميثان تبلغ حوالي من تحدث انبعاثات إضافية في إنتاج الغاز الطبيعي ومعالجته ونقله. يمكن أن تختلف انبعاثات النطاق 3 upstream للغاز الطبيعي بشكل كبير حسب الدولة، اعتمادًا على طرق الإنتاج وجهود التخفيف من الانبعاثات (القيمة المتوسطة 2.4 كجم). لذلك، عند النظر في الانبعاثات المباشرة والسابقة، فإن إجمالي الانبعاثات من إنتاج الهيدروجين عبر التحليل البخاري للميثان هو .

تم توقع أسعار الكهرباء المستقبلية للمستخدمين الصناعيين باستخدام البيانات التاريخية ومحاكاتها من خلال حركة براونية هندسية (GBM) وطرق مونت كارلو. بدلاً من ذلك، يتم تحديد كثافة الكربون المستقبلية للكهرباء من الشبكة بناءً على الأهداف القادمة للاتحاد الأوروبي لكثافة الكربون في إنتاج الكهرباء في أوروبا (انظر “سعر الكهرباء من الشبكة وكثافة الكربون”).

تم تعريف ثلاث حالات لتوفير فهم شامل لتكاليف إنتاج الهيدروجين، مع الأخذ في الاعتبار عدم اليقين في معلمات مدخلات النموذج، مثل سعر الكهرباء المستقبلي وتكلفة المعدات. أولاً، يتم التحقيق في حالة متشائمة حيث تكون قيم معلمات المدخلات من الطرف الأدنى لتقديرات التكلفة والأداء المجمعة من الأدبيات، مما يؤدي إلى أعلى تكلفة لكل وحدة من الهيدروجين (LCOH). وعلى العكس، يتم أيضًا تعريف حالة متفائلة من خلال النظر في قيم كل معلمة التي تؤدي إلى أدنى تكلفة لكل وحدة من الهيدروجين. أخيرًا، يتم فحص حالة مرجعية من خلال حساب متوسط المعلمات غير المؤكدة استنادًا إلى الأدبيات المتاحة (انظر “الطرق”). في هذه الدراسة، تشير النتائج المقدمة إلى الحالة المرجعية، ما لم يُذكر خلاف ذلك. تم إجراء ما مجموعه 684 تحسينًا للتحليل الرئيسي، مع الأخذ في الاعتبار 3 حالات (متفائلة، مرجعية، ومتشاءمة)، و6 حدود انبعاثات (بما في ذلك حالة عدم وجود حد)، و38 مصنعًا للأمونيا.

متوسط تكلفة الهيدروجين المنتج كهربائياً في أوروبا هو 3.90 يورو/ عندما لا يتم فرض حدود الانبعاثات (بدون حدود)، 3.97 يورو/كجم للكاب 3، 4.13 يورو/كجم للكمية 1، 4.23 يورو/كجم للكاب 0.5، 4.58 يورو/كجم لغطاء 0.1 و6.34 يورو/كجم لـ 0-cap (الجدول التكميلي 3). أقل تكلفة لانتاج الهيدروجين الأخضر هي مع تكوين شبه معزول في النرويج (منطقة سور-أوستلانديت أو NO03) بمقدار 1.99 يورو/كجم بينما أعلى تكلفة للهيدروجين الأخضر هي 12.61 يورو/كجم للمحطات المستقلة في سلوفاكيا (منطقة زابادني سلوفاكيا أو SK02). تتماشى هذه النطاقات مع التقديرات الأخيرة من وكالة الطاقة الدولية (IEA). ( يورو/ في أوروبا). بافتراض التشغيل المستمر لمصانع الأمونيا، فإن هذه القيم تترجم إلى تكلفة إنتاج الأمونيا تتراوح حوالي 700 يورو/طن تحت حدود انبعاثات أقل صرامة تصل إلى 1200 يورو/طن من الأمونيا للمصانع غير المتصلة بالشبكة. هذه التقديرات تتماشى مع توقعات التكاليف الموجودة في دراسات أخرى. .

على مدار 25 عامًا من عمر المصنع، يبلغ إجمالي تكلفة نظام EHPS، الذي يتكون من كل من النفقات الرأسمالية (CAPEX) والنفقات التشغيلية (OPEX)، متوسط 6.7 مليار يورو في سيناريو عدم السقف، حيث تشكل النفقات التشغيلية ورأس المال من الإجمالي (الشكل التوضيحي الإضافي 2). بالمقابل، في سيناريو 0-cap، يرتفع التكلفة الإجمالية إلى مليار يورو، مع نسبة أعلى تعود إلى النفقات الرأسمالية عند وجزء أصغر من ذلك إلى النفقات التشغيلية في تتوافق هذه التقديرات مع الاستثمارات المتوقعة للمشاريع الكبرى المقترحة في إنتاج الأمونيا المعتمد على الطاقة المتجددة، والتي تتراوح بين 4 و 11 مليار يورو. .

تكلفة الكهرباء المستوردة هي أكبر مصروف تحت سيناريوهات عدم تحديد السقف و3 سقوف، حيث تشكل و من إجمالي التكلفة، على التوالي (الشكل التوضيحي التكميلي 2). وبالتالي، في غياب أي حدود انبعاثات (بدون حد)، يتم تسجيل أدنى تكلفة لانتاج الهيدروجين (LCOH) في النرويج وبولندا (1.99 يورو/كجم في NO03؛ 2.98 يورو/كجم PL42؛ و 3.05 يورو/كجم PL61)، مدفوعًا بشكل أساسي بسعر الكهرباء دون المتوسط. يتناقص وزن استيراد الشبكة بسرعة مع تطبيق حدود انبعاثات أكثر صرامة. على الرغم من الاختلافات الإقليمية في مكونات التكلفة المحلية وعوامل قدرة الطاقة المتجددة، فإن هناك علاقة مباشرة
يوجد ارتباط بين تكلفة الهيدروجين المنخفضة الكربون ومتوسط سعر الكهرباء من الشبكة في المنطقة التي يقع فيها المصنع. ومع ذلك، يضعف هذا الارتباط مع تزايد صرامة حدود الانبعاثات، حيث ينخفض من قيمة R² تبلغ 0.55 في سيناريو عدم وجود حد أقصى إلى 0.01 في سيناريو الحد الأقصى 0.1 (الشكل التوضيحي التكميلي 3).

تزيد الأهداف الأكثر صرامة للانبعاثات عمومًا من تكلفة الهيدروجين المنخفض الكربون (انظر الشكل 2أ للحالة المرجعية والجدول التكميلي 3 للحالات المتشائمة والمتفائلة)، لكن هذه الزيادة تكون ملحوظة بشكل خاص بالنسبة للحد الأدنى من الانبعاثات. متوسط تكلفة الهيدروجين المنخفض الكربون للحد الأدنى من الانبعاثات أعلى بنسبة 63% من الحالة بدون قيود على الانبعاثات، و أعلى من 0.1 -cap. بالإضافة إلى ذلك، تؤدي الأهداف الأكثر صرامة أيضًا إلى نطاق عدم يقين أوسع في LCOH بسبب التباين الأكبر في القدرة المركبة المطلوبة لمكونات EHPS. لتوضيح أوجه التشابه عبر المواقع بشكل أفضل، يمكن تجميع مصانع الأمونيا الأوروبية بناءً على خصائص الشبكة (التكلفة وكثافة الكربون) للمناطق NUTS-2 المقابلة (الشكل 2b).

تواجه المنشآت في المناطق التي تتمتع بالكهرباء الرخيصة ومنخفضة الكربون، مثل الألزاس (FRF1، فرنسا)، وسور-أوستلانديت (NO03، النرويج؛ المميز في الشكل 2ب)، وأراغون (ES24، إسبانيا)، زيادات ضئيلة في تكلفة الهيدروجين المنتج (LCOH) مع فرض حد انبعاثات أكثر صرامة. NOO3 هي المنطقة الوحيدة التي يُقدّر فيها أن الهيدروجين الكهربائي سيكون تنافسياً من حيث التكلفة مع الهيدروجين المنتج من SMR بسعر 2.7 يورو/كجم. في عام 2021 في أوروبا (في أغسطس 2022، وصلت تكاليف الهيدروجين من SMR إلى 10 يورو/ )، الذي يتأرجح بين 1.4 و 1.8 يورو/ . ومع ذلك، فإن وجود حد أقصى قدره 0 يؤدي إلى زيادة حادة في تكلفة الهيدروجين المنخفضة. على سبيل المثال، يقدم مصنع الأمونيا في سورأوستلاند (NOO3) أقل تكلفة هيدروجين منخفضة بين جميع المصانع، مع استخدام فوق المتوسط للكهرباء من الشبكة. يأتي جزء من الكهرباء من الشبكة؛ هنا، تتمتع كهرباء الشبكة بأدنى كثافة كربونية في أوروبا وسعر أقل مقارنة بالقيمة المتوسطة. ومع ذلك، عندما تكون المحطة خارج الشبكة، تزداد القدرة المركبة لتوربينات الرياح والمحللات الكهربائية بـ و ، على التوالي، لتعويض نقص دعم الشبكة، مما أدى إلى زيادة في تكلفة الهيدروجين الأخضر.

تميل المنشآت في المناطق التي تتمتع بالكهرباء من الشبكة بتكلفة منخفضة ولكن كثيفة الكربون، مثل سيفيروزاباد (PL81، بولندا؛ الشكل 2b) ولوبيلسكي (PL81، بولندا)، إلى تلبية جزء كبير من احتياجاتها من الطاقة باستخدام الكهرباء من الشبكة عندما لا يتم فرض حدود على الانبعاثات. في هذه الحالة، يتم تقليل حصة الكهرباء من الشبكة تدريجياً مع فرض حدود أكثر صرامة على الانبعاثات، بينما تزداد السعات المثبتة وتكاليف مستوى الطاقة المتجددة تدريجياً.

أخيرًا، تستهلك المنشآت في المناطق التي تتمتع بأسعار مرتفعة للكهرباء من الشبكة، مثل منطقة تيز فالي ودورهام (UKC1، الشكل 2b)، كمية أقل من الكهرباء من الشبكة حيث أن تركيب البنية التحتية المتجددة يكون أكثر اقتصادية. وبالتالي، هناك فرق نسبي صغير في تكلفة الهيدروجين على مستوى الحياة (LCOH) عبر حدود الانبعاثات.

تؤكد هذه النتائج الأبحاث السابقة التي أجريت في مواقع مختارة في أوروبا. والولايات المتحدة الذي وجد أن إنتاج الهيدروجين من خلال التحليل الكهربائي للماء، عند تشغيله بواسطة مزيج من مصادر الطاقة المتجددة المخصصة مع دعم من الشبكة لضمان تشغيل المصنع دون انقطاع، يكون عمومًا أكثر فعالية من حيث التكلفة من استخدام مصادر الطاقة المتجددة الإضافية فقط، وينتج انبعاثات كربونية أقل من الاعتماد فقط على الكهرباء من الشبكة. تتأثر درجة هذه الفوائد بعوامل مثل تكلفة الكهرباء من الشبكة، وكثافة الكربون في الشبكة، وتوافر الموارد المتجددة.

من خلال تقييم آثار الأهداف المتزايدة الصرامة للانبعاثات، يعزز هذا البحث الفهم الشامل لتباين تكلفة الهيدروجين المنخفض الكربون (LCOH) عبر مواقع مختلفة في أوروبا. تتناول الأقسام التالية النتائج، التي تعتبر ضرورية لتحديد معايير الانبعاثات المناسبة اللازمة لتوجيه تحول صناعة الأمونيا نحو إنتاج الهيدروجين الكهربائي منخفض الكربون.

تعتبر تكاليف رأس المال للكهارل والمراوح الهوائية هي ثاني وثالث أكبر مكونات التكلفة، والتي تتراوح في المتوسط بين و 12%، على التوالي، لسيناريو عدم الحد وزيادة إلى و لسيناريو 0-cap (الشكل التوضيحي 2). مع تزايد

تظهر السعة المثبتة لهذه المكونات نموًا أسيًا تحت الحدود الصارمة (الشكل 3 والشكل التكميلي 4). تحت حد 0، تكون السعة المثبتة تقريبًا ضعف السعة المثبتة المتوسطة تحت حد 0.1. هذه الظاهرة ملحوظة بشكل خاص في المناطق التي تهيمن عليها الرياح. يُقدّر أن السعة المثبتة لتوربينات الرياح ستتضاعف تقريبًا من سيناريو حد 0.1 إلى سيناريو حد 0، بينما تت quadruple السعة المثبتة للكهارل.
تزداد التركيبات، مع ذلك، بشكل أكثر استقرارًا من سيناريو عدم الحد إلى سيناريو الحد 0.1. في المتوسط، تشكل أنظمة الطاقة الشمسية من قدرة الطاقة المتجددة للتكوينات شبه المعزولة، في حين أن هذه النسبة تنخفض إلى لأنظمة الجزر (غير المتصلة بالشبكة). هذه النتيجة ناتجة عن الفرق بين ملفات موارد الطاقة الشمسية والرياح. تحت الحد الأقصى البالغ 0، يؤدي التوفر المستمر لطاقة الرياح إلى زيادة استخدام منشآت الرياح، مما يقلل الاعتماد على الطاقة الشمسية.

الشكل 2 | الحد الأدنى لتكلفة الهيدروجين المستوية (LCOH) عبر أوروبا. الدوائر تشير إلى الحد الأدنى لـ LCOH (الوحدة: يورو لكل كيلوغرام من الهيدروجين، EUR/kg) لكل مصنع أمونيا تم تحديد قيود الانبعاثات (الحدود) على عمر انبعاثات ثاني أكسيد الكربون المكافئ من البئر إلى البوابة محتوى الهيدروجين (الوحدة: كيلوغرام لكل كيلوغرام تم الحصول على النتائج على مستوى الدولة من خلال متوسط تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH) للمصانع الفردية داخل الدولة. تم تقديم النتائج المتشائمة والمتفائلة في الجدول التكميلي 3. أ لا يوجد حد للانبعاثات (بدون حد). ب لجميع المصانع، حد الانبعاثات (3-cap). ج في المجمل، حد انبعاثات (1-cap). د في المجمل، حد انبعاثات (0.5 -حد). في المجمل، حد انبعاث (0.1-cap). ف في المجموع، 0 كجم حد انبعاثات (0-cap). تتجمع مصانع الأمونيا بناءً على خصائص الشبكة في المناطق المعنية. تم إعطاء ثلاثة أمثلة: سور-أوستلانديت مشفرة كـ NO03، ولوبيلسكي مشفرة كـ PL81.
وتم ترميز منطقة تيز فالي ودورهام كـ UKC1 في NUTS-2 (التصنيف الوحدوي للوحدات الإقليمية للإحصاءات المستوى 2). تم الحصول على مواقع مصانع الأمونيا بشكل أساسي من الخريطة الشاملة لمصانع الأسمدة الكبرى في أوروبا التي قدمتها منظمة الأسمدة الأوروبية. . تم بعد ذلك مراجعة هذه المواقع والتحقق منها باستخدام المعلومات المستمدة من مواقع الويب الخاصة بالمنتجين الرئيسيين، بما في ذلك يارا، فيرتيبيريا، BASF، وبوراليس، بالإضافة إلى التحقق منها مقابل المفوضية الأوروبية ومرصد هيدروجين خلايا الوقود (FCHO) قواعد البيانات لتحديد أي مواقع إضافية لإنتاج الهيدروجين من إصلاح الميثان بالبخار (SMR) لم يتم الإبلاغ عنها في البيانات الأولية (انظر الملاحظة التكميلية 2). تم الحصول على البيانات الجغرافية المكانية لمناطق NUTS-0 (التسمية الوصفية لوحدات الإقليم للإحصاءات المستوى 0) و NUTS-2 الأوروبية في شكل ملفات شكلية من يوروستات، المكتب الإحصائي للاتحاد الأوروبي. .

الشكل 3 | تصميم نظام إنتاج الهيدروجين الكهربائي الأمثل (EHPS) عبر
أوروبا. المناطق مشفرة وفقًا لمستوى NUTS-2 من نظام تصنيف الوحدات الإقليمية للإحصاءات (NUTS) (الجدول التكميلية 1) مرتبة حسب القدرة المركبة. القيم داخل الحلزونات تشير إلى متوسط القدرة المركبة للمكون المعني في المصانع الأوروبية مع الأخذ في الاعتبار قيود الانبعاثات (الحدود) على عمر انبعاثات ثاني أكسيد الكربون المكافئ من البئر إلى البوابة. محتوى
الهيدروجين ( ) (الوحدة: كيلوغرام لكل كيلوغرام ” ). بشكل عام، السعة المركبة لمكونات EHPS المختلفة، بما في ذلك الطاقة الشمسية الكهروضوئية وتوربينات الرياح (الوحدة: جيجاوات، GW)، الهيدروجين ( ) ضاغط (الوحدة: أطنان في الساعة، )، المحللات الكهربائية (الوحدة: ميغاوات، MW)، و خزانات التخزين (الوحدة: أطنان) تظهر نموًا أسيًا مع حدود متزايدة الصرامة.
الطاقة. وبالتالي، ترتفع التكاليف في المناطق التي تهيمن عليها الرياح بشكل أكبر بكثير مقارنة بالمناطق الغنية بالطاقة الشمسية. على سبيل المثال، تُظهر منطقة NOO3 في النرويج (سور-أوستلانديت) زيادة في التكاليف بنسبة 236% من سيناريو 0.1-cap إلى سيناريو 0-cap. في حين أن منطقة EL51 في اليونان (مقدونيا الشرقية وتراقيا) تشهد مجرد زيادة في التكلفة من سيناريو عدم الحد إلى سيناريو الحد 0.1، وزيادة أصغر بنسبة 1% من الحد 0.1 إلى الحد 0.

الهيدروجين المضغوط مفضل على بطاريات الليثيوم أيون. على الرغم من أنه من المتوقع حدوث انخفاض كبير في تكلفة البطاريات على نطاق المرافق في السنوات القادمة. يُقدَّر أن تخزين الهيدروجين سيكون أرخص للتطبيقات على نطاق واسع، كما أظهرت دراسات سابقة. تتمثل إحدى الملاحظات الملحوظة في أن توافر طاقة الرياح بشكل أكبر على مدار اليوم يقلل من الحاجة إلى التخزين في المناطق الغنية بالرياح مقارنة بالمناطق التي تعتمد بشكل أساسي على الطاقة الشمسية.

بشكل عام، على الرغم من الاختلافات بين المناطق، تتطلب محطات الطاقة المستقلة تركيبًا أكبر بكثير مقارنةً بالمحطات شبه المعزولة التي لا توجد لديها حدود انبعاثات (الشكل 3 والشكل التكميلي 4). الزيادة في البنية التحتية كبيرة: في المتوسط، تتوسع قدرة الطاقة الكهروضوئية (PV) بمقدار توربينات الرياح بواسطة محللات كهربائية بواسطة حجم الضواغط ( ) بواسطة وحجم خزانات التخزين بواسطة . هذه الأرقام تبرز المتطلبات الأعلى بكثير للموارد من أجل إعدادات غير متصلة بالشبكة بالكامل (الشكل التوضيحي التكميلي 4). تتماشى هذه النتائج مع ما توصلت إليه أبحاث أخرى. على سبيل المثال، كامبيون وآخرون. أظهرت أن في شمال تشيلي، وهي منطقة تهيمن عليها الطاقة الشمسية، فإن القدرة المركبة للألواح الشمسية والمحللات الكهربائية تزيد بأكثر من الضعف بالنسبة لمحطات الطاقة المستقلة مقارنةً بالتكوينات شبه المعزولة.

تشكل التكاليف المرتبطة بتحديث نظام الهيدروجين جزءًا صغيرًا نسبيًا من إجمالي النفقات، حيث تمثل من التكلفة الإجمالية (الشكل التوضيحي التكميلي 2). تشمل هذه النفقات ترقية واستبدال مكونات محددة (مثل سخانات بدء التشغيل الكهربائية ومولدات البخار) لضمان التشغيل الأمثل مع الهيدروجين الكهربائي. كما تتضمن تحسينات على خطوط النقل، والتي تحتاج لاستيعاب زيادة في طلب الشبكة. علاوة على ذلك، تشمل التكاليف الغارقة المرتبطة بإيقاف نظام إنتاج الهيدروجين SMR في هذه النفقات الخاصة بالتحديث (انظر “تكاليف التحديث”).

تؤثر الحدود المتزايدة الصرامة للانبعاثات ليس فقط على التصميم الأمثل وتكاليف نظام الطاقة الحرارية المعزز (EHPS) ولكن أيضًا على معدل تقليص الطاقة المتجددة. يزيد معدل التقليص بشكل أسي مع الأهداف الأكثر صرامة للانبعاثات بسبب الزيادة الكبيرة في القدرات الزائدة المثبتة لعدد محدود من ساعات الموارد المنخفضة في السنة. على سبيل المثال، يرتفع معدل التقليص من بدون حد للإصدار، إلى مع حد 0.1، و تحت حد 0 -cap عندما يعمل المصنع خارج الشبكة (الشكل التوضيحي التكميلي 4). عادةً ما يُلاحظ زيادة في معدل التقييد خلال فترات ذروة إنتاج الطاقة المتجددة عندما لا يستطيع المصنع التعامل مع الطاقة الزائدة.

الكهربائي يقلل الانبعاثات حتى بدون حدود للانبعاثات. بدون أي هدف للانبعاثات، في المتوسط، يأتي جزء من إجمالي الطلب السنوي للطاقة لنظام EHPS من الشبكة (الشكل التوضيحي التكميلي 4). السبب وراء انخفاض استخدام استيراد الكهرباء من الشبكة، حتى عندما تسمح حدود الانبعاثات بزيادة الاستخدام، هو انخفاض تكلفة الكهرباء المستوية (LCOE) من مصادر الطاقة المتجددة المثبتة حديثًا مقارنة بتلك الخاصة بكهرباء الشبكة. على سبيل المثال، فإن نظام EHPS الذي يعمل بالكامل بالطاقة الكهربائية من الشبكة، باستخدام متوسط سعر الكهرباء من الشبكة الأوروبية البالغ 115 يورو لكل ميغاوات ساعة (MWh)، سيؤدي إلى تكلفة الكهرباء المرتبطة (LCOH) تتجاوز 7 يورو/ الذي هو أعلى من متوسط تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH) للمصانع شبه المعزولة. تُظهر معظم مصانع الأمونيا الأوروبية تكلفة LCOH مماثلة تحت كل من نظام الحد الأقصى (3-cap) وعدم وجود حد أقصى (no-cap). في الواقع، تنبعث من النباتات أقل من مع إنتاج الهيدروجين الكهربائي، حتى بدون فرض حدود الانبعاثات. في المناطق خارج أوروبا حيث مزيج الطاقة أكثر كثافة للكربون وأقل تكلفة، قد تكون حدود الانبعاثات الأعلى أكثر ملاءمة للدراسة، حيث يمكن أن يكون التأثير على التكاليف والانبعاثات أكثر وضوحًا وبالتالي أكثر صلة.

استبدال SMR بتحليل الماء الكهربائي في جميع مصانع الأمونيا الأوروبية يؤدي إلى تقليل الانبعاثات بمعدل حوالي 85%، حتى دون فرض أي حدود على الانبعاثات تعود إلى متوسط محتوى الكربون من البئر إلى البوابة للهيدروجين. (الشكل 4أ والجدول التكميلي 4). لا يتم تحقيق تخفيضات عميقة في الانبعاثات دون أهداف صارمة في جميع المناطق. تحقق المصانع في المناطق التي تتمتع بالكهرباء من الشبكة بأسعار رخيصة وكثافة كربونية عالية تخفيضات في الانبعاثات أقل بكثير من المتوسط الأوروبي. مثال على ذلك هو مصنع مالوبولسكي (PL21، بولندا)، الذي يظهر فقط خفض الانبعاثات بينما تستورد 67% من احتياجاتها من الطاقة من الشبكة (PL21، الشكل 4b). مع تزايد صرامة اللوائح، تنخفض نسبة الطاقة التي تغذي نظام EHPS المستوردة من الشبكة. تنخفض الاعتماد على الشبكة إلى تحت الحد الأقصى 1، ومن المتوقع أن تصل إلى الصفر عندما يعمل المصنع خارج الشبكة (الشكل التوضيحي التكميلي 4). تعتبر واردات الشبكة شائعة خلال الفترات الطويلة التي تكون فيها ظروف الطاقة المتجددة دون المستوى الأمثل.

يوجد زيادة متوسطة بنسبة 2% في تكلفة الهيدروجين الأخضر عند تطبيق الحد الأول من الانبعاثات (3-cap)، مما يؤدي إلى تقليل الانبعاثات مقارنة بالهيدروجين من SMR. يرتبط تشديد حد الانبعاثات من 3-cap إلى 1-cap بزيادة متوسطة في LCOH بنسبة 4%، مما يسهل المزيد من خفض في الانبعاثات. عندما يتم تشديد الحد الأقصى بشكل أكبر، من 1 إلى 0.5، يكون هناك، في المتوسط، زيادة في تكلفة الهيدروجين الأخضر لتحقيق تقليل الانبعاثات. من الحد الأقصى 0.5 إلى الحد الأقصى 0.1، هناك، في المتوسط، زيادة بنسبة 8% في تكلفة إنتاج الهيدروجين (LCOH) للوصول إلى تقليل انبعاثات بنسبة 99%. أخيرًا، للقضاء على النهائي من الانبعاثات، إضافي يلاحظ زيادة في LCOH. بعبارة أخرى، القضاء على النهاية يتكبد أعلى تكلفة. بالنسبة لبعض المصانع، فإن تقليل انبعاثات المرحلة الأخيرة يؤدي إلى زيادة كبيرة في التكاليف: سورأوستلانديت (NO03، الشكل 4c)، شليسفيغ-هولشتاين (DEFO)، وألزاس (FRF1) تقدم ، و زيادة في LCOH من 0.1 إلى 0-cap، على التوالي.

تشمل المنشآت المتجددة على نطاق واسع، في نطاق الجيجاوات، استخدامًا كبيرًا مباشرًا وغير مباشر للأراضي، خاصة عندما تتطلب اللوائح الصارمة قدرات زائدة كبيرة لتعويض فترات إنتاج الطاقة المتجددة دون المستوى الأمثل (انظر “توليد الطاقة المتجددة”). تتراوح المساحة المتوسطة المخصصة للطاقة المتجددة من 160 كيلومترًا مربعًا. تحت سيناريو عدم الحد لسيناريو 0 -cap، علامة زيادة (الشكل التوضيحي 4). على الرغم من الحجم الكبير، فإن التأثير المباشر على الأرض أقل، نظرًا لأن الاستخدام المباشر للأرض هو من كامل المنطقة المحددة. وهذا يتيح إمكانية استخدام الأراضي لأغراض متعددة، مثل الزراعة الكهروضوئية. ومع ذلك، فإنه يبرز الحجم الهائل لمثل هذه المشاريع، لا سيما في ظل القيود الصارمة على الانبعاثات.

يتم تحديد الحد الأقصى الفعال من حيث التكلفة بناءً على تكلفة التخفيض (AC) التي تترتب على الحدود المختلفة. يتم حساب تكلفة التخفيض من خلال قسمة الفرق بين تكلفة الهيدروجين الكهربائي (LCOH) وتكلفة الهيدروجين من عملية إعادة تشكيل الميثان بالبخار (SMR) (حيث تكون تكلفة الهيدروجين المرجعية 2 يورو/كجم). ) من خلال الفرق في محتواها من الكربون. في جوهره، هذا النسبة تقيس النفقات الإضافية لكل طن من تم تخفيض (انظر “تكلفة التخفيض”). يتم حساب تكلفة التخفيض لجميع المصانع الأوروبية، ويتم تحديد المتوسط الصناعي. أقل تكلفة تخفيض في أوروبا هي تحت الحد الثالث، حيث تبلغ 183 يورو/طن من ثاني أكسيد الكربون المعادل، تليها عن كثب الحد الأول بتكلفة 187 يورو/طن. انخفض، حوالي نصف تكلفة التخفيف للحد الأقصى 0 (362 يورو/طن) (الشكل التوضيحي التكميلي 6 والجدول التكميلي 5).

تؤدي الحدود الأكثر صرامة إلى زيادة تكلفة الهيدروجين الأخضر، باستثناء المناطق التي تعتمد على الكهرباء من الشبكة ذات الكثافة الكربونية العالية. على سبيل المثال، تسجل المنطقة البولندية PL42 متوسط تكلفة الهيدروجين الأخضر 2.98 يورو/كجم. بدون حد، و خفض في الانبعاثات مقارنة بالهيدروجين المنتج عبر SMR. الـ AC هو بينما يتسبب الحد الأقصى الأكثر صرامة البالغ 3 في زيادة التكاليف بنسبة 7% فقط، فإن الانبعاثات المتجنبة تزيد بنسبة 44% مقارنة بسيناريو عدم وجود حد أقصى، وينخفض ​​التكلفة المقدرة إلى 132 يورو/طن من CO2e. الاتجاه الملحوظ في بولندا هو نتيجة الزيادة الكبيرة في الانبعاثات المتجنبة.

الشكل 4 | حد انبعاثات فعّال من حيث التكلفة. أ الحد الأدنى للتكلفة المستوية للهيدروجين (LCOH، باليورو لكل كيلوغرام من الهيدروجين، EUR/kg ) والمساحة (الوحدة: كيلومترات مربعة، ) المطلوبة لتركيب النظام (حجم الدوائر) كدالة لتقليل انبعاثات الكربون لجميع مصانع الأمونيا في أوروبا، تحت قيود انبعاثات مختلفة (حدود) على عمر انبعاثات ثاني أكسيد الكربون المكافئ من البئر إلى البوابة ( محتوى الهيدروجين ) (الوحدة: كيلوغرام لكل كيلوغرام متشائم
وحالات التفاؤل في الشكل التوضيحي 4. ب ماولوبولسكي في بولندا مشفرة كـ PL21 في NUTS-2 (التصنيف الوحدوي الإقليمي للإحصاءات المستوى 2) للمناطق الأوروبية. ج سور-أوستلانديت في النرويج مشفرة كـ NO03. د إيزاك-ماغيارورزاغ في المجر مشفرة كـ HU31. باستثناء الحد الأدنى من الانبعاثات، فإن تقليل الانبعاثات ليس ثابتًا على مر الزمن بسبب توقعات إزالة الكربون من الكهرباء الوطنية (الشكل التوضيحي 5).
مقارنةً بالزيادة الصغيرة نسبيًا في التكلفة عند تنفيذ الحد الأقصى الأول، مما يؤدي في النهاية إلى انخفاض في التكلفة.

في المتوسط، تظهر الحدود 3 و1 و0.5 تأثيرات مشابهة على الانبعاثات بسبب التوازن بين التكلفة وتقليل الانبعاثات. الحدود الأكثر صرامة تكلف أكثر ولكنها تقلل من الانبعاثات بشكل أكبر. من ناحية أخرى، تؤدي الحدود الأقل صرامة إلى تقليل أقل في الانبعاثات ولكنها مرتبطة بتكلفة متوسطة أقل. نظرًا لأن إزالة الكربون العميق من الصناعة هو هدف محوري، تبحث هذه الدراسة في أي حد من الانبعاثات يمكن أن يحقق أكبر تقليل في الانبعاثات مقارنةً بسيناريو عدم وجود حد مع أقل زيادة مرتبطة في التكلفة. كما توضح الشكل التوضيحي 6، فإن فرض الحد 3 يؤدي إلى تقليل إضافي بنسبة 6% في الانبعاثات مقارنة بإنتاج SMR. تحت سيناريو الحد 3، يكون متوسط محتوى الكربون هو . ومن المثير للاهتمام أن تنفيذ حد أقصى قدره 1 قد خفض هذه الانبعاثات بشكل أكبر ، مما يتوافق مع زيادة تكلفة إضافية متواضعة قدرها من 3 -cap. وهذا يؤدي إلى متوسط محتوى الكربون من الهيدروجين بـ ، مما يضمن أن جميع المصانع تطلق أقل من 1 كجم من لكل كيلوجرام من على مدار عمرها التشغيلي. وبالتالي، يظهر الحد الأقصى كاستراتيجية فعالة محتملة لتحقيق تخفيض كبير في الانبعاثات مع زيادة مقبولة في التكلفة.

تم إجراء تحليل للمتانة للتحقق من اتساق النتائج تحت ظروف إدخال متغيرة، حيث يمكن أن تتغير معلمات نموذج التحسين ضمن نطاق واسع من القيم التي تعكس كل من عدم اليقين الحالي والمستقبلي. المعلمات التي تم اختبارها (الشكل 5، المحاور هي: (1) سعر الكهرباء من الشبكة، (2) سعر المحلل الكهربائي، الكفاءة، تكاليف الصيانة، والعمر الافتراضي، (3) سعر الطاقة الشمسية الكهروضوئية، (4) سعر توربينات الرياح، و(5) كثافة الكربون في الكهرباء من الشبكة.

تم إجراء التحليل من خلال تعيين قيم متشائمة ومتفائلة بالتتابع (الشكل 5، المحور) لكل معلمة مع الحفاظ على القيم المرجعية للمعلمات الأخرى. لتقليل الجهد الحسابي لاختبار جميع الظروف المناخية الممكنة الموجودة في جميع المناطق الجغرافية، تم تحديد خمس مناطق تمثيلية (انظر “المناطق التمثيلية”)، كل منها يتميز بظروف جوية قاسية تشمل (1) المناطق التي تهيمن عليها الرياح، (2) المناطق التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية، (3) المناطق ذات السعة المنخفضة، (4) المناطق ذات السعة المتوسطة، و(5) المناطق ذات السعة العالية (لكل من الطاقة الشمسية والرياح). إن إدخال المناطق التمثيلية مع معلمات إدخال متطابقة، باستثناء عامل سعة الطاقة الشمسية وطاقة الرياح، يمكّن من فهم أكثر عمومية حول مكان الهيدروجين.

ما يعادل ثاني أكسيد الكربون محتوى الهيدروجين (الوحدة: كيلوغرام لكل كيلوغرام ) للمناطق التمثيلية الخمس (عالية السعة، متوسطة السعة، منخفضة السعة، المهيمنة على الطاقة الشمسية، والمهيمنة على الطاقة الريحية). تؤكد التحليل أن أكبر زيادة في تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH) والسعة المثبتة تحدث من (0.1-كاب) إلى (0-cap) على الرغم من التغيرات في معلمات الإدخال.
يبدو أن الإنتاج أكثر فعالية من حيث التكلفة، مما يساعد في توضيح النتائج الإقليمية.

تم إجراء ما مجموعه 300 تحسين إضافي لتحليل المتانة، مع الأخذ في الاعتبار خمسة معلمات إدخال، وثلاث حالات لكل معلمة إدخال (متفائلة، مرجعية، ومتشاءمة)، وأربعة حدود انبعاثات (بدون حد، حد 1، حد 0.1، وحد 0)، وخمس مناطق تمثيلية. يُظهر تحليل المتانة أنه بينما يمكن أن تؤثر التغيرات في قيم معلمات الإدخال على كل من LCOH وتصميم النظام الأمثل (الشكل 5)، تظل الاتجاهات والاستنتاجات الرئيسية صحيحة. على وجه الخصوص، فإن الزيادة الأكثر حدة في
تكلفة الهيدروجين والسعة المثبتة تحدث من 0.1 إلى 0-cap.

تُفضل طاقة الرياح لإنتاج الهيدروجين عند الإنتاج المستمر، مما يؤدي إلى انخفاض تكلفة الهيدروجين على مدى الحياة (LCOH). المناطق التي تتميز بسعة رياح عالية جداً ولكن بعائد طاقة شمسية ضعيف تحقق نتائج LCOH مشابهة للمناطق التي تتمتع بسعات شمسية ورياحية عالية، وإن كان ذلك بدرجة أقل. يُلاحظ أن السعة العالية للرياح يمكن أن تعوض عن السعة الضعيفة للطاقة الشمسية؛ ومع ذلك، فإن العكس غير صحيح – السعة العالية للطاقة الشمسية لا يمكن أن تعوض عن السعة المنخفضة للرياح. ومن المثير للاهتمام، أنه في ظل سيناريو 0-cap، تعاني المناطق التي تهيمن عليها الرياح من زيادة في التكاليف
مقارنةً بسيناريو 0.1-cap، بينما تشهد المناطق التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية فقط زيادة التكلفة. وهذا يشير إلى أنه بينما تعتبر طاقة الرياح عمومًا مواتية لإنتاج الهيدروجين، فإن الآثار التكلفة تحت أقصى حد من الانبعاثات أقل ملاءمة للمناطق التي تهيمن عليها طاقة الرياح مقارنة بتلك التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية. والسبب هو الحاجة إلى منشآت رياح كبيرة (أكثر تكلفة من الطاقة الشمسية لكل وحدة قدرة) ومحولات كهربائية.

من بين معلمات الإدخال التي تم تقييمها، وُجد أن سعر الكهرباء من الشبكة هو الأكثر تأثيرًا تحت حدود الانبعاثات الأقل صرامة، حيث تتناقص أهميته تحت الحدود الأكثر صرامة. في سيناريو عدم وجود حدود، تؤدي أسعار الكهرباء المرتفعة إلى متوسط زيادة في LCOH (الجدول التكميلية 7). هذه الزيادة مدفوعة بشكل أساسي بـ ارتفاع في المناطق ذات السعة المنخفضة، التي لا يمكنها الاستفادة من توليد الطاقة المتجددة الرخيصة، مقارنةً بـ زيادة في المناطق ذات السعة العالية. وعلى العكس، تؤدي أسعار الكهرباء المنخفضة إلى تقليل متوسط LCOH بنسبة 73%، وهي ظاهرة أكثر تجانسًا عبر جميع المناطق. ستؤدي أسعار الكهرباء المنخفضة إلى الاعتماد بشكل أساسي على الكهرباء من الشبكة، مما يلغي الحاجة إلى تركيب مصادر متجددة إضافية عند تحسين التكاليف دون أي قيود على الانبعاثات.

العامل الثاني الأكثر تأثيرًا في تحديد تكلفة الهيدروجين الأخضر (LCOH) هو تكلفة وأداء الإلكتروليزر القلوي (ALK)، حيث يتسبب في تغيير تكلفة الهيدروجين الأخضر بحوالي (الجدول التكميلي 7)، اعتمادًا على الحالة المحددة قيد النظر. نظرًا للتأثير الكبير لتكاليف وأداء المحلل الكهربائي على تكلفة الهيدروجين المنتجة، تم إجراء تحليلات إضافية للتعمق في هذه العلاقة وتحديد استراتيجيات محتملة لتحسين هذه المعايير لتعزيز الجدوى الاقتصادية لإنتاج الهيدروجين.

لهذا الدراسة، تم اختيار خلايا التحليل الكهربائي ALK نظرًا لنضوجها واستخدامها الواسع. ومع ذلك، قد تصبح تقنيات خلايا التحليل الكهربائي البديلة الأخرى قابلة للتسويق في المستقبل (انظر “خلايا التحليل الكهربائي”). لأخذ ذلك في الاعتبار، تم إجراء تحليلات إضافية لتقييم تقنيتين إضافيتين لخلايا التحليل الكهربائي. يمثل النموذج الأول خلايا تحليل كهربائي منخفضة التكلفة ولكن أقل كفاءة (أي، بدون غشاء (ML): أرخص بنسبة 54% ولكن أيضًا أقل كفاءة من بينما يمثل الثاني جهاز التحليل الكهربائي الأكثر تكلفة ولكنه عالي الكفاءة (أي جهاز التحليل الكهربائي من أكسيد صلب (SOE): أغلى بنسبة 280% وأكثر كفاءة بنسبة 17% من ALK ).

على الرغم من كفاءتها العالية، فإن التكاليف المرتفعة بشكل ملحوظ المرتبطة بمحللات SOE تؤدي إلى زيادة في تكلفة الهيدروجين على مستوى العالم (LCOH) عبر جميع المناطق وسيناريوهات حدود الانبعاثات، مع زيادات تتراوح من 7% إلى 43% (الجدول التكميلي 8). تم ملاحظة أقل زيادة، وهي 7%، في المناطق ذات السعة المنخفضة، حيث يمكن أن تساعد الكفاءة الأعلى في تقليل السعة المثبتة الأكبر للبنية التحتية المتجددة وكذلك الاعتماد على استيراد الشبكة. على العكس من ذلك، في المناطق ذات السعة العالية وفي المناطق التي تهيمن عليها طاقة الرياح، يؤدي نشر SOE ببساطة إلى زيادة LCOH. يمكن أن يُعزى ذلك إلى أن الإمكانات المتجددة العالية تؤدي إلى أحجام تركيب أصغر. وبالتالي، فإن فوائد زيادة الكفاءة لا يمكن أن تعوض التكاليف الأعلى للمحللات الأكثر كفاءة. وبالمثل، فإن المحللات الأقل كفاءة ولكنها أيضًا أقل تكلفة (ML) تؤدي عمومًا إلى زيادة LCOH. ومع ذلك، فإن النمط هنا هو عكس SOE. تشير المحلل الأقل كفاءة إلى طلب طاقة أعلى، مما يستلزم بدوره تركيب متجدد أكبر. يكون هذا التأثير ملحوظًا بشكل خاص في المناطق ذات السعة المنخفضة، حيث يؤدي إلى زيادة التكلفة. من ناحية أخرى، قد تواجه المناطق ذات القدرة العالية على الطاقة المتجددة، سواء كانت شمسية أو رياح، زيادة طفيفة ( خفض في LCOH تحت سيناريو 0-cap. يحدث هذا لأنه في هذه المناطق، تحت أقصى حد صارم للانبعاثات، تكون سعات الإلكتروليزر أكبر بشكل كبير مقارنةً بالحدود الأقل صرامة، مما يسمح بتقليل تكاليف الإلكتروليزر لتعويض تأثير الكفاءة المنخفضة.

لتلخيص، على الرغم من أن الخيارات الحالية إما باهظة الثمن أو ذات كفاءة منخفضة، بشكل عام، توفر المحللات الكهربائية الأكثر كفاءة فوائد أعلى في المناطق ذات الطاقة المتجددة المنخفضة.
توفر الطاقة. ويرجع ذلك أساسًا إلى أن الكفاءة المحسّنة يمكن أن تستفيد من تقليل التثبيتات المتجددة المطلوبة. وعلى العكس من ذلك، يمكن أن تؤدي الإلكتروليزرات الأرخص إلى تقليل تكلفة الهيدروجين المنتج (LCOH) في المناطق الغنية بالموارد المتجددة، خاصةً تحت حدود الانبعاثات الصارمة، حيث يمكن لهذه المناطق التي تحتوي على موارد متجددة وفيرة نشر المزيد من السعة بتكاليف أقل، مما يسمح بتعويض تكاليف المعدات المنخفضة عن تأثير الكفاءة الأقل. لذلك، يجب أن تتطابق تقنية الإلكتروليزر المختارة بعناية مع الظروف المحلية، وخاصةً توفر الموارد المتجددة وحدود الانبعاثات المعمول بها.

تم استخدام أسعار تصاريح الانبعاثات المرجعية من نظام تجارة الانبعاثات في الاتحاد الأوروبي (EU-ETS) لدراسة تأثير تسعير الكربون على تكاليف الهيدروجين المقدرة. مع سعر مرجعي قدره ، يزيد LCOH بمعدل دون قيود على الانبعاثات و بواسطة تحت سيناريو 1-cap (الجدول التكميلي 9). وعلى العكس، مع نفس القيمة لنظام تجارة انبعاثات الاتحاد الأوروبي، يرتفع سعر الهيدروجين المنتج بواسطة SMR بـ إلى تكلفة متوسطة تبلغ 3.03 يورو/كجم تُبرز هذه الفجوة الواضحة حساسية الهيدروجين المنتج بواسطة SMR لتسعير الكربون. بالمقابل، فإن تأثير تكاليف EU-ETS العالية على إنتاج الهيدروجين الكهربائي متواضع، خاصةً تحت حدود الانبعاثات الصارمة.

أخيرًا، تم استكشاف جدوى تشغيل المصانع المرنة. كما هو مفصل في “عملية إنتاج الأمونيا ونظام EHPS”، تعمل مصانع الأمونيا عادةً بكامل طاقتها لتلبية الظروف الثابتة المطلوبة من قبل عملية هابر-بوش. لذلك، يُفترض وجود إمداد مستمر من الهيدروجين إلى حلقة التخليق بفضل تخزين الهيدروجين ودعم الشبكة لمنع الانقطاعات التشغيلية. ومع ذلك، تم توجيه الجهود الصناعية الأخيرة نحو التحقيق في إمكانية عمليات المصانع الأكثر تكيفًا، وتحديدًا مواءمة إنتاج الأمونيا مع الإنتاج المتغير لمصادر الطاقة المتجددة المتقطعة. يرتبط مدى المرونة التشغيلية ارتباطًا مباشرًا بالقدرة على التكيف مع المدخلات الطاقية المتقلبة. هذه المرونة محدودة بأقل مكون مرونة داخل النظام (أي وحدة فصل الهواء وحلقة تخليق الأمونيا)، مما يشير إلى أن القيود المفروضة على عمليات أي تقنية فردية يمكن أن تحد من مرونة المصنع بالكامل.

تجعل الابتكارات التكنولوجية مصانع الأمونيا أكثر تكيفًا مع متغيرات الطاقة. تتيح السخانات الكهربائية، وضواغط الحمل المتغيرة، والمح catalysts المحسنة لتخليق الأمونيا إجراء تعديلات أسرع على تغييرات مدخلات الطاقة، وت variations الحمل الأكثر قابلية للإدارة، وتحسين تسريع التشغيل وتخفيفه. يمكن أن تعمل مصانع الأمونيا الكهربائية المستقبلية بكفاءة أكبر ومرونة أكبر من المعايير الحالية.

في ضوء هذه التطورات، تم اختبار تأثير تخفيف قيود الإنتاج الساعي لنظام EHPS جزئيًا. على وجه التحديد، تم افتراض أن المحطات ستعمل حتى الحد الأدنى من الحمل مع الحفاظ على نفس إجمالي إنتاج الهيدروجين السنوي، كما هو موضح في “تحليل المتانة”. تشير النتائج إلى أن حتى إنتاج الأمونيا المرن جزئيًا يمكن أن يؤدي إلى تخفيضات في التكاليف، تعود إلى تقليص حجم منشآت الطاقة المتجددة، واستيراد الشبكة، وتخزين الهيدروجين. تتفاوت درجة تخفيض التكاليف، حيث تتراوح من تحت عدم الحد لـ عند التشغيل خارج الشبكة (0-cap). يتماشى الانخفاض الملحوظ في LCOH لعمليات التشغيل المرنة خارج الشبكة بشكل وثيق مع التقديرات الخفض الذي تم الإبلاغ عنه سابقًا في دراسات الحالة في أستراليا والأرجنتين وتشيلي . الانخفاض ملحوظ بشكل خاص في المناطق المعتمدة على طاقة الرياح، مع انخفاض يصل إلى بينما تعاني المناطق التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية من تأثير أقل، مع انخفاض بنسبة 19% (الجدول التكميلي 10). هذه النتيجة مهمة لأنها تظهر أن زيادة مرونة المصنع يمكن أن تخفف جزئيًا من الزيادات الكبيرة في التكاليف التي تواجهها في سيناريو عدم وجود حد (خارج الشبكة). تؤكد هذه النتائج الأولية على أهمية إعطاء الأولوية لمرونة المصنع في تصميم مصانع الجيل القادم كنهج استراتيجي لتقليل تكاليف الإنتاج ومتطلبات الأراضي لمصانع الأمونيا الكهربائية خارج الشبكة.

كشفت تحليل القوة عن تأثير سعر الكهرباء من الشبكة، واختيار تكنولوجيا التحليل الكهربائي، والتشغيل المرن لإنتاج الأمونيا على تكلفة الهيدروجين المنتجة (LCOH) عبر مجموعة متنوعة من حدود الانبعاثات ودرجات مختلفة من توفر الطاقة المتجددة. تقدم هذه الرؤى تقييمًا شاملاً للجدوى الاقتصادية لإنتاج الهيدروجين والأمونيا الكهربائي المتصل بالشبكة (حدود غير صفرية) وغير المتصل بالشبكة (حد صفر). يملأ هذا الفهم المعزز فجوة في الأدبيات. ويُبلغ اتخاذ القرارات الاستراتيجية وتطوير السياسات من أجل الانتقال المستدام نحو إنتاج الهيدروجين والأمونيا الكهربائيين الصفرين.

تم إجراء تحليل إضافي لتقييم الجدوى العملية للانتقال من SMR إلى EHPS تحت حدود انبعاثات مختلفة. اعتبر التحليل ثلاثة عوامل رئيسية: السعة الإضافية المطلوبة للشبكة، واحتياجات الطاقة المتجددة، ومتطلبات الأرض في منطقة كل محطة (الشكل 6a) (الجدول التكميلي 11). تم مقارنة هذه المتطلبات مع توفر الموارد المقابلة (انظر “تحليل الجدوى”).

تظهر النتائج أنه، تحت الحد الأقصى 1، يبلغ متوسط ​​طلب شبكة الكهرباء في EHPS 491 جيجاوات ساعة (GWh) سنويًا (الحد الأدنى 26 GWh، والحد الأقصى 1488 GWh عبر أوروبا). إن التحول إلى إنتاج الهيدروجين الكهربائي يزيد من طلب الكهرباء مقارنة بعملية SMR (بمعدل، يتم استيراد 56 ميجاوات ساعة من الشبكة كل ساعة). بينما يتطلب هذا الاستهلاك المتزايد للكهرباء تحديثات في البنية التحتية على جانب المصنع، كما تم مناقشته سابقًا، فإن طلب الطاقة من الشبكة للمصنع صغير نسبيًا، حيث يمثل، في المتوسط، الطلب الحالي على الطاقة على المستوى الإقليمي و على المستوى الوطني. من غير المحتمل أن يكون لهذا الارتفاع تأثير كبير
أنماط الاستهلاك غير الإقليمية، مما يسبب ازدحام الشبكة، أو للتأثير على ديناميات الأسعار بشكل ملحوظ وفقًا لأهداف الاتحاد الأوروبي لعام 2030 و2050، من المتوقع أن يتم استيعاب التوسعات المستقبلية للشبكة بشكل أساسي من خلال نسبة أكبر من مصادر الطاقة المتجددة، مدعومة بتبني واسع لتقنيات التخزين على نطاق المرافق. .

ومع ذلك، فإن أربعة مصانع في المجر (HU21 و HU31) وهولندا (NL34) واليونان (EL51) ستؤدي إلى زيادة في الطلب المحلي بأكثر من 15%، مع إمكانية وصول المصنع الهولندي في زيلاند (NL34) إلى بينما قد لا يتأثر الطلب العام على الطاقة في الشبكة بشكل كبير، يمكن أن يكون الطلب على الطاقة في ذروته أثناء التشغيل كبيرًا. (انظر “تحليل الجدوى”). هناك حاجة للتحقيق في كيفية تكيف الشبكات الإقليمية أو المحلية مع الطلب المتزايد على أنظمة الطاقة الهيدروجينية. يشمل ذلك التوسع الضروري في قدرة توليد الطاقة وتعديل سياسات التسعير لضمان أن إنتاج الهيدروجين عبر التحليل الكهربائي يظل مجديًا من الناحية الاقتصادية. في هذه التحليلات، يجب استخدام عوامل انبعاث الشبكة الهامشية في تحسين توسيع قدرة توليد الطاقة وتوزيع الشبكة لتقييم الانبعاثات الناتجة عن الطلب الناجم عن أنظمة الطاقة الهيدروجينية بدقة وتقليلها. .

من حيث متطلبات الطاقة المتجددة، سيتطلب مصنع الأمونيا، في المتوسط، الإمكانات التقنية المتجددة للبلد و من المنطقة (أي، الحد الأقصى لإنتاج الكهرباء الذي يمكن أن تنتجه مصادر الطاقة المتجددة ). بموجب الحد الأقصى 0، تنمو هذه النسبة إلى من الجدير بالذكر أنه بينما تحت الحد الأقصى البالغ 1، ستتجاوز منطقة واحدة فقط (NL42) الإمكانية التقنية المتجددة، فإن هذا العدد يزيد إلى خمس مناطق تحت سيناريو الحد الأقصى البالغ 0. وهذا يشير إلى أنه بينما يعد الانتقال إلى إنتاج الهيدروجين المتجدد للأمونيا ممكنًا في العديد من المناطق، إلا أنه قد يواجه تحديات في

الشكل 6 | تحليل الجدوى. أ المحور: التأثير على طلب الكهرباء من الشبكة؛ المحور: متطلبات الطاقة المتجددة مقابل الإمكانيات المتجددة؛ مساحة الدوائر: متطلبات الأرض للتركيبات المتجددة مقابل المتاحة. تم إجراء التحليل على مستوى تصنيف الوحدات الإقليمية للإحصاءات، المستوى 2 (NUTS-2) للسيناريو المتوسط تحت قيود انبعاثات (حدود) على عمر الكربون المكافئ من البئر إلى البوابة ( ) محتوى الهيدروجين (الوحدة: كيلوغرام لكل كيلوغرام ):
(1-حد) و (0-حد). ب التركيز على الطلب على الكهرباء من الشبكة. ج متطلبات الطاقة المتجددة مقابل الإمكانيات المتجددة. د متطلبات الأرض للتركيبات المتجددة مقابل المتاحة. ب-د تظهر ثلاث مصانع للأمونيا تقع في (i) كاستيا-لا مانشا مشفرة كـ ES42، (ii) زيلاند مشفرة كـ NL34، و(iii) ليمبورغ مشفرة كـ NL42 وفقًا لـ NUTS-2.
المناطق ذات الإمكانيات المتجددة المنخفضة، خاصة تحت قيود انبعاثات صارمة وعند النظر في الطلب المستقبلي على الطاقة المتجددة من صناعات أخرى لم يتم إزالة الكربون منها بعد.

بالإضافة إلى ذلك، ستشغل التركيبة، في المتوسط، (الحد الأدنى , الحد الأقصى ) من الأرض المتاحة في المنطقة تحت 1-حد. اعتمد حساب الأرض المتاحة على المنهجية الموضحة في المرجع 39 باستخدام بيانات الأرض الخاصة بكل دولة المقدمة من منظمة الأغذية والزراعة للأمم المتحدة (الفاو)، كما هو مفصل في “الطرق”. تحت 0-حد، تظهر النتائج زيادة متوسطة في إشغال الأرض المتاحة مقارنة بـ 1-حد إلى ( , الحد الأقصى ). توجد علاقة مباشرة قوية ( -مربعة ) بين الإمكانيات المتجددة والأرض المتاحة للطاقة المتجددة، مما يعني أن أي من القيم يمكن أن تتنبأ بفعالية بالأخرى. تشير الأرض المتاحة عمومًا إلى إمكانيات متجددة أعلى، والعكس صحيح.

تشير هذه النتائج إلى مساحة الأرض المطلوبة للتركيبات المتجددة كأحد المجالات الرئيسية للقلق عند النظر في إنتاج الهيدروجين من مصادر متجددة، حيث تتطلب مصانع الأمونيا تركيبات ضخمة (في المتوسط لـ 1-حد و لـ الحد)، مع 1.4 و 2.5 مرة من هذه السعات في المناطق ذات الطاقة المتجددة المنخفضة. كمرجع، فإن الحجم الوسيط لمنطقة حضرية ذات حد أدنى من السكان يبلغ مليون نسمة في أوروبا هو . بالمقارنة، فإن أكبر حديقة شمسية في العالم (حديقة بهادلا الشمسية في الهند) لديها قدرة اسمية تبلغ 2245 ميغاوات وتغطي مساحة قدرها , بينما ستمتد مركز الطاقة المتجددة الآسيوي في أستراليا، الذي لا يزال قيد التخطيط، على لتركيبات الطاقة الشمسية والرياح بقدرة 15 جيجاوات.

ومع ذلك، يمكن دمج استخدام الأراضي متعددة الوظائف لتعظيم استخدام الأرض. أحد أمثلة استخدام الأراضي متعددة الوظائف هو الزراعة الكهروضوئية، التي تتضمن دمج الزراعة وأنظمة الطاقة الكهروضوئية. تم احتساب تكلفة الأرض في حسابات LCOH (كما هو مفصل في “الطرق”)، وتمثل في المتوسط (بدون حد) إلى 7% (0-حد) من إجمالي تكلفة EHPS. يجب ملاحظة أن استخدام الأراضي متعددة الوظائف مثل الزراعة الكهروضوئية لديه القدرة على أن يكون مصدر دخل، مما يقلل من التكاليف الإجمالية.

تشير نتائج تحليل الجدوى إلى أن الانتقال ممكن تقنيًا في معظم مصانع الأمونيا الأوروبية ( لـ 1-حد و لـ 0-حد)، على الرغم من الحاجة إلى كمية كبيرة من الأرض لتركيبات الطاقة المتجددة، خاصة تحت قيود انبعاثات أكثر صرامة. قد يمثل هذا تحديات محلية في المناطق ذات توفر الأرض المحدود أو التي تتطلب تركيبات متجددة أكبر (مثل زيلاند-NL34 وليمبورغ-NL42، المميزة في الشكل 6ب-د). من ناحية أخرى، تقدم مناطق أخرى ظروفًا مواتية لإنتاج الهيدروجين الكهربائي. كاستيا-لا مانشا (ES42، الشكل 6ب-د)، على سبيل المثال، تقدم مزيجًا من الإمكانيات المتجددة العالية (تحتاج إلى تركيبات أصغر) والأرض الوفيرة، مما يجعلها موقعًا مثاليًا لإنتاج الهيدروجين منخفض الكربون. تتماشى هذه النتائج مع تلك التي أنتجها تونيللي وآخرون ، الذين حددت دراستهم العالمية أيضًا نتائج مماثلة. وقد لاحظوا بشكل خاص قيود توفر الأرض في بعض المناطق، مما يبرز التحديات المشتركة في الانتقال إلى مصادر الطاقة المتجددة.

تدرس هذه الدراسة بشكل موسع تأثير أهداف الانبعاثات لتخليق الهيدروجين لإنتاج الأمونيا من خلال تحديد الحد الأدنى لتكلفة إنتاج الهيدروجين عبر التحليل الكهربائي للمياه لأهداف إزالة الكربون المختلفة عبر 38 مصنعًا للأمونيا في أوروبا. تظهر النتائج أن الانتقال من SMR إلى الهيدروجين الكهربائي شبه المعزول المدعوم من مصادر متجددة مخصصة مثبتة بالقرب من المصنع يمكن أن يقلل الانبعاثات من تخليق الهيدروجين، في المتوسط، بنسبة حتى بدون تحديد حد انبعاثات. ومع ذلك، بدون أي معايير، قد تستمر بعض المصانع في المناطق ذات الكهرباء الرخيصة والغنية بالكربون في التسبب في تلوث كبير بالكربون على الرغم من الانتقال إلى الإنتاج الكهربائي. في هذا السياق، تم تحديد (1-حد) كأفضل حد انبعاثات لصناعة الأمونيا الأوروبية، مع تكلفة هيدروجين متوسطة تبلغ ، مما يقلل الانبعاثات بنسبة 95% في المتوسط مقارنة بـ SMR.

على الرغم من أن الهيدروجين الكهربائي يمكن أن يخفف من التباين الكبير في تكاليف التشغيل الناجمة عن تقلبات أسعار الغاز الطبيعي وقد يكون حتى تنافسيًا من حيث التكلفة مع SMR في المناطق ذات الكهرباء النظيفة والرخيصة وطاقة الرياح الوفيرة (مثل NO03 أو سور-أوستلاند، النرويج)، إلا أنه، في المتوسط، أكثر تكلفة من الهيدروجين المنتج بواسطة SMR. يمكن أن تساعد الدعم السياسي في سد هذه الفجوة من خلال الإعانات والمزايا الضريبية. مثال على ذلك هو بنك الهيدروجين الأوروبي الذي بدأته المفوضية الأوروبية، والذي خصص 800 مليون يورو للإعانات المرتبطة بإنتاج الهيدروجين المتجدد، بشرط استيفاء معايير معينة. تشير هذه الأبحاث إلى أنه مع حدود انبعاثات محددة جيدًا وحوافز مالية كافية، تمتلك مصانع الأمونيا القدرة على بدء عمليات إزالة الكربون للهيدروجين. يسمح هذا النهج الاستباقي لهم بعدم الاعتماد فقط على توسيع الشبكة الأوسع وجهود إزالة الكربون لتلبية الطلب المتزايد على الكهرباء المتجددة من عدة قطاعات.

ومع ذلك، تؤدي اللوائح الأكثر صرامة مثل 0-حد إلى زيادات كبيرة في التكاليف عند الحفاظ على الإنتاج المستمر دون أي دعم من الشبكة، مما يجعل الإعانات غير كافية لتعويض زيادة التكاليف. قد تشكل متطلبات الأرض المرتبطة بتركيبات الطاقة المتجددة الكبيرة أيضًا تحديات. هناك زيادة كبيرة في حجم مكونات النظام تحت 0-حد، مما يؤدي إلى زيادة متوسطة في مساحة الأرض المطلوبة. هذا يمثل تحديًا خاصًا في بعض المناطق ذات توفر الأرض المحدود. وبالتالي، قد تعيق أهداف الانبعاثات الصارمة إنهاء تخليق الهيدروجين القائم على الوقود الأحفوري في الصناعات كثيفة الطاقة، على عكس الاستراتيجية الأوروبية لتوسيع إنتاج الهيدروجين الكهربائي بسرعة. لتلخيص، على الرغم من أن إزالة الكربون هي الهدف النهائي لانبعاثات صناعة الأمونيا، إلا أنه من الصعب تنفيذها في هذه المرحلة دون تعطيل سلسلة التوريد الأوروبية بالكامل.

من الضروري التأكيد على أن سيناريو 0-حد لا يعني فقط تكاليف أعلى وزيادة استخدام الأرض للطاقة المتجددة، بل يمكن أن يؤدي أيضًا إلى انبعاثات دورة حياة إجمالية أعلى مقارنة بالسيناريوهات ذات الحدود الأقل صرامة عند احتساب الانبعاثات المرتبطة بتصنيع مكونات مثل المحللات، وتوربينات الرياح، وأنظمة تخزين الهيدروجين. لا تأخذ السياسات الحالية في الاعتبار انبعاثات التكنولوجيا المدمجة من تصنيع المكونات، وبالتالي فإن هذه الدراسة تتجاهل أيضًا هذه الانبعاثات. ومع ذلك، تحت سيناريو 0-حد، حيث تكون التركيبات المتجددة أكبر بكثير، فإن إجمالي محتوى الكربون للهيدروجين – عند احتساب الانبعاثات من تصنيع المكونات (بما في ذلك النطاق 3) – هو أعلى مقارنة بانبعاثات دورة الحياة تحت سيناريو 1-cap، بالنظر إلى مكونات الانبعاثات العالمية المتوسطة كما هو موضح في الشكل التوضيحي 7 (تفاصيل حول حساب انبعاثات النطاق 3 المدمجة في “انبعاثات النطاق 3 المدمجة” والملاحظة التكميلية 3). بينما نتطلع إلى المستقبل، كلما أصبحت شبكة الاتحاد الأوروبي أنظف، زادت الأهمية النسبية لمساهمة تصنيع المكونات في الانبعاثات الإجمالية. وهذا يشير إلى أن الأبحاث المستقبلية يمكن أن تعدل هذا النموذج بشكل مفيد لإبلاغ الجيل القادم من تنظيمات السياسات، مع الأخذ في الاعتبار الانبعاثات الكاملة لدورة حياة أنظمة إنتاج الهيدروجين.

لتقليل التكاليف ومتطلبات الأرض والانبعاثات المرتبطة بدورة حياة إنتاج الهيدروجين في المصانع غير المتصلة بالشبكة، من الضروري إعطاء الأولوية لزيادة مرونة المصانع. تتيح المرونة المعززة للمصانع مواءمة الإنتاج بشكل أقرب مع توفر الطاقة المتجددة، مما يقلل من الحاجة إلى تركيب واسع النطاق لمصادر الطاقة المتجددة (مثل الألواح الشمسية وتوربينات الرياح) وسعة التخزين. على الرغم من أن المصانع الحالية لإنتاج الأمونيا تقدم مرونة تشغيلية محدودة، إلا أن الجهود المركزة من الصناعة والبحث والتطوير المستهدف من الحكومة يمكن أن تحفز التقدم في هذا المجال. يمكن أن تؤدي المرونة المعززة للمصانع إلى تحسين تنافسية المصانع الكهروكيميائية المعزولة ودعم تحقيق أهداف إزالة الكربون العميقة في المناطق التي تتمتع بموارد متجددة ملائمة، خاصة مع وجود إمكانيات رياح عالية.

يمكن أن يساعد إجراء التحليل على المستوى الإقليمي في تخصيص حدود الانبعاثات والسياسات المماثلة وفقًا للظروف المحلية. تقدم بعض الدول مجموعة من الظروف المواتية لنشر الهيدروجين الكهربائي، مما يمكن أن يسمح بانبعاثات قريبة من الصفر مع تحمل زيادات تكاليف ضئيلة أو غائبة مقارنة بإنتاج الهيدروجين القائم على الوقود الأحفوري. قد يتفق صانعو السياسات على تحديد أهداف أكثر صرامة لإزالة الكربون لبعض الدول، بينما قد تخضع دول أخرى لتدابير أقل صرامة أو مؤجلة. يمكن أن تساعد السياسات المتنوعة إقليميًا والمُرحلة في تجنب فرض عقوبات مفرطة على الصناعات المحلية. قد تقرر الحكومات الأوروبية أيضًا دعم استراتيجيات أخرى غير إنتاج الكهرباء المتجددة بالقرب من مصانع الأمونيا الحالية. نظرًا لتباين تكاليف الهيدروجين الكهربائي، فمن الممكن أن يفكر بعض منتجي الأمونيا في إنشاء بنية تحتية متجددة في مناطق ذات إمكانات متجددة أعلى لتقليل التكاليف. ومع ذلك، قد يؤدي ذلك إلى استنفاد الموارد المتجددة المحلية. هناك حاجة لمزيد من التحقيقات لتحديد المناطق والظروف التي قد تُعطى فيها مصانع الأمونيا الأولوية لاستخدام الموارد المتجددة المحدودة على القطاعات الأخرى.

استراتيجية قابلة للتطبيق أخرى قد تتضمن الاحتفاظ بالمصانع الحالية مع استيراد الهيدروجين منخفض الكربون مباشرة من المناطق التي تتمتع بإمكانات متجددة أفضل وتكاليف إنتاج أقل. سيتطلب النقل على نطاق واسع للهيدروجين بنية تحتية كبيرة من خطوط الأنابيب، مما سيضيف انبعاثات كربونية إضافية وتكاليف ومخاطر، وهي عوامل يمكن دمجها في النموذج. من الضروري استخدام بيانات جغرافية مكانية دقيقة وعالية الدقة لإجراء تحليل إقليمي مفصل للتحقيق في استراتيجيات توفير الهيدروجين الكهربائي منخفض الكربون وذو التكلفة الفعالة. يمكن أن تشكل هذه الدراسة أساسًا للدراسات المستقبلية لتحديد ما إذا كانت المناطق القادرة على إنتاج الهيدروجين منخفض التكلفة يمكن أن تلبي الطلب من مناطق أخرى. يمكن توسيع الدراسة لتتجاوز أوروبا، مع الأخذ في الاعتبار سلسلة التوريد العالمية.

يمكن تحسين الدراسة بشكل أكبر في عدة جوانب لوضع تنظيمات صارمة لحدود الانبعاثات من أجل الاستثمار المستدام في الهيدروجين الكهربائي منخفض الكربون لإنتاج الأمونيا. أولاً، تحليل كيفية اختلاف الأطر الزمنية لقياس تؤثر الانبعاثات، من الساعة إلى السنة، على تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH) بشكل حاسم. قد تكون حدود الانبعاثات الساعية تحديًا في العمليات الصناعية التي تتطلب إنتاجًا مستمرًا، ويحتاج الأمر إلى تحقيق مخصص. ثانيًا، من الضروري التحقيق في إمكانية إنتاج الأمونيا المرنة. يمكن أن تستفيد هذه الطريقة بشكل أكثر كفاءة من الطاقة المتجددة المتقطعة، مما يؤثر على كل من LCOH وتحديد حدود الانبعاثات الفعالة من حيث التكلفة. ثالثًا، يمكن تحسين أداء نموذج التحسين (انظر “نموذج التحسين”) من خلال دمج تقنيات التحسين القوي للتعامل بشكل أفضل مع عدم اليقين المرتبط بتقلبات الطاقة المتجددة. في هذه الدراسة، تم إجراء تحليلات القوة بدلاً من ذلك للتحقق من اتساق النتائج الرئيسية (انظر “تحليل القوة”). أخيرًا، يجب توسيع الدراسة لتشمل قطاعات أخرى يصعب تقليل الانبعاثات فيها والتي تستخدم الهيدروجين بكثافة. قد تكون حدود الانبعاثات الفعالة الممكنة لهذه القطاعات التي يصعب تقليل الانبعاثات فيها مختلفة عن النتائج المتعلقة بإنتاج الأمونيا في أوروبا، ويجب التحقيق في هذه الاختلافات بشكل شامل لوضع تنظيمات انبعاثات قائمة على القطاع.

تركز هذه الدراسة على مصانع الأمونيا الرئيسية في أوروبا التي تنتج الهيدروجين في الموقع من خلال أنظمة SMR الكبيرة (الجدول التكميلي 1). هناك 39 مصنعًا رئيسيًا للأمونيا تقع في 37 منطقة عبر 19 دولة (الملاحظة التكملية 2) (يرجى ملاحظة أن مصنع الأمونيا في كرواتيا غير مدرج في التحليل بسبب نقص بيانات عامل السعة؛ لذلك، يتم اعتبار 38 مصنعًا فقط). يمتد الأفق الزمني من عام 2024 حتى 31 ديسمبر 2050. يُفترض أن يستبدل كل مصنع أمونيا نظام SMR بنظام EHPS في عام 2024، بدءًا من العمليات في 1 يناير 2025. لذلك، فإن LCOH
“(يورو/ يشير إلى الهيدروجين الكهربائي المنتج من 1 يناير 2025 حتى 31 ديسمبر 2050 سنة سنوات ).

تم جمع تكاليف وميزات مكونات EHPS (الكفاءات، الأعمار الافتراضية) من الأدبيات والتقارير الصناعية/الحكومية. عندما كانت هناك مصادر متعددة متاحة لنفس السنة، تم إعطاء الأولوية لأحدثها. إذا بدأت مرجع ما توقعاته قبل أو بعد عام 2024، تم تقدير قيم عام 2024 باستخدام الاستقراء الخطي من أقرب قيمة. إذا كانت المنشورات تقدم قيمًا لسنوات محددة فقط، تم استخدام الاستيفاء الخطي لملء القيم للسنوات الفاصلة لإنشاء توقعات سنوية.

تُستخدم نماذج تحسين الهدف الواحد لتحديد التصميم الأمثل (اختيار التكنولوجيا والحجم) والتشغيل (مثل، الكهرباء المستوردة من الشبكة، الطاقة المخزنة/الهيدروجين، إلخ) لكل نظام EHPS لتقليل تكلفة الهيدروجين المستوى في مصنع الأمونيا. تلخص الشكل 7 المدخلات الرئيسية لهذا النموذج التحسيني.

في نمذجة أنظمة الطاقة، برز البرمجة الخطية المختلطة الصحيحة (MILP) كنهج التحسين السائد لتصميم وتشغيل أنظمة الطاقة المتعددة. تتميز MILP بقدرتها على حل أنظمة المعادلات الخطية بفعالية، مع تضمين غير الخطيات من خلال المتغيرات الثنائية، مما يضمن تحقيق توازن بين الكفاءة الحاسوبية وموثوقية الحل. تم صياغة نموذج برمجة خطية مختلطة (MILP) باستخدام باقة Gurobipy في بايثون وحُلت باستخدام المحلل التجاري جوروبي .

وظيفة الهدف هي تقليل تكلفة النظام على مدى الحياة (المعادلة (1))، بينما المتغيرات القرار هي التصميم (اختيار التكنولوجيا والحجم) والتشغيل (كمية الكهرباء المستوردة من الشبكة، عمليات التخزين الساعية) لمصانع الأمونيا تحت افتراضات مختلفة للمدخلات.

أين يمثل التكلفة الإجمالية لعمر نظام EHPS، والتي تتكون من مجموع تكلفة رأس المال تكلفة التشغيل والصيانة (O&M) ، وشراء الطاقة من الشبكة . بالتفصيل، هي مدة حياة النبات بالسنوات (25 سنة)، هو عدد الساعات في السنة (8760)، هو تكلفة تركيب التكنولوجيا ، حيث تنتمي إلى مجموعة من التقنيات هو جزء من تكلفة التركيب للصيانة السنوية، هو سعر الكهرباء من الشبكة للمستخدمين الصناعيين، و هي كمية الكهرباء المستوردة من الشبكة. تم الإبلاغ عن مزيد من التفاصيل بشأن حساب التكلفة في المعادلة التكميلية (1) في الملاحظة التكميلية 4.

يتم حساب LCOH من خلال (المعادلة 2). يمثل LCOH متوسط التكلفة لكل وحدة من الهيدروجين المنتج، مع الأخذ في الاعتبار العمر التشغيلي المتوقع لمنشأة الإنتاج. يُفترض أن الكمية الإجمالية من الهيدروجين المنتج ، حيث هو الناتج الساعي لنظام EHPS، يظل ثابتًا بغض النظر عن الافتراضات المختارة بشأن معلمات الإدخال. وهذا يسمح بإجراء مقارنة ذات مغزى لتكلفة الهيدروجين على مستوى الحياة عبر سيناريوهات متنوعة. لاحظ أن هذه المعادلة لا تشمل قضايا التمويل والخصم. غالبًا ما يتم تضمين معدلات الخصم في تحليلات التكلفة والفائدة عند مقارنة المشاريع، عادةً على مقاييس زمنية مختلفة. في هذه الحالة، لا يؤثر معدل الخصم على التحليل والتفسير نظرًا لأنه يتم اعتبار نفس الأفق الزمني لجميع المحطات، بالإضافة إلى سنة تركيب واستبدال المكونات.

يشتمل النموذج على عدة قيود، بما في ذلك توازن كتلة الهيدروجين، وتوازنات الطاقة، وسلوك التكنولوجيا (أي أداء إمدادات الطاقة، وتكنولوجيا التخزين، وتكنولوجيات إنتاج الهيدروجين) (انظر المعادلات التكميلية (2-13) في

الشكل 7 | الإطار المنهجي. تم الحصول على أسعار الكهرباء التاريخية من المستودع الأوروبي الرسمي، بينما تم تقدير اتجاهات الأسعار المستقبلية باستخدام الحركة البراونية الهندسية (GBM) ومحاكاة مونت كارلو. تم تجميع مقاييس التكلفة والأداء لأنظمة إنتاج الهيدروجين الكهربائي (EHPS) من مراجعات الأدبيات والتقارير من الكيانات الصناعية والحكومية. بالمقابل، تم اشتقاق عوامل سعة الطاقة الشمسية والرياح من مجموعة بيانات السلاسل الزمنية عالية الدقة لتوليد الطاقة المتجددة المستمدة من الأرصاد الجوية الأوروبية (EMHIRES). كانت هذه المجموعات المتنوعة من البيانات بمثابة مدخلات لنماذج التحسين، التي تقلل من تكلفة الهيدروجين الموحدة من خلال تحسين التصميم.
ومعلمات التشغيل لكل مصنع أمونيا أوروبي خاضع لحدود الانبعاثات على محتوى ثاني أكسيد الكربون المكافئ للهيدروجين. كما تقيّم الدراسة جدوى الانتقال بإنتاج الأمونيا الأوروبي من الوقود الأحفوري التقليدي إلى تخليق الأمونيا الكهربائي، مع إجراء تقييمات على مستوى المصنع والمناطق. في هذا السياق، تت correspond المناطق إلى مستوى NUTS2، والذي يعني تصنيف الوحدات الإقليمية للإحصاءات، المستوى 2. NUTS-2 هو معيار ترميز جغرافي تم تطويره بواسطة الاتحاد الأوروبي لتعريف تقسيمات الدول لأغراض إحصائية.

ملاحظة إضافية 5). علاوة على ذلك، القيود على من البئر إلى البوابة تم دمج محتوى الهيدروجين (انظر “حدود انبعاث الكربون”). تم تحسين عمليات EHPS باستخدام بيانات ساعة تمتد على مدار عام كامل، أي 8760 ساعة، لأخذ دور الظروف الجوية الموزعة عشوائيًا على مدار العام في الاعتبار (انظر “عوامل سعة الرياح والطاقة الشمسية”). وُجدت علاقة سلبية ضعيفة بين متوسط عامل سعة الطاقة الشمسية والرياح السنوي وLCOH (الشكل التوضيحي التكميلي 8)، مما يوضح أهمية الدقة الزمنية العالية في تحسين السعة المثبتة المطلوبة لتلبية طلب مصنع الأمونيا، وبالتالي، تقدير التكاليف.

تم إجراء اختبارات إضافية باستخدام تقنيات تحسين أخرى (أي، تحسين استدلالي). تم فحص الطرق المحلية والعالمية، بالإضافة إلى الجمع بين الاثنين (أي، النهج الهجين) (الملاحظة التكميلية 6 والشكل التكميلية 9). بينما قدمت الطرق الاستدلالية، وخاصة النهج الهجين الذي يجمع بين التطور التفاضلي ونيلدر-ميد، نتائج تعادل تلك الخاصة بطريقة البرمجة الخطية المختلطة، إلا أنها كانت أبطأ بشكل ملحوظ في إيجاد الحل (أقل من دقيقة واحدة للبرمجة الخطية المختلطة مقابل لتركيبة التطور التفاضلي ونيلدر-ميد؛ انظر الجدول التكميلي 12).

من البئر إلى البوابة محتوى كل وحدة من الهيدروجين يتم حسابه عن طريق قسمة إجمالي انبعاثات التشغيل مدى الحياة من الكهرباء المستوردة من الشبكة ( ) بمجموع كمية الهيدروجين المنتجة على مدى عمر نظام EHPS ( ) (المعادلة (3)).

أين هو الكهرباء المستوردة من الشبكة في الوقت و هو متوسط دورة الحياة تم حساب كثافة انبعاثات الشبكة من 2025 إلى 2050 لكل دولة، استنادًا إلى البيانات التاريخية المقدمة من المفوضية الأوروبية (انظر “سعر الكهرباء من الشبكة وكثافة الكربون”). وبالتالي، يمكن لنظام EHPS استيراد الكهرباء من الشبكة إذا كانت متوسط تكلفة الإنتاج من البئر إلى البوابة انبعاثات الهيدروجين لا تتجاوز
تم اعتبار قيود حد الانبعاثات في هذه الدراسة (3-cap، 1-cap، 0.5-cap، 0.1-cap، 0-cap) (المعادلة (4)).

أين يمثل الحد الأقصى للانبعاثات قيد النظر بالكيلوغرام .

إن تضمين الانبعاثات الناتجة عن تصنيع المكونات يُدخل درجة كبيرة من عدم اليقين، ويرجع ذلك إلى الطبيعة المعقدة لتتبع الانبعاثات على طول سلسلة الإمداد التكنولوجية الشاملة. هذه التعقيدات تكون بارزة بشكل خاص بالنسبة للتقنيات مثل المحللات الكهربائية، وحدات الطاقة الشمسية الكهروضوئية، أو مكونات توربينات الرياح، التي غالبًا ما تخضع للتجارة الدولية. علاوة على ذلك، فإن بيانات جرد الانبعاثات الفعلية غالبًا ما تكون غير متاحة أو غير قابلة للوصول. .

بينما توجد تعقيدات متأصلة في تقدير الانبعاثات المتعلقة بتصنيع مكونات التكنولوجيا الرئيسية، تقدم العديد من الدراسات رؤى قيمة حول متوسط الانبعاثات. الانبعاثات المدمجة في التكنولوجيا يتم حسابها للألواح الشمسية، وتوربينات الرياح، وبطاريات الليثيوم أيون، والمحللات الكهربائية، وضواغط الهيدروجين، وخزانات التخزين، وضربها بالسعة المثبتة المعنية. (انظر الملاحظة التكميلية 3).

من الجدير بالذكر أنه بسبب التوقعات بتقليص كثافة انبعاثات توليد الكهرباء، كما هو متوقع في سيناريوهات وكالة الطاقة الدولية. من المتوقع أن تنخفض الانبعاثات الناتجة عن إنتاج المواد وتصنيع التكنولوجيا. وبالتالي، قد تكون الانبعاثات غير المباشرة الناتجة عن المواد وعمليات التصنيع المرتبطة بإنتاج الهيدروجين أقل في المستقبل مقارنةً باليوم.

تعتمد إنتاج الأمونيا بشكل أساسي على عملية هابر، التي تقوم بتخليق الأمونيا من النيتروجين والهيدروجين. تبدأ العملية باستخراج النيتروجين من الهواء باستخدام وحدة فصل الهواء.
من الغاز الطبيعي من خلال إعادة تشكيل البخار، حيث يتم استخدام بخار عالي الحرارة ) يفصل ذرات الهيدروجين عن الميثان. ثم يتم دمج الهيدروجين والنيتروجين في حلقة تخليق الأمونيا (synloop)، حيث تحت ضغط عالٍ (150-200 أجواء) ودرجة حرارة ( )، يتفاعلون لتكوين الأمونيا. وجود محفز الحديد يسهل هذه التفاعل. يتم تبريد الأمونيا المُصنَّعة وتكثيفها إلى سائل للتخزين والنقل.

في مصنع إنتاج الأمونيا الكهربائي، تختلف العملية في مصدر الهيدروجين. هنا، يتم الحصول على الهيدروجين من التحليل الكهربائي للماء بدلاً من إعادة تشكيل الميثان بالبخار. في هذه العملية، يتم تقسيم الماء إلى عناصره المكونة، الهيدروجين والأكسجين، من خلال تطبيق تيار كهربائي.

تعمل مصانع الأمونيا بشكل مستمر عند الحمولة الكاملة تم تحسين عملية HB على مدى عقود لتشغيلها في حالة مستقرة، مما يتطلب إمدادًا ثابتًا من المواد المتفاعلة، وإزالة المنتجات، وظروفًا محددة من درجة الحرارة والضغط. . تم تفعيل هذا المعيار من خلال قابلية توصيل الغاز الطبيعي. وبما يتماشى مع ذلك، حتى عند التحول إلى التحليل الكهربائي لإنتاج الهيدروجين، يُفترض الحفاظ على تشغيل المصنع بشكل مستمر. تتماشى هذه المقاربة مع العديد من مشاريع المصانع الكهربائية الكبيرة اليوم (ومن الأمثلة على ذلك شراكة غرينكو وGIC وجنتاري لإنتاج الأمونيا الكهربائية المستندة إلى الطاقة المتجددة في الهند. ).

تتميز صناعة الأمونيا الأوروبية بارتفاع التجانس من حيث حجم المصانع والتكنولوجيا والعمليات، بالإضافة إلى الطلب والعرض على الهيدروجين والأمونيا، مع وجود عدد قليل من اللاعبين الرئيسيين. بالنظر إلى متوسط معدل الإنتاج لـ لـ العمليات في مصانع الأمونيا الأوروبية من المفترض أن كل نظام إنتاج الهيدروجين يجب أن يلبي نفس إنتاج الهيدروجين الساعي ) كنظام SMR الحالي لتجنب الاضطرابات في عمليات المصنع القائمة.

على الرغم من الجهود الأخيرة لتطوير محطات أكثر مرونة يمكنها تعديل العمليات وفقًا لتوافر الطاقة المتجددة، فإن تحقيق هذه المرونة على نطاق واسع يواجه تحديات جوهرية، خاصة مع وحدة فصل الهواء ودائرة تخليق الأمونيا. . في المنشآت الكبيرة، تستخدم وحدات فصل الهواء عادةً التقطير بالتبريد العميق ولديها حد أدنى للحمل يتراوح بين 50 و ، والتي ستتطلب أوقات تسريع واسعة النطاق يواجه مفاعل الأمونيا والضواغط أيضًا تحديات تشغيلية بسبب الحاجة إلى الحفاظ على ظروف دقيقة، بما في ذلك نسب محددة من الهيدروجين إلى النيتروجين، ودرجات الحرارة، والضغوط. إذا انخفضت هذه الظروف دون عتبات معينة، فقد يستغرق الأمر ما يصل إلى 24 ساعة لاستئناف العمليات، كما تم توضيحه خلال عمليات تفتيش المصنع. وبالتالي، بينما تُبذل الجهود لزيادة مرونة المصنع، لا تزال الاتجاهات السائدة في الصناعة تفضل التشغيل المستمر مع دعم تخزين الهيدروجين/الطاقة.

ومع ذلك، فإن تحليل القوة يفحص تداعيات تخفيف القيود على إنتاج الهيدروجين. الذي كان معلمة مدخلة ثابتة في التحليل الرئيسي، يُعتبر الآن متغير قرار يتم تحسينه كل ساعة . ومع ذلك، فإن الطلب السنوي الإجمالي على الهيدروجين يبقى متسقًا مع سيناريو التشغيل المستمر.

معامل الحد الأدنى للحمل، يُشار إليه بـ تم تحديده عند لضمان أن إنتاج الهيدروجين إلى حلقة تخليق الأمونيا من EHPS لا ينخفض أبدًا عن حد أدنى آمن (المعادلة (5)). يجب ملاحظة أن هذا الافتراض للحد الأدنى من الحمل متفائل إلى حد ما. وانغ وآخرون. على سبيل المثال، اعتبر الحد الأدنى من الحمل بمعدلات انحدار في الساعة.

مقارنةً بالتحليل المرجعي مع الإنتاج المستمر، فإن التكاليف المرتبطة بوحدة فصل الهواء، ودورة تخليق الأمونيا، و
خزانات التخزين الكريوجيني يجب أن يتم تضمينه في LCOH (المعادلة (6)).

نظرًا لأن الإنتاج قد يحدث في لتحميل خلال ساعات معينة، من الضروري زيادة حجم وحدة فصل الهواء (ASU) وحلقة التخليق لاستيعاب الأحمال الأعلى خلال أوقات الإنتاج الذروة. يتم تحديد الحد الأقصى لحجم الهيدروجين الذي يدخل حلقة التخليق ليكون أصغر من . يضمن هذا القيد أن السعات المثبتة لوحدة فصل الهواء (ASU) وحلقة التخليق لا تتجاوز ضعف الحجم المطلوب للعمليات المستمرة. بالنسبة لمصانع الأمونيا الكبيرة، فإن مضاعفة السعة المثبتة تعني أن تكلفة وحدة فصل الهواء تبلغ حوالي 150 مليون يورو، وتبلغ تكلفة حلقة تخليق الأمونيا، بما في ذلك المساعدات وتوازن النظام، 300 مليون يورو.

ومع ذلك، تظل هذه التحليل أوليًا وبسيطًا إلى حد ما. يجب نمذجة وتحسين القدرة المركبة وتشغيل كلا النظامين الفرعيين بتفصيل أكبر، مع الأخذ في الاعتبار عوامل التكلفة الأخرى مثل تحسينات أنظمة التحكم. علاوة على ذلك، وفقًا لنتائج وانغ من المحتمل أن تؤدي التغيرات عن الحمل الاسمي في حلقة HB إلى تقليل الكفاءة. لذلك، يجب أخذ خسائر الطاقة الإضافية في الاعتبار، بالإضافة إلى الحاجة إلى مزيد من التخزين الوسيط للنيتروجين وبعض التحسينات الطفيفة الأخرى لمنع تسمم المفاعل.

على الرغم من بساطة النموذج، من المتوقع أن يكون لهذه الزيادات في الطلب على الطاقة وعدم الكفاءة تأثير ضئيل على تكلفة الهيدروجين المستويات (LCOH) وتكلفة الطاقة المستويات (LCOA)، حيث يتم تكبد الغالبية العظمى من استخدام الكهرباء والتكاليف بشكل أساسي خلال إنتاج الهيدروجين.

تتصل مصانع الأمونيا القائمة على الوقود الأحفوري بالفعل بالشبكة، على الرغم من أن قدرتها الكهربائية تبلغ بضع ميغاوات. ومع ذلك، عند تحديث هذه المصانع – استبدال الهيدروجين المنتج من إعادة تشكيل الميثان بالبخار (SMR) بإنتاج الهيدروجين الكهربائي – ستزداد ذروة الطلب على الطاقة من الشبكة. وهذا يعني أنه عندما تكون هناك حاجة إلى كمية كبيرة من الطاقة، يجب أن تكون الشبكة قادرة على توفيرها. نتيجة لذلك، تم تضمين ترقية اتصالات الشبكة لاستيعاب هذه الزيادة في ذروة الطلب في حساب تكلفة الهيدروجين المنخفضة (LCOH). ويشمل ذلك تركيب أسلاك جديدة للتيار المتردد عالي الجهد (HVAC) ومحولات لتخفيض الجهد من عالي إلى منخفض على جانب المصنع (تكلفة الوحدة في الجدول التكميلي 13).

لتعويض خسائر الطاقة في النقل، تم تضمين زيادة في سعر الكهرباء الموصلة، مما يعكس النهج الذي اتبعه سالمون وباناريس-ألكانتارا في عملهم. الطاقة الإضافية المطلوبة لتعويض هذه الخسائر في النقل تؤدي إلى زيادة متناسبة في تكلفة الطاقة. بالنظر إلى الموقع النموذجي للمصانع القائمة في المناطق الصناعية، يُفترض القرب من نقطة الاتصال بالشبكة (ضمن 5 كم) وتكون خسائر الخطوط غير ملحوظة بسبب المسافة القصيرة. وبالتالي، فإن الخسائر تقتصر فقط على المحولات. ، من جهد عالٍ إلى منخفض) وخسائر المقوم ( على جانب النبات) مشمولة.

المحللات الكهربائية هي أجهزة تستخدم الكهرباء لتفكيك الماء إلى هيدروجين وأكسجين من خلال عملية تعرف باسم التحليل الكهربائي. حاليًا، هناك نوعان من المحللات الكهربائية المتاحة تجاريًا، تختلف من حيث التكاليف والكفاءات والصيانة وتكاليف التشغيل: القلوية (ALK) وغشاء تبادل البروتون (PEM). بالإضافة إلى ذلك، فإن تقنيات المحللات الكهربائية الأخرى، مثل المحللات بدون غشاء (ML) وخلايا التحليل الكهربائي من أكسيد الصلب (SOEC)، لا تزال في مراحلها الأولى من التطوير وعادة ما يتم اختبارها على نطاق صغير.

اختيار المحلل الكهربائي يعتمد على عوامل متعددة مثل معدل الإنتاج المطلوب، نقاء غاز الهيدروجين المطلوب، الكفاءة، التكلفة، وظروف التشغيل. لا توجد تقنية محلل كهربائي واحدة تتفوق على الأخرى في جميع الجوانب، وأفضل خيار يعتمد على
المتطلبات والأولويات المحددة للتطبيق ؛ ومع ذلك، بالنسبة للتطبيقات الأكبر حيث تتطلب العمليات الصناعية إمدادًا مستقرًا من الهيدروجين (مثل مصانع الأمونيا)، فإن ALK هو الأكثر ملاءمة. لذلك تم اعتبارها في هذا التحليل. أجهزة التحليل الكهربائي من نوع PEM تكتسب زخمًا، لكن توفر المعادن النادرة للتصنيع يحد من التثبيتات على نطاق واسع. تُعتبر خلايا الأكسيد الصلبة (SOECs) تقنية واعدة لإنتاج الهيدروجين، لكنها لم تُعتبر ناضجة بعد. تعمل عند درجات حرارة وضغوط عالية، مما يسمح بكفاءة عالية. . ومع ذلك، لا تزال هناك بعض التحديات التي تحتاج إلى معالجة قبل أن يمكن تسويقها على نطاق واسع، مثل زيادة متانتها وعمرها الافتراضي أخيرًا، قد تقدم خلايا التحليل الكهربائي ML أقل التكاليف لكل وحدة مثبتة وأقل اعتمادًا على المواد النادرة. . ومع ذلك، فإن أكبر النماذج الأولية حالياً لا تتجاوز نطاق الكيلووات .

تكاليف المرجع لمحلل ALK التي تم جمعها من وكالة الطاقة الدولية مبين في الجدول التكميلي 14، بينما يتم سرد مزيد من التفاصيل الفنية وتوقعات التكاليف المستقبلية لمحلل ALK في الملاحظة التكميلية 7 والشكل التكميلية 10. تشمل تكلفة تركيب المحلل الأولية تكلفة التركيب الأساسية، والهندسة، والتوريد، وتكلفة البناء، والاحتياطات الخاصة بالعملية والمشروع، وتكلفة الليلة، والتي تتضمن إضافة أخرى من إجمالي تكلفة النظام فقط يتم استبدال مكون الكومة عند الحاجة إلى الاستبدال (عمر كومة ALK هو 10 سنوات)، والذي يمثل عادةً تكلفة النظام من المتوقع أن تؤدي الزيادات المتوقعة في أحجام الإنتاج، من بين عوامل أخرى، إلى تحقيق تخفيضات كبيرة في التكاليف على مدى العقود القادمة (على سبيل المثال، وكالة الطاقة الدولية، ). في هذا التحليل، يتم تحديد تكاليف المحلل الكهربائي في المستقبل بشكل خارجي، مع افتراض تقريباً خفض التكاليف في تكاليف الكومة لكل كيلووات خلال الفترة من 2022 إلى 2050 استنادًا إلى البيانات من الجدول التكميلية 14. يُفترض أن تكون تكاليف الصيانة الروتينية السنوية هي تكلفة النظام .

بمجرد أن يتطلب مكون مجموعة ALK الاستبدال، سيتم استبداله بآخر من نفس النوع. وذلك لأن توازن المصنع (BoP) مصمم حول استخدام إلكتروليزر ALK. وبالتالي، فإن استبداله بنوع مختلف من الإلكتروليزر سيتطلب تعديلات كبيرة على معظم أجزاء BoP لاستيعاب ضغوط المخرج ودرجات الحرارة ومعدلات التسارع المحتملة وإجراءات الصيانة المختلفة.

بينما يأخذ النموذج في الاعتبار بشكل أساسي إلكتروليزر ALK، يتم توسيع نطاق التحليل المتعلق بالمتانة من خلال تضمين SOEC و ML استنادًا إلى توقعات التكلفة والأداء المجمعة من المراجع 6 و 52، على التوالي. بيانات التكلفة والأداء موجودة في الجدول التكميلي 15.

تم تركيب أنظمة الطاقة الشمسية الكهروضوئية على نطاق المرافق وتوربينات الرياح البحرية لتزويد الإلكتروليزرات بالطاقة. بالنسبة لكل من الطاقة الشمسية وتوربينات الرياح، تم جمع البيانات من قاعدة بيانات الوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA). (الجدول التكميلي 13). قاعدة بيانات الوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA) هي واحدة من أكثر مصادر البيانات شمولاً التي تحتوي على بيانات التكلفة والأداء (بما في ذلك، من بين أمور أخرى، توازن النظام، المحولات، الاتصال بالشبكة، الأسلاك، والإلكترونيات الكهربائية) لمعظم المشاريع المتجددة في جميع أنحاء العالم. بينما أصبحت تقنيات الطاقة الشمسية الكهروضوئية وتوربينات الرياح تقنيات ناضجة، لا تزال هناك اختلافات إقليمية في التكاليف. تقدم الوكالة الدولية للطاقة المتجددة تحليلًا مفصلًا لتكاليف التركيب الإجمالية للطاقة الشمسية الكهروضوئية على نطاق المرافق، بدءًا من الأجهزة إلى التركيب والتكاليف غير المباشرة لكل دولة. تم استخدام القيمة المتوسطة لمجموعة البيانات الأوروبية للوكالة الدولية للطاقة المتجددة عندما كانت البيانات المستندة إلى الدول غير متاحة. نظرًا لطول عمر أنظمة الطاقة الشمسية الكهروضوئية وتوربينات الرياح، فلن يتم استبدال البنية التحتية خلال فترة التوقعات؛ وبالتالي، تم استخدام بيانات التكلفة لعام 2022 فقط في هذا العمل. تم استخدام الاستيفاء الخطي للحصول على بيانات عام 2024 من البيانات المتاحة. قاعدة البيانات وتوقعات 2030 تم الحصول على قيم التكلفة المتشائمة والمتفائلة من النطاق المقدم من الوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA) على مستوى عالمي وتطبيقها على جميع التكاليف الإجمالية المثبتة الوطنية.

تقدم مجموعة بيانات الوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA) فقط التكاليف الإجمالية المثبتة لتركيبات توربينات الرياح البرية في جميع أنحاء العالم دون معلومات محددة عن الدول. لتمكين المعالجة المماثلة لبيانات المدخلات الخاصة بالرياح والطاقة الشمسية، يجب أن تكون نفس
تم افتراض اختلافات التكلفة (كنسبة مئوية) عبر أوروبا التي تم تحديدها لتركيبات الطاقة الشمسية أيضًا لتوربينات الرياح. كما تم جمع تكاليف الصيانة السنوية من مجموعة بيانات الوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA) لضمان التناسق.

نظرًا للطلب العالي والمستمر على الهيدروجين من مصانع الأمونيا الأوروبية، هناك حاجة إلى تركيب أنظمة طاقة شمسية كبيرة وتوربينات رياح، مما يؤدي إلى استخدام كبير للأراضي. يتم تقسيم مساحة الأراضي للتركيبات إلى فئتين: مساحة الأراضي المباشرة والمساحة الإجمالية للأراضي. تشير المساحة المباشرة للأرض إلى البصمة الفيزيائية للبنية التحتية للطاقة المتجددة نفسها، بما في ذلك الألواح الشمسية أو توربينات الرياح، بالإضافة إلى العناصر المرتبطة مثل الطرق المؤدية، ومحطات التحويل، والمباني الخدمية، وغيرها من الضروريات الفورية. من ناحية أخرى، تمتد المساحة الإجمالية للأرض إلى ما هو أبعد من البصمة الفيزيائية المباشرة للبنية التحتية. فهي تشمل المساحة الكاملة المرتبطة بمزرعة الطاقة الشمسية أو توربينات الرياح، وغالبًا ما يتم تمثيلها بالحدود المحيطة بجميع المنشآت. تأخذ هذه المساحة في الاعتبار المسافات بين المنشآت، ومناطق العازلة، وغيرها من اعتبارات استخدام الأرض المرتبطة بتشغيل المزرعة. بينما يمكن حساب المساحة المباشرة للأرض بسهولة أكبر، يمكن أن تختلف المساحة الإجمالية للأرض بشكل كبير بناءً على الموقع المحدد وقيوده الجغرافية والتنظيمية.

لقد أنتج المختبر الوطني للطاقة المتجددة (NREL) تقارير مفصلة عن مشاريع الطاقة الشمسية الكهروضوئية وتوربينات الرياح الكبيرة القائمة، مقدماً بيانات عن كل من الاستخدام المباشر والإجمالي للمساحة. بالنسبة لتوربينات الرياح، فإن الاستخدام المباشر للأرض هو هكتار/ ميغاوات، بينما إجمالي استخدام الأرض هو هكتار/ميغاوات. نظرًا لأن توربينات الرياح التي تم النظر فيها في هذا التحليل أكبر (2.8 ميغاوات) من تلك الموجودة في دراسة NREL ( )، يُفترض أن تكون المساحة أصغر لكل ميغاوات مثبت، مع اعتبار 15 هكتار/ميغاوات كقيمة مرجعية، منها 1.0 هكتار/ميغاوات هي الاستخدام المباشر للأرض بالنسبة لتركيبات الطاقة الشمسية، فإن الفرق بين المساحة المباشرة والإجمالية للأرض أقل وضوحًا. المتوسط المرجح حسب السعة لمتطلبات استخدام الأرض المباشرة هو 3 هكتارات/ميغاوات، مع محطات الطاقة التي تتطلب ما بين 2.5 و 3.2 هكتار/ميغاوات. متوسط السعة الموزونة حسب المساحة الإجمالية هو 3.6 هكتار/ميغاوات، مع من النباتات التي تتطلب ما بين 3.2 و 4 هكتارات تم اعتبار قيمة مرجعية تبلغ 3.5 هكتار/ ميغاوات لهذا التحليل، منها 3.0 هكتار استخدام الأراضي المباشر لذا تم تضمين تكلفة الأرض في حساب LCOH، وتم جمع بيانات أسعار الأراضي من مجموعة بيانات المفوضية الأوروبية. (الشكل التوضيحي 11).

يأخذ LCOH أيضًا في الاعتبار الخسائر في نقل الكهرباء من توليد الطاقة المتجددة إلى مصنع التحليل الكهربائي. يمكن أن يحدث النقل من منشآت الطاقة الشمسية وطاقة الرياح إلى المصنع عبر خطوط الشبكة الحالية أو من خلال بناء خط نقل مخصص من المزرعة إلى المصنع. السيناريو الأخير هو الأكثر احتمالًا. قد تفتقر الشبكة الحالية إلى القدرة على التعامل مع الطاقة الإضافية على نطاق جيجاوات دون ترقيات كبيرة، وقد يؤدي التحليل الكهربائي على نطاق واسع إلى ازدحام في الشبكة. علاوة على ذلك، يجب تقديم شهادة المنشأ لضمان أن الكهرباء المستخدمة في المصنع مستمدة من بنية تحتية متجددة. . ومن ثم، يُفترض بناء خطوط نقل جديدة ومنفصلة.

تعتبر أنظمة نقل HVAC أكثر تكلفة من أنظمة التيار المتردد منخفض الجهد (LVAC)، ولكن أنظمة LVAC لها سعة محدودة، والتي قد تكون غير كافية للمصنع. لذلك، يُعتبر النقل عالي الجهد مناسبًا. بالإضافة إلى ذلك، تعاني أنظمة LVAC من خسائر نقل عالية تصل إلى لكل 100 كم، مقارنةً بنظام التكييف لكل التيار المباشر عالي الجهد (HVDC) هو خيار آخر، مع خسائر طاقة أقل في الأسلاك. لكل 1000 كيلومتر)، ولكنه يميل إلى أن تكون له تكاليف رأس مالية أعلى وعادة ما يكون الأمثل للمسافات الطويلة بالنظر إلى الافتراض بأن المنشآت المتجددة تقع ضمن مسافات قصيرة يُفترض أن يقوم نظام HVAC بنقل الكهرباء من الطاقة الشمسية الكهروضوئية (PV) وتوربينات الرياح (WT) إلى المصنع. عادةً ما تولد توربينات الرياح تيارًا متناوبًا منخفض الجهد (LVAC)، والذي يجب رفعه إلى جهد عالي (HV) باستخدام المحولات، ثم نقله إلى المصنع، وخفضه، ثم تحويله إلى تيار مستمر منخفض الجهد (LVDC) باستخدام مقومات. على العكس، تنتج أنظمة الطاقة الشمسية الكهروضوئية (PV) تيارًا مستمرًا منخفض الجهد (LVDC)، مما يتطلب خطوة إضافية لتحويل LVDC إلى LVAC قبل رفع الجهد ودمجه في خط HVAC المخصص. التكاليف المرتبطة بالعواكس مشمولة بالفعل في IRENA.
تكاليف وخسائر مرتبطة بالمحولات والأسلاك والعواكس والمقومين موضحة في الجدول التكميلي 13. إجمالي خسائر النقل من توربينات الرياح إلى نظام هيدروجين التحليل الكهربائي حوالي 7% (2% للمحولات، 5% للمقوم)، وبالنسبة لأنظمة الطاقة الشمسية، حوالي ( العواكس، 2% المحولات، 5% الموحد).

يمكن تركيب أنظمة بطاريات ليثيوم أيون لتخزين الكهرباء لتحقيق التوازن خلال فترات انخفاض أو انعدام توليد الطاقة المتجددة وضمان إمداد مستمر بالطاقة لعملية التحليل الكهربائي. تم جمع تكاليف أنظمة بطاريات ليثيوم أيون على نطاق المرافق من NREL. (الشكل التوضيحي 12). تتراوح مدة الحياة من 8 إلى 18 عامًا بمتوسط 15 عامًا، بينما كفاءة الرحلة ذهابًا وإيابًا (كفاءة النظام من خلال دورة الشحن/ التفريغ) هي يُفترض أن تكلفة الصيانة الروتينية السنوية هي تكلفة النظام.

يمكن أيضًا استخدام الكهرباء المتجددة الزائدة لتوليد الهيدروجين مباشرةً لتخزينه لفترات التوازن التي تكون فيها توافر الرياح والطاقة الشمسية منخفضًا. يكون الهيدروجين الناتج من المحلل الكهربائي في شكل غازي، تقليديًا من الضغط الجوي إلى 30 بار، وعادة ما يتم ضغطه حتى 350 بار لتخزينه في الخزانات. عادةً ما يتم الضغط بطريقتين: باستخدام ضاغط منفصل قياسي وتغيير ضغط تشغيل التحليل الكهربائي. ضغط الهيدروجين إلى 30-100 بار له عقوبة كفاءة إضافية وتكلفة إضافية نسبياً صغيرة. ومع ذلك، فإن الضواغط الكبيرة الحجم أكثر كفاءة عند الضغوط العالية، وتؤدي التحليل الكهربائي على نطاق أكبر إلى تكلفة إضافية أقل لكل وحدة من الهيدروجين المنتج. . لذلك، مع زيادة الحجم، يُفضل الضغط الميكانيكي على الضغط الكهروكيميائي. علاوة على ذلك، يتطلب الضغط الميكانيكي إذا كانت هناك حاجة إلى ضغط أعلى من ضغط التشغيل للكهروكيميائي. نظرًا لأن نظام EHPS مخطط له لتوفير الهيدروجين عند الضغط الجوي لمصنع الأمونيا، فإنه ليس من الممكن زيادة ضغط التشغيل للكهروكيميائي. لذلك، يُفترض استخدام الضغط الميكانيكي. بشكل عام، تكون خسائر الضغط حوالي قيمة التسخين المنخفضة للهيدروجين (LHV) للضغط عند مضغوط عند 350 بار في التحليل على الرغم من أن ضواغط الهيدروجين هي تقنية ناضجة بالفعل، من المتوقع أن تنخفض تكلفتها على مر السنين. خفض التكاليف بحلول عام 2030 و بواسطة تم جمع بيانات تكلفة نظام الضواغط من (الشكل التوضيحي 13). تتطلب الضواغط صيانة سنوية لضمان العمليات الطبيعية. تكلفة الصيانة السنوية حوالي تكلفة النظام بينما العمر الافتراضي حوالي 10 سنوات ستقوم خزانات الهيدروجين عالية الضغط بتخزين الهيدروجين لفترات التوازن. تم جمع بيانات التكلفة من (انظر الجدول التكميلي 13).

نظام تجارة انبعاثات الاتحاد الأوروبي هو نظام للتحكم في الكربون يصدر تصاريح كربونية ويضع في النهاية تكلفة على انبعاثات ثاني أكسيد الكربون. يتم تخصيص تصاريح نظام تجارة انبعاثات الاتحاد الأوروبي على مستوى الدول الأعضاء، ولكن سيتم تقليل التصاريح الإجمالية مع دفع أوروبا نحو تحقيق صافي صفر. تمت دراسة تأثير نظام تداول انبعاثات الاتحاد الأوروبي (EU-ETS) على تكاليف الهيدروجين الكهربائي في تحليل القوة. تستند توقعات أسعار EU-ETS المستقبلية إلى تقرير بلومبرغNEF. (الشكل التوضيحي التكميلي 14). في تحليل المتانة، يفترض السيناريو المتشائم سعرًا مرتفعًا لنظام تداول انبعاثات الاتحاد الأوروبي يبلغ 145 يورو/طن من ثاني أكسيد الكربون، بينما يستخدم الحالة المرجعية سعرًا معتدلًا من ، والحالة المتفائلة تعتمد على سعر منخفض لـ .

ستخضع مصانع الأمونيا لتحديث لاستبدال نظام إنتاج الهيدروجين SMR بنظام EHPS. تشمل تكاليف التحديث استبدال وترقية بعض مكونات المصانع لتناسب العمليات باستخدام الهيدروجين الكهربائي. تشمل الأبحاث الحالية والتطبيقات العملية، مثل مشروع بورتولانو. ، أظهرت أن ما يصل إلى الهيدروجين المستمد من التحليل الكهربائي يمكن دمجه دون أي تعديلات. ومع ذلك، لزيادة هذه النسبة، يجب إجراء تعديلات.
ضرورية بسبب التغيرات في تدفقات الحرارة ومرونة التشغيل. على سبيل المثال، لا يمكن استخدام البخار من محول الأمونيا في SMR بعد الآن. تشمل التعديلات المتوقعة استبدال سخان بدء التشغيل الكهربائي قبل محول الأمونيا، وتركيب سخانات كهربائية إضافية لتسهيل التشغيل المرن، ودمج مولدات بخار لفترات التشغيل ذات الحمل المنخفض عندما ينتج محول الأمونيا بخارًا غير كافٍ. التكلفة المقدرة لهذه التعديلات حوالي تكلفة تركيب حلقة الأمونيا الجديدة (التفاصيل في الملاحظة التكميلية 8).

يتضمن التحليل أيضًا التكاليف الغارقة المرتبطة بإيقاف تشغيل نظام إنتاج الهيدروجين SMR. تمثل هذه التكاليف الغارقة نفقات تم تكبدها بالفعل ولا يمكن استردادها. ومع ذلك، يتم أيضًا أخذ التعويض المحتمل عن هذه التكاليف الغارقة في الاعتبار من خلال تضمين القيمة المتبقية أو قيمة الخردة المقدرة لـ SMR المتوقف عن العمل. من المتوقع أن تكون هذه القيمة المتبقية حوالي 10% من التكلفة الأصلية لـ SMR (التفاصيل في الملاحظة التكميلية 8).

نمذجة سلوك أسعار الكهرباء في الشبكة تمثل تحديًا؛ حيث تتغير أسعار الكهرباء على كل من المدى اليومي والمدى الطويل. يمكن أن تتسبب الأحداث العشوائية، مثل تقلبات الحمل، والظروف الطارئة، وزحام الشبكة، والتغيرات في الطلب، في تقلب الأسعار على مدار اليوم. على المدى الطويل، يمكن أن تؤثر عوامل إضافية مثل تغييرات أسعار النفط، والسياسات التنظيمية، والتدخل السياسي، والتغيرات التكنولوجية، وتنوع مزيج الطاقة، وعمليات الشبكة بشكل كبير على أسعار الكهرباء على المدى الطويل. . نظرًا لأن هذه العوامل يصعب توقعها، يركز العمل الحالي على التنبؤات طويلة الأجل ويتجاهل التقلبات قصيرة الأجل. إحدى الطرق التي تم استخدامها في هذا السياق هي نمذجة العمليات العشوائية. الحركة البراونية الهندسية (GBM)، المعروفة أيضًا باسم الحركة البراونية الأسية، هي عملية عشوائية مستمرة في الزمن حيث يتبع لوغاريتم الكمية المتغيرة عشوائيًا حركة براونية مع انحراف. تُعتبر GBM واحدة من أكثر العمليات العشوائية تطبيقًا في توقعات أسعار الكهرباء على المدى الطويل حيث يتم معايرة القيم المستقبلية على السلاسل الزمنية التاريخية. . لذلك، في هذه الدراسة، تم استخدام محاكاة مونت كارلو ونموذج الحركة الجغرافية (GBM) لتوقع أسعار الكهرباء المستقبلية من 2025 إلى 2050. تم تطبيق المنهجية على مجموعة بيانات مقدمة من المفوضية الأوروبية تتضمن أسعار الكهرباء التاريخية الشهرية بالتجزئة والجملة للمستخدمين الصناعيين، والتي تمتد من يناير 2008 إلى ديسمبر .

تعمل GBM على افتراض أن العوائد اللوغاريتمية لأسعار الكهرباء تتوزع بشكل طبيعي وأن هذه العوائد يمكن استخدامها لتقدير مسارات الأسعار المستقبلية. تبدأ العملية بحساب العوائد اللوغاريتمية لأسعار الكهرباء التاريخية لكل دولة. ثم تُستخدم هذه العوائد لاشتقاق المعلمات الرئيسية لنموذج GBM: المتوسط، التباين، الانجراف، والانحراف المعياري (انظر المعادلات التكميلية (14) و(15) في الملاحظة التكميلية 9). يمثل الانجراف الاتجاه الذي تميل الاتجاهات إلى اتباعه، بينما يقيس الانحراف المعياري تقلب الأسعار. بعد ذلك، يتم توليد تغييرات أسعار مستقبلية عشوائية، أو “صدمات”، بناءً على هذه المعلمات. تمثل هذه الصدمات العوامل غير القابلة للتنبؤ التي قد تؤثر على أسعار الكهرباء المستقبلية. ثم تقوم المحاكاة ببناء مسارات أسعار مستقبلية محتملة من خلال تطبيق هذه الصدمات بشكل تكراري على آخر سعر معروف. وهذا يخلق توزيعًا لمسارات الأسعار المستقبلية المحتملة لكل شهر حتى عام 2050، مما يعكس عدم اليقين الكامن في هذه التوقعات. بمجرد تحديد هذه المسارات المحتملة للأسعار المستقبلية، يتم استخدام النسب المئوية 5 و50 و95 من الأسعار المحاكية لبناء أسعار الكهرباء المتفائلة والمتوسطة والمتشائمة لكل دولة. تعمل النسب المئوية 5 و95 كحدود دنيا وعليا، مما يشير إلى فترة الثقة، بينما يمثل النسبة المئوية الخمسين السعر الوسيط. أخيرًا، يتم حساب الأسعار المتوسطة خلال الفترة من 2025 إلى 2050 للنسب المئوية 5 و50 و95 وتستخدم كمدخلات لعملية التحسين (الجدول التكميلي 13). تتراوح أسعار الكهرباء من الشبكة من 30 يورو/ميغاوات ساعة في النرويج إلى 234 يورو/ميغاوات ساعة في المملكة المتحدة، مع قيمة متوسطة من في حالة المرجع.

فيما يتعلق بالانبعاثات من الشبكة، تم جمع البيانات التاريخية والتوقعات المستقبلية من مجموعة بيانات JRC-COM-NEEFE (عوامل الانبعاث الوطنية والأوروبية لاستهلاك الكهرباء) المقدمة من المفوضية الأوروبية. . تحتوي مجموعة البيانات على بيانات من 1990 إلى 2020 لجميع الدول في العالم. يتم حساب الانبعاثات غير المباشرة من استهلاك الكهرباء عن طريق قسمة إجمالي الوطني انبعاثات إنتاج الكهرباء من جميع مصادر الطاقة المدخلة مقسومة على إجمالي استهلاك الكهرباء النهائي. وبالتالي، فإنه يشمل الانبعاثات السابقة بينما يستثني الانبعاثات الناتجة عن تقنيات التصنيع، مما ينسب لكل كيلوواط ساعة عندما يتم توليد الكهرباء من مصادر متجددة. يتم حساب محتوى الكربون المستقبلي للكهرباء من الشبكة بناءً على توقعات الوكالة الأوروبية للبيئة (EEA) لعام 2030. بالإضافة إلى افتراض تحقيق الحياد الكربوني بحلول عام 2050.

تكلفة التخفيف (AC) تشير إلى تكلفة تقليل الآثار السلبية البيئية الخارجية، والتي يتم قياسها بالطن. في هذا العمل (المعادلة 7).

حيث AC هو تكلفة التخفيض باليورو/طن من تخفيف هو تكلفة الهيدروجين من SMR ( ); هو محتوى الهيدروجين القائم على SMR (12 كجم من ).

مجموعة بيانات السلاسل الزمنية لتوليد الطاقة المتجددة عالية الدقة المستمدة من الأرصاد الجوية الأوروبية (EMHIRES) تم استخدامه للحصول على عامل السعة لتوربينات الرياح البرية والطاقة الشمسية لكل منطقة تقع فيها مصانع الأمونيا. EMHIRES هو مجموعة بيانات أوروبية تحتوي على معلومات تتعلق بتوليد موارد الطاقة المتجددة المتقطعة لتوليد الكهرباء المستمدة من مزيج من البيانات المناخية. الجزء الأول من EMHIRES يركز على توليد الطاقة من الرياح، بينما الجزء الثاني من EMHIRES يركز على توليد الطاقة الشمسية. بالنسبة للجزء الأول والجزء الثاني، فإن سلسلة بيانات توليد الطاقة الشمسية والرياح بالساعة تعتمد على الظروف المناخية على مدى 30 عامًا (1986-2015). كما يحسب EMHIRES أيضًا عامل السعة بالساعة (CF) على مستوى NUTS-2. وهذا يشير إلى النسبة بين مجموعات الطاقة المنتجة والحد الأقصى الممكن للتوليد. تُظهر أوروبا تباينًا كبيرًا في الظروف الجوية التي تؤثر بشكل مباشر على عوامل السعة لمشاريع توليد الطاقة من الرياح والطاقة الشمسية، كما هو موضح في الشكل 8.

الشكل 8 | عامل السعة التاريخي بالساعة للطاقة الشمسية وتوربينات الرياح في المناطق الأوروبية التي تحتوي على مصانع الأمونيا. تم اشتقاق عوامل السعة من مجموعة بيانات EMHIRES المستمدة من بيانات توليد الطاقة المتجددة عالية الدقة، والتي توفر بيانات تاريخية شاملة للطاقة بالساعة لكل من الطاقة الشمسية وطاقة الرياح. تم حساب متوسط عامل السعة بالساعة من خلال تجميع البيانات السنوية بالساعة للحصول على قيمة متوسطة لكل ساعة.
a توضح عوامل السعة بالساعة للطاقة الشمسية لكل منطقة، مما يشير إلى الطبيعة المتقلبة لتوافر الطاقة الشمسية على مدار اليوم. ب يبرز عامل السعة لطاقة الرياح. تم ترميز المناطق وفقًا لمستوى NUTS-2 من نظام التسمية لوحدات الإحصاء الإقليمية (NUTS) وتم ترتيبها حسب متوسط عامل السعة السنوي.

بينما قد لا تلتقط مجموعة البيانات بعض العوامل الجغرافية المحددة مثل تكوين التضاريس، والعوائق الطبيعية، والظل، إلا أنها تقدم تمثيلًا جيدًا لقدرة الطاقة المتجددة وتباين الطقس عبر أوروبا. وهذا يبرز دور الموارد المتجددة المحلية في تشكيل الجدوى الاقتصادية والتقنية لإنتاج الهيدروجين الكهربائي.

للتقاط التأثير الموسمي بدقة مع الحفاظ على وقت الحساب ضمن حدود معقولة، تم اختيار سنة تمثيلية واحدة من عوامل السعة بالساعة للرياح والطاقة الشمسية ( التكرارات) من بين 30 عامًا من البيانات المتاحة لكل منطقة تم دراستها. لتحقيق ذلك، تم حساب متوسط عامل السعة السنوي لطاقة الرياح والطاقة الشمسية في كل منطقة من خلال حساب متوسط عامل السعة على مدار جميع الساعات في مجموعة البيانات. ثم تم حساب مجموع متوسطات عوامل السعة لطاقة الرياح والطاقة الشمسية لإعطاء كل منطقة مقياسًا عامًا لقدرة إنتاج الطاقة لكل عام. تم اختيار العام الذي يحتوي على متوسط مجموع عوامل السعة كعام تمثيلي، حيث يمثل متوسط قدرة إنتاج الطاقة في كل منطقة.

لتحديد المناطق التمثيلية، تم حساب متوسط عامل السعة السنوي لكل منطقة (280 منطقة NUTS-2) وسنة (من 1986 إلى 2015) المتاحة في مجموعات بيانات EMHIRES لكل من مصادر الطاقة الشمسية وطاقة الرياح الشمسية، الرياح (المعادلة (8)).

ثم تم تجميع المناطق الأوروبية بناءً على مجموعة محددة من القواعد المتعلقة بعوامل السعة الخاصة بها للطاقة الشمسية وطاقة الرياح. تقع المناطق التي تظهر عوامل سعة عالية للطاقة المتجددة في النسبة المئوية الأعلى 75 إما لعوامل السعة السنوية المتوسطة للطاقة الشمسية أو لطاقة الرياح ولديها متوسط عامل سعة سنوي أكبر من النسبة المئوية 25 لمصدر الطاقة البديل. المناطق التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية هي تلك التي
ترتفع ضمن النسبة المئوية الأعلى 25 لعوامل سعة الطاقة الشمسية ولكنها في الربع الأدنى لإمكانات طاقة الرياح. على العكس من ذلك، فإن المناطق التي تهيمن عليها طاقة الرياح تقع في النسبة المئوية الأعلى 25 لعوامل سعة طاقة الرياح ولكنها تجد نفسها في الربع الأدنى لطاقة الشمسية. تتميز المناطق ذات متوسط السعة بأنها تحتوي على موارد شمسية ورياح تتجاوز النسبة المئوية 25 ولكنها لا تصل إلى ما يتجاوز النسبة المئوية 75، مما يعكس مزيجًا متوازنًا من المصدرين للطاقة. أخيرًا، يتم تحديد المناطق ذات السعة المنخفضة من خلال وجود أحد مصادر الطاقة – إما الشمسية أو الرياح – مع متوسط عامل سعة سنوي أقل من النسبة المئوية 75، بينما لا يتجاوز المصدر الآخر النسبة المئوية 25، مما يشير إلى إمكانات محدودة لاستغلال الطاقة المتجددة.

بعد تصنيف جميع المناطق إلى خمس فئات، تم تحديد منطقة تمثيلية لكل مجموعة، مع اختيار المنطقة التي تظهر الحالة الأكثر تطرفًا ضمن فئتها. على سبيل المثال، في فئة المناطق التي تهيمن عليها الرياح، تم اختيار المنطقة ذات أعلى متوسط لعامل سعة الرياح السنوي وأدنى طاقة شمسية. على العكس من ذلك، في فئة المناطق التي تهيمن عليها الطاقة الشمسية، تم اختيار المنطقة ذات أعلى متوسط لعامل سعة الطاقة الشمسية وأدنى طاقة رياح. تم تكرار هذه العملية لفئات السعة المنخفضة والمتوسطة والعالية، مما أدى إلى إنشاء خمس مناطق تمثيلية توضح سيناريوهات جوية مميزة.

بشكل أكثر تحديدًا، NO05 (فستلانديت، النرويج) هي منطقة تمثيلية تهيمن عليها الرياح، حيث تظهر أعلى متوسط لعامل السعة السنوي عند (النسبة المئوية 100) خصيصًا للرياح، ومع ذلك لديها طاقة شمسية ضعيفة نسبيًا، مع عامل سعة يبلغ 8.3% فقط (النسبة المئوية Oth). على العكس من ذلك، ES43 (إكستريمادورا، إسبانيا) هي مثال على منطقة تهيمن عليها الطاقة الشمسية، مع متوسط مرتفع لعامل سعة الطاقة الشمسية السنوي يبلغ 20.2% (النسبة المئوية 100)، بينما تتخلف قدرتها على طاقة الرياح بشكل كبير بعامل سعة يبلغ فقط (النسبة المئوية 2). يتم اتخاذ هذه الاختيارات عمدًا لتمثيل المناطق التي تتمتع بوجود قوي لأحد مصادر الطاقة، الرياح أو الشمسية، بينما لديها إمكانات محدودة للمصدر الآخر. بالمقابل، تظهر EL42 (جنوب إيجه، اليونان) كمنطقة ذات سعة عالية، حيث تقع في النسبة المئوية 98 لـ

(النسبة المئوية 87) على التوالي؛ ستريدني تشيخي، جمهورية التشيك مشفرة كـ CZ02 في 1989 تمثل منطقة ذات سعة متوسطة مع (النسبة المئوية 50) للطاقة الشمسية و22.1% (النسبة المئوية 51) لطاقة الرياح؛ كاسل، ألمانيا مشفرة كـ DE73 في 2013 تصف منطقة ذات سعة منخفضة، مع أرقام عند 10.2% (النسبة المئوية 7) للطاقة الشمسية و12.6% (النسبة المئوية 6) لتوربينات الرياح؛ إكستريمادورا، إسبانيا مشفرة كـ ES43 في 2005 تمثل منطقة تهيمن عليها الطاقة الشمسية مع الطاقة الشمسية عند 20.2% (النسبة المئوية 100) والرياح عند 10.5% (النسبة المئوية 2)؛ وفستلانديت، النرويج مشفرة كـ NO05 في 1990 تقف كمنطقة تهيمن عليها الرياح مع الطاقة الشمسية عند (النسبة المئوية 1) والرياح عند (النسبة المئوية 100).
طاقة شمسية ( ) والنسبة المئوية 87 لطاقة الرياح (34.1% CF). أخيرًا، DE73 (كاسل، ألمانيا؛ 10.2% CF للطاقة الشمسية – النسبة المئوية 7؛ CF لطاقة الرياح – النسبة المئوية 6) وCZO2 (ستريدني تشيخي، جمهورية التشيك؛ CF للطاقة الشمسية – النسبة المئوية 50؛ CF لطاقة الرياح – النسبة المئوية 51) تمثل مناطق ذات عوامل سعة منخفضة ومتوسطة، على التوالي (الشكل 9).

تلتقط هذه الطريقة بفعالية تباين وظروف المناخ المتطرفة مع تقليل العبء الحسابي لمحاكاة كل عام ومنطقة في مجموعة البيانات. في الوقت نفسه، تضمن أن تظل الرؤى المستخلصة قيمة وقابلة للتطبيق على مناطق أخرى ضمن فئات مشابهة، مما يحافظ على أهميتها عبر سياق جغرافي أوسع. ومن المهم أيضًا أنها تبسط مهمة تصنيف مصانع الأمونيا الأوروبية ضمن هذه الفئات، مما يعزز من عملية وملاءمة النتائج (الشكل التكميلي 15).

تمت مقارنة الطلب السنوي على الكهرباء من الشبكة لكل مصنع أمونيا تحت 1-cap (الذي لديه أقل AC) مع الطلب الوطني والإقليمي على الكهرباء لعام 2020. على الرغم من أن المناطق الأوروبية غير متجانسة من حيث مساحة الأرض. يعني ، ) واستهلاك الطاقة ( سنة، متوسط سنة، أقصى سنة)، يبرز نسبة طلب مصنع الأمونيا إلى الطلب الإقليمي (الجدول التكميلية 11) تأثير مصنع الأمونيا الكهربائي الذي يستخدم الكهرباء من الشبكة كاحتياطي عندما يكون الإنتاج المتجدد منخفضًا.