DOI: https://doi.org/10.3390/hydrogen7010012
تاريخ النشر: 2026-01-16
المؤلف: Ahmad Abuyahya وآخرون
الموضوع الرئيسي: أنظمة الطاقة المتجددة الهجينة
نظرة عامة
تجري هذه الورقة البحثية تقييمًا شاملاً للتكنولوجيا والاقتصاد لنظام الطاقة المتجددة الهجين المحسن لإنتاج الهيدروجين الأخضر في الأردن، باستخدام نموذج التحسين الهجين للطاقة المتجددة (HOMER) وبرنامج مستشار النظام (SAM). تقيم الدراسة توقعات التكلفة المختلفة لعام 2030، كاشفة عن تكلفة موحدة للهيدروجين (LCOH) تتراوح بين 1.59 دولار و3.49 دولار أمريكي/كجم وتكلفة موحدة للطاقة (LCOE) بين 0.0072 و0.0301 دولار أمريكي/كيلوواط ساعة. تتفاوت القيمة الحالية الصافية (NPV) بشكل كبير، من حوالي 424 مليون دولار إلى 927 مليون دولار، اعتمادًا على سيناريوهات مختلفة وتحليلات حساسية. تتراوح السعات المحسنة لأنظمة الطاقة الشمسية الكهروضوئية (PV) بين 203 و457 ميغاوات، وسعات الرياح من 0 إلى 220 ميغاوات، والكهارل من 192 إلى 346 ميغاوات، مما يشير إلى مرونة كبيرة في تلبية افتراضات التكلفة والأداء المتنوعة.
تسلط النتائج الضوء على أن تقلبات تكلفة رأس المال لها تأثير أكثر وضوحًا على النتائج الاقتصادية التكنولوجية من كفاءة الكهارل أو عمره. تؤكد الدراسة على جدوى إنتاج الهيدروجين الأخضر خارج الشبكة في البلدان النامية، مقدمة إطار عمل قابل للتكيف للاستخدام العالمي. بينما توفر التحليل رؤى قيمة لصانعي السياسات والمستثمرين، فإنه يعترف ببعض تبسيطات النموذج، مثل الطبيعة الحتمية للمدخلات واستبعاد قيود الشبكة وتغيرات الموارد العشوائية. تشمل اتجاهات البحث المستقبلية استكشاف إنتاج الأمونيا الخضراء، وإجراء دراسات تفصيلية لدمج الشبكة، ودمج تقنيات تحسين متقدمة لتعزيز قوة التقييمات لمشاريع الهيدروجين الأخضر على نطاق واسع.
مقدمة
تسلط مقدمة الورقة البحثية الضوء على الدور الحاسم للهيدروجين الأخضر (GH2) في تحقيق صافي انبعاثات صفرية (NZEs) في ظل التحول العالمي المتسارع نحو حلول الطاقة المستدامة. مع توقع الطلب العالمي على GH2 يتراوح بين 500 إلى 680 مليون طن بحلول عام 2050، تدمج الدول بشكل متزايد GH2 في مختلف القطاعات، بما في ذلك الصناعة والتنقل، من خلال أطر وطنية استراتيجية. تعكس إعلان الأردن الأخير عن استراتيجية وطنية لـ GH2، تستهدف 3.45 مليون طن بحلول عام 2050 مدعومة بـ 47 جيجاوات من القدرة المتجددة، هذه الاتجاه. تستخدم الدراسة نموذج مستشار النظام (SAM) وبرنامج HOMER لتحسين نظام الطاقة المتجددة الهجين في الأردن، مع التركيز على تقليل تكلفة الطاقة الموحدة (LCOE) وتكلفة الهيدروجين الموحدة (LCOH) بناءً على توقعات التكلفة لعام 2030.
تؤكد الأبحاث على الموارد الشمسية والرياح المميزة في الأردن، مما يضع البلاد كلاعب تنافسي في إنتاج الهيدروجين وتصديره، خاصة إلى كبار المستوردين مثل كوريا الجنوبية واليابان والاتحاد الأوروبي. بينما تركز الدراسة بشكل أساسي على الأردن، فإنها تتناول أيضًا الآثار الأوسع للبلدان النامية، وخاصة في إفريقيا، التي تمتلك موارد متجددة كبيرة وإمكانات لإنتاج GH2. تم هيكلة المخطوطة في أربعة أقسام رئيسية، حيث تستعرض الأقسام اللاحقة الأدبيات ذات الصلة، وتفصل المنهجية، وتقدم نتائج التحسين، وتختتم بالنتائج الرئيسية التي تعزز فهم المسارات نحو NZE والانتقال إلى اقتصادات الهيدروجين.
طرق
تستخدم الدراسة منهجية من مرحلتين لتوقع سيناريوهات الطاقة المتجددة لعام 2030، مستفيدة من بيانات الوكالة الدولية للطاقة (IEA) والوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA). في المرحلة الأولى، يتم تحديد المواقع المثلى لتطوير الطاقة المتجددة من خلال تحليل بيانات الإشعاع الشمسي وسرعة الرياح باستخدام أدوات مثل أطلس الشمس والرياح. ثم يتم استخدام برنامج مستشار النظام (SAM)، المدعوم ببيانات الطقس عالية الدقة من قاعدة بيانات الإشعاع الشمسي الوطنية (NSRDB)، لتوليد منحنيات توليد لكل وحدة، والتي تعتبر مدخلات حاسمة للمرحلة التالية.
تركز المرحلة الثانية على دمج النتائج من المرحلة الأولى مع قيود فنية واقتصادية ونظامية مختلفة باستخدام برنامج HOMER Pro. تتضمن هذه المرحلة محاكاة واسعة النطاق لتحسين السيناريوهات مع إجراء تحليلات حساسية على المتغيرات الرئيسية مثل تكلفة الكهارل، والكفاءة، وتكاليف الطاقة المتجددة. يتم تقييم النتائج من حيث تكلفة الهيدروجين الموحدة (LCOH)، وتكلفة الطاقة الموحدة (LCOE)، والقيمة الحالية الصافية (NPV)، والسعات المثبتة، مما يوفر فهمًا شاملاً لتأثيرات تقلبات أسعار تكنولوجيا التحليل الكهربائي على أنظمة الطاقة المتجددة. ستفصل الأقسام اللاحقة تفاصيل اختيار المواقع، وتعريفات الأحمال، والنمذجة الرياضية المستخدمة في الدراسة.
نتائج
توفر نتائج الدراسة تحليلًا شاملاً لكل من المقاييس الفنية والاقتصادية، مع التركيز على تكلفة الهيدروجين الموحدة (LCOH)، وتكلفة الكهرباء الموحدة (LCOE)، والقيمة الحالية الصافية (NPV) عبر سيناريوهات مختلفة وتحليلات حساسية. وُجد أن LCOH تتراوح بين 1.59 دولار و3.49 دولار أمريكي/كجم، مع تقلبات كبيرة تُعزى بشكل أساسي إلى تغييرات في تكاليف رأس المال للكهارل. على وجه التحديد، تم ملاحظة أدنى LCOH في السيناريو المتفائل للوكالة الدولية للطاقة المتجددة (IRENA) (SC2) عند عامل تكلفة 0.5، بينما تم تسجيل أعلى قيمة في السيناريو المحافظ للوكالة الدولية للطاقة (IEA) (SC1) عند عامل تكلفة 1.5. أشارت تحليل الحساسية إلى أن تقلبات كفاءة الكهارل وعمره كان لها تأثير أقل على LCOH مقارنة بتقلبات تكلفة رأس المال.
وبالمثل، أظهرت LCOE نطاقًا من 0.0072 إلى 0.0301 دولار أمريكي/كيلوواط ساعة، مع تأثير ضئيل من تغييرات كفاءة الكهارل وعمره. من الجدير بالذكر أن أدنى LCOE تم تحقيقه في السيناريو SC2 للوكالة الدولية للطاقة (IEA) عند عامل تكلفة 0.5. كشفت تحليل NPV أن إجمالي تكاليف النظام زادت مع ارتفاع تكاليف رأس المال للكهارل، مع قيم تتراوح بين 427 مليون دولار و928 مليون دولار اعتمادًا على عامل التكلفة. تؤكد النتائج على أهمية تكاليف رأس المال في تحديد الجدوى الاقتصادية لأنظمة الطاقة المتجددة، بينما تبرز أيضًا الحاجة إلى تفسير حذر لتوقعات التكلفة المستقبلية بسبب عدم اليقين الكامن في التطورات التكنولوجية والسوقية.
مناقشة
توفر قسم المناقشة في الورقة البحثية تحليلًا مقارنًا لتكاليف إنتاج الهيدروجين وتكاليف توليد الكهرباء من دراسات مختلفة، مع التأكيد على الأداء التنافسي لنتائج الدراسة الحالية. تتراوح تكلفة الهيدروجين الموحدة (LCOH) التي تم تحقيقها في هذه الدراسة بين 1.59 دولار و3.49 دولار لكل كيلوغرام، وهو ما يقل بشكل ملحوظ عن العديد من التكوينات الحالية، مثل تلك الموجودة في المكسيك وأستراليا، التي تبلغ تكاليفها أكثر من 4.2 دولار/كجم و5.79 دولار/كجم، على التوالي. يُعزى هذا التفوق التنافسي إلى الحجم المحسن للمكونات والاستخدام التآزري للموارد الشمسية والرياح الوفيرة في الأردن، مما يعزز مطابقة الأحمال وكفاءة النظام العامة.
علاوة على ذلك، فإن تكلفة الكهرباء الموحدة (LCOE) في هذه الدراسة، التي تتراوح بين 0.0072 و0.0301 دولار لكل كيلوواط ساعة، تقع أيضًا ضمن الطيف الأدنى للقيم المبلغ عنها في سياقات مماثلة. تكشف المقارنات مع أنظمة أخرى، مثل تلك الموجودة في أستراليا وتركيا، أن الدراسة الحالية تستفيد من توفر الموارد المتجددة المواتية والتكوينات المحسنة، مما يؤدي إلى انخفاض التكاليف. تؤكد النتائج على أهمية أنظمة الطاقة المتجددة الهجينة (HRES) في تحقيق الجدوى الاقتصادية لإنتاج الهيدروجين الأخضر، خاصة في المناطق الغنية بالموارد المتجددة مثل الأردن. كما تحدد الدراسة فجوات بحثية رئيسية، بما في ذلك الحاجة إلى سعات نظام محسنة واستكشاف التكوينات الهجينة، والتي يمكن أن تعزز بشكل أكبر جدوى إنتاج الهيدروجين في المناطق النامية.
DOI: https://doi.org/10.3390/hydrogen7010012
Publication Date: 2026-01-16
Author(s): Ahmad Abuyahya et al.
Primary Topic: Hybrid Renewable Energy Systems
Overview
This research paper conducts a comprehensive techno-economic assessment of a hybrid renewable energy system optimized for green hydrogen production in Jordan, utilizing the Hybrid Optimization Model for Electric Renewables (HOMER) and System Advisor Model (SAM) software. The study evaluates various cost projections for 2030, revealing a Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) ranging from $1.59 to $3.49 USD/kg and a Levelized Cost of Energy (LCOE) between $0.0072 and $0.0301 USD/kWh. The Net Present Value (NPV) varies significantly, from approximately $424 million to $927 million, depending on different scenarios and sensitivity analyses. The optimized capacities for photovoltaic (PV) systems range from 203 to 457 MW, wind capacities from 0 to 220 MW, and electrolyzers from 192 to 346 MW, indicating substantial flexibility in meeting diverse cost and performance assumptions.
The findings highlight that capital cost variations have a more pronounced impact on techno-economic outcomes than electrolyzer efficiency or lifetime. The study underscores the feasibility of off-grid green hydrogen production in developing countries, offering a framework adaptable for global application. While the analysis provides valuable insights for policymakers and investors, it acknowledges certain model simplifications, such as the deterministic nature of inputs and the exclusion of grid constraints and stochastic resource variability. Future research directions include exploring green ammonia production, conducting detailed grid integration studies, and incorporating advanced optimization techniques to enhance the robustness of assessments for large-scale green hydrogen projects.
Introduction
The introduction of the research paper highlights the critical role of green hydrogen (GH2) in achieving Net Zero Emissions (NZEs) amid the accelerating global shift towards sustainable energy solutions. With an anticipated global demand for GH2 ranging from 500 to 680 million tons by 2050, countries are increasingly incorporating GH2 into various sectors, including industry and mobility, through strategic national frameworks. Jordan’s recent announcement of a national GH2 strategy, targeting 3.45 million tons by 2050 supported by 47 GW of renewable capacity, exemplifies this trend. The study utilizes the System Advisor Model (SAM) and HOMER software to optimize a hybrid renewable energy system in Jordan, focusing on minimizing the Levelized Cost of Energy (LCOE) and Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) based on 2030 cost projections.
The research underscores Jordan’s advantageous solar and wind resources, which position the country as a competitive player in hydrogen production and export, particularly to major importers like South Korea, Japan, and the EU. While the study primarily focuses on Jordan, it also addresses broader implications for developing countries, particularly in Africa, which possess significant renewable resources and potential for GH2 production. The manuscript is structured into four main sections, with subsequent sections reviewing relevant literature, detailing methodology, presenting optimization results, and concluding with key findings that enhance the understanding of pathways to NZE and the transition to hydrogen economies.
Methods
The research employs a two-phase methodology to project renewable energy scenarios for 2030, utilizing data from the International Energy Agency (IEA) and the International Renewable Energy Agency (IRENA). In Phase 1, optimal sites for renewable energy development are identified by analyzing solar radiation and wind speed data through tools like the Solar and Wind Atlas. The System Advisor Model (SAM) software, supported by high-resolution weather data from the National Solar Radiation Database (NSRDB), is then used to generate per-unit generation curves, which serve as critical inputs for the subsequent phase.
Phase 2 focuses on integrating the findings from Phase 1 with various technical, economic, and system constraints using HOMER Pro software. This phase involves extensive simulations to optimize scenarios while conducting sensitivity analyses on key variables such as electrolyzer cost, efficiency, and renewable energy costs. The outcomes are assessed in terms of Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), Levelized Cost of Energy (LCOE), Net Present Value (NPV), and installed capacities, providing a comprehensive understanding of the impacts of electrolysis technology price variations on renewable energy systems. Further sections will elaborate on the specifics of location selection, load definitions, and the mathematical modeling employed in the study.
Results
The results of the study provide a comprehensive analysis of both technical and economic optimization metrics, focusing on the levelized cost of hydrogen (LCOH), levelized cost of electricity (LCOE), and net present value (NPV) across various scenarios and sensitivity analyses. The LCOH was found to range from $1.59 to $3.49 USD/kg, with significant variations attributed primarily to changes in electrolyzer capital costs. Specifically, the lowest LCOH was observed in the IRENA optimistic scenario (SC2) at a cost factor of 0.5, while the highest was recorded in the IEA conservative scenario (SC1) at a cost factor of 1.5. The sensitivity analysis indicated that variations in electrolyzer efficiency and lifetime had a lesser impact on LCOH compared to capital cost fluctuations.
Similarly, the LCOE exhibited a range from $0.0072 to $0.0301 USD/kWh, with minimal influence from changes in electrolyzer efficiency and lifetime. Notably, the lowest LCOE was achieved in the IEA SC2 scenario at a cost factor of 0.5. The NPV analysis revealed that total system costs increased with rising electrolyzer capital costs, with values ranging from $427 million to $928 million depending on the cost factor. The findings underscore the importance of capital costs in determining the economic viability of renewable energy systems, while also highlighting the need for cautious interpretation of future cost projections due to inherent uncertainties in technological and market developments.
Discussion
The discussion section of the research paper provides a comparative analysis of hydrogen production costs and electricity generation costs from various studies, emphasizing the competitive performance of the current study’s findings. The Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) achieved in this study ranges from $1.59 to $3.49 per kilogram, which is notably lower than many existing configurations, such as those in Mexico and Australia, which report costs exceeding $4.2/kg and $5.79/kg, respectively. This competitive edge is attributed to the optimized sizing of components and the synergistic use of abundant solar and wind resources in Jordan, which enhances load-matching and overall system efficiency.
Furthermore, the Levelized Cost of Electricity (LCOE) in this study, ranging from $0.0072 to $0.0301 per kWh, is also positioned within the lower spectrum of reported values in similar contexts. Comparisons with other systems, such as those in Australia and Turkey, reveal that the current study benefits from favorable renewable resource availability and optimized configurations, leading to lower costs. The findings underscore the importance of hybrid renewable energy systems (HRES) in achieving economic viability for green hydrogen production, particularly in regions with rich renewable resources like Jordan. The study also identifies key research gaps, including the need for optimized system capacities and the exploration of hybrid configurations, which could further enhance the feasibility of hydrogen production in developing regions.