DOI: https://doi.org/10.3389/fenvs.2026.1761756
تاريخ النشر: 2026-04-10
المؤلف: Majdi Argoubi وآخرون
الموضوع الرئيسي: أنظمة الطاقة المتجددة الهجينة
نظرة عامة
تقدم ورقة البحث نموذج برمجة خطية مختلطة الأعداد متعددة الفترات (MILP) يهدف إلى تحسين بنية تصدير الهيدروجين في المملكة العربية السعودية من 2025 إلى 2045. يتناول النموذج قرارات حاسمة تتعلق بمسارات الناقلين، مواقع الإنتاج، السعة، وتخصيص السوق، مشيرًا إلى أن النماذج الحالية تركز بشكل أساسي على الشبكات من جانب الاستيراد وتتجاهل الانبعاثات الكبيرة المرتبطة بتحسين جانب التصدير. تكشف الدراسة أن توجيه الساحل المزدوج يمكن أن يقلل التكاليف الإجمالية بنسبة 18.2% (حوالي 107 مليار دولار) بينما يقلل في الوقت نفسه من انبعاثات النقل بنسبة 18.5%. كما تحدد كيف يؤثر تسعير الكربون على تنويع الناقلين، حيث تنخفض حصة الأمونيا من 70.3% إلى 50.4% وتزداد حصة الهيدروجين المسال من 24.6% إلى 35.7%، محققةً تخفيضًا بنسبة 31% في الانبعاثات بتكلفة تخفيض هامشية تبلغ 29.7 دولار لكل طن من مكافئ CO₂.
تؤكد النتائج أن العقد من 2025 إلى 2035 هو فترة حاسمة لإنشاء بنية تحتية للهيدروجين ستؤدي إلى تثبيت ملفات الانبعاثات حتى 2060-2085. تؤكد الدراسة أن توفر رأس المال هو القيد الرئيسي في تحقيق أهداف الحجم والانبعاثات، مما يشير إلى أن التمويل المناخي الكافي أمر ضروري. الإطار الذي تم تطويره قابل للتطبيق على دول تصدير الهيدروجين الناشئة الأخرى، مثل الإمارات العربية المتحدة، عمان، المغرب، مصر، أستراليا، وتشيلي، مما يوفر منهجية قابلة للتكرار لتحقيق توازن بين التنافسية التجارية، الفعالية المناخية، وكفاءة رأس المال.
مقدمة
تسلط المقدمة الضوء على التحدي الحاسم الذي تواجهه أنظمة الطاقة العالمية: الحاجة إلى تلبية الطلب المتزايد على الطاقة مع تحقيق انبعاثات صفرية صافية بحلول عام 2050، كما هو منصوص عليه في اتفاقية باريس. يتم تحديد الهيدروجين كحل محوري لإزالة الكربون من القطاعات التي يصعب تخفيض انبعاثاتها مثل الصلب، والكيماويات، والنقل الثقيل، حيث يكون التوصيل الكهربائي المباشر غالبًا غير عملي. تشير التوقعات إلى أن الطلب العالمي على الهيدروجين قد يرتفع إلى 530 مليون طن سنويًا بحلول عام 2050، مما يتطلب انتقالًا كبيرًا من إنتاج الهيدروجين القائم على الوقود الأحفوري إلى بدائل منخفضة الكربون.
تؤكد هذه الفقرة على التعقيدات المرتبطة بتصميم بنية تحتية لسلسلة إمداد الهيدروجين (HSC)، والتي يجب أن تأخذ في الاعتبار عوامل مثل مواقع الإنتاج، ومسارات الناقلين (مثل الأمونيا، الهيدروجين المسال، أو الهيدروجين المضغوط)، وحجم السعة، وتوقيت الاستثمار. تخلق المتطلبات الرأسمالية الكبيرة للمرافق على نطاق صناعي، المقدرة بين 500 مليون و2.5 مليار دولار، اعتمادات طويلة الأجل يمكن أن تؤدي إلى خيارات أقل مثالية. على سبيل المثال، البصمة الكربونية للأمونيا كناقل أعلى بكثير (5.3 كجم CO₂e/كجم H₂) مقارنةً بتلك الخاصة بالهيدروجين المضغوط (0.8 كجم CO₂e/كجم H₂)، مما قد يعيق جهود إزالة الكربون في الدول المستوردة. بالإضافة إلى ذلك، تتطلب آليات تسعير الكربون المتطورة والتنفيذ الوشيك لآلية تعديل حدود الكربون في الاتحاد الأوروبي (CBAM) تصميم بنية تحتية استباقية لتخفيف مخاطر الأصول العالقة وضمان التوافق مع السياسات الكربونية المستقبلية.
الطرق
توضح فقرة المنهجية نطاق وإطار التحليل المستخدم في الدراسة، الذي يركز حصريًا على مراحل ما بعد الإنتاج لتصدير الهيدروجين، بما في ذلك التكييف، التخزين، النقل البحري، وإعادة التكييف في الوجهة. يسمح هذا النهج بإجراء تحليل مفصل لدورة حياة الانبعاثات بينما يتم التعامل مع انبعاثات الإنتاج كمعلمات خارجية بناءً على المشاريع السعودية الحالية. تفحص الدراسة أربعة سيناريوهات متميزة، مع التركيز بشكل خاص على الشراكات الاستراتيجية مع اليابان، ألمانيا، كوريا الجنوبية، وهولندا. يتم تحسين جميع السيناريوهات باستخدام IBM ILOG CPLEX، محققةً فجوات مثالية تقل عن 0.5%.
تتفصل الفقرة أكثر في إطار تحسين البرمجة الخطية المختلطة (MILP) المستخدم لتصميم سلسلة إمداد تصدير الهيدروجين. يشمل ذلك المنطق وراء النموذج، وصيغته الرياضية، ومنهجية الحل، وتصميم السيناريوهات التي تم تحليلها. تم هيكلة الورقة لمراجعة الأدبيات ذات الصلة أولاً، تليها الصياغة الرياضية، دراسة حالة عن المملكة العربية السعودية، عرض النتائج، ومناقشة الآثار السياسية.
النتائج
توضح فقرة النتائج في ورقة البحث أربعة تكوينات متميزة لتخفيض انبعاثات سلسلة الإمداد، مصنفة موضوعيًا إلى تكوين سلسلة الإمداد والانبعاثات، النشر الزمني، اختراق السوق، التوازنات الاقتصادية-البيئية، وحساسيات المسار. تشير النتائج الرئيسية إلى أن الموقع الجغرافي يؤثر بشكل كبير على التوافق الاقتصادي-البيئي، حيث يؤدي توجيه الساحل المزدوج إلى تقليل التكاليف بنسبة 18.2% (107 مليار دولار) وتقليل انبعاثات النقل بنسبة 18.5%. يكون هذا الظاهرة بارزة بشكل خاص بالنسبة للمصدرين ذوي السواحل المتعددة مثل المغرب، مصر، عمان، وأستراليا، حيث يمكن أن تؤدي مزايا المسافة إلى تخفيضات في الانبعاثات تتراوح بين 12%-22% دون الحاجة إلى تدخلات سياسية.
بالإضافة إلى ذلك، تحدد الدراسة أن اختيار الناقل حساس لعتبات أسعار الكربون، حيث تكون الأمونيا مثالية للمسافات التي تتجاوز 5,500 ميل بحري عند تسعير صفر، وتتحول إلى الهيدروجين المسال (LH2) للطرق الأقصر. يمكن أن يحقق تسعير الكربون المنسق بين 60-80 دولارًا لكل طن تخفيضًا بنسبة 31% في الانبعاثات، على الرغم من أنه لا يمكنه القضاء تمامًا على المسارات ذات الانبعاثات العالية على الطرق الطويلة جدًا، مما يتطلب دعمًا تكنولوجيًا تكميليًا. أخيرًا، تسلط الدراسة الضوء على التوتر المالي-المناخي الناشئ عن قيود رأس المال، حيث يمكن للبنية التحتية المحدودة الميزانية أن تحقق حجمًا كبيرًا ولكن على حساب زيادة الانبعاثات. يتم تقديم ثلاثة خيارات مقيدة لصانعي السياسات بشأن الاستثمار والانبعاثات، مما يبرز الحاجة إلى آليات التمويل المناخي الدولية لسد الفجوات الرأسمالية وتجنب المسارات ذات الانبعاثات العالية.
المناقشة
تسلط فقرة المناقشة في ورقة البحث الضوء على المزايا الاستراتيجية للمملكة العربية السعودية في تحسين سلاسل إمداد الهيدروجين (HSC) لتصدير الهيدروجين المتجدد، والتي تعتبر حاسمة للتخفيف من آثار المناخ العالمية. تستفيد البلاد من انخفاض تكاليف الطاقة المتجددة، والبنية التحتية الصناعية الراسخة، والجغرافيا ذات السواحل المزدوجة التي تسهل كفاءة النقل، والدبلوماسية المناخية النشطة التي تربط إمدادات الهيدروجين بالالتزامات الدولية. يمثل منشأة NEOM مثالًا على الإمكانية لإنتاج الهيدروجين على نطاق واسع مع انبعاثات ضئيلة، بينما تقلل المواقع الصناعية الحالية من تكاليف رأس المال والانبعاثات المتجسدة. ومع ذلك، يتطلب تحقيق هذه المزايا معالجة فجوات بحثية كبيرة في تحسين التصدير، لا سيما فيما يتعلق بالاعتبار المتزامن لمناطق الإنتاج، ومسارات الناقلين، ولوجستيات النقل.
تحدد الدراسة ثلاث فجوات حاسمة في الأدبيات الحالية: التركيز السائد على النماذج الموجهة نحو الاستيراد، نقص التقييمات الكمية لمزايا الساحل المزدوج، والدراسات المعزولة لمسارات الناقلين الفردية دون دمج الاقتصاديات والانبعاثات المعتمدة على المسافة. لمعالجة هذه الفجوات، يطور المؤلفون نموذج برمجة خطية مختلطة الأعداد متعددة الفترات (MILP) الذي يحسن جوانب مختلفة من بنية تصدير الهيدروجين في المملكة العربية السعودية من 2025 إلى 2045. يتضمن هذا النموذج الأهداف الاقتصادية والبيئية، مما يوفر رؤى حول التوازنات بين تكاليف رأس المال والانبعاثات، وتحديد عتبات أسعار الكربون لاختيار المسار الأمثل، وقياس فوائد التخصص الجغرافي. تشير النتائج إلى أن المطابقة الذكية بين مناطق الإنتاج والأسواق يمكن أن تقلل بشكل كبير من التكاليف والانبعاثات، مما يوفر إطارًا يمكن تعميمه على دول المصدرين ذوي السواحل المتعددة الأخرى.
القيود
تحدد الدراسة خمس قيود رئيسية تشكل نتائجها وتقترح طرقًا للاستكشاف المستقبلي. أولاً، قد يؤدي استبعاد انبعاثات الإنتاج الخارجية، مثل خسائر كفاءة المحلل وعوامل انبعاث الشبكة خلال الساعات غير الشمسية، إلى تقدير منخفض لانبعاثات الكربون المرتبطة بإنتاج الهيدروجين. يمكن أن يؤدي دمج هذه العوامل إلى زيادة الانبعاثات بمقدار 0.5-2.5 كجم CO₂e/كجم H₂ دون تغيير الترتيبات النسبية أو عتبات أسعار الكربون. ثانيًا، يحد الاعتماد على توقعات الطلب الحتمية من التحليل؛ يمكن أن يساعد استخدام البرمجة العشوائية في إبلاغ قرارات البنية التحتية بشكل أفضل عبر نطاق الطلب المتوقع من 200-600 مليون طن سنويًا بحلول عام 2050.
ثالثًا، تتبنى الدراسة منظور مصدر واحد، مما يتجاهل الديناميكيات التنافسية والفرص التعاونية بين عدة دول. يمكن أن تعزز دمج تحسينات إقليمية متعددة الدول والنهج النظرية للألعاب من فهم هذه التفاعلات. رابعًا، الطبيعة الثابتة لافتراضات تكلفة التكنولوجيا تفشل في حساب التخفيضات المحتملة في CAPEX المدفوعة بالنشر المبكر ومنحنيات التعلم في التسييل وكفاءة المحلل. أخيرًا، قد تمثل المعلمات الثابتة لتكنولوجيا إعادة تحويل الأمونيا المسارات المستقبلية بشكل غير دقيق؛ يمكن أن تؤثر إدخال التقدم في تكنولوجيا التكسير بشكل كبير على تصنيفات الانبعاثات بحلول 2035-2040. يجب أن تأخذ الأبحاث المستقبلية أيضًا في الاعتبار دمج الفقدان الهارب وتأثيرات الاحتراق اللاحق لتوفير صورة أوضح عن التأثيرات المناخية الصافية، لا سيما بالنسبة للاقتصادات المعتمدة على الفحم مثل الصين والهند، التي قد تحقق تخفيضات صافية أكبر على الرغم من كثافة سلسلة الإمداد الأعلى.
DOI: https://doi.org/10.3389/fenvs.2026.1761756
Publication Date: 2026-04-10
Author(s): Majdi Argoubi et al.
Primary Topic: Hybrid Renewable Energy Systems
Overview
The research paper presents a multi-period mixed-integer linear programming (MILP) model aimed at optimizing hydrogen export infrastructure in Saudi Arabia from 2025 to 2045. The model addresses critical decisions regarding carrier pathways, production locations, capacity, and market allocation, highlighting that existing models predominantly focus on import-side networks and overlook significant emissions associated with export-side optimization. The study reveals that dual-coastline routing can reduce total costs by 18.2% (approximately $107 billion) while simultaneously decreasing transport emissions by 18.5%. It also identifies how carbon pricing influences carrier diversification, with ammonia’s share decreasing from 70.3% to 50.4% and liquefied hydrogen’s share increasing from 24.6% to 35.7%, achieving a 31% reduction in emissions at a marginal abatement cost of $29.7 per ton of CO₂ equivalent.
The findings emphasize that the decade from 2025 to 2035 is pivotal for establishing hydrogen infrastructure that will lock in emissions profiles through 2060-2085. The study underscores that capital availability is the primary constraint in meeting both volume and emission targets, suggesting that adequate climate finance is essential. The framework developed is applicable to other emerging hydrogen exporters, such as the UAE, Oman, Morocco, Egypt, Australia, and Chile, providing a replicable methodology for achieving a balance between commercial competitiveness, climate effectiveness, and capital efficiency.
Introduction
The introduction highlights the critical challenge facing global energy systems: the need to satisfy increasing energy demands while achieving net-zero emissions by 2050, as stipulated by the Paris Agreement. Hydrogen is identified as a pivotal solution for decarbonizing hard-to-abate sectors such as steel, chemicals, and heavy transport, where direct electrification is often impractical. Projections indicate that global hydrogen demand could surge to 530 million tons annually by 2050, necessitating a significant transition from fossil-based hydrogen production to low-carbon alternatives.
The section emphasizes the complexities involved in designing hydrogen supply chain (HSC) infrastructure, which must consider factors such as production locations, carrier pathways (e.g., ammonia, liquefied hydrogen, or compressed hydrogen), capacity sizing, and investment timing. The substantial capital requirements for industrial-scale facilities, estimated between $500 million and $2.5 billion, create long-term dependencies that can lock in less optimal choices. For instance, the carbon footprint of ammonia as a carrier is significantly higher (5.3 kg CO₂e/kg H₂) compared to that of compressed hydrogen (0.8 kg CO₂e/kg H₂), which could hinder decarbonization efforts in importing countries. Additionally, evolving carbon pricing mechanisms and the impending implementation of the EU’s Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) necessitate proactive infrastructure design to mitigate the risk of stranded assets and ensure alignment with future carbon policies.
Methods
The methodology section outlines the scope and analytical framework employed in the study, which focuses exclusively on the post-production stages of hydrogen export, including conditioning, storage, maritime transport, and reconditioning at the destination. This approach allows for a detailed life-cycle emission analysis while treating production emissions as exogenous parameters based on existing Saudi projects. The research examines four distinct scenarios, particularly emphasizing strategic partnerships with Japan, Germany, South Korea, and the Netherlands. All scenarios are optimized using IBM ILOG CPLEX, achieving optimality gaps of less than 0.5%.
The section further details the Mixed-Integer Linear Programming (MILP) optimization framework utilized for designing the hydrogen-export supply chain. It encompasses the rationale behind the model, its mathematical formulation, the solution methodology, and the design of the scenarios analyzed. The paper is structured to first review relevant literature, followed by the mathematical formulation, a case study on Saudi Arabia, results presentation, and a discussion on policy implications.
Results
The results section of the research paper outlines four distinct configurations for supply chain decarbonization, categorized thematically into supply chain configuration and emissions, temporal deployment, market penetration, economic-environmental trade-offs, and pathway sensitivities. Key findings indicate that geographic positioning significantly influences economic-environmental alignment, with dual-coastline routing yielding an 18.2% cost reduction ($107 billion) and an 18.5% decrease in transport emissions. This phenomenon is particularly pronounced for multi-coastline exporters such as Morocco, Egypt, Oman, and Australia, where distance advantages can lead to emission reductions of 12%-22% without necessitating policy interventions.
Additionally, the study identifies that carrier selection is sensitive to carbon price thresholds, with ammonia being optimal for distances exceeding 5,500 nautical miles at zero pricing, and transitioning to liquefied hydrogen (LH2) for shorter routes. Coordinated carbon pricing between $60-$80 per ton could achieve a 31% reduction in emissions, though it cannot fully eliminate high-emission pathways on ultra-long routes, necessitating complementary technological support. Lastly, the research highlights the fiscal-climate tension arising from capital constraints, where budget-limited infrastructure can achieve significant volume but at the cost of increased emissions. Policymakers are presented with three constrained options regarding investment and emissions, underscoring the need for international climate finance mechanisms to bridge capital gaps and avoid higher-emission pathways.
Discussion
The discussion section of the research paper highlights Saudi Arabia’s strategic advantages in optimizing hydrogen supply chains (HSC) for renewable hydrogen exports, which are crucial for global climate mitigation. The country benefits from low renewable energy costs, established industrial infrastructure, a dual-coastline geography that facilitates transport efficiency, and active climate diplomacy linking hydrogen supply to international commitments. The NEOM facility exemplifies the potential for large-scale hydrogen production with minimal emissions, while existing industrial sites reduce capital costs and embodied emissions. However, the realization of these advantages requires addressing significant research gaps in export optimization, particularly concerning the simultaneous consideration of production zones, carrier pathways, and transport logistics.
The study identifies three critical gaps in existing literature: a predominant focus on import-oriented models, a lack of quantitative assessments of dual-coastline advantages, and isolated studies of individual carrier pathways without integrating distance-dependent economics and emissions. To address these gaps, the authors develop a multi-period mixed-integer linear programming (MILP) model that optimizes various aspects of Saudi Arabia’s hydrogen export infrastructure from 2025 to 2045. This model incorporates economic and environmental objectives, providing insights into the trade-offs between capital costs and emissions, identifying carbon price thresholds for optimal pathway selection, and quantifying the benefits of geographic specialization. The findings suggest that intelligent matching of production zones to markets can significantly reduce both costs and emissions, offering a framework that can be generalized to other multi-coastline exporters.
Limitations
The research identifies five key limitations that shape its findings and suggests avenues for future exploration. First, the exclusion of exogenous production emissions, such as electrolyzer efficiency losses and grid emission factors during non-solar hours, may lead to an underestimation of carbon emissions associated with hydrogen production. Integrating these factors could increase emissions by 0.5-2.5 kg CO₂e/kg H₂ without altering relative rankings or carbon price thresholds. Second, the reliance on deterministic demand forecasts limits the analysis; employing stochastic programming could better inform infrastructure decisions across the projected demand range of 200-600 Mt/year for 2050.
Third, the study adopts a single-exporter perspective, which overlooks competitive dynamics and cooperative opportunities among multiple countries. Incorporating multi-country regional optimization and game-theoretic approaches could enhance understanding of these interactions. Fourth, the static nature of technology cost assumptions fails to account for potential CAPEX reductions driven by early deployment and learning curves in liquefaction and electrolyzer efficiency. Lastly, the fixed parameters for ammonia reconversion technology may misrepresent future pathways; endogenizing advancements in cracking technologies could significantly impact emissions rankings by 2035-2040. Future research should also consider the integration of fugitive losses and downstream combustion effects to provide a clearer picture of net climate impacts, particularly for coal-intensive economies like China and India, which may achieve greater net reductions despite higher supply chain intensity.