Yenilenebilir enerji destekli üretilen yeşil hidrojen için optimal lokasyon ve üretim maliyetlerinin incelenmesi

Abstract

Bu çalışma, yenilenebilir enerjiye dayalı hidrojen üretim sistemlerinin planlanmasını mekânsal, teknik ve ekonomik boyutları bütünleştiren bir karar çerçevesi içinde ele almaktadır. Çalışmanın temel amacı, hidrojen üretim sistemlerini yalnızca teknik açıdan değil, aynı zamanda ekonomik ve mekânsal boyutlarıyla birlikte değerlendirebilen, uygulanabilir ve gerçekçi bir model ortaya koymaktır. Bu doğrultuda Balıkesir için Coğrafi Bilgi Sistemleri tabanlı çok kriterli karar verme yaklaşımı kullanılarak yer seçimi analizi gerçekleştirilmiş ve Bandırma en uygun lokasyon olarak öne çıkmıştır. Sistem performansı, 20 yıllık işletme süresini kapsayan ve toplam 175200 saatlik veriye dayanan dinamik simülasyonlarla ayrıntılı biçimde incelenmiştir. Analizler, güneş ve rüzgâr kaynaklarının zaman içerisinde birbirini dengelediğini göstermesine rağmen, üretim profili ile elektrik fiyatlarının tam olarak örtüşmemesinin ekonomik performansı sınırlayan dikkate değer bir faktör olduğunu ortaya koymuştur. Sistem tasarımı, maliyetin minimize edilmesi ve yenilenebilir enerji kullanım oranının artırılması hedefleri doğrultusunda NSGA-III ve MOPSO algoritmaları ile optimize edilmiştir. Elde edilen Pareto çözüm kümeleri, tek bir “en iyi” çözümden ziyade farklı tasarım tercihlerini temsil eden alternatifler sunduğunu göstermiştir. Farklı elektrolizör kapasite faktörlerinde seviyelendirilmiş hidrojen maliyeti (LCOH) 5.67–8.0 USD/kg aralığında değişim göstermiştir. Duyarlılık analizleri, LCOH değerinin yatırım maliyetlerine yüksek hassasiyet gösterdiğini ortaya koymaktadır. Ayrıca ekonomik sürdürülebilirlik için gerekli hidrojen başabaş satış fiyatı yaklaşık 7.8–8.0 USD/kg olarak belirlenmiş; karbon kredisi, yatırım teşviki ve benzeri destekleyici politika araçlarının devreye girmesi ile bu fizibilite eşiğini 5.52 USD/kg düzeylerine kadar düşürebileceği görülmüştür. Sonuç olarak bu çalışma, hidrojen üretim sistemlerinin çok boyutlu planlanmasına yönelik farklı coğrafyalara uygulanabilecek bütünleşik bir karar destek çerçevesi sunmaktadır. Gelecekte farklı yenilenebilir kaynaklar, elektrolizör teknolojileri ve hidrojen türevi yakıtlar modele dâhil edilerek yaklaşım genişletilebilir.This study addresses the planning of renewable energy-based hydrogen production systems within a decision framework that integrates spatial, technical, and economic dimensions.The primary objective of the study was to develop an applicable and realistic model capable of evaluating hydrogen production systems not only from a technical perspective but also by jointly considering their economic and spatial dimensions. Accordingly, a site selection analysis was conducted for Balıkesir using a Geographic Information System-based multi-criteria decision-making approach, and Bandırma emerged as the most suitable location. System performance was examined in detail through dynamic simulations covering a 20-year operating period and based on a total of 175,200 hours of data. Although the analyses showed that solar and wind resources complement each other over time, the mismatch between the energy production profile and electricity prices was identified as a notable factor limiting economic performance. The system design was optimized using the NSGA-III and MOPSO algorithms with the objectives of minimizing cost and increasing the renewable energy fraction. The resulting Pareto solution sets demonstrated that, rather than providing a single “best” solution, the optimization process offered a range of alternatives representing different design preferences. At different electrolyzer capacity factors, the levelized cost of hydrogen (LCOH) varied between 5.67 and 8.0 USD/kg. The sensitivity analyses revealed that the LCOH was highly sensitive to investment costs. In addition, the break-even hydrogen selling price required for economic sustainability was determined to be approximately 7.8–8.0 USD/kg, while supportive policy instruments such as carbon credits and investment incentives were found to reduce this feasibility threshold to as low as 5.52 USD/kg. In conclusion, this study presents an integrated decision-support framework for the multidimensional planning of hydrogen production systems. Future work may extend the approach by incorporating different renewable sources, electrolyzer technologies, and hydrogen-derived fuels