モロッコにおける洋上風力・潮力ハイブリッドシステムによるグリーン水素生産と海上輸出の技術経済評価

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Offers a validated open-source framework for wind–tidal hydrogen modelling, suitable for multi-objective optimisation and replication in other coastal contexts.

🏢実務担当者:Provides cost benchmarks and sensitivity drivers for project developers evaluating hybrid offshore hydrogen production and liquefaction value chains.

🏛政策担当者:Demonstrates that hybrid offshore renewables can reduce hydrogen production cost volatility, supporting national hydrogen roadmap targets and export strategies.

モロッコの国家グリーン水素ロードマップは大規模な水素輸出を目標としているが、大西洋サハラ海岸の洋上風力および潮汐資源は未だ十分に調査されておらず、単一資源の電解プラントは低く変動の大きい電解装置稼働率に悩まされている。本研究は、ダフラにおける560 MWのハイブリッド洋上風力・潮汐ハブがプロトン交換膜（PEM）電解により水素を生産し、液体水素（LH₂）としてジョルフ・ラスファル（1,241 km）へ輸出するという、再現可能な技術経済モデルを提示する。地域の風況、海流、海面水温リソースは、Copernicus Marine Service（CMEMS）再解析および衛星プロダクト（2002–2016年）から特性評価され、WeibullフィッティングにはERA5の時間別風データが補完される。本フレームワークはさらに、調和（M₂+S₂）潮汐モデリング、Jensen後流損失、時間別ディスパッチ、液化、輸送、および割引現在価値ベースの水素均等化コスト（LCOH）分析を統合する。510/50 MWの風力・潮汐構成が350 MWの電解装置に供給する場合、設備利用率は風力49.1％、潮汐8.8％、ハイブリッド45.5％に達し、60％の稼働率で年間約36,800トンのH₂を生産し、15.1％の出力抑制となる。2025年のベースケース生産LCOHは7.53 USD/kg（納入時10.04 USD/kg）であり、2030年の学習効果シナリオでは4.45 USD/kgに低減し、ロードマップの2〜4 USD/kg帯に接近する。ハイブリッド化は、風力と潮汐の相関がほぼゼロであることによる安定化価値を提供し、エネルギーを追加するのではなく、出力分散と電解装置のサイクリングを低減する。感度分析により、設備利用率と電解装置の比消費電力量が、風力資本コストや資本コストを上回る主要なコスト決定要因であることが特定された。本研究は、モロッコ大西洋岸における初の統合的な風力・潮汐水素評価と、将来の多目的最適化のための透明なモデリングプラットフォームを提供する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Morocco’s National Green Hydrogen Roadmap targets large-scale hydrogen exports, yet the offshore wind and tidal resources of the Atlantic Sahara coast remain underexplored, and single-resource electrolysis plants suffer from low, variable electrolyser utilisation. This study presents a reproducible techno-economic model of a 560 MW hybrid offshore wind–tidal hub at Dakhla producing hydrogen via proton-exchange-membrane (PEM) electrolysis and exporting it as liquid hydrogen (LH₂) to Jorf Lasfar (1,241 km). The regional wind, current and sea-surface-temperature resource is characterised from Copernicus Marine Service (CMEMS) reanalysis and satellite products (2002–2016), complemented by ERA5 hourly wind for the Weibull fit; the framework then integrates harmonic (M₂+S₂) tidal modelling, Jensen wake losses, hourly dispatch, liquefaction, shipping, and discounted levelised-cost-of-hydrogen (LCOH) analysis. For a 510/50 MW wind/tidal configuration feeding a 350 MW electrolyser, capacity factors reach 49.1 % (wind), 8.8 % (tidal) and 45.5 % (hybrid), yielding ≈36,800 t H₂/yr at 60 % utilisation with 15.1 % curtailment. The 2025 base-case production LCOH is 7.53 USD/kg (10.04 USD/kg delivered); a 2030 learning scenario reduces this to 4.45 USD/kg, approaching the 2–4 USD/kg roadmap band. Hybridisation provides firming value through near-zero wind–tidal correlation, reducing output variance and electrolyser cycling rather than adding energy. Sensitivity analysis identifies capacity factor and electrolyser specific energy consumption as the dominant cost drivers, ahead of wind capital cost and the cost of capital. This work offers the first integrated wind–tidal hydrogen assessment for the Moroccan Atlantic coast and a transparent modelling platform for future multi-objective optimisation.

• Research Square https://doi.org/10.20944/preprints202607.0950.v1first seen 2026-07-22 04:37:15 · last seen 2026-07-28 04:44:06