Off‐Grid Renewable Hydrogen Systems in Australia: A Multi‐Regional Techno‐Economic and Environmental Evaluations

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

🔬研究者:The cross-regional comparison framework and sensitivity analysis methodology can be adopted for hydrogen techno-economic studies in other geographies.

🏢実務担当者:Investors can use the LCOH and IRR benchmarks to identify cost-effective locations for off-grid green hydrogen projects.

🏛政策担当者:The 95% emission reduction potential and cost drivers highlight supportive policies needed for electrolyser cost reduction and renewable capacity expansion.

グリーン水素（H₂）は、独立型ハイブリッド再生可能エネルギーシステムから生産され、遠隔地域におけるディーゼルの持続可能な代替品としてますます認識されている。 substantialな進展にもかかわらず、既存の研究の大半はサイト固有の分析に限定されており、系統的な地域比較が欠如しているため、技術経済的および環境的成果を一般化することが困難である。このギャップに対処するため、本研究は、オフグリッド再生可能水素生産のための信頼性制約付き技術経済・環境評価フレームワークを開発し、フル年間期間にわたる時間別時系列シミュレーションを用いてオーストラリア全土の12の代表的地域に適用する。提案フレームワークは、太陽光発電、風力エネルギー、リチウムイオン電池貯蔵、プロトン交換膜電解装置、水素貯蔵タンク、電力変換ユニットを統一モデリング構造内に統合する。システム性能は、水素の均等化コスト（LCOH）、正味現在価値、内部収益率（IRR）、ライフサイクル排出量などの標準化指標を用いて評価される。結果は、主に再生可能資源の質と水素需要規模によって駆動される強い地域変動を明らかにする。評価対象地域の中で、ピルバラは最低のLCOHである$2.92/kgと最高のIRRである7.08%を達成する。環境的観点からは、再生可能水素システムは従来のグレー水素経路と比較してライフサイクル排出量を最大95%削減する。感度分析により、電解装置の資本コストと太陽光容量係数が経済競争力の主要な決定要因であることがさらに特定される。全体として、提案フレームワークはオフグリッド再生可能水素システムの透明な地域間比較を可能にし、政策立案者や投資家が遠隔用途における費用対効果の高い低炭素水素展開を優先するための意思決定関連の洞察を提供する。

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。

Green hydrogen (H 2 ), produced from standalone hybrid renewable energy systems, is increasingly recognized as a sustainable substitute for diesel in remote regions. Despite substantial progress, most existing studies are limited to site‐specific analyses and lack systematic regional comparison, making it difficult to generalize techno‐economic and environmental outcomes. To address this gap, this work develops a reliability‐constrained techno‐economic and environmental evaluation framework for off‐grid renewable hydrogen production and applies it to twelve representative regions across Australia using hourly time‐series simulations over a full annual horizon. The proposed framework integrates solar photovoltaic generation, wind energy, lithium‐ion battery storage, proton‐exchange‐membrane electrolysers, hydrogen storage tanks and power conversion units within a unified modelling structure. System performance is assessed using standardized indicators, including levelized cost of hydrogen (LCOH), net present cost, internal rate of return (IRR) and lifecycle emissions. The results reveal strong regional variability driven primarily by renewable resource quality and hydrogen demand scale. Among the assessed regions, Pilbara achieves the lowest LCOH of $2.92/kg and the highest IRR of 7.08%. From an environmental perspective, renewable hydrogen systems reduce lifecycle emissions by up to 95% compared with conventional grey hydrogen pathways. Sensitivity analysis further identifies electrolyser capital cost and solar capacity factor as the dominant drivers of economic competitiveness. Overall, the proposed framework enables transparent cross‐regional comparison of off‐grid renewable hydrogen systems and provides decision‐relevant insights for policymakers and investors to prioritize cost‐effective, low‐carbon hydrogen deployment in remote applications.

• semanticscholar https://doi.org/10.1049/rpg2.70240first seen 2026-05-15 19:47:31 · last seen 2026-08-11 05:02:44