تستكشف هذه الدراسة حلاً مستداماً لمعالجة عدم التطابق الومني بين العرض والطلب على الكهرباء في منطقة براك الشاطئ من خلال استغلال فائض الكهرباء خلال ساعات انخفاض الطلب لإنتاج الهيدروجين عبر التحليل الكهربائي، ثم استخدام خلايا الوقود لتوليد الكهرباء خلال فترات الذروة. تقيم الدراسة جدوى استخدام نظام يعتمد على الهيدروجين لتحقيق استقرار الشبكة الفرعية دون الحاجة إلى وحدات توليد كهرباء إضافية. ووفقاً للنتائج، يمكن للمحلل الكهربائي إنتاج ما يصل إلى 271.8 متر مكعب من الهيدروجين في الساعة، ويتطلب ذلك حوالي 9.1 ميغاواط من الكهرباء، وهو ما يكفي لتغطية العجز في الطاقة البالغ 6.1 ميغاواط في الشبكة. وبسعة تخزين للهيدروجين تبلغ 421,255 متر مكعب، يمكن لهذا النظام تخزين الهيدروجين لاستخدامه لاحقاً في خلايا الوقود لتغطية العجز البالغ 1689 ميغاواط في الشبكة الفرعية خلال أوقات الذروة. وتشير النتائج إلى أنه من خلال تحسين إنتاج الهيدروجين بالتحليل الكهربائي واستخدام خلايا الوقود لتوليد الكهرباء، يمكن للنظام المقترح توفير 8,424 ميغاواط من الطاقة، مما يغطي فعلياً عجز الشبكة. ولا يقتصر هذا الأسلوب على سد الفجوة بين العرض والطلب فحسب،...

This study aims to evaluate the techno-economic feasibility of a standalone (off-grid) energy system in Brack Al-Shatti, utilizing a green hydrogen production and recovery cycle as a long-duration energy storage solution, aligned with the National Vision 2050 and the Paris Climate Agreement. The methodology employs a precise energy balance integration, featuring a 511.1 MW photovoltaic field supplying a 198.4 MW electrolyzer, coupled with a hydrogen storage capacity of 20,704 m³ at an operating pressure of 100 bar. To ensure operational reliability and uninterruptible supply, the system is reinforced with a 171.5 MW fuel cell and a 227.5 kW Reverse Osmosis (RO) desalination unit to provide the high-purity water essential for the electrochemical process. The results demonstrate the system’s capability to fully meet the target annual electrical load of 590,018 MWh with 100% self-reliance. Despite substantial capital expenditures (CAPEX) estimated between $1.52 and $2.96 billion, the financial analysis reveals a competitive Levelized Cost of Energy (LCOE) of approximately $0.097/kWh when environmental credits are integrated. Environmentally, the system prevents the emission of 611,850 tons of CO2 annually, generating an indirect fiscal saving exceeding $52 million. The study concludes that the success of this model in Brack Alshatti serves as a cornerstone for transforming Southern Libya from an energy- consuming region into a regional hub for clean energy exportation, contingent upon global technology price flexibility and local logistical infrastructure development.

The growing need to decarbonize power systems has increased interest in integrating renewable generation with long-duration energy storage technologies. In this study, an off-grid solar photovoltaic (PV) system coupled with a hydrogen production and storage subsystem is proposed to supply the urban electrical demand of Wadi Al-Shati in southern Libya. The assessment is based on a combined energy, economic, environmental, and technical (4E) analysis using local climatic conditions and annual load data. The proposed configuration includes a 625.5 MW PV plant, a 337 MW electrolyzer, a 177 MW fuel cell, and a compressed hydrogen storage tank with a volume of 24,285 m³, supported by a desalination unit and a hydrogen compression station. The results indicate that the system can reliably satisfy the full annual electricity demand while maintaining system stability under standalone operation. Economically, the total investment cost is estimated at about USD 1.742 billion, with a levelized cost of electricity of nearly USD 338/MWh and a payback period of 16.64 years. Environmentally, the system offers substantial mitigation potential by avoiding approximately 611,849 tons of CO₂ emissions each year. The findings confirm that PV-hydrogen systems represent a promising pathway for improving energy security and reducing dependence on fossil-fuel-based electricity generation in Libya, particularly in regions with high solar potential.