INVESTIGATION OF HYDROGEN STORAGE TECHNOLOGIES FOR SAUDI ARABIA'S ENERGY TRANSITION VIA PYTHAGOREAN FUZZY LOGIC AND TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF 3. Master's thesis_Final_Updated_V2.pdf Restricted to Repository staff only until 28 December 2026. Download (3MB)

Arabic Abstract

يشهد قطاع الطاقة العالمي تحولاً متسارعاً نحو أنظمة تعتمد بشكل كبير على مصادر الطاقة المتجددة، ويبرز الهيدروجين كناقل طاقة أساسي قادر على مواجهة تحديات التذبذب في الإنتاج. وفي إطار رؤية المملكة العربية السعودية 2030، تسعى المملكة لتصبح منتجاً رئيسياً للهيدروجين النظيف؛ إلا أن القرارات الاستراتيجية المتعلقة بتقنيات تخزين الهيدروجين وآليات دمجه على مستوى أنظمة الطاقة لا تزال غير مدروسة بالشكل الكافي. تهدف هذه الرسالة إلى تقييم كيفية توظيف تخزين الهيدروجين بفاعلية ضمن منظومة الطاقة المتجددة المستقبلية في المملكة من خلال معالجة مستويين متكاملين من اتخاذ القرار. ويقدّم الفصل الأول خلفية تحليلية ودافعاً بحثياً لهذه الدراسة. يقدّم الفصل الثاني إطاراً منهجياً لاتخاذ القرار متعدد المعايير، يدمج بين مجموعات الضبابية البثاغورية ذات القيم الفاصلة (IVPFS) وطريقتي AHP وTOPSIS لتقييم خمس تقنيات لتخزين الهيدروجين وفق معايير تقنية واقتصادية واجتماعية وسلامة. ويستند الإطار إلى آراء الخبراء ومعالجة عدم اليقين، وقد أظهر أن التخزين الجوفي للهيدروجين هو الخيار الأنسب للتطبيقات واسعة النطاق في المملكة نظراً لقدرته التخزينية العالية، وطول دورة حياته، وانخفاض تكاليف تشغيله، مما يعكس توافقه الكبير مع المزايا الجيولوجية للمملكة العربية السعودية. كما بيّنت تحاليل الحساسية أن التخزين الجوفي يظل الخيار الأكثر استقراراً عبر سيناريوهات الأوزان المختلفة، في حين يبرز التخزين الكيميائي كخيار مفضل عندما تكون اعتبارات السلامة والجوانب الاجتماعية ذات أولوية أعلى من الاعتبارات الاقتصادية. يركّز الفصل الثالث على الدور التشغيلي والقيمة النظامية لتخزين الهيدروجين طويل المدة (LDES) ضمن النظام المخطط له في نيوم القائم على الطاقة المتجددة بنسبة 100% بحلول عام 2045. وباستخدام نموذج توسعة سعة يعتمد على محاكاة ساعة بساعة، يقارن الفصل بين ثلاثة ترتيبات للتخزين: الهيدروجين فقط، والهيدروجين مع التخزين بالضخ المائي (PHS)، وPHS فقط (وفق خطة نيوم الحالية)، تحت مزيج متغير من مصادر الطاقة ومعايير التكلفة. وتظهر النتائج أن الهيدروجين يوفر موازنة موسمية أساسية، حيث يزوّد النظام بالطاقة خلال فترات النقص المطوّلة في الشتاء (ديسمبر–فبراير) وخلال فترة الرياح الموسمية المتأخرة (أواخر أغسطس–سبتمبر). كما يؤدي التشغيل المشترك لتخزين الهيدروجين مع التخزين بالضخ المائي إلى خفض تكاليف النظام الإجمالية بنسبة ٥–٦٪ مقارنة بخطة نيوم الحالية المعتمدة على PHS فقط، مما يبرز القيمة التكاملية للهيدروجين. ويصبح دمج تخزين الهيدروجين مع PHS مجدياً اقتصادياً على نطاق واسع عندما تنخفض تكلفة سعة الطاقة للهيدروجين إلى أقل من ٥ دولارات/ك.و.س مع كفاءة دورانية تبلغ ٥٠–٦٠٪، ويصبح تنافسياً بشكل كامل عند انخفاض التكلفة إلى أقل من ٢٫٥ دولار/ك.و.س بغض النظر عن الكفاءة. وبشكل عام، تقدّم فصول هذه الرسالة أساساً متكاملاً لاتخاذ قرارات استراتيجية بشأن تقنيات تخزين الهيدروجين—بدءاً من اختيار التكنولوجيا ووصولاً إلى دمجها على مستوى النظام—وتبرهن على قدرة الهيدروجين على دعم مستقبل طاقي متجدد بالكامل، عالي المرونة والكفاءة الاقتصادية في المملكة العربية السعودية.

English Abstract

The transition toward high-renewable energy systems is reshaping global energy planning, and hydrogen is emerging as a critical energy carrier to address variability challenges. Saudi Arabia, guided by Vision 2030, is positioning itself as a major producer of clean hydrogen; however, strategic decisions regarding hydrogen storage technologies and their system-level integration remain underexplored. This thesis evaluates how hydrogen storage can be effectively deployed within Saudi Arabia’s future renewable energy system by addressing two complementary decision-making layers. Chapter 1 provides background motivation for these analyses. Chapter 2 develops a multi-criteria decision-making framework that integrates Interval-Valued Pythagorean Fuzzy Sets (IVPFS) with AHP and TOPSIS to systematically assess five hydrogen storage technologies under technological, economic, social, and safety criteria. The framework incorporates expert judgments and uncertainty, identifying underground hydrogen storage as the most suitable large-scale option for the Saudi context due to its high storage capacity, long life cycle, and favorable OPEX, reflecting its strong compatibility with Saudi Arabia’s geological advantage. Sensitivity analyses show that while underground storage is robust across weighting scenarios, chemical storage becomes more favorable when safety and social criteria dominate over economic considerations. Chapter 3 examines hydrogen’s operational role and system-level value as long-duration energy storage (LDES) within NEOM’s planned 100% renewable power system for 2045. Using an hourly capacity expansion model, the chapter evaluates hydrogen-only, hybrid hydrogen–pumped-hydro (PHS), and PHS-only (reflecting NEOM’s current plan) configurations under varying renewable mixes and cost assumptions. The results show that hydrogen provides essential seasonal balancing, supplying firm power during prolonged shortages in winter (December–February) and during the late-summer monsoon period (late August–September). Joint operation of hydrogen energy storage with PHS reduces total system costs by 5-6% relative to NEOM’s current PHS-only plan, demonstrating hydrogen’s complementary value. Integration of hydrogen storage with PHS becomes broadly cost-effective when hydrogen energy-capacity costs fall below 5 $/kWh with 50–60% round-trip efficiency, and universally competitive below 2.5 $/kWh, regardless of efficiency. Together, these chapters provide an integrated foundation for strategic decision-making on hydrogen storage—spanning technology choice to system deployment—and demonstrate how hydrogen can contribute to a resilient, cost-effective, and fully renewable energy future for Saudi Arabia.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Chemical Engineering
Department:	College of Chemicals and Materials > Chemical Engineering
Committee Advisor:	Park, Sunhwa
Committee Members:	Baaqeel, Hassan and Zahid, Umer
Depositing User:	YOOJEONG OH (g202320690)
Date Deposited:	29 Dec 2025 12:27
Last Modified:	29 Dec 2025 12:27
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143905