Modeling and Optimizing Ethiopia’s Energy Pathways: Long-term Scenario Development and Hydrogen Production = 에티오피아 에너지 경로 모델링 및 최적화: 장기 시나리오 개발과 수소 생산

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

Abstract
Rapid population growth, increasing energy demand, and the limited nature of fossil fuels, coupled with global climate change, have forced the global community, especially the energy sector, to shift toward clean energy integration and production. Although Ethiopia’s economy has shown rapid growth in recent decades, the energy sector has been facing many issues, particularly the high consumption of fuelwood, lack of energy security, affordability, and low integration of variable renewable energy sources such as wind and solar. In response to these critical challenges, the country is attempting to diversify its energy mix by expanding rural electrification, national sustainable energy development, and 10-year national development strategies.
The primary objective of this study was to explore how Ethiopia’s current energy and power generation system can be transformed into a more flexible and resilient system by reducing its reliance on hydropower and integrating highly renewable energy technologies. In this context, this study examined the role of electrification and a low-carbon energy mix in enhancing grid stability, and investigated the optimal utilization of variable renewable energy resources.
This study applied energy system modeling tools with econometric demand forecasting, such as LEAP-NEMO, OSeMOSYS, and Microfit, by implementing five scenarios: the reference scenario, low-carbon energy mix scenario, sustainable energy strategy scenario, energy transition scenario, and hydrogen production scenario, to assess Ethiopia’s energy pathways from 2015 to 2050. The findings under the BAU scenario showed the household sector was the highest energy consuming sector throughout the study period, and that the final energy demand in all sectors is forecasted to increase from 1634.127 PJ in 2015 to 2503.69 and 4721.49 PJ in 2030 and 2050, respectively. In addition, the results of the study showed that for the country to achieve its renewable energy transition pathways and long-term sustainable energy strategy goals, increasing renewable power generation, policy interventions such as increasing the private sector participation in power generation, and the integration of new technologies, such as proton exchange membranes for hydrogen production (PEM) and fuel cells, are crucial for long-term sustainable energy development, as highlighted in the developed scenarios of the study. In both the developed and developing countries, the production of hydrogen is given attention due to its impact on the national low-carbon energy transition policies, particularly in heavy industries and transport, by reducing fossil fuel consumption as well as acting as a storage system for capturing the variability of renewable power generation, which can be used during the shortage of demand. Related to this, although the findings of this study indicate that Ethiopia’s energy demand is projected to be high, with increased investment and power generation projected to be dominated by renewable sources, the role of green hydrogen in power generation systems, even in the national policy and sustainable energy document, has not been included and planned. This study analyzed and provided technical results on how green hydrogen can be included in the long term, starting from 2030, in the Ethiopian power generation system for energy security and to supplement the country’s sustainable energy development goals.
The findings of the study also analyze and discuss the social, economic, and technical results in relation to power generation expansion, number of jobs created, and GHG emissions. The optimized power generation results showed that the country’s gradual and long-term renewable-based energy development pathway is the least costly option with different opportunities, such as job creation and integration of new technologies (green hydrogen), dominated by hydropower and variable renewable sources, particularly wind and solar. Furthermore, the findings of this study show that increasing the expansion of renewable sources, especially in energy translation and hydrogen production scenarios, will have a significant impact on changing the country’s power generation system. Ethiopia currently has no operational natural gas or nuclear power plants. However, this study highlights the potential role of integrating natural gas and nuclear energy in enhancing grid stability. However, CO2 emissions projections indicated an overall increasing trend across all scenarios, with low emissions in the early years followed by a sharp rise after 2030; however, the long-term benefits of incorporating low-carbon energy sources outweigh the associated costs.
The study also showed that in the gradual clean energy transition pathway, hydropower will remain the dominant source of electricity generation in all scenarios, complemented by a diverse energy mix that includes wind, solar, geothermal, nuclear, and natural gas. The study results also indicate that it is not only technically possible to produce and store green hydrogen in the Ethiopian energy system, but also an alternative and clean option produced from renewable sources in the future for the country’s energy pathway, investment opportunity, and economic and societal welfare. Given the immaturity of technology in developing countries such as Ethiopia, large-scale hydrogen production may not be economically viable in the near future. However, as a clean and promising global energy carrier, investment in this technology remains essential for future energy security, export benefits, and sustainability.
Overall, the study results show that increased demand-side management in most sectors, increasing electrification rates, and integrating renewable and storage technologies are the most cost-effective and efficient strategies for achieving the country’s long-term sustainable energy goals, exploiting huge renewable energy sources for energy security, and creating a climate-resilient power system.

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

Abstract (Korean)
급속한 인구 증가, 에너지 수요 증가, 화석연료의 한정성과 전 세계적인 기후 변화로 인해 전세계적으로, 특히 에너지 부문에서 청정에너지의 통합과 생산 전환이 요구되고 있습니다. 에티오피아 경제는 지난 수십 년 동안 빠른 성장을 보여왔지만, 에너지 부문은 특히, 연료용 목재의 높은 소비, 에너지 안보 부족, 경제적 접근성의 한계, 그리고 풍력 및 태양광과 같은 가변적인 재생에너지의 낮은 통합 비율 등이 많은 문제에 직면해 있습니다. 이러한 심각한 도전과제에 대응하여 , 에티오피아는 농촌 전기화 확대, 지속가능 에너지 개발 전략, 10개년 국가 개발 전략 등을 통해 에너지 믹스를 다양화하려는 노력을 시도하고 있습니다.
본 연구의 주요 목적은 에티오피아의 현재 에너지 및 전력 생산 시스템이 수력 발전 의존도를 줄이고 재생에너지 기술을 적극 통합함으로써, 보다 유연하고 회복력 있는 전력 시스템으로 전환될 수 있는지 탐구하는 것입니다. 이러한 맥락에서, 본 연구는 전력화와 저탄소 에너지 믹스가 전력망 안정성을 향상 시키는 역할에 대해 조사하고, 가변 재생에너지 자원의 최적 활용 방안을 조사했습니다.
본 연구는 LEAP-NEMO, OSeMOSYS, Microfit 등과 같은 계량경제학적 수요 예측 도구를 활용하여 기준(Business as Usual) 시나리오, 저탄소 에너지 믹스 시나리오, 지속가능 에너지 전략 시나리오, 에너지 전환 시나리오, 수소 생산 시나리오의 다섯 가지 시나리오를 구현했습니다. 2015년부터 2050년까지의 에티오피아 에너지 경로를 평가하기 위해, BAU 시나리오에 따른 분석을 하였습니다. 분석 결과, 가정 부문은 연구기간 전반에 걸쳐 가장 많은 에너지를 소비하였으며, 모든 부문에서 최종 에너지 수요는 2015년 1,634.127 PJ에서 2030년 2,503.69 PJ, 2050년에는 4,721.49 PJ로 증가할 것으로 예측되었습니다.
또한 연구 결과에 따르면 에티오피아가 재생에너지 전환 경로와 장기적인 지속가능 에너지 전략 목표를 달성하기 위해서는 재생에너지 발전 확대 및 민간 부문의 발전 참여 확대와 신기술 통합을 촉진하는 등의 정책적 개입이 필요한 것으로 나타났습니다.
수소 생산(PEM) 및 연료 전지와 같은 양성자 교환막은 연구의 개발된 시나리오에서 강조된 바와 같이 장기적인 지속 가능한 에너지 개발에 매우 중요합니다. 선진국과 개발도상국 모두에서 수소 생산은 저탄소 에너지 전환 정책의 핵심으로 주목받고 있으며, 이는 특히 중공업과 운송 부문에서 화석연료 소비를 줄이는 동시에 재생에너지 발전의 변동성을 저장 시스템으로 활용하는 데 기여할 수 있습니다. 이와 관련하여, 본 연구는 에티오피아의 에너지 수요가 증가할 것으로 예상되며, 투자 증가와 발전이 재생 가능한 자원에 의해 주도될 것으로 예상됨을 보여줍니다. 하지만 국가 정책 및 지속 가능한 에너지 문서에서도, 그린 수소를 활용한 발전 시스템의 역할이 아직 반영되지 않고 계획되지 않은 상태임을 지적합니다. 이에 본 연구는 에너지 안보와 국가의 지속 가능한 에너지 개발 목표를 보완하기 위해 2030년부터 시작되는 에티오피아 전력 시스템에 그린 수소가 장기적으로 어떻게 통합할 수 있는지에 대한 기술적 결과를 분석하고 제공했습니다.
본 연구는 발전 확대에 따른 사회적, 경제적, 기술적 영향, 일자리 창출 효과 및 온실가스 배출량 등을 종합적으로 분석하고 논의합니다. 최적화된 발전 결과에 따르면, 국가의 점진적이고 장기적인 재생 에너지 기반 에너지 개발 경로는 일자리 창출과 신기술(그린 수소) 통합 등 다양한 기회를 제공하며, 수력 발전과 가변 재생 가능 자원, 특히 풍력과 태양광이 주도하는 가장 비용이 적게 드는 옵션임을 보여주었습니다. 또한, 이 연구 결과는 특히 에너지 변환 및 수소 생산 시나리오에서 재생 가능 에너지원의 확대가 국가의 발전 시스템을 변화시키는 데 큰 영향을 미칠 것임을 보여줍니다.
현재 에티오피아에는 천연가스 및 원자력 발전소가 운영되고 있지 않지만, 본 연구는 전력망 안정성 강화를 위한 천연가스 및 원자력 에너지 통합의 가능성과 역할도 함께 강조하고 있습니다. 다만, 모든 시나리오에서 이산화탄소(CO₂) 배출량은 2030년 이후 급격히 증가하는 추세를 보였지만, 저탄소 에너지 자원을 통합함으로써 얻는 장기적인 이점이 관련 비용을 초과한다는 점도 함께 제시되었습니다.
결론적으로 본 연구는 점진적인 청정에너지 전환 경로에서도 수력발전이 여전히 주요 전력원이 될 것이며, 풍력, 태양광, 지열, 원자력, 천연가스 등 다양한 에너지원이 보완적으로 작용할 것임을 보여주었습니다. 연구 결과에 따르면 에티오피아 에너지 시스템에서 친환경 수소를 생산하고 저장하는 것이 기술적으로 가능할 뿐만 아니라, 미래에 재생 가능한 자원에서 생산되는 대체 청정 옵션이 국가의 에너지 경로, 투자 기회, 경제 및 사회 복지를 위해 가능하다는 것을 보여줍니다. 그러나 에티오피아와 같은 개발도상국에서는 기술 성숙도가 낮아 단기적으로 대규모 수소 생산이 경제적으로 실현 가능하지는 않을 수 있지만, 향후 에너지 안보 확보, 수출 이익, 지속가능성을 위해 이 기술에 대한 투자는 필수적입니다.
전반적으로 본 연구는 대부분의 부문에서 수요측 관리 강화, 전기화 비율 증가, 재생에너지 및 저장 기술 통합하는 것이 에티오피아의 장기적인 지속가능 에너지 목표 달성과 에너지 안보 확보, 기후 회복력 있는 전력 시스템 구축을 위한 가장 비용 효율적이고 효과적인 전략임을 보여주었습니다.

주요어: 에너지 모델링, LEAP-OSeMOSYS, 수소, PEM 전해조, 저장, 연료전지
학번: 2022-34038

목차 (Table of Contents)

• Table of Contents
• Abstract ii
• List of Tables vii
• List of Figures ix
• Energy Unities and Conversion Factors xii
• Acronyms and Abbreviations xiii
• Chapter 1. Introduction 1
• 1.1 Background and Motivation 3
• 1.1.1 Research Motivation and Novelty 7
• 1.1.2 Problem Statement 8
• 1.2 Research Questions, Objectives and Contribution 10
• 1.2.1 Research Questions 10
• 1.2.2 Research Objectives 11
• 1.2.3 Scope of the Research 12
• 1.2.4 Significance and Academic Contribution 13
• 1.2.5 Methodological Framework 14
• 1.2.6 Structure of the Thesis 15
• 1.3 Chapter Summary 16
• Chapter 2. Overview of Ethiopian Energy Sector 17
• 2.1 Ethiopian Energy Status que 17
• 2.1.1 Primary Energy Supply 17
• 2.1.2 Energy Consumption Trends in Ethiopia 18
• 2.1.3 Fuel Import of Ethiopia 20
• 2.1.4 Electricity Generation and Peak Demand 21
• 2.1.5 Electricity Export Capacity 24
• 2.1.6 Electricity Supply of Ethiopia 25
• 2.1.7 Electricity Price 27
• 2.1.8 Historical Emission Trends 27
• 2.2 Energy Resource Potentials 28
• 2.2.1 Hydropower 29
• 2.2.2 Wind Resource Potential 30
• 2.2.3 Solar Resource Potential 31
• 2.2.4 Geothermal Resource Potential 32
• 2.2.5 Biomass Resource 33
• 2.2.6 Fossil Fuel Resource 33
• 2.3 Institutional and Policy Framework 34
• 2.3.1 National Sustainable Energy Development Strategy (N-SEDS) 36
• 2.3.2 The Ten Years Development Plan 36
• 2.3.3 The National Electrification Program 37
• 2.3.4 Ethiopian On-grid Tariff Policy 39
• 2.3.5 Climate Resilient Green Economy 40
• 2.4 Chapter Summary 41
• Chapter 3. Overview of Energy Modeling Tools 42
• 3.1 Introduction 42
• 3.2 Classification of Energy Modeling Tools 43
• 3.2.1 Characteristics of Energy Modeling Approach 46
• 3.2.2 Modeling Tools Comparisons 51
• 3.2.3 Energy Demand Forecasting Models 54
• 3.3 Chapter Summary 56
• Chapter 4. Estimating the Drivers of Energy and Forecasting Total Energy Demand Using Linear Regression 58
• 4.1 Introduction 58
• 4.2 Literature Review and Identification of Problems 60
• 4.2.1 Literature Review 60
• 4.2.2 Identification of Problems 65
• 4.3 Research Questions 67
• 4.4 Research Objectives 68
• 4.4.1 General Objective 68
• 4.4.2 Specific Objectives: 68
• 4.5 Research Methodology 69
• 4.5.1 Multilinear Regression in Energy Demand Forecasting 69
• 4.5.2 Linear Regression Model 71
• 4.5.3 Population and GDP Projections 72
• 4.5.4 Total Energy Demand Trends by Sector 73
• 4.6 Per Capita Energy Demand by Sectors 91
• 4.7 Projected Total Energy Demand 93
• 4.7.1 Chapter Summary 94
• Chapter 5. Modeling Long-term Scenarios for Energy Demand Projection Using LEAP 99
• 5.1 Introduction 99
• 5.2 Literature Review and Identification of Problems 100
• 5.2.1 Literature Review 100
• 5.2.2 Identification of Problems 107
• 5.3 Research Questions 111
• 5.4 Research Objectives 111
• 5.5 Methodology 111
• 5.5.1 LEAP Methodological Approach 112
• 5.5.2 LEAP Mathematical Algorithm 114
• 5.5.3 Demographic and Economic Trends 115
• 5.5.4 Energy Demand Model Description 117
• 5.5.5 Projection of Future Demand 121
• 5.5.6 Scenario Development and Descriptions 123
• 5.6 Results and Analysis 129
• 5.6.1 Energy Demand Projection 129
• 5.6.2 Urban and Rural Household Energy Demand 135
• 5.6.3 Energy Demand by Scenarios 136
• 5.6.4 Validation and Comparisons of Results 141
• 5.6.5 BAU Green House Gas (GHG) Emissions 145
• 5.7 Per Capita Energy Demand by Sectors 146
• 5.7.1 GHG Emissions under Different Scenarios 148
• 5.8 Chapter Summary 150
• Chapter 6. Hydrogen Integration and Optimizing Power Sector of Ethiopia 154
• 6.1 Introduction 154
• 6.2 Background and Rationale of Hydrogen Production 154
• 6.2.1 Global Status of Hydrogen 154
• 6.2.2 Hydrogen Production Process 156
• 6.2.3 Electrolysis Technologies 159
• 6.2.4 Application of Hydrogen and Storage 160
• 6.2.5 Hydrogen Production Cost Trends 162
• 6.2.6 Green Hydrogen and Its Role 163
• 6.2.7 African Green Hydrogen Demand and Export 165
• 6.3 Literature Review and Identification of Problems 166
• 6.3.1 Literature Review 166
• 6.3.2 Identification of Problems 173
• 6.4 Research Questions and Objectives 175
• 6.4.1 Research Questions 175
• 6.4.2 Research Objectives 176
• 6.5 Methodology 176
• 6.5.1 OSeMOSYS Modeling Tool 176
• 6.5.2 Data, Parameters and Key Assumptions 179
• 6.5.3 Storage and Technology emission factors 185
• 6.5.4 Job Creation 187
• 6.5.5 Reference Energy System 189
• 6.6 Scenario Development and Descriptions 190
• 6.6.1 Reference Scenario 191
• 6.6.2 Sustainable Energy Strategy Scenario 191
• 6.6.3 Low Carbon Energy Mix Scenario 192
• 6.6.4 Energy Transition Scenario 192
• 6.6.5 Hydrogen Production Scenario 193
• 6.7 Chapter Summary 195
• Chapter 7. Power Generation Results and Analysis 197
• 7.1 Power Generation and Electricity Production 197
• 7.1.1 Reference Scenario 198
• 7.1.2 Sustainable Energy Strategy Scenario 200
• 7.1.3 Low Carbon Energy Mix Scenario 204
• 7.1.4 Energy Transition Scenario 206
• 7.1.5 Hydrogen Production Scenario 209
• 7.2 Comparison of Power Generation 212
• 7.3 Comparison of Electricity Production 214
• 7.4 Hydrogen Production and Storage 216
• 7.4.1 Electrolyzer Connected to Grid 216
• 7.4.2 Electrolyzer Connected to Standalone Wind and Solar 218
• 7.5 Electricity for Hydrogen Production 223
• 7.6 Analysis of Socio-economic Results 225
• 7.6.1 Capital, Fixed, and Variable Costs 225
• 7.6.2 Total System Costs of All Scenarios 227
• 7.6.3 Cost of Hydrogen Production Using Standalone Systems 229
• 7.6.4 CO2 Emissions in All Scenarios 231
• 7.6.5 Levelized Cost of Electricity (LCOE) 233
• 7.6.6 Job Creation Projections 236
• 7.7 Comparison of Key Parameters in All Scenarios 240
• 7.8 Sensitivity Analysis 242
• 7.8.1 Hydropower Availability Variation 243
• 7.8.2 Impact of Varying Cost Parameters 244
• 7.8.3 Capital Cost Variation on PEM Electrolyze 245
• 7.9 Chapter Summary 247
• Chapter 8. Overall Conclusions and Policy Implications 251
• 8.1 Overall Conclusions 251
• 8.1.1 Total Energy Demand Projection 251
• 8.1.2 Energy Demand Projection Using LEAP 253
• 8.1.3 Power Generation Mix 255
• 8.2 Policy Implications 260
• 8.3 Limitations and Future Works 265
• 8.3.1 Limitations 265
• 8.3.2 Future Work 266
• Bibliography 268
• Appendices 285
• Appendix A1. Modeling Parameters and Constraints 285
• Appendix B1. Socio-economic Data 286
• Appendix C1. Resource Potentials of Ethiopia 289
• Abstract (Korean) 291