Selv med milliardstøtte og politiske målsetninger i alle verdensdeler, går utviklingen av både grønt og blått hydrogen tregere enn mange hadde håpet. Investeringsbeslutninger lar vente på seg, kostnadene holder seg høye – og optimismen fra 2019 og 2020 er merkbart tonet ned. Den gang regnet man med at det kunne bli tvingende nødvendig med blått hydrogen for å dekke veksten i etterspørselen. Men den veksten har uteblitt.

Vi tok derfor en prat med Artem Abramov, analysesjef for nye energisystemer i Rystad Energy. Han har fulgt utviklingen tett gjennom flere år. Han peker på mulige årsaker til hvorfor det har gått tregere med grønt hydrogen enn prognosene tilsa. Samtidig, advarer han, kan vinduet for blått hydrogen være i ferd med å lukkes i EU. Der er det nemlig vedtatt at det skal være netto null utslipp om 25 år, i 2050. Og blått hydrogen-prosjekter krever ifølge Abramov en investeringshorisont på 15-20 år minimum. Da blir regnestykket enkelt.

Vi snakker med

Artem Abramov er Partner og Head of New Energies Research ved Rystad Energy.

Abramov peker på at mye har skjedd siden vi ga ut vårt første temanotat om hydrogen i 2021. Den gangen så man for seg at grønt hydrogen-boomen ville være i gang omtrent nå.

Artem Abramov: – Markedssituasjonen har endret seg ganske radikalt. De fleste ble overrasket over hvor raskt følelsen av at det haster med klimatiltak har forsvunnet globalt. For tre-fire år siden var folk mer villige til å satse på at politikken ville utvikle seg i positiv retning, og at kostnadene ville gå ned. I dag får du ingen investeringsbeslutning hvis det er den eneste begrunnelsen. Nå må du ha sikre kontrakter, kunder og kapital. Har du alt det på plass, kan noen prosjekter gå videre. Men alt annet er utsatt på ubestemt tid, og mange er usikre på om disse prosjektene noen gang vil bli realisert, i hvert fall i det nåværende geopolitiske klimaet.

– Utilstrekkelige støtteordninger

Energi og klima: – Kan du si noe om kostnadsutviklingen?

– Det er noen positive trender. Hvis du ser på grønt hydrogen, er tilbudene på elektrolysører fra kinesiske produsenter i dag 20-30 prosent lavere enn hva vi så for 18-24 måneder siden. Så det skjer en viss kostnadsreduksjon. Men når du legger til alle de andre komponentene, fordi elektrolysørens investeringskostnader bare utgjør en liten del av totalkostnaden, har vi ikke sett de samlede kostnadsforbedringene som ble ventet for noen år siden. I 2019-2020 spådde optimistiske modeller at kostnadene for grønt hydrogen ville falle til under én dollar per kilo innen 2030. Men i Tyskland ser vi fortsatt kostnader på rundt 9-10 dollar per kilo, omtrent det samme som for fire år siden for pilotprosjekter. Det er altså en økende enighet om at grønt hydrogen sannsynligvis vil forbli betydelig dyrere enn alternativer som grått eller blått hydrogen, og dagens virkemiddelpolitikk er ikke tilstrekkelig til å tette gapet.

– Men gjelder dette overalt, for eksempel i Europa med høye CO₂-kostnader?

– Nei, definitivt ikke, det er regionale nyanser. I USA skapte for eksempel Inflation Reduction Act optimisme da den ble innført i 2022. Utviklere håpet å kunne gjøre krav på skattefradraget på 3 dollar per kilo og ulike føderale finansieringsprogrammer. Flere prosjekter var nær en endelig investeringsbeslutning. Men med Trumps gjenvalg som president har det politiske miljøet skapt ny usikkerhet.

I Europa har finansieringsprogrammer som Den europeiske hydrogenbanken gitt noe støtte, og karbonprisene er relativt høye på grunn av kvotehandelssystemet. De er imidlertid ikke høye nok. Stålsektoren ser for eksempel hydrogen som en nøkkelteknologi, men ETS-prisene må opp i minst 200 euro per tonn for at det skal være økonomisk forsvarlig å satse på grønt hydrogen. Vi er ikke i nærheten av det ennå. Hvis prisene stiger raskt, vil europeisk industri sannsynligvis drive lobbyvirksomhet for å få myndighetene til å gripe inn og regulere ETS-prisene. Det er en balansegang mellom avkarbonisering og avindustrialisering.

Liten grad av prissmitte

– Du nevnte regionale nyanser: Hvor ulik er prisutviklingen på hydrogen fra én region til neste?

– Veldig ulik. For eksempel har Kinas elektrolysørmarked opplevd et nedadgående press på grunn av overforsyning, men dette har ikke påvirket kostnadene i Europa eller USA nevneverdig. Den største kostnadsdriveren for grønt hydrogen er elektrisitet, som i seg selv er lokal eller regional. Kostnadsforbedringer i én region slår derfor sjelden ut globalt.

– Hvilken type hydrogen er mest vanlig blant prosjektene som går fremover? Grønt eller blått?

– Hvis du ser på alle annonserte prosjekter, er de fleste grønne. Men hvis du avgrenser det til storskalaprosjekter som er modne og som sannsynligvis vil bli realisert i løpet av de neste fem årene, er de fleste blå. De viktigste markedene her er USA, Canada og, i mindre grad, Storbritannia og deler av EU. Det er interessant å merke seg at noen av EUs medlemsland nå er mer åpne for blått hydrogen enn de var for noen år siden, særlig Tyskland. Blått hydrogen er fortsatt betydelig billigere enn grønt hydrogen, hvis gassprisen er lav. Merkostnaden sammenlignet med grått hydrogen er bare ca. 1-1,50 dollar per kilo. Det er en overkommelig økning sammenlignet med å hoppe fra grått hydrogen, 1 dollar til 2 dollar, til grønt hydrogen, 10 dollar. Ulempen er at blått hydrogen bare er en midlertidig løsning. Det er usannsynlig at man oppnår 100 prosent karbonfangst, og det er avhengig av fossilgass. Derfor vil det alltid være en diskusjon om hvor levedyktig det er på lang sikt.

Investeringshorisont for blått: Minst 15-20 år

– Så hva er en realistisk tidshorisont for blå hydrogen?

– Det avhenger i stor grad av hvordan den globale oppfatningen og politikken rundt klimamålene utvikler seg. I løpet av de siste fem-seks årene har vi sett betydelige endringer i den diskursen. Hvis den internasjonale konsensusen går i retning av å akseptere fossilgass som en langsiktig del av energimiksen – forutsatt at utslippene kan reduseres betydelig i hele verdikjeden – kan blått hydrogen være relevant i mange tiår, kanskje til og med på ubestemt tid.

I Europa i dag er det imidlertid fortsatt slik at blått hydrogen først og fremst betraktes som en midlertidig løsning. I praksis gir det bare økonomisk mening hvis man ser det over en periode på minst 15 til 20 år. Noe kortere vil ikke rettferdiggjøre de betydelige infrastrukturinvesteringene og kapitalkrevende prosjektene som er forbundet med karbonfangst. Vanligvis krever slike prosjekter en investeringshorisont på minst 15 år for å tiltrekke seg seriøse investorer og for at endelige investeringsbeslutninger tas. Et realistisk og pragmatisk syn på rollen til blått hydrogen, i hvert fall i Europa, er derfor for tiden rundt to tiår, noe som er i tråd med investeringssykluser og politiske rammeverk.

– Motvilje mot investering i ren teknologi

– Har det blitt tatt noen betydelige investeringsbeslutninger om blått hydrogen i Europa i det siste?

– Egentlig ikke. Vi hører imidlertid mer politisk støtte for blått hydrogen, særlig i Tyskland, noe som kan påvirke politikken på EU-nivå. Hvis Tyskland blir mer åpent nasjonalt og presser på for blått hydrogen på EU-nivå, kan det endre strukturen i støtteprogrammene betydelig, der de fleste i dag utelukkende favoriserer grønt hydrogen.

– For to år siden støttet norske politikere sterkt blått hydrogen som fremtiden for den norske fossilgasssektoren, men nå har denne støtten blitt svekket.

– Ja, og dette skiftet i Norge gir mening. I utgangspunktet virket blått hydrogen mer økonomisk levedyktig, og det passet godt inn i Norges eksisterende energisektor. Men vi har ikke sett noen betydelige endelige investeringsbeslutninger i det siste på grunn av generell motvilje mot å foreta store investeringer i ren teknologi. Kjerneutfordringen er ikke bare tilbudet, grønn versus blå – det er etterspørselen. Politikerne må satse på å skape ny etterspørsel og nye bruksområder for hydrogen.

I EU har det vært lagt betydelig mer vekt på støtte på tilbudssiden. Etterspørselspolitikken er først og fremst avhengig av ETS, som fungerer mer som en straff enn som et insentiv, noe som gjør det vanskelig å få til meningsfulle endringer. Mange europeiske industrier har slitt økonomisk, særlig i Sør-Europa, og ytterligere kostnader uten insentiver risikerer å fremskynde avindustrialisering snarere enn avkarbonisering. Unntaket er Tysklands differansekontrakt-program, der myndighetene dekker kostnadsgapet mellom rene og tradisjonelle produksjonsmetoder. Det finnes et lignende initiativ i Nederland, men det er fortsatt ikke tilstrekkelig med bredere etterspørselsinsentiver på EU-nivå.

– Begrenset mulighet for kostnadsreduksjoner for grønt

– Differansekontrakter eller annen offentlig støtte gir bare mening hvis kostnadene til slutt synker uten subsidier. Hva er ditt syn på kostnadsbanen for hydrogen?

– Det varierer fra sektor til sektor. For noen, spesielt karbonfangst og -bruk, er det mulig med betydelige kostnadsreduksjoner hvis prosjekter i tidlig fase får sterk offentlig støtte, slik solindustrien har hatt suksess med de siste 20 årene. For hydrogen spesielt er potensialet for betydelige kostnadsreduksjoner noe begrenset. Den største potensielle driveren for kostnadsreduksjoner for grønt hydrogen vil være strukturelle reduksjoner i strømprisene, uten at det går ut over nettets pålitelighet. Europeiske beslutningstakere fokuserer for tiden sterkt på å løse problemer som økonomien i solcelleprosjekter, lagringskapasitet og svingninger i strømprisene.

– Det er planlagt en rekke hydrogenrørledningsprosjekter i Tyskland og andre europeiske land. Hvor viktig er denne infrastrukturen for utviklingen av hydrogenmarkedet?

– Hvis Europa fortsatt ønsker å forfølge visjonen om en hydrogenøkonomi på tvers av flere sektorer, er det helt nødvendig med et effektivt rørledningsnettverk og en infrastruktur for hydrogenlagring i kommersiell skala. Historisk sett har disse prosjektene krevd betydelig statlig finansiering, fordi den private industrien vanligvis ikke er villig til å bære hele den økonomiske risikoen. Akkurat nå er det svært få europeiske stater som har tilstrekkelig tillit til hydrogenøkonomiens fremtid til å rettferdiggjøre slike betydelige investeringer. På den annen side finnes det også et desentralisert hydrogenproduksjonskonsept der man produserer grønt hydrogen direkte på anlegget der det forbrukes, noe som eliminerer rørlednings- og midtstrømskostnader helt. Dette har ikke fått særlig gjennomslag ennå, fordi utviklerne fortsatt forventer at myndighetene skal støtte storstilt utbygging av infrastruktur.

– Dramatisk kostnadsfall i skala for blått

– Er dette spesielt relevant for blått hydrogen?

– Absolutt. Kostnadseffektiviteten til blått hydrogen blir betydelig bedre med skalaen. Når man skalerer opp fra små pilotprosjekter til store kommersielle prosjekter, kan kostnadene falle dramatisk – mer enn 70 prosent reduksjon i nivellerte kostnader. Produksjon av blått hydrogen fra fossilgass er ikke økonomisk bærekraftig i liten, desentralisert skala. Det krever storskala infrastruktur.

– Til slutt, naturlig eller «hvitt» hydrogen – er dette bare en ny hype, eller kan det virkelig være en pålitelig og billig energikilde?

– Det er for tidlig å si. Historisk sett har det vært lite leting etter naturlig hydrogen fordi den eksisterende seismiske teknologien først og fremst er utviklet for fossilt brensel. Hvis man oppdager betydelige og økonomisk levedyktige naturlige hydrogenreserver – og noen selskaper hevder at de allerede har gjort det – kan det redusere produksjonskostnadene betydelig, potensielt til og med til under en dollar per kilo. Transportutfordringene er imidlertid fortsatt betydelige. Pilotprosjekter er i gang, blant annet i USA, Frankrike, Australia og Mali, selv om det fortsatt er noe skepsis rundt den operasjonelle levedyktigheten.