Innledning
Redaksjon:
Anders Bjartnes (ansvarlig redaktør)
Lars Ursin (redaktør)
Olav Øvrebø
Anne Jortveit
Lars-Henrik Paarup Michelsen
Håvar Skaugen
Utgitt: 23.06.2025
Ansvarlig utgiver:
Norsk klimastiftelse
Design | Haltenbanken
Grafikk | Håvar Skaugen og Haltenbanken
Forsidebilde:
Mercedes F125 var en konseptmodell som ble vist frem i 2016, som skulle drives på brenselceller. Derfor symbolet for hydrogengass – H2 – på lokket til drivstofftanken. For snaut 10 år siden var hydrogen sett på som et viktig alternativ for drift av fossilfrie personbiler i fremtiden, kanskje viktigere enn batterielektrisk. I dag er det bildet totalt forandret.
Foto: Wolfgang Rattay/Reuters/NTB
Bidragsytere/takk til:
Artem Abramov | Partner & Head of New Energies Research, Rystad Energy
Ignacio Herrera Anchustegui | Professor, Juridisk fakultet, Universitetet i Bergen
Dana Kirchem | Forsker, DIW Berlin
Velaug Myrseth Oltedal | Førsteamanuensis, Institutt for maskin- og maritime studium, Høgskulen på Vestlandet
Sigmund Størset | Seniorrådgiver, ENOVA
Ingunn Syrstad | Seniorrådgiver, ENOVA
Martin Tengler | Head of Hydrogen Research, BloombergNEF
Norsk klimastiftelse er Norges grønne tankesmie. Vi sprer kunnskap og ideer til et bredt publikum om klimaendringer og klimaløsninger. Målet er et samfunn uten menneskeskapte klimagassutslipp. Klimastiftelsen tror på åpenhet og samarbeid. I stiftelsens formelle nettverk sitter landets fremste universiteter, høyskoler og forskningssentre. Klimastiftelsen ble etablert i 2010 og har hovedkontor i Bergen.
I 2021 ga vi ut et temanotat om hydrogen – et grunnstoff som ble løftet frem som en av de viktigste nøklene til grønn omstilling. Fire år senere er det nødvendig med en virkelighetsorientering.
Hydrogen ble lenge løftet frem som en av de viktigste nøklene til grønn omstilling. Det kan i teorien erstatte fossile brensler i nær sagt alle sektorer. Direkte elektrifisering er ofte den mest effektive løsningen, men hydrogen ble sett på som et viktig supplement – særlig i perioder med overskudd av fornybar energi, når vinden blåser, solen skinner og batteriene ikke strekker til.
Hydrogen er universets letteste og mest vanlige grunnstoff. Hydrogen får stjerner til å lyse, planter til å vokse – og finnes i hver eneste vanndråpe. Det kan fremstilles ved hjelp av strøm og vann – og forbrennes uten annet utslipp enn vanndamp. Når vi skal fase ut fossile brensler, og direkte elektrifisering av ulike grunner ikke er tilstrekkelig, fremstår grønt hydrogen på mange måter som en ideell løsning. Grønt – fordi det lages av vann med fornybar strøm, altså er produksjonen utslippsfri.
Men: Det tar tid – og krever enorme mengder kraft – å produsere nok grønt hydrogen til å dekke behovet. Og både tid og kraft har vi for lite av. Derfor kom ideen om en løsning med blått hydrogen – produsert fra naturgass med karbonfangst. Ikke utslippsfritt, men vesentlig bedre enn grått hydrogen, som produseres uten karbonfangst. Og billigere og lettere å skalere enn grønt.
Med Norges store gassressurser så mange for seg at blått hydrogen kunne bli et nytt industrieventyr – særlig med tanke på et fremtidig europeisk marked for hydrogen.
Så kom Russlands fullskalainvasjon av Ukraina i 2022. Den snudde Europas energipolitikk på hodet. EU svarte med RePowerEU – en plan for å kutte avhengigheten av russisk gass så raskt som mulig. Hydrogen ble tiltenkt en sentral rolle: 20 millioner tonn lavkarbon-hydrogen skulle tas i bruk innen 2030, halvparten produsert i EU, resten importert. Norsk blått hydrogen ble nevnt som en mulig del av løsningen – ikke ideell, men langt bedre enn grått, og mer tilgjengelig enn grønt i stor skala.
Men også denne planen møtte virkeligheten. Utover 2024 ble det tydelig at utbygging og investering gikk mye tregere enn håpet. Prosjekter ble satt på vent, noen ble skrinlagt.
Hva var det som skjedde – og hvor bør vi rette blikket nå?
Det er det vi skal forsøke å svare på i dette temanotatet. Premisset er at hydrogen fortsatt har potensial til å kutte utslipp i sektorer der elektrifisering ikke strekker til. Men som virkemiddel i det grønne skiftet har det vist seg vanskeligere å realisere enn mange først trodde. Ikke fordi teknologien mangler – men fordi verden, med geopolitiske kriser, tekniske flaskehalser, politiske konflikter og økonomisk uro, ikke alltid spiller på lag.
Sammendrag
Hydrogen har fortsatt potensial som en viktig klimaløsning. Men det er viktig å justere ambisjonene etter virkeligheten.
Veien fra hydrogen-optimisme til dagens nøkternhet illustrerer hvordan geopolitiske sjokk kan endre spillereglene.
2021: Over 20 land lanserte hydrogenstrategier i en periode preget av lave energipriser og høy klimapolitisk vilje.
2025: Hydrogen befinner seg i «desillusjonens trau». Yara, Equinor, Shell og Statkraft har skrinlagt eller utsatt store prosjekter.
Russlands invasjon av Ukraina i 2022 skapte først en kortvarig boom for hydrogen gjennom EUs RePowerEU-plan, men energikrisen stabiliserte seg med LNG-import. Samtidig gjorde inflasjon og renteoppgang investeringer dyrere, mens forventede kostnadsreduksjoner uteble. Resultatet er at EUs mål om 20 millioner tonn hydrogen innen 2030 nå fremstår som urealistisk. BloombergNEFs mest optimistiske scenario anslår maksimalt 16,4 millioner tonn – og deres egne analytikere synes det er vanskelig å forsvare.
Her spiller hydrogen fortsatt en rolle
Som innsatsmiddel i industri: Stålproduksjon, ammoniakk og metanol – der ingen gode alternativer finnes.
Langtransport: Luftfart og større skip der batterier blir for tunge.
Det er bred enighet om at hydrogen er uunnværlig i enkelte sektorer. I industrien brukes hydrogen ikke bare som energibærer, men også som råstoff der det mangler alternativer. H₂-DRI-teknologi kan redusere utslippene fra stålproduksjon med opptil 97 prosent. I luftfarten bidrar EUs krav om bærekraftig drivstoff (SAF) til økt etterspørsel etter hydrogenbaserte løsninger. I maritim sektor er batterier den billigste og mest tilgjengelige løsningen, men er uegnet på lange distanser.
Her har hydrogen tapt
Personbiler og boligoppvarming: Batterier og varmepumper vant på pris og tilgjengelighet.
Kortvarig energilagring: Batterier er overlegne.
Det finnes flere eksempler. Mange områder der vi så på hydrogen som et godt alternativ for fem år siden er nå ansett som lite hensiktsmessige. Dette har tvunget bransjen til å bli mer selektiv og konsentrere seg om nisjer der hydrogen faktisk er den beste løsningen.
Blått vs. grønt: Vinduet lukkes for det ene
Grønt hydrogen: Fortsatt idealet fordi det er utslippsfritt, men kostnadene (4–9 dollar/kg) er fortsatt høye.
Blått hydrogen: På grunn av utslipp er det lite rom for blått hydrogen i EU i 2050 – vinduet lukkes innen 25 år.
Ingen alternativer kan i dag konkurrere med grått hydrogen (1–2 dollar/kg) uten betydelig høyere karbonpris. Blått hydrogen har per i dag best forutsetninger, men levetiden er begrenset. For EU er blått kun aktuelt i en «overgangsperiode», fordi det skal være netto null utslipp i EU i 2050. Det gir knapp investeringshorisont for prosjekter som normalt krever minst 15 år for å bli lønnsomme. Grønt hydrogen møter utfordringer med både strømpriser og at elektrolyseanlegg ikke ble så billige som forventet, spesielt utenfor Kina.
Infrastrukturutfordringer og overinvesteringsrisiko
Massive investeringsbehov: 42 000 km rørledninger, 38 lagringsprosjekter og 29 elektrolyseanlegg er planlagt i EU.
Men investeringer uteblir: Kun to rørledningsprosjekter har fått endelig investeringsbeslutning, mens bare to demonstrasjonsprosjekter for lagring er startet.
EUs energibyrå Acer advarer mot en «stykkevis og delt utbygging» basert på politiske ambisjoner. De anbefaler i stedet en trinnvis utvikling basert på spesifikke markedsbehov for å unngå overinvestering i infrastruktur som kan bli verdiløs.
Tyskland som eksempel: Ambisjon møter virkelighet
Håpløst mål på overflaten: 0,12 GW elektrolysekapasitet installert høsten 2024, kun 1 prosent av 10 GW-målet for 2030.
Potensial under overflaten: 19 prosjekter med 1 GW er besluttet, alle planlagte prosjekter kan gi overoppfyllelse.
Tyskland illustrerer hydrogenparadokset: Til tross for at landet knapt har startet, kan de teknisk sett nå sine mål dersom politikerne lykkes med å overbevise industrien om at investeringer lønner seg. BASF-anlegget i Ludwigshafen viser at det går an – 8 000 tonn hydrogen årlig som kutter 72 000 tonn CO₂. Men suksess krever at politikken skaper reell etterspørsel, ikke bare støtter produksjonssiden.
Veien videre: Fra tilbud til etterspørsel
Hovedutfordringen: Etterspørsel.
Balanserte virkemidler: Støtte både produksjon og bruk samtidig.
Den største utfordringen fremover er manglende etterspørsel, men også produksjon vil ha behov for støtte i en overgangsperiode.
Et aktuelt politisk virkemiddel er differansekontrakter, som kan redusere risikoen for produsenter. Samtidig kan offentlige innkjøpskrav bidra til å sikre etterspørsel i oppstartsfasen. Nøkkelen er tålmodighet – og realistiske forventninger til teknologiens rolle i det grønne skiftet.
Utsikter fra bølgedalen
For få år siden ble hydrogen løftet frem som selve nøkkelen i det grønne skiftet. Tonen er betydelig mer nøktern nå, men hydrogen spiller fortsatt en nøkkelrolle.
– Hydrogen har beveget seg inn i «desillusjonens trau» på Gartners hype-kurve, sier Martin Tengler, leder for hydrogenanalyse i BloombergNEF.
Gartners hype-kurve er en ofte brukt modell for hvordan forventninger til ny teknologi følger en bestemt kurve, først en rask oppbygging til en overdrevet forventningstopp. Derfra stuper det bratt ned til «desillusjonens trau».
Og det er mye som tyder på at Tengler har rett i at det er der vi befinner oss nå: I Norge skrinla Yara, Equinor og Shell prosjekter for blått hydrogen i 2024. Og i 2025, like før dette notatet skulle utgis, annonserte Statkraft at de satte bremsene på sin satsing på grønt hydrogen. I Europa har også flere store prosjekter blitt lagt på is eller utsatt på ubestemt tid, blant annet spanske El Alamillo H2, en av de store «vinnerne» i første runde av tilskudd fra EUs Hydrogenbank.
– Kostnadene er høyere enn forventet, og de politiske virkemidlene mange håpet på, har ikke materialisert seg i det omfanget som trengs, sier Martin Tengler.
Artem Abramov fra Rystad Energy tror risikoviljen hos investorer har sunket betydelig bare på et par år:
– 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 spør seg om disse prosjektene noensinne vil materialisere seg, i alle fall slik den geopolitiske situasjonen er nå.
I Europa: RePowerEU – EUs plan for å bryte avhengigheten av russisk gass etter fullskalainvasjonen av Ukraina i 2022, la opp til at det skulle være en etterspørsel etter klimavennlig hydrogen i EU på 20 millioner tonn i 2030. Halvparten av dette skulle produseres i unionen, halvparten importeres. Men tempoet er foreløpig altfor tregt til at EUs mål kan nås, viser en gjennomgang fra Oxford Institute for Energy Studies: Kun 3,6 prosent av prosjektene som trengs har nådd endelig investeringsbeslutning, og bare 4,5 prosent av volumene som trengs er dekket av bindende kjøpsavtaler.
Og globalt: Det internasjonale energibyrået (IEA) har et netto null-scenario, NZE, som er i tråd med målet om å begrense global oppvarming til 1,5 grader over førindustriell tid ved neste århundreskifte. I det ligger en etterspørsel etter lavkarbon-hydrogen – altså grønt og blått – på totalt 65 millioner tonn i 2030. I IEA sin statusrapport Hydrogen Review fra 2024 finner de imidlertid at dersom alle annonserte prosjekter realiseres, vil vi produsere 49 millioner tonn lavkarbon-hydrogen i 2030. Og vi ligger enda dårligere an på etterspørselssiden: Bare 12 prosent av grønt hydrogen-prosjekter har avtaler med kjøpere.
Forsinkelser og tregere vekst av markedet har rammet aksjekursene til profilerte hydrogenselskaper og gjort det vanskeligere å reise kapital. Det gjør i neste omgang at færre nye prosjekter lanseres. Ta Hydrogenbanken, et initiativ fra EU for å få opp hydrogenproduksjonen, med en ramme på 30 milliarder euro over tre år.
– I 2023 ble det levert inn 219 bud i første runde av hydrogenbanken. I 2024, i andre runde, var det 61 bud, sier seniorrådgiver Ingunn Syrstad i Enova. Det er Enova som er knutepunkt for ordningen i Norge, og som også har støttet norske prosjekter.
Noe alle analytikere er enige om: Skal hydrogen spille en rolle i det grønne skiftet, må produksjonen – og etterspørselen – opp. Ifølge IEA ble det i 2023 brukt omtrent 97 millioner tonn hydrogen globalt. Over 99 prosent av dette var såkalt grått hydrogen – produsert fra fossil gass uten karbonfangst. Produksjonen av lavutslippshydrogen, altså både grønt og blått, økte. Men dette utgjorde bare 0,7 millioner tonn av etterspørselen – altså under én prosent.
Det kreves altså at etterspørselen globalt må økes nær hundre ganger. Selv ikke i det mest optimistiske av de tre hydrogenscenarioene kommer BloombergNEFs analyser i nærheten av det: I det når vi 16,4 millioner tonn i 2030. I det mest pessimistiske: 2,7 millioner tonn.
– Realistisk kan vi ende opp nærmere midten av disse. Det er vanskelig å forsvare det mest optimistiske utfallet med den motvinden vi har i dag, sier Tengler.
Gartners hype-kurve: Hydrogen-utgaven
Denne modellen brukes til å forklare hvordan ny teknologi går fra idé til marked. Den består av fem faser:
- Unnfangelsen: Teknologien får oppmerksomhet, men produktene finnes ikke.
- Toppen av overspente forventninger: Urealistiske forventninger og mange etableringer.
- Desillusjonens trau: Skuffelse over at forventningene ikke infris, konkurser og pessimisme.
- Opplysningsfasen: Bedre forståelse for teknologien, nye etableringer igjen.
- Produktivitetsplatået: Teknologien har funnet sin nisje og er blitt moden og utbredt.
Slik havnet vi i dumpen
Overdrevne forventninger, forsinket regulering, energikrise, renteoppgang og en storkrig midt i Europa. Det var mye som skar seg da hydrogenøkonomien skulle vokse.
Optimismen var sterk i 2020 og 2021, i en periode med lave energipriser, høy klimapolitisk vilje og forventning om raske teknologifremskritt. Da vi i Klimastiftelsen publiserte vårt første temanotat om hydrogen i mars 2021, hadde over 20 land lansert eller annonsert egne hydrogenstrategier eller -veikart. Støtteordninger begynte å dukke opp. EU, Tyskland og en rekke andre land lanserte planer som innebar både grønt og blått hydrogen i stor skala – til bruk i transport, industri, oppvarming og energilagring. I Norge så regjeringen med bekymring på at verdien av norsk olje- og gasseksport var på nedadgående kurs. Blått hydrogen kunne bli verdifullt for en industri i solnedgang. Og interessen var stor blant investorer:
– Folk var mer villige til å vedde på at politikken ville utvikle seg raskt og i positiv retning, så kostnadene ville gå ned, sier Artem Abramov fra Rystad Energy.
Dette skjedde altså midt under koronapandemien, som hadde en slags tveegget effekt: Det internasjonale energibyrået skriver i sin Global Hydrogen Review fra 2021 om hvordan pandemien på den ene siden førte til forsinkelser og utsettelser, samtidig som interessen var bemerkelsesverdig stabil og økende.
Russlands fullskalainvasjon av Ukraina i 2022, derimot, endret virkelig spillereglene. Først etter at Russland utover 2021 hadde strupt gassforsyningene til Europa til et minimum av det kontraktene krevde. Det skapte en akutt energikrise – og en kortvarig boom i interessen for grønt hydrogen.
– Gassprisene steg kraftig i 2021 og tidlig i 2022, noe som kortvarig fikk grønt hydrogen til å fremstå mer konkurransedyktig. Gassprisene i Europa stabiliserte seg til slutt takket være import av LNG, sier Martin Tengler i BloombergNEF.
De mystiske 20 millionene
Den geopolitiske krisen førte til at EU hastelanserte RePowerEU, der hydrogen fikk en viktig rolle i arbeidet med å kutte avhengigheten av russisk gass. Der dukket altså de tidligere nevnte 20 millioner tonnene med lavkarbon-hydrogen opp. Men ifølge Den europeiske revisjonsretten, EUs revisjonsorgan, ble dette målet satt uten skikkelig analyse og aldri fulgt opp med bindende nasjonale forpliktelser. BloombergNEF-gründer Michael Liebreich, sier det slik i et intervju med Follow the Money:
– Ingen aner hvor disse tallene kommer fra – og det er jo enestående forbløffende. Det vi ser, er hydrogenlobbyen som spiller sitt eget spill: De spiller bordtennis med seg selv. Først sier de: «Vi må kutte utslipp – da trenger vi masse hydrogen.» Så løper de rundt til den andre enden av bordet og roper: «Se, vi har masse hydrogen – nå må vi skape etterspørsel!» Men begge deler kan ikke være sant samtidig.
Samtidig ble det dyrere å bygge prosjektene. Inflasjon og renteoppgang svekket mange selskapers investeringsvilje. Selv elektrolyseanlegg, som i utgangspunktet hadde falt i pris, ble dyrere å bygge. Elektrolyseanlegg ble riktignok vesentlig billigere i Kina, men prisen har ikke smittet i særlig grad til Europa, forklarer Artem Abramov i Rystad Energy.
Regler uten gjennomslag
– Hydrogensatsingen i EU er i stor grad forankret i fornybardirektivet RED III. Her stilles det krav om at 42 prosent av hydrogen brukt i visse sektorer – som industri og transport – skal være grønt innen 2030. Men ingen medlemsland har så langt forpliktet seg til å følge opp dette kravet i nasjonale lover.
– Vi har ikke fått dette implementert i nasjonale lovverk ennå. Hver medlemsstat bestemmer selv hvordan de skal håndheve reglene, og hvordan sanksjonere overtredelser. Det skaper usikkerhet, sier Tengler.
For blått hydrogen er situasjonen enda mer krevende. Det finnes definisjoner og klassifiseringer i EU-regelverket, men foreløpig ingen tilsvarende kvoter eller krav som for grønt hydrogen.
For svake signaler fra etterspørselssiden
Flere av kildene vi har snakket med peker på at det har vært en skjevhet i virkemiddelbruken: Store tilskudd er gitt til produksjonssiden – elektrolysører, karbonfangstanlegg, testprosjekter – men få konkrete krav eller støtteordninger har vært rettet mot dem som skal bruke hydrogenet. Ingen brukere, ingen investeringer.
– Den største utfordringen er ikke tilbudet, eller om det er grønt eller blått. Det er etterspørselen. Politikere må fokusere på å skape ny etterspørsel, sier Artem Abramov i Rystad Energy.
Hvor bør vi bruke hydrogen, og hvor bør vi ikke bruke det?
Entusiasmen har kjølnet for bruk av hydrogen på flere områder. Det står mer støtt som et klimavennlig alternativ på andre.
Hydrogen er fortsatt relevant, men ikke på like mange områder som man så for seg for noen år siden. Hovedutfordringene er knyttet til kostnader og tilgjengelighet på både kort og lang sikt av utslippsfritt (grønt) hydrogen.
På noen områder er det derfor fortsatt konsensus om at hydrogen bør brukes dersom vi skal nå nullutslipp, fordi alternativene er få, dårlige, eller ikke-eksisterende. På andre områder kan hydrogen brukes, mens på mange andre bør det ikke brukes – i lys av ny kunnskap og fersk politikkutvikling.
Der hydrogen bør brukes
Den klareste konsensusen er kanskje innenfor industrien:
– Der brukes hydrogen ikke bare som energibærer, men som innsatsmiddel. Det gjelder blant annet i metallurgisk industri og petrokjemisk sektor. Der finnes det i dag ingen gode alternativer, sier førsteamanuensis Velaug Myrseth Oltedal ved Høgskulen på Vestlandet.
Hydrogen brukes i produksjon av blant annet ammoniakk og metanol. Her kan grønt hydrogen erstatte dagens fossile – og dermed kutte utslipp fra noen av verdens mest klimabelastende verdikjeder. I tillegg har hydrogen en nøkkelrolle i produksjon av lavutslippsstål gjennom den såkalte H₂-DRI-prosessen (direct reduced iron), som kan redusere utslipp i stålproduksjonen med opptil 97 prosent.
På transportfeltet peker luftfart og maritim transport seg ut. Batterier gir begrenset rekkevidde og blir for tunge for de fleste fly. Men også denne sektoren skal bli utslippsfri: Under EU-regelverket RefuelEU Aviation skal derfor to prosent av flydrivstoffet i 2025 være bærekraftig, såkalt sustainable air fuel, (SAF). Det skal stige til 70 prosent innen 2050. Straffegebyrene for manglende overholdelse er omtrent det dobbelte av kostnaden ved å kjøpe SAF, så flyselskapene har sterke insentiver til å følge reglene, sier hydrogenanalytiker i BloombergNEF Martin Tengler.
SAF innebærer at man blander biodrivstoff eller e-fuel i jetfuel. Det første krever areal og bærekraftig biomasse, som vi har begrenset av. E-fuel krever hydrogen, CO₂ og elektrisk kraft. Energieffektivt er det ikke: På sikt kan derfor rent hydrogen i brenselceller eller ammoniakk være bedre alternativ for luftfart – da kan virkningsgraden bli vesentlig bedre.
– I maritim sektor er batterier uegnet på lange distanser og i større fartøy. Biodrivstoff og syntetiske drivstoff er alternativer, men møter de samme utfordringene som for luftfart, forklarer spesialrådgiver Sigmund Størset i Enova.
Kjernekraft kan være aktuelt for store skip, men neppe for mindre fartøy og kystflåten. Dermed sitter man igjen med hydrogen og ammoniakk som de mest realistiske nullutslippsløsningene for mange typer fartøy. I tillegg har Norge en maritim næring som er teknologisk avansert og sterkt til stede internasjonalt. Det gir oss et fortrinn: Vi kan bidra til global teknologiutvikling ved å støtte prosjekter her hjemme, sier Størset. Maritim sektor er også et viktig satsingsområde for norske støtteordninger som Enova har ansvar for.
Der hydrogen kan brukes
Hydrogen kan ha en rolle i tungtransport på vei, kollektivtrafikken – spesielt over lange distanser – og i anleggsbransjen. På det siste området der elektriske løsninger av ulike grunner ikke er praktiske.
– Store gravemaskiner og dumpere egner seg dårlig for batteridrift, særlig på avsidesliggende anlegg uten god strømtilgang, sier Velaug Myrseth Oltedal.
Samtidig er det omstridt for tungtransport og i kollektivtrafikken. Det går og har gått hydrogenlastebiler og -busser på veiene i mange land, også i Norge. Men det har vært utfordrende å bygge tilstrekkelig infrastruktur for hydrogenfylling. Flere store prosjekter i mange land er blitt stanset under planlegging eller utrulling – blant annet i Norge, Frankrike, Danmark og Storbritannia. Årsakene er mange og dels komplekse, men høye kostnader, fravær av grunnleggende infrastruktur og manglende etterspørsel er fellesnevnere.
I kraftsystemet kan hydrogen brukes som fleksibel bufferkapasitet – særlig der man har stort innslag av sol og vind og behov for lagring i uker eller måneder, og lite innslag av for eksempel regulerbar vannkraft.
– Der ser man i større grad på hydrogen også som en lagrings- og balanseringsløsning for kraftsystemet, sier Sigmund Størset i Enova. (Se også nedenfor om kortvarig lagring av strøm.)
Der hydrogen ikke bør brukes
Mange av de mest profilerte bruksområdene fra hydrogenets tidlige «hypefase» er nå bredt ansett som lite hensiktsmessige. Dette gjelder spesielt personbiler, boligoppvarming, kraftproduksjon og kortvarig lagring av strøm.
Da IEA ga ut rapporten «The Future of Hydrogen» i 2018, var for eksempel personbiler det området der flest land hadde innført politikk og virkemidler. Her har elektrifisering og batteribruk vunnet konkurransen. Også innen boligoppvarming har varmepumper vunnet kappløpet. I Storbritannia er derfor flere prøveprosjekter med hydrogen kansellert, og konklusjonen er tydelig: varmepumper og fjernvarme vinner både på pris og bærekraft. Batterier er overlegne på kortvarig lagring av strøm, og i kraftproduksjon er hydrogen generelt oppfattet som dårlig egnet løsning sammenliknet med fornybar energi, gjerne i kombinasjon med batterier. Regulerbar vannkraft og kjernekraft er også ansett som bedre alternativer der disse er tilgjengelige.
Sektor for sektor: Hvor uunnværlig er hydrogen blitt?
Figuren er basert på Michael Libereichs «hydrogen ladder», som beskriver hvor aktuelt det er å bruke hydrogen i ulike sektorer. Mest aktuelle sektorer er øverst, fargen i boksen angir hvilke alternativer som finnes – om noen.
Blått eller grønt
Grønt hydrogen er utslippsfritt i produksjon, men er dyrt og krevende å skalere. Blått hydrogen er billigere i stor skala, men har utslipp som i praksis er umulig å komme unna.
Det de har til felles, er at ingen av dem er konkurransedyktig med grått hydrogen under dagens betingelser. Grått hydrogen koster fra 1–2 dollar per kilo å produsere, blått omtrent 2–4 dollar, mens grønt ligger fra 4–9 dollar per kilo.
Merk at overslagene varierer ganske voldsomt, men generelt gjelder de laveste anslagene i samme geografiske område, mens de dyreste gjelder for andre – det er nemlig mye de samme kostnadsdriverne (som energi, infrastruktur og regulatorisk kompleksitet) som virker inn på alle tre.
Grått er imidlertid en del av klimaproblemet, og det vi skal bort fra. Det koker i praksis ned til et valg mellom grønt og blått hydrogen.
Grønt hydrogen: Ambisjoner møter virkelighet
Idealet er grønt, fordi produksjonen av det er utslippsfri. Men kostnadene har ikke gått ned så fort som man har trodd.
– 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, sier Artem Abramov i Rystad Energy.
Da vi ga ut vårt forrige hydrogennotat i 2021, regnet analytikerne i BloombergNEF med at prisen på grønt hydrogen ville ligge rundt 1,4 dollar per kilo i 2030. Svært nært den beregnede prisen for grått hydrogen som de regnet ville være 1,3 dollar/kilo. Vinteren 2024 snudde stemningen: «Forget $1 per kg», het det i et BloombergNEF-notat da.
Utfordringer for grønt hydrogen er i hovedsak knyttet til kostnadsutviklingen. For grønt er det ifølge Abramov først og fremst energiprisen som er kostnadsdrivende. Men heller ikke elektrolyseanlegg har blitt vesentlig billigere, til tross for økt produksjon. Med unntak av i Kina, der overproduksjon har presset prisene noe ned.
– Men dette har ikke påvirket kostnadene i Europa eller USA nevneverdig, sier Abramov.
Etterspørselen etter grønt hydrogen har heller ikke vokst i den takten mange av modellene forutsatte. Det har også påvirket investeringsappetitten for blått hydrogen: Mange forestilte seg nemlig at etterspørselen etter grønt hydrogen ville være så høy at produksjonen ikke ville holde tritt. I stedet har det motsatte funnet sted – mange hydrogenprosjekter strander fordi produsentene ikke har avtaler med kunder.
Blått hydrogen: vinduet lukkes
Blått hydrogen faller utenfor definisjonen av fornybare, ikke-biologiske brensler (Renewable fuel of non-biological origin, eller RFNBO) i EUs fornybardirektiver. Blant annet fordi det krever fossilgass som innsatsmiddel og fordi det ikke er utslippsfritt i produksjon. I teorien kan alt karbonet fanges, men jo høyere fangstrate, jo høyere kostnader. I tillegg kommer lekkasjefaren. I praksis krever derfor bruk av blått hydrogen at vi er villige til å akseptere noe utslipp.
– Du må bruke naturgass, fange CO₂, bygge infrastruktur for transport og lagring, og samtidig håndtere en del energitap i prosessen. Det er mye som skal på plass – og det krever store investeringer i løsninger som i bunn og grunn er midlertidige, sier Velaug Myrseth Oltedal, førsteamanuensis ved Høgskulen på Vestlandet.
Vinduet for blått hydrogen er derfor i ferd med å lukkes: I 2050 skal det være netto null utslipp i EU. Der er både analytikere, EU-dokumenter og forskere skjønt enige: Det er lite sannsynlig at det er rom for blått hydrogen i Europa etter 2050.
– Null betyr null, det vil si at senest i 2050 lukkes vinduet hvor blått hydrogen kan spille en signifikant rolle, sa den tyske energieksperten Felix Matthes til Energi og klima i 2023. Også i nylig lekkede dokumenter fra EU-kommisjonen og parlamentet omtales blått hydrogen som aktuelt kun i en overgangsperiode («transition period») frem til 2050. Altså om 25 år.
Ifølge Artem Abramov i Rystad Energy betyr dette at investeringsbeslutninger må tas raskt: Vanligvis krever prosjekter av de dimensjoner som kreves for å bli lønnsomme en investeringshorisont på minst 15 år.
– Noe kortere vil ikke rettferdiggjøre de betydelige infrastrukturinvesteringene og kapitalkrevende prosjektene som er forbundet med karbonfangst, sier Abramov.
Denne midlertidigheten blir underkommunisert i den norske debatten. I 2022 og 2023 var det mye møtevirksomhet mellom tyske og norske myndigheter om etablering av hydrogenproduksjon og -infrastruktur. Mens tyske myndigheter og felles uttalelser la vekt på at blått hydrogen kun var aktuelt i en overgangsperiode, sa statsminister Jonas Gahr Støre at blått hydrogen også kunne bli «en varig løsning», ifølge Aftenposten. Og blått hydrogen er flere ganger blitt brukt som argument for økt leteaktivitet i Nordsjøen og Barentshavet i debatter og komitéinnstillinger på Stortinget, uten at det blir påpekt at det kun er aktuelt innenfor en begrenset tidshorisont.
En mulig åpning
I EU er det ikke tvetydighet om blått hydrogen: Det er definert som lavkarbonløsning i taksonomien, og faller dermed utenfor støtteordningene som er forbeholdt RFNBO. Det kan imidlertid endre seg snart, tror professor Ignacio Herrera Anchustegui ved Universitetet i Bergen:
– Det skal komme en delegert rettsakt for lavkarbon-hydrogen i slutten av 2025, hvor EU skal bestemme hva som skal til for at noe skal sertifiseres som lavutslipps-hydrogen, sier han.
Ifølge flere kilder kan det være bevegelse i EU-systemet mot å tillate en viss rolle for blått hydrogen, etter mye pådriv fra Tyskland. Såkalt rosa eller lilla hydrogen, som er hydrogen fremstilt med elektrolyse, men med bruk av kjernekraft, kan også få en rolle her. Foreløpig tyder signalene imidlertid på at kjernekraft-hydrogen bare skal utredes, noe som har skapt frustrasjon i kjernekraftbransjen i EU.
Stykkevis og delt
Produksjonsanlegg, rørledninger og lagre: Europa må passe seg for overinvestering når infrastrukturen for hydrogen bygges ut.
EUs hydrogenplaner er nylig blitt evaluert av unionens eget energibyrå Acer. Rapporten beskriver en stykkevis og delt utbygging, der usikkerheten knyttet til finansiering, tempo og tekniske utfordringer er betydelig.
Hydrogeninfrastrukturen i EU i dag er konsentrert i Belgia, Frankrike, Nederland og Tyskland. Hovedsakelig er den bygd opp rundt kjemisk og petrokjemisk industri, som er store forbrukere av hydrogen produsert fra fossil gass. Nesten all hydrogenproduksjonen i EU er fortsatt fossil.
Fremdriften i planene for overgang til og oppskalering av rent hydrogen, først og fremst av det grønne slaget produsert med fornybar energi, oppsummerer Acer slik:
Rørledningsnett: I EUs nettutviklingsplan for hydrogen er 107 prosjekter med, til sammen 42 000 km rørledninger. For bare to av prosjektene er det tatt endelig investeringsbeslutning. To tredeler av rørledningene er nye, mens resten vil være konvertering av eksisterende rør for transport av fossil gass (se faktaboks). I tillegg kommer utbyggingsprosjekter som ikke er del av EU-planen. Det viktigste her er Tysklands kjernenett for hydrogen, der vedtak ble fattet i 2024 og byggingen er i gang. Nederland er også i gang med bygging av sitt nett.
Lagring: 38 prosjekter. Drøyt halvparten er nye, mens resten skal bygge om eksisterende lagre for fossil gass. Bare to demonstrasjonsprosjekter i Tyskland og Frankrike er så langt besluttet igangsatt.
Terminaler: 20 prosjekter. Import på skip av hydrogenbærere som ammoniakk og metanol, ikke rent hydrogen. Ingen prosjekter endelig besluttet.
Elektrolysører: 29 prosjekter, der 14 GW skal være installert innen 2030. En tredjedel skal drives med fornybar kraft spesielt bygd ut for hydrogenproduksjon. Tilgang på elektrisitet er hovedutfordringen (se neste side).
Redusere usikkerhet: Acers anbefalinger
I dag er nett-utviklingsplanene basert på anslag over etterspørselen og ambisjoner, ikke konkrete markedsbehov, påpeker Acer. Det gir fare for overinvesteringer.
Risikoen kan tas ned ved å lage presise prognoser for etterspørselen, overvåke utviklingen nøye og justere planer fortløpende, tilrår energibyrået. Planleggingen av gass-, hydrogen- og kraftnett bør samordnes med sikte på effektiv bruk av infrastrukturen.
I neste utgave av EUs utviklingsplan må også effekten av lavere vekst i etterspørselen etter hydrogen vurderes. En trinnvis utvikling av hydrogen-nettet basert på spesifikke markedsbehov og kortsiktige prognoser bør vurderes for å unngå overdimensjonert utbygging med risiko for at investeringene blir verdiløse, konkluderer Acer.
Gjenbruk av gamle rør
En betydelig del av EUs planlagte hydrogen-nett vil bestå av konverterte, eksisterende gassrør. I Tyskland vil over halvparten av kjernenettet være slik gjenbruk. Men de tekniske utfordringene er betydelige. Eksponering for hydrogen kan svekke den strukturelle integriteten til metallene rør er bygd av. Stål er særlig utsatt. «Betydelige bekymringer om lekkasje og sikkerhet er ikke ryddet av veien,» skriver Acer.
Grønt hydrogen er et strømsluk
Produksjon av grønt hydrogen krever enorme mengder fornybar kraft. Dersom EU skulle klare 10 millioner tonn i 2030, ville det gå med om lag 550 TWh.
Det svarer til mer enn tre firedeler av all installert sol og vind i EU i 2023, eller over tre ganger Norges kraftproduksjon. Siden vekst i teknologi som elbiler og varmepumper også gir økt kraftforbruk, øker presset enda mer på utbygging av ny fornybar kraft.
EU har et eget regelverk som skal hindre at produksjon av hydrogen øker etterspørselen etter fossil kraft. I prisområder der andelen fornybar kraft er under et visst nivå, må hydrogenet produseres med ny-utbygd fornybar kraft for at det skal bli regnet som grønt. I prisområder der fornybarandelen er over 90 prosent, som i Norge, blir hydrogenet regnet som grønt selv om det ikke lages med ny fornybar kraft.
Foto: EU-kommisjonens PCI-PMI
Case – Tyskland: Klarer seg ikke uten grønne molekyler
«Energiewende» er blitt et internasjonalt begrep, nå snakkes det i Tyskland også om «molekülwende».
Foto: BASF SE
Tyskland har satt seg mål om å ha 10 gigawatt (GW) kapasitet produksjon av grønt hydrogen – elektrolysører – på plass innen 2030. Det kan se håpløst ut å skulle klare dette: Status høsten 2024 var 0,12 GW, skarve 1 prosent av målet.
Førsteinntrykk kan villede. Summerer en prosjektene som er under bygging eller der det er tatt endelig beslutning om investering, kommer en til rundt 1,6 GW elektrolysører. Dersom alle planlagte prosjekter blir noe av, vil Tyskland sågar overoppfylle 2030-målet.
– Om disse prosjektene faktisk kommer, avhenger i stor grad av politiske avgjørelser. Politikerne må overbevise de mulige produsentene av grønt hydrogen om at investeringer i produksjon lønner seg, sier forsker Dana Kirchem ved økonomi-instituttet DIW.
Den tyske regjeringen la frem sin første hydrogenstrategi i 2020. Siden er det bekreftet i flere runder at hydrogen er tiltenkt en avgjørende rolle for at Tyskland skal nå sitt langsiktige mål om klimanøytralitet i 2045. I fjor ble det besluttet å bygge et nasjonalt rørledningsnett for transport av hydrogen, og til nå er 428 km rør på plass.
I koalisjonsavtalen til den ferske regjeringen fra CDU/CSU og SPD varsles det at Tyskland ønsker å ta en lederrolle i et europeisk hydrogeninitiativ.
I den første fasen til 2030 og inn i neste tiår er det først og fremst raffinerier og energiintensiv industri som vil etterspørre hydrogen, mener tyske myndigheter. Blant annet for å produsere grønt stål. Deretter vil transport, særlig til sjøs og i luften, trenge økende mengder hydrogen.
Også i kraftsystemet er det til nå blitt planlagt for omfattende bruk av hydrogen til kraftproduksjon og som lagringsløsning. Forbundskansler Friedrich Merz og den nye regjeringen har skapt tvil om akkurat dette: Merz-regjeringen har gitt signaler om at de vil satse på gasskraft med karbonfangst og -lagring som reserveløsning i kraftsystemet istedenfor gasskraftverk som kan gå på hydrogen, men her er fortsatt mye uklart.
Selv om det skulle lykkes å få til 10 GW innenlandsk produksjon, vil Tyskland på sikt måtte importere mesteparten av hydrogenet, hovedsakelig via rørledninger. Flere korridorer er aktuelle – fra Nord-Afrika via Italia, fra Spania via Frankrike, men også fra Danmark eller til og med Ukraina. Ideen om en rørledning fra Norge fikk seg et kraftig tilbakeslag da Equinor og Shell skrinla sine prosjekter i fjor.
I sine planer opererer regjeringen med at Tyskland vil trenge 95–130 TWh hydrogen i 2030. Estimatene er basert på at man velger den rimeligste veien til klimanøytralitet, med en høy grad av elektrifisering og så lite hydrogen som mulig, fremholder Kirchem. Dermed bør estimatene helst ses som en nedre grense:
– Hvis Tyskland skal beholde industrien og gjøre den klimanøytral, da trenger vi minst denne mengden grønt hydrogen, sier hun.
Et tidlig eksempel er kjemigiganten BASF, som i mars satte i drift egen produksjon av grønt hydrogen ved verdens største kjemiske industrianlegg i Ludwigshafen. Anlegget kan produsere inntil 8 000 tonn hydrogen i året, noe som ifølge selskapet vil kutte 72 000 tonn CO₂. Ved full produksjon går det med 0,432 TWh strøm i året. Strømmen kommer i hovedsak fra sol- og vindkraftanlegg som BASF har kraftkjøpsavtaler med.
Alle planer til tross, usikkerheten er stor – om produksjon, etterspørsel og finansiering, og om når de ulike delene av markedene skal klikke sammen til et hele. Ytterligere tiltak trengs for å få fart på investeringene i oppbyggingsfasen, særlig når det gjelder å skape etterspørsel, anbefaler Det internasjonale energibyrået (IEA) i en rapport om Tysklands energisystem. Et tiltak IEA har tro på, er å etablere egne markeder for råmaterialer produsert med grønt hydrogen eller lavutslippshydrogen. Store offentlige innkjøp av lavutslipps stål eller sement til for eksempel jernbane-infrastruktur kan sikre etterspørsel i en tidlig fase i utviklingen av markedet.
Dana Kirchem advarer mot å tvile på hydrogensatsingen.
– En snuoperasjon anser jeg som svært usannsynlig. Til det er det allerede lagt ned for mye konkret planlegging i å bygge den grønne hydrogenøkonomien. Avkarboniseringen kan bare lykkes med en miks av grønn strøm og grønne molekyler, sier hun.
Veien videre
Nøkkelen ligger i etterspørselen. Selskaper som får insentiver for å starte produksjon, mangler ofte kunder. De som trenger hydrogen, har få insentiver for å bytte fra grått.
Skal hydrogen spille en vesentlig rolle i det grønne skiftet, må det finnes både produsenter og kjøpere, og de må ha rammevilkår som gjør det mulig for dem å finne hverandre. Ingen vil produsere uten sikker etterspørsel, og ingen etterspør før produksjonen er etablert. Resultatet er at svært få av de annonserte prosjektene faktisk blir realisert. Det gjelder både i EU og i Norge.
– Det er mange store prosjekter som er klare, men utviklingen hemmes av treg implementering og fravær av robuste forretningsmodeller, sier Sigmund Størset i Enova.
Status for europeiske virkemidler
EU har vedtatt en rekke tiltak for å bygge opp markedet. Blant de viktigste er:
- ReFuelEU Aviation, som stiller krav til bruk av bærekraftig drivstoff i luftfarten
- Hydrogenbanken, som skal støtte produksjon av grønt hydrogen gjennom auksjonsbaserte subsidier
- ETS (EUs kvotemarked), som øker kostnaden ved utslipp og gir grønnere alternativer et konkurransefortrinn
- RED III, som skjerper kravene til bruk av fornybart hydrogen i industri og transport
Likevel går i praksis utviklingen tregt. Bare en brøkdel av prosjektene som trengs for å nå målene i RePowerEU har nådd investeringsbeslutning, og mange utsettes på ubestemt tid. Regelverket er komplekst og varierer mellom land, og mange av virkemidlene er fortsatt uferdige eller dårlig implementert. I tillegg har ikke EU-kommisjonen virkemidler til å sikre at målene nås, annet enn langvarige og byråkratiske traktatsbruddsprosesser, ifølge Den europeiske revisjonsretten. Problemet er at det går for sakte. Mange av virkemidlene er enten forsinket i implementering, mangler detaljer eller er ikke oversatt til nasjonal politikk ennå.
Foto: Eidesvik Offshore
Virkemidler i Norge
Også i Norge finnes det støtteordninger, først og fremst gjennom Enova. Ifølge Enova selv er virkemiddelapparatet utformet for å støtte både tilbud og etterspørsel, samt teknologimodning:
- Investeringsstøtte til produksjonsanlegg for hydrogen, særlig i maritim sektor og industri
- Støtte til hydrogenfartøy og -infrastruktur, med mål om teknologiutvikling og markedsløft
- Støtte til pilot- og demonstrasjonsprosjekter for hydrogenbaserte løsninger
- Tilskuddsordninger for hydrogenkjøretøy og tilhørende fylleinfrastruktur i kollektiv- og tungtransporten
– Vi forsøker å sette ut i livet det vi kaller en markedsskapende politikk. Det betyr at vi støtter både etterspørselssiden og tilbudssiden, og forsøker å få begge sider til å bevege seg fremover samtidig, sier seniorrådgiver Sigmund Størset i Enova.
Dilemmaet: Velge vinnere eller ikke?
Enova legger ikke skjul på at det er utfordrende: Det er ikke spørsmål om hønen eller egget skal støttes først, men heller at de skal spontant oppstå samtidig. Det krever tett samordning: Både produksjon, infrastruktur og etterspørsel må støttes samtidig for å bygge et velfungerende marked.
Problemet er imidlertid ifølge flere analytikere at det er en skjevhet i virkemiddelpolitikken: Tilbudssiden tilgodeses med mye støtte, mens det er mer skrint på etterspørselssiden.
Dette harmonerer godt med klassisk samfunnsøkonomi: Bruke skatt og avgift til å styre etterspørselen bort fra det som forurenser, men la markedet bestemme hva man bytter til. Som finansminister Jens Stoltenberg sier i intervju med DN 13. mai 2025:
– Det viktigste myndighetene gjør er ikke å subsidiere det vi liker, men å skattlegge det vi ikke liker.
Denne forståelsen står imidlertid i skarp kontrast til det innovasjonsforskere finner: Nettopp skjerming fra markedet har vært nøkkelen til mange banebrytende teknologier. Som solceller, GPS og mikroprosessorer. Og å skattlegge det vi ikke vil ha kan være viktig. Men veien fra avkarbonisering til avindustrialisering kan bli kort hvis den nye teknologien er for dyr, påpeker Artem Abramov fra Rystad Energy.
Alternativet: Balanserte virkemidler
Han mener dette kan forklare noe av problemene med 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, sier Artem Abramov i Rystad Energy. Også Martin Tengler i BloombergNEF etterlyser mer giv på etterspørselssiden for å få fart på markedet.
Flere peker også på differansekontrakter, der det offentlige dekker forskjellen mellom produksjonskostnaden og markedsprisen. Det reduserer risiko for produsenten – og kan utløse investeringer. Et annet grep mange peker på, og som også er praktisert i Norge er krav i offentlige innkjøp. Eller mer generelle krav til bruk, slik EU gjør i luftfarten med bærekraftig flybrensel, såkalt sustainable aviation fuel (SAF):
– Straffegebyrene for manglende overholdelse er omtrent det dobbelte av kostnaden ved å kjøpe SAF, så flyselskapene har sterke insentiver til å følge reglene, sier Martin Tengler i BloombergNEF.
Kilder
Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. (2025).
Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. (2025).
Clean Hydrogen Observatory. (2025).
European Court of Auditors. (2024).
European Court of Auditors. (2025).
Gulbrandsen, L. H., & Handberg, Ø. N. (Red.). (2023).
Handelskammer Norge-Tyskland. (2025).
International Energy Agency. (2020).
International Energy Agency. (2021).
International Energy Agency. (2021).
International Energy Agency. (2023).
International Energy Agency. (2024).
International Energy Agency. (2024).
International Energy Agency. (2024).
International Energy Agency. (2024).
International Energy Agency. (2025).
International Energy Agency. (2025).
International Energy Agency. (2025).
International Energy Agency. (2025).
International Energy Agency. (2025).
Nationaler Wasserstoffrat. (2025).
Oslo Economics, SINTEF & Greensight. (2023).
Oxford Institute for Energy Studies. (2024).
Oxford Institute for Energy Studies. (2025).
Royal Society of Chemistry. (2025).
Rådet for Grøn Omstilling. (2025).
Ueckerdt, F., Verpoort, P., Anantharaman, R., Bauer, C., Beck, F., Longden, T., & Roussanaly, S. (2025).
Direkte sitater i notatet er hentet fra intervjuer med kildene på Energiogklima.no der ikke annet er oppgitt.