“Hva skal vi leve av etter oljen?” gjentas så ofte at det har blitt en klisjé. Blått hydrogen, altså hydrogen produsert av naturgass med karbonfangst og -lagring, er imidlertid ikke et dårlig svar. Dette kan nemlig bli Norges viktigste eksportvare, og industrieventyret vil trolig vare et par tiår. Kanskje lenger.

Norsk gass har lenge vært den stygge andungen som i mange år bidro til lavere inntekter enn oljen. Det er rimelig å produsere gass, og så lenge Norge og Russland sendte store mengder gass til EU, holdt prisene seg lave. Så kom krigen i Ukraina, og norsk gass ble en seddelpresse. For EU var de ekstreme prisene utfordrende, men Norges pålitelighet som leverandør ble likevel satt stor pris på. Norge og EU har et meget godt partnerskap innen energi.

Vinden blåser jo ikke alltid, og etter hvert er det åpenbart at vi trenger andre løsninger. Det er her blått hydrogen kommer inn i bildet.

Ulrik Olbjørn, prosjektdirektør for Clean Hydrogen to Europe

Historisk sett er gassprisene fortsatt høye, og de gir særdeles gode inntekter til AS Norge. Men hvor lenge vil dette vare? Oljeproduksjonen på norsk sokkel nådde toppen for rundt 20 år siden, men gassproduksjonen har holdt seg godt, og Norge har fortsatt mye gass.

Men hva med kjøperne? Nesten all norsk gass går i rør til EU og Storbritannia, så vi er i stor grad “stuck” med de kundene vi har. Norsk gass har fått et image som relativt “grønn”. Det er en sannhet med modifikasjoner, og det er ikke plass til gass i EUs langsiktige klimastrategi. EU skal bli grønt.

Kilde: Oljedirektoratet

EUs motivasjon

EU sikter mot 55 prosent reduksjon i CO₂-utslipp innen 2030, og innen 2050 skal EU være karbonnøytralt. Dette gjør at norsk gass lenge har hatt en noe usikker fremtid. Nå ser det ut til at dette er i ferd med å snu.

Det har lenge vært klart at EU ikke ville nå sine klimamål med kun sol-, vind- og kjernekraft. Vind- og solenergi er ikke regulerbar, og tungindustrien og deler av transportsektoren er krevende å elektrifisere. Dermed har EU lent seg på grønt hydrogen, altså hydrogen produsert ved elektrolyse av vann, med grønn elektrisitet som innsatsfaktor (se illustrasjon). Etter som tiden har gått, har man sett svakheter i denne strategien.

• Utbyggingen av sol- og vindkraftanlegg går for sakte, og det blir forholdsvis dyrt.
• Mangel på landområder er en flaskehals vi ikke kan “fikse”. Havvind hjelper, men det er dyrt.
• I en oppstartfase hvor det produseres små volumer av grønt hydrogen, vil transport være svært dyrt pr. energienhet. Det vil også være krevende å etablere et hydrogenmarked basert på små volumer av ikke-regulerbar energi.

EU har altså hatt behov for en “quick fix” i sin klima- og hydrogenstrategi. Blått hydrogen er en viktig del av løsningen.

Snøballen har begynt å rulle

I EU er det spesielt Tyskland som har omfavnet blått hydrogen. Forbundsrepublikken presenterte nylig sin oppdaterte hydrogenstrategi som åpner opp for blått hydrogen. Landet anser blått hydrogen som spesielt verdifullt i en overgangsfase, da det vil kunne være en katalysator for å få etablert infrastruktur og et hydrogenmarked. 

Det er industriens initiativer som har lagt grunnlaget for satsingen på blått hydrogen og fått snøballen til å rulle.

Equinor har flere prosjekter innen blått hydrogen. Prosjektet som har fått mest oppmerksomhet er Clean Hydrogen to Europe, hvor det tas sikte på å prosessere gassen i Norge før hydrogenet sendes til Tyskland i rør. Sistnevnte prosjekt er bærebjelken i en omfattende intensjonsavtale mellom Equinor og RWE som ble signert i Oslo i januar i år. Intensjonsavtalen omhandler også gasskraftverk i Tyskland som skal kunne bruke hydrogen som innsatsfaktor.

Infrastruktur

Gassco spiller en nøkkelrolle i utviklingen av infrastruktur for blått hydrogen. Det statlige aksjeselskapet er operatør for det integrerte transportsystemet fra norsk kontinentalsokkel til Europa.

– Vi arbeider sammen med relevante aktører for å videreutvikle sokkelen slik at infrastrukturen er tilpasset gjeldende behov, og vi bruker robuste og helhetlige verdikjeder som viktige premisser i dette arbeidet. Nå har norske myndigheter valgt å bruke denne arbeidsformen til også å omfatte en mulig lavkarbon-hydrogen (blå H2) verdikjede fra Norge til Tyskland, hvor Gassco leder arbeidet fra norsk side sammen med vår tyske samarbeidspartner dena (Deutsche Energie-Agentur) med felles mulighetsstudier på hydrogen- og CO₂-verdikjeder. Hensikten med arbeidet er å vurdere robustheten til en tysk-norsk hydrogen- og CO₂-verdikjede, forteller prosjektleder Odd Even Jakobsen til Kapital.

Arbeidsomfanget for hydrogenverdikjeden er definert i tre hovedområder: produksjon i Norge,  offshore og onshore-transport fra Norge til det tyske markedet og lager og forbruk i Tyskland. På sikt legges det opp til å bruke mye av det eksisterende rørnettet til transport av hydrogen, og så langt skal det ikke være identifisert tekniske hindringer for å gjøre dette.

Vil krever lange kontrakter

Signalene fra tyske myndigheter er ennå litt uklare. På den ene siden påpekes det at landet ønsker blått hydrogen i en overgangsfase, og at på sikt er det grønt hydrogen som gjelder. Samtidig sier representanter for myndighetene at det er markedet som må styre utviklingen fremover, og at blått hydrogen fritt kan konkurrere med grønt hydrogen. Hvis det er markedet som bestemmer, er sjansen stor for at Norge eksporterer blått hydrogen også etter 2050.

Blått hydrogen blir dyrt for kundene i Tyskland, i det minste den første tiden. Tyske myndigheter legger imidlertid opp til omfattende subsidieordninger. Foreløpig er det skissert en subsidieordning på total 68 milliarder euro.

Fra Equinors ståsted blir det avgjørende å få lange kontrakter. Det må gjøres store investeringer i produksjonsanlegg og infrastruktur, og spesielt løsningen som innebærer nye hydrogenrør fra Nordsjøen til Tyskland forutsetter lange kontrakter. Hvis ikke blir avkastningen for usikker, og man risikerer at prosjekter strander.

Da man fant gass i Nordsjøen, var gasskontraktene typisk 25–30 år. Dette var en forutsetning for de tunge investeringene.

Det er usikkert om kontraktene blir like lange denne gangen. For eksempel er målsetningen med Clean Hydrogen to Europe at prosjektet skal komme i produksjon i 2030, og prosjektet vil skaleres opp i etapper. Tyske myndigheter er på sin side lunkne til blått hydrogen etter 2050. Dermed risikerer man å måtte forholde seg til et tidsvindu på kun 15 til 20 år. Men det er industrien og ikke tyske myndigheter som inngår kontraktene, så hva som skjer er uvisst. 

Da de første norske gasskontraktene ble inngått, var det ikke et gassmarked. Det mest nærliggende var da å prise gassen på bakgrunn av prisen på olje, altså oljeindekserte kontrakter. Senere kom det gasshuber i Storbritannia og på kontinentet, og det ble gjort justeringer i kontraktene slik at det var hub-prisen på gass og ikke oljeprisen som bestemte hvor mye kunden betalte for gassen. Kontraktene ble gassindekserte.

Det er nærliggende å tro at noe lignende vil skje med kontraktene på blått hydrogen. Til å begynne med vil prisen på hydrogen trolig basere seg på gassprisen pluss et påslag som blant annet reflekterer kostnadene tilknyttet karbonfangst og lagring. Etter hvert som man får et velfungerende hydrogenmarked i Europa, blir kontraktene så omgjort.

Blått vs. grønt hydrogen

Bloomberg New Energy Finance estimerte i sommer at kostnadene på blått hydrogen lå 59 prosent under kostnadene på grønt hydrogen i Europa. På sikt vil kostnadsfordelen svekke seg noe, blant annet fordi forward-kurven peker på høyere gasspriser. Samtidig har Equinor svært gode marginer på produksjon av gass, noe som til en viss grad bør med i regnestykket. Mye taler altså for at dette kan bli meget god butikk for Norge.

Blått hydrogen har et karbonavtrykk, men Equinor har ambisjon om å fange minst 95 prosent av CO₂en. Dette er tilstrekkelig for EU, og vesentlig bedre enn blått hydrogen fra andre verdensdeler som ikke kommer gjennom EUs nåløye.

Elefanten i rommet

Konkraft omtaler seg som “en samarbeidsarena for Offshore Norge, Norsk Industri, Norges Rederiforbund, Næringslivets Hovedorganisasjon (NHO) og Landsorganisasjonen i Norge (LO), med LO-forbundene Fellesforbundet og Industri Energi”.

I Konkrafts rapport fra august 2023, “Blått hydrogens rolle i utviklingen av norsk sokkel”, står det blant annet:

“For at Norge skal kunne være en sentral leverandør av naturgass og blått hydrogen til Europa, er det avgjørende at det fortsatt letes, finnes og utvinnes nye naturgassressurser på norsk sokkel. Det innebærer blant annet at det raskt gjøres nye funn, at det gjøres flere større funn i umodne områder, samt at det gjøres gassfunn i Barentshavet som raskt bygges ut”, og det står videre at norsk gassproduksjon er forventet å avta kraftig etter 2030, selv om alle påviste funn utvikles.

For enkelte fremstår sannsynligvis resonnementet over som noe umusikalsk, og tankegangen gjør at blått hydrogen kan bli kontroversielt. I praksis leter man ikke etter kun gass; man leter etter olje og gass, og som regel vet man ikke hva man finner før man har boret. Og finner man olje, vil jo også den bli tatt opp. Satt på spissen vil man lete etter olje og gass, for å eksportere lavkarbonløsninger til kontinentet. Enn så lenge er imidlertid argumentasjonen konsistent med norsk olje- og energipolitikk.

Energibærer: Hydrogen er en energibærer og ikke energi i seg selv. Dermed må det produseres. Bildet viser produksjon av grønt og blått hydrogen. Illustrasjon: Norsk klimastiftelse/Jørgen Håland. https://klimastiftelsen.no/publikasjoner/hydrogen-som-klimalosning/

Equinor vil sikre “route to market”

For Equinor handler blått hydrogen om mer enn å sikre “route to market”. Selskapet har også en ambisjon om å bli karbonnøytralt i 2050, og blått hydrogen er viktig del av strategien.

Henrik Solgaard Andersen, VP Global Hydrogen, og Ulrik Olbjørn, prosjektdirektør for Clean Hydrogen to Europe, hos Equinor forteller om selskapets satsing på blått hydrogen.

– Vi har en ambisjon om å bli karbonfrie i 2050. Det lyder selvfølgelig fint, men det er et krevende mål, for vi snakker ikke bare om våre utslipp, men også utslippene fra våre produkter som skal ned til null, innleder Andersen.

– Nordsjøen er på en måte vår “backyard”, og det er her vi har våre fremste konkurransefortrinn. Vi leverer ekstremt mye energi til de nordvest-europeiske og britiske markedene. Det ønsker vi også å fortsette med i fremtiden, men vi skal gjøre det med grønne og dekarboniserte løsninger. Det er essensen i vår strategi for blått hydrogen.

Vi leverer ekstremt mye energi til de nordvest-europeiske og britiske markedene. Det ønsker vi også å fortsette med i fremtiden, men vi skal gjøre det med grønne og dekarboniserte løsninger.

Henrik Solgaard Andersen, VP Global Hydrogen

Andersen vedgår at Equinors klimaambisjoner tidligere har kunnet oppfattes som noe mangelfulle.

– For seks til syv år siden snakket man ikke om “net zero”, men om 50 eller 80 prosent reduksjon. Med “net zero”-mål må alle finne løsninger og dekarbonisere, og det ga mye mer fremdrift industrielt og politisk. Det betyr vi må jobbe med reelle prosjekter, ikke bare ideer, og vi bruker hele verktøykassen, sier Andersen.

I dag har Equinor seks–syv blå hydrogenprosjekter, fire–fem gasskraftprosjekter og et par ammoniakkprosjekter. Den totale investeringsrammen er flere hundre milliarder kroner. Historisk har ikke Equinor vært spesielt begeistret for å investere nedstrøms. Andersen forteller at det imidlertid ikke er snakk om endring i strategi.

– Fra vår side er det ikke snakk om noen endring i strategi. Motivasjonen vår er nok todelt; for det første vurderer vi dette som gode forretningsmuligheter. I tillegg ser vi at vi må bidra med kapital og kompetanse for at en del av dette i det hele tatt skal bli realisert, sier Andersen.

I tillegg til nevnte satsing har Equinor to større offshore-prosjekter i Nordvest-Europa innen grønt hydrogen som ligger i divisjonen for fornybar energi.

– Vi er selvfølgelig i tett dialog med våre kolleger som jobber med grønt hydrogen. Det er mye logikk i å se på dette som en helhet, blant annet fordi blått og grønt hydrogen har forskjellige styrker og svakheter, sier Olbjørn.

– Kan du utdype dette?

– Fordelen med grønt hydrogen er at du kan gjøre det i liten skala, og du kan gjøre det lokalt tett på kunden. Ulempen er at man er avhengig av været og eksponert for svingninger i strømpriser. Det å skalere opp i industriell skala er dessuten ikke gjort ennå. Blått krever stor skala fordi du må ha en kostbar CO₂-infrastruktur på plass, så da blir det en større barriere for å komme i gang. Fordelen med blått hydrogen er at du kan produsere væruavhengig, og du kan kanskje til og med møte noe kundefleksibilitet. Eqiunor jobber med begge løsningene: Det er ikke en motsetning mellom de to, de komplementerer hverandre.

Olbjørn forteller at både myndigheter og kunder begynner å se verdien av blått hydrogen.

– Vinden blåser jo ikke alltid, og etter hvert er det åpenbart at vi trenger andre løsninger. Det er her blått hydrogen kommer inn i bildet. Dette er regulerbar energi, og det bringer robusthet til energisystemet på samme måte som våre fossile produkter gjør. Akkurat dette har vært en viktig øyeåpner både for policymakere og kunder, sier Olbjørn.

Det er relativt god lagerkapasitet for gass i Europa. Dette gir både sikkerhet og fleksibilitet. Olbjørn forteller at vi ikke kan forvente tilsvarende kapasitet for hydrogen på en god stund.

– Det er mer krevende å lagre hydrogen, blant annet fordi den tar mer plass. Så det vil ta lang tid og kreve store investeringer før vi kommer opp i lagerkapasitet av betydning.

Prosjektet Olbjørn leder, Clean Hydrogen to Europe, er et vesentlig element i intensjonsavtalen som Equinor og RWE inngikk i januar i år. Prosjektet har som ambisjon å være i drift i 2030.

– Vi har en aggressiv tidsplan for Clean Hydrogen to Europe, sier Olbjørn og påpeker: 

– Det er en kompleks verdikjede som skal på plass, og prosjektet forutsetter tilstrekkelig politisk og regulatorisk sikkerhet. Det er først da kundene og vi kan ta investeringsbeslutninger. Og mye av beslutningene må skje samtidig.

– Hva vil du si er flaskehalsene?

– Det er stor skala, men rent teknisk er vi godt kjent med hva som skal til. Dermed er det nok markedet som er flaskehalsen, og de fleste kunder trenger nok en eller annen form for støtte fra myndighetene for å ta i bruk et bedre, men dyrere produkt. I hvert fall i en overgangsfase.

Olbjørn er en av forfatterne i Konkraft-rapporten nevnt tidligere. Han mener rapporten står seg godt.

– Industrianleggene vi snakker om, krever en amortiseringstid på 20 til 25 år. Det betyr at vi må ha nok gass til å kunne operere med høy kapasitet i tilsvarende tidsrom. Hvis vi da ikke finner naturgass, blir anleggene enten dårlige investeringer, eller de blir ikke gjort. Blått hydrogen er i realiteten naturgass med minimale utslipp, gitt vår ambisjon på 95 prosent eller mer CO₂-fangst.

Equinor: energigiganten spiller en nøkkelrolle i utviklingen av blått hydrogen. Her ved Henrik Solgaard Andersen, VP Global Hydrogen og Ulrik Olbjørn, prosjektdirektør for Clean Hydrogen to Europe. Foto: Iván Kverme