Kan hydrogen og ammoniakk redusere norske klimagassutslipp?¹²³

1. Innledning

De siste årene har det vært stor oppmerksomhet omkring hydrogen som en klimavennlig energibærer og som en ny eksportnæring for Norge. For å nå målene om et lavutslippssamfunn, må fossile brensler og industrielle innsatsvarer erstattes med ikke-fossile alternativer. Hydrogen som energibærer har mange mulige bruksområder, inkludert transport, industriprosesser og oppvarming, og hydrogen kan også anvendes til å produsere ammoniakk, som blant annet kan brukes som drivstoff. Både hydrogen og ammoniakk er særlig aktuelt der direkte elektrifisering er vanskelig, for eksempel på grunn av manglende lademuligheter og lange distanser ved sjøtransport. I Norge er potensialet for utslippsreduksjoner trolig størst innen sjøfart, tungtransport, luftfart, og industri (Miljødirektoratet, 2025). Veitrafikk, sjøfart og luftfart står for 1/3 av norske klimagassutslipp, mens industrien står for rundt en fjerdedel (SSB, 2025). I noen land kan hydrogen også ha en viktig rolle i andre industrisektorer, og bli brukt til energilagring der periodevis overproduksjon av fornybar energi kan benyttes til hydrogenproduksjon.

I denne artikkelen drøfter vi utsiktene for at hydrogen og ammoniakk kan redusere norske klimagassutslipp, med vekt på de politiske, økonomiske og tekniske rammevilkårene, samt betydningen av mulige lekkasjer av hydrogen og fra hydrogenbærere. For å svare på disse spørsmålene bygger vi på samfunnvitenskaplig, naturvitenskaplig, og teknisk forskning ved CICERO, nærmere bestemt politisk analyse, vurderinger av produksjonskostnader og etterspørsel, naturfaglig modellering av klimaeffekten av lekkasjer av hydrogen, og verdikjede-analyser. For å illustrere hvordan faktorer som energieffektivitet, lekkasjer, utslipp og kostnader kan påvirke mulighetene til hydrogen og ammoniakk, gjennomfører vi en verdikjedeanalyse av disse drivstoffene for hurtigbåter, der vi sammenligner dem med tradisjonell diesel. 

Vi analyserer både klimaeffektene og kostnadene knyttet til fremstilling og bruk av hydrogen og ammoniakk, med eksempel fra sjøtransport. Kostnadene knyttet til investeringer i produksjon, distribusjon og bruk er ikke tatt med. Dagens hydrogenproduksjon domineres av fossile kilder som naturgass og kull, noe som gir betydelige CO₂-utslipp i fremstillingen. For at hydrogen skal bidra til reduserte utslipp, må det produseres på en klimavennlig måte, enten ved elektrolyse basert på fornybar kraft (grønt hydrogen), eller fra naturgass kombinert med karbonfangst og -lagring (blått hydrogen). 

En viktig utfordring med hydrogen er at gassen har et stort volum i forhold til brennverdien og krever høyt trykk for å få en akseptabel transport- og lagringskostnad. Ammoniakk, som kan produseres fra hydrogen, har høyere energitetthet, og er dermed lettere å transportere og lagre enn hydrogen. Ammoniakk er imidlertid giftig. Også metanol kan produseres fra hydrogen og er ikke giftig, men er et drivstoff som inneholder karbon. Både ammoniakk og metanol omtales som hydrogenbærere. For både hydrogen og ammoniakk er hele drivstoffkjeden, fra produksjon til bruk, avgjørende for kostnader og klimaeffekter, der energieffektiviteten for hvert steg er viktig.

Nyere forskning viser at hydrogen som lekker ut har en indirekte oppvarmende klimaeffekt. Dersom lekkasjer fra produksjon, lagring, transport og bruk er store vil dette gjøre drivstoffet mindre attraktivt.

2. Politiske rammevilkår

Hydrogen kom for alvor på den politiske agendaen omkring 2019. I 2020 la regjeringen Solberg fram sin hydrogenstrategi, omtrent samtidig som både EU og flere europeiske land gjorde det samme. Regjeringens hydrogenstrategi ble kritisert for å mangle konkrete mål og for ikke å inneholde nye virkemidler (Skjærseth mfl., 2024). I 2021 fulgte regjeringen opp med et veikart for hydrogen. Senere har regjeringen Støre videreutviklet politikken under satsingen «Grønt industriløft».

2.1. Teknologinøytralitet

I klimapolitikken blir hydrogen sett på som en mulighet for å kutte utslipp gjennom å erstatte fossile energibærere. I norsk klimapolitikk står imidlertid prinsippet om teknologinøytralitet sterkt, noe som er vektlagt både i Solberg-regjeringens og Støre-regjeringens satsing på hydrogen. Generelle virkemidler, det vil si virkemidler som treffer ulike sektorer og teknologier, for eksempel CO₂-avgift og kvoter, foretrekkes normalt framfor virkemidler som fremmer spesifikke teknologier. Selv om de ulike regjeringene har omtalt hydrogen som et satsingsområde og det er brukt større beløp til å støtte prosjekter i maritim sektor og industrien, har de samtidig lagt vekt på å synliggjøre at det særlig er de generelle virkemidlene som kan bidra til økt bruk av hydrogen. Et eksempel på dette er grønne offentlige innkjøp. Om dette virkemiddelet skrev regjeringen Solberg:

«På område der regjeringa meiner det er grunn til å varsle konkrete krav, vil desse i hovudsak basere seg på å stille krav om låg- og nullutsleppsteknologi. Marknaden må avgjere om svaret er elektrifisering, hydrogen, biogass eller noko anna. Målet er utsleppskutt, ikkje å velje ein teknologi framfor ein annan.» (Klima- og miljødepartementet, 2020).

Det er også tydelig at hydrogen ikke skal prioriteres framfor andre områder:

«[Energidepartementet] er opptatt av at behov og prioriteringar på hydrogenområdet […] må vegast opp mot andre samfunnsinteresser og annan ressursbruk, for å sikre at innsatsen er målretta og balansert i lys av nasjonale behov og moglegheiter.» (Energidepartementet, 2025).

2.2. Regjeringen vektlegger at viktige forhold er utenfor dens kontroll

I politikkdokumentene legges det (implisitt) stor vekt på at utviklingen i hydrogenmarkedet hovedsakelig styres av utenforliggende forhold, slik som teknologiutvikling og markedsaktørenes valg, og at det er stor usikkerhet rundt hvordan markedet vil utvikle seg. Regjeringen ser sin rolle som å legge til rette for at utviklingen kan skje, framfor å styre slik at den faktisk skjer. Ambisjonene i Solberg-regjeringens veikart for hydrogen er for eksempel at:

«Regjeringen vil legge til rette for at det i samarbeid med private aktører kan […] etableres fem hydrogenknutepunkter […], etableres ett til to industriprosjekter […], etableres fem til ti pilotprosjekter […]» (Energidepartementet, 2020, vår utheving).

Til sammenlikning har EU satt tallfestede mål for produksjon og import av hydrogen, og har eksplisitt gått inn for å skape et marked gjennom flere nye lover (Lindberg mfl., 2025). Den europeiske revisjonsretten har imidlertid kritisert EUs mål for å være tilfeldige og urealistiske (European Court of Auditors, 2024).

2.3. Regjeringens syn på norsk eksport av hydrogen har variert

Regjeringens veikart for hydrogen fra 2021 er tydelig preget av økt interesse for hydrogen fra EU og enkeltland i EU. Blant annet ble det trukket fram at Tysklands hydrogenstrategi la opp til betydelig import av hydrogen. Selv om norsk eksport av hydrogen ble omtalt som en mulighet, så regjeringen en mulig økt etterspørsel etter hydrogen vel så mye som en mulighet for eksport av naturgass:

«Regjeringen vil legge til rette for at naturgass fra norsk sokkel produsert og transportert effektivt og med lave utslipp, vil kunne bidra til å dekke et framtidig behov for gass til framstilling av rent hydrogen i Europa. Etablering av eventuell hydrogeneksport fra Norge må være en kommersiell beslutning som markedsaktørene tar» (Energidepartementet, 2020).

I Regjeringen Støres veikart for grønt industriløft (Nærings- og fiskeridepartementet, 2022) ble det derimot varslet en utredning av potensialet for norsk eksport av hydrogen, og i 2023 undertegnet norske og tyske myndigheter en erklæring om styrket samarbeid om hydrogen. Erklæringen har en intensjon om å sikre storskala forsyning av hydrogen fra Norge til Tyskland innen 2030 (Nærings- og fiskeridepartementet, 2023). I industrimeldingen fra våren 2025, problematiseres imidlertid både kostnadene, teknologiutviklingen og kraftbehovet, og nå signaliserer også Støre-regjeringen at eksport av gass til produksjon av blått hydrogen i andre land, samt eksport av hydrogenteknologi, kan være vel så aktuelt som eksport av hydrogen (Nærings- og fiskeridepartementet, 2024). Dette gjenspeiler at både industriaktørenes planer om en hydrogenrørledning mellom Norge og Tyskland og flere andre prosjekter i mellomtiden hadde blitt skrinlagt.  

2.4. Prosjekter i maritim sektor støttes

Signalene fra regjeringen har gradvis gått fra en svært åpen tilnærming til hvilke bruksområder for hydrogen som er aktuelle i Norge, til å peke på maritim sektor og (i noe mindre grad) industrien. Dette gjenspeiler interesser fra industriaktørene. Støtten til hydrogen- og ammoniakkprosjekter økte i 2020, og i 2024 ble det tildelt totalt 3,3 mrd. kroner fra Enova, Innovasjon Norge, Forskningsrådet og Gassnova, hvorav tildelingene fra Enova utgjør hoveddelen. Midlene har i hovedsak gått til prosjekter i maritim sektor og industri (HEILO, 2025). En del av tildelingene fra Enova har imidlertid blitt kansellerte i ettertid, det vil si at mottakerne har valgt å ikke benytte midlene.

2.5. Regjeringen har vært opptatt av samarbeid med EU og andre land

Norge deltar i den europeiske hydrogenbanken, som er en pilotauksjon for støtte til produksjon av grønt hydrogen, og flere prosjekter i Norge har fått tilsagn om støtte gjennom denne ordningen. Norge er også med i flere europeiske forsknings- og innovasjonssamarbeid, og regjeringen gir uttrykk for at det er viktig at norske aktører har tilgang til europeiske samarbeidsfora og støtteordninger. Regjeringen har også inngått flere partnerskap og samarbeidsavtaler om grønn industri, blant annet en grønn allianse med EU og et samarbeid med Storbritannia om kunnskaps- og erfaringsutveksling om hydrogen. 

2.6. Ulik politikk om blått hydrogen

Norske politikkdokumenter bruker ofte begrepene «rent hydrogen» eller «hydrogen med lave eller ingen utslipp», som omfatter både grønt og blått hydrogen. EUs politikk har derimot en tydelig prioritering av grønt hydrogen, selv om deler av EU-lovverket også fremmer hydrogen produsert med kjernekraft eller blått hydrogen. Dette har vært et omdiskutert tema i utviklingen av EUs politikk, og norske myndigheter har tatt til orde for å likestille grønt og blått hydrogen (Lindberg mfl., 2025). Hvordan EUs vedtatte politikk på dette området påvirker Norge er imidlertid lite diskutert i de norske politikkdokumentene. 

Denne gjennomgangen viser at hydrogenpolitikken både er klima- og industripolitikk, og at politikken i stor grad søker å bygge opp under norske næringsinteresser, der hydrogen ikke skal prioriteres framfor andre områder.

3. Økonomiske forhold

Selv om hydrogen og ammoniakk i dag i begrenset grad brukes som erstatning for fossile brensler, kan endringer i teknologi og kostnader, inntektsmuligheter og virkemiddelbruk gi økt produksjon og bruk framover. I dette kapittelet ser vi nærmere på en forventet utvikling i relevante forhold, med vekt på grønt hydrogen, og potensialet for utslippskutt i en norsk kontekst.⁴

3.1. Produksjonskostnader og markedspris

Flere studier forventer at kostnaden per produsert enhet grønt hydrogen vil falle framover (Frieden og Leker, 2024). Kapitalkostnader for elektrolysatorer utgjør en stor andel av investeringene, også i Norge, men ventes å bli redusert fordi økt energieffektivitet og en økning av produksjonen kan gi lavere kostnad per enhet (Enova, 2023; IEA, 2024). Samtidig har forsinkelser og avvikling av planer ført til nedjusteringer av prognoser for norsk produksjon, og utviklingen i framtidig kapitalkostnader er usikker (DNV, 2024; NVE, 2025; ACER, 2024). Fornybar kraft utgjør en stor del av totalkostnaden ved grønn hydrogenproduksjon (Agora Industry og Umlaut, 2023; Enova, 2023). Teknologisk utvikling og produksjon av flere enheter vil kunne øke virkningsgraden og redusere kostnaden og energibruken per kg hydrogen produsert mot 2050 (Wei mfl., 2024). I tillegg ventes produksjonskostnadene å falle som følge av redusert kraftpris. Kraftkostnadene utgjør imidlertid allerede en lavere andel av totalkostnaden i Norge sammenlignet med mange andre land (European Hydrogen Observatory, 2024). Det er derfor mindre sannsynlig at norsk produksjon vil dra nytte av et framtidig prisfall fordi norske kraftpriser forventes å øke fram mot 2040, før de reduseres mot 2050 (NVE, 2025).⁵ Framtidige kostnader vil også avhenge av bruk og vilkår i kraftprisavtaler som produsenter av hydrogen og ammoniakk har inngått (Statkraft, 2023a, b). Samlet sett tyder dette på at utviklingen i produksjonskostnader for hydrogen i Norge er usikker, og NVE (2025) peker på at kostnadene for å produsere grønt hydrogen på globalt nivå har økt de siste årene. 

Markedsprisene for hydrogen og ammoniakk påvirkes i tillegg av kostnader til distribusjon, lagring og sluttbruk. Der data foreligger, er markedsprisen ofte betydelig høyere enn de vanlige anslagene for produksjonskostnader (LCOH), blant annet som følge høye lagrings- og distribusjonskostnader (Shafiee og Schrag, 2024; Agora Industry og Umlaut, 2023).⁶ I tillegg kommer kapitalkostnader til for eksempel ombygging eller nybygging av skip, nye fly, og tilhørende infrastruktur.

3.2. Etterspørsel

En økning av hydrogenproduksjonen krever en tilstrekkelig økning av etterspørselen.⁷ DNV (2024) anslår at hydrogenetterspørselen i Norge vil være svært begrenset fram til tidlig på 2030-tallet, for deretter å øke mot 2050. Grønt hydrogen antas å kun dekke en mindre andel av etterspørselen, hovedsakelig fra 2040-tallet. Eksport til EU fremstår som mest aktuelt gitt geografisk nærhet og EUs politiske målsettinger og virkemidler.⁸ Norge er ett av flere land som blir vurdert som mulig leverandør, men møter sterk priskonkurranse på grønt hydrogen fra andre land (European Court of Auditors, 2024; Cheng mfl., 2024). Eksport av norsk hydrogen ventes ikke før på 2030-tallet, og da først og fremst som blått hydrogen (DNV, 2024).

3.3. Konkurranseevne og virkemiddelbruk

Til tross for forventninger om kostnadsreduksjoner ved bruk av hydrogen i for eksempel transport, vil hydrogen og ammoniakk fortsatt være dyrere enn fossile alternativer i Norge fram mot 2050 (Martin mfl., 2023). Miljødirektoratet (2025) og DNV (2024) peker på behovet for endret virkemiddelbruk dersom hydrogen skal bidra til reduserte utslipp i Norge og dersom grønt hydrogen skal bli et konkurransedyktig alternativ, også som eksportvare. Støtte til produksjon og infrastruktur for hydrogen, slik Enova og andre aktører bidrar med, adresserer flere typer markedssvikt, men utilstrekkelig prising av klima- og miljøkostnader (først og fremst karbonavgift og kvoteplikt) gjør at fossile drivstoff fortsatt er billigere. Globalt sett betyr dette at uten økt karbonprising vil det være behov for betydelige subsidier dersom grønt hydrogen skal erstatte fossile energikilder (Odenweller og Ueckerdt, 2025). Klimaeffekten av økt hydrogenbruk avhenger også av hydrogenutslippene ved produksjon, transport og bruk, samt omfanget av lekkasjer.

4. Klimaeffekten av hydrogen og hydrogenbærere

Økt bruk av hydrogen innebærer en viss risiko for utslipp og lekkasjer langs hele verdikjeden, fra produksjon via transport til lagring og sluttbruk. Dette er et problem fordi hydrogen i atmosfæren påvirker kjemiske prosesser som indirekte kan forsterke global oppvarming – ved å øke nivåene av metan og ozon i den nedre delen atmosfæren og vanndamp i stratosfæren, i tillegg til at lekkasjer øker kostnaden per kilo hydrogen som er tilgjengelig for transport eller industri (Sandstad mfl., 2025). Hydrogen fjernes naturlig fra atmosfæren gjennom reaksjoner med hydroksylradikaler (OH) og bakterier i jordsmonnet. OH er det samme «rensemiddelet» i atmosfæren som bryter ned metan. Når hydrogenkonsentrasjonen øker, reduseres OH-nivåene, slik at metan forblir lenger i atmosfæren. Oksidasjonen av både hydrogen og metan bidrar dessuten til økt dannelse av ozon i troposfæren og vanndamp i stratosfæren, som begge er betydelige klimagasser. 

Ved CICERO har vi jobbet med å tallfeste klimaeffekten av hydrogen ved å beregne dets globale oppvarmingspotensial i en internasjonal multimodell-studie (Sand mfl., 2023). Resultatene viser at det globale oppvarmingspotensialet er på 12±6, noe som innebærer at 1 kg utslipp av hydrogen varmer opp atmosfæren 12 ganger mer enn 1 kg utslipp av CO₂. Dette innebærer at hydrogen har et oppvarmingspotensial på en tredjedel av metan.

For å utnytte hydrogen som en bærekraftig energibærer på en trygg måte, er det derfor viktig både å utvikle klimavennlige produksjonsmetoder samt å overvåke og håndtere utslipp og lekkasjer gjennom hele verdikjeden.

I likhet med hydrogen har ammoniakk (NH₃) et betydelig potensial for å kutte CO₂-utslipp. En fordel med ammoniakk er at mye av infrastrukturen allerede er på plass siden det produseres og transporteres betydelige mengder ammoniakk i dag. I tillegg trenger ikke ammoniakk like kalde temperaturer eller høyt trykk som hydrogen for å holde seg flytende, og ammoniakk lagrer mer energi per volum enn hydrogen (Royal Society, 2020). Derfor er langdistanseskip en sektor hvor det kan være et stort potensial for bruk av ammoniakk som drivstoff. Det er imidlertid flere utfordringer knyttet til bruk av ammoniakk. Selv om ammoniakk ikke inneholder karbon, og det derfor ikke blir CO₂-utslipp ved forbrenning, er det svært viktig å unngå uønskede utslipp av nitrogenholdige gasser som påvirker klima og miljø (Bertagni mfl., 2023). Spesielt viktig er det å unngå utslipp av lystgass (N₂O), som både er en kraftig klimagass og bidrar til nedbryting av ozonlaget.

Nyere forskning viser at klimaeffekten til såkalt reaktivt nitrogen (det vil si nitrogenholdige gasser med unntak av N₂) fra førindustriell tid og fram til i dag er forbundet med flere usikre faktorer (Hodnebrog mfl., 2025). Utslipp av ulike nitrogenholdige gasser gir både oppvarmende og avkjølende effekter, og estimatene fra forskjellige globale kjemimodeller spriker betydelig. Historisk bruk av nitrogen er svært forskjellig fra bruken av ammoniakk som drivstoff, og forskningen viser at det trengs mer kunnskap for å forstå hvordan menneskeskapte endringer i nitrogensyklusen påvirker klima og miljø. Dette jobbes det videre med ved bruk av modeller og en rekke observasjonsdata fra bakke, fly og satellitter.⁹

Et tredje alternativt drivstoff er metanol. Metanol inneholder karbon og derfor vil forbrenning føre til utslipp av CO₂. Klimaeffekten av metanol avhenger ellers av hvordan den produseres – om den er basert på fossile kilder, biomasse eller CO₂ fra karbonfangst. I likhet med hydrogen kan lekkasjer av metanol i verdikjeden påvirke konsentrasjonen av drivhusgassene metan og ozon i atmosfæren. Pågående studier ved CICERO undersøker hvordan slike utslipp påvirker klimaet. Metanol har en relativt kort levetid i atmosfæren, omtrent fem dager (Bates mfl., 2021), og derfor er det forventet at klimaeffekten til metanol er lavere enn for hydrogen.

5. Verdikjede-analyser av hydrogen og ammoniakk som drivstoff

Attraktiviteten til hydrogen og ammoniakk fra et økonomisk perspektiv og et klimaperspektiv henger sammen med kostnader, ressursbruk og utslipp i forbindelse med produksjon, lagring, transport og bruk av drivstoffene (videre omtalt som verdikjeden). Bruk av hydrogen og ammoniakk kan lede til andre utslipp som har en klimaeffekt, enten ved forbrenningen av drivstoffet eller i andre deler av verdikjeden (se avsnitt 4). Ved forbrenning av ammoniakk dannes det lystgass. Det kreves både energi og ressurser for å produsere drivstoffene, de må lagres og transporteres, og det kan forekomme både utslipp og lekkasjer gjennom hele verdikjeden. På den annen side har også fossile drivstoff utslipp av CO₂ og andre gasser med klimaeffekter under forbrenning og gjennom verdikjeden. Vi har gjennomført en framoverskuende livsløpsanalyse (LCA – ‘Life Cycle Assessment’) for å undersøke hvordan bruken av drivstoff kan bidra til utslippskutt i dag og kommende tiår. Vi har valgt å illustrere dette gjennom et eksempel, som er bruk av hydrogen og ammoniakk som drivstoff for hurtigbåter (avsnitt 5.1). Avsnitt 5.2 ser nærmere på kostnadene til verdikjedene i et internasjonalt perspektiv. Vi har begrenset analysene til drivstoffkjeden (‘well-to-wake’) og utelater utslipp knyttet til investeringer, for eksempel bygging av båtene. 

5.1. Klimagassutslipp fra produksjon og bruk av drivstoffene i hurtigbåter 

Vi har regnet på alternative drivstoff til bruk i hurtigbåter i Norge. Det er per januar 2026 111 hurtigbåter fordelt på 92 samband, som er en del av veinettet og kollektivtrafikken i Norge (Norsk Klimastiftelse, 2024). Av disse hurtigbåtene er 23 elektriske, men dette er i all hovedsak begrenset til korte bynære ruter (f.eks. Nesoddbåten, båter til øyene i Oslofjorden, og byfergene i Fredrikstad). Det er også et betydelig antall hurtigbåter som ikke inngår i kollektivtrafikken. DNV GL oppgir at det samlet sett er 250 hurtigbåter (DNV GL, 2019).

Basert på Sundvor mfl. (2021) har vi samlet et utvalg på 61 hurtigbåter som betjener ruter hvor hydrogen eller ammoniakk kan være egnet som alternativt drivstoff. Dette er hurtigbåter som, med nåværende rutestruktur, ikke er egnet for direkte elektrifisering gjennom batteri-elektrisk drift. Komprimert hydrogen er en mulig løsning på 39 av hurtigbåtene, mens 22 av båtene krever mer energitette løsninger som flytende hydrogen eller ammoniakk. En oversikt over regneeksempelet og drivstoff-scenariene er vist i Tabell 1.

*Noen av hurtigbåtene/rutene er egnet for bruk av komprimert hydrogen (39 båter, som står for 57 prosent av det totale årlige energibehovet), mens de resterende 22 båter/ruter krever flytende hydrogen (43 prosent av det totale årlige energibehovet).  

** Resultatene vises for 100 prosent ammoniakk, selv om det for mange motorer i praksis kreves en innblanding av et pilot-drivstoff fordi ammoniakk er vanskelig å tenne og brenner sakte.

Produksjonen av hydrogen og ammoniakk kan skje gjennom ulike produksjonsveier. Blått hydrogen er antatt produsert med damp-reformering med karbonfangst og -lagring. Grønt hydrogen er produsert ved hjelp av elektrolyse av vann og bruk av fornybar kraft. Selv om en forutsetning for at drivstoffet skal kalles grønt er bruk av fornybar kraft, har vi inkludert et eksempel der man bruker gjennomsnittlig europeisk kraftmiks til å produsere drivstoffene. Denne kraftmiksen inneholder noe kull og gass. Ammoniakk produseres ved Haber-Bosch-syntesen, der hydrogenet er produsert ved hjelp av elektrolyse basert på fornybar kraft. I analysen inkluderer vi også energibruk i forbindelse med komprimering og flytendegjøring, transport, utslipp/lekkasjer i verdikjeden samt forbrenning og elektrokjemisk konvertering i forbrenningsmotorer og brenselsceller. 

Figur 1 viser årlige ‘well-to-wake’-utslipp fra de 61 hurtigbåtene dersom de hadde gått på henholdsvis diesel, grønt hydrogen, blått hydrogen eller grønn ammoniakk i 2030 og 2050. Utslippene inkluderer både direkte utslipp ved forbrenning av drivstoffene, lekkasjer i verdikjeden og energi og ressurser som er nødvendige for å produsere energien og materialene som kreves for produksjon og distribusjon av drivstoffene. Resultatene viser at utslippene er lavere i 2050 enn i 2030. Dette skyldes to typer effekter vi har tatt med i beregningene: at virkningsgrader knyttet til motorer og brenselsceller om bord i hurtigbåtene øker fra 2030 til 2050 både for diesel og de alternative drivstoffene (se Anneks 1). I tillegg er det forventet at utslippene bakover i verdikjedene vil gå ned i takt med at samfunnet går mot et lavutslippssamfunn med vesentlig mindre bruk av fossil energi i 2050. Analysene inkluderer hele verdikjeden for drivstoffet og er derfor ikke nødvendigvis avgrenset til utslipp som skjer innenfor Norges geografiske grenser. Resultatene viser at både hydrogen og ammoniakk kan bidra til vesentlige utslippskutt, men dette er gitt noen viktige forutsetninger.

Vi illustrerer effekten av noen av forutsetningene i Figur 1 ved å vise hvordan resultatene varierer dersom parameterverdier endres, sammenliknet med grunnantagelsene (i Tabell 1). Dersom elektrisiteten som brukes i hydrogenproduksjon ved elektrolyse antas å komme fra den gjennomsnittlige europeiske kraftmiksen istedenfor vindkraft, vil ‘well-to-wake’-utslippene fra både hydrogen og ammoniakk være vesentlig høyere. Effekten er mindre i 2050 enn i 2030, ettersom kraftmiksen i Europa i 2050 forventes å inneholde mindre fossil kraftproduksjon enn i 2030. Anslagene for lekkasjer av hydrogen gjennom verdikjeden spriker i litteraturen (Esquivel-Elizondo mfl., 2023). Basert på denne studien, har vi i grunnberegningen lagt til grunn 5 prosent lekkasje totalt for hele verdikjeden og testet effekten av 1 prosent og 10 prosent lekkasje på resultatene. Lekkasjene har både en direkte effekt fordi hydrogen har et globalt oppvarmingspotensial (se avsnitt 4) og en indirekte effekt fordi det må produseres mer hydrogen for å få samme mengde tilgjengelig drivstoff og fremdrift. Lekkasjer av hydrogen kan ha stor innvirkning på klimafotavtrykket til hydrogen og hydrogenbærere, avhengig av lekkasjenivået. For blått hydrogen er fangst-graden for karbonfangstanlegget ved damp-reformeringen viktig for resultatene. Vi viser resultater for 90 prosent fangst-grad sammenliknet med grunnberegningen som er basert på 70 prosent, og dette har stor innvirkning på resultatet for blått hydrogen. Lystgassutslipp i forbindelse med forbrenning av ammoniakk er en annen viktig parameter ettersom lystgass er en svært potent klimagass. For at ammoniakk skal være et attraktivt alternativt drivstoff sett fra et klima-perspektiv, er begrensning av lystgassutslipp svært viktig.¹⁰

5.2. Kostnader

I en supplerende verdikjede-basert sensitivitetsanalyse for diesel, grønt og blått hydrogen, og grønn ammoniakk som drivstoff til alle typer skipsfart med vekt på kostnaden per enhet energi levert til propellen på et skip, finner vi at hydrogen og ammoniakk er et dyrere drivstoff enn diesel (se Figur 2). Parameterverdiene som er brukt er vist i Anneks 2. Disse funnene samsvarer i stor grad med tidligere studier som Ueckerdt mfl. (2024), Mojarrad mfl. (2024), og Oslo Economics mfl. (2023). Kostnader til lagring og transport av drivstoffene er ikke inkludert; heller ikke investeringer i nye motorer eller skip. I alle tilfeller er ammoniakk det dyreste drivstoffet. Blått hydrogen kan konkurrere med diesel dersom gassprisen er lav og CO₂-avgiften er høy nok. Ved en CO₂ avgift på 95 USD/tonn CO₂ er kostnaden til diesel på samme nivå som kostnaden til blått hydrogen (gitt en lav gasspris).¹¹ Grønt hydrogen er dyrere enn blått hydrogen med mindre gassprisen er høy. Skal hydrogen og ammoniakk konkurrere kostnadsmessig med diesel må derfor CO₂-avgiften i de fleste tilfeller bli høyere enn i dag og/eller energitapene i verdikjeden i betydelig grad reduseres gjennom teknologisk framgang (mer energieffektive elektrolysatorer, brenselceller, og konvertering av hydrogen til ammoniakk).

6. Oppsummering

Hydrogen og ammoniakk kan redusere norske klimagassutslipp ved å redusere bruken av fossile drivstoff, men det er flere politiske, økonomiske og tekniske utfordringer. Med dagens energipriser og kostnader er hydrogen og ammoniakk stort sett dyrere enn de fossile alternativene.

Ulike regjeringer har siden 2020 lagt til rette for produksjon og bruk av hydrogen og ammoniakk blant annet gjennom nasjonale støtteordninger, deltakelse i europeiske støtteordninger og forsknings- og innovasjonssamarbeid, samt industripartnerskap med EU og andre land.

De viktigste tekniske utfordringene henger sammen med betydelige energitap i verdikjeden slik at kostnaden øker. Over tid kan teknologiske framskritt, større produksjon og læreeffekter redusere disse tapene.

Kostnaden til hydrogen og ammoniakk er avhengig av nødvendige investeringer i produksjon og distribusjon samt ombygging av utstyr som motorer eller bygging av nye skip eller kjøretøyer. Kraftprisen er viktig for kostnaden til grønt hydrogen og ammoniakk, mens gassprisen og investeringen i karbonfangst og -lagring er viktig for kostnaden til blått hydrogen.

I tillegg vil hydrogen bli mindre attraktivt dersom det blir vanskelig å unngå større lekkasjer av drivstoffet. Grunnen er at hydrogen har en indirekte oppvarmingseffekt på klimaet, og fordi det må produseres mer for å kompensere for tapet. Ammoniakk som drivstoff blir mindre attraktivt dersom forbrenningen frigjør mye lystgass, som er en kraftig klimagass. Ved en europeisk kraftmiks (med en del kull og gass) i produksjonen av hydrogen eller ammoniakk, blir reduksjonen i CO₂-utslippene betydelig mindre, slik at hydrogen og ammoniakk blir mindre interessante som klimateknologier.

Industrien og ulike regjeringer har hatt forventninger om at eksport av blått hydrogen fra Norge til EU kunne bli en ny og viktig eksportnæring, men utsiktene for dette er svært usikre siden markedet for hydrogen i EU er lite utviklet og EU prioriterer grønt hydrogen.

Anneks 1

Tabellen viser antatte virkningsgrader i beregningene av klimagassutslipp fra produksjon og bruk av hydrogen og ammoniakk i hurtigbåter.

Anneks 2

Tabellen viser parameterverdiene som er brukt i referansesituasjonen, som er vist i Figur 2.

Fotnoter:

1. Denne artikkelen bygger på forskningsprosjektene ‘Alternative fuels’ (finansiert av CICERO), NOREGRET (Norway in the European green transition – Strate-
   gies and policy measures combining cost-effective emission reduction with high acceptance) (Norges Forskningsråd, prosj. nr. 335878), HYway https://www.
   hywayhorizon.eu/ (Horizon EU, prosj. nr. 101137582) og AMMONIA https://cicero.oslo.no/no/prosjekter/ammonia (Norges Forskningsråd, prosj. nr. 336227). ↩︎
2. Kontakt: Asbjørn Torvanger, CICERO Senter for klimaforskning, Gaustadalléen 21, 0349 Oslo, asbjorn.torvanger@cicero.oslo.no. ↩︎
3. Vi takker Frode Longva og Hege Fantoft Andreassen for nyttige kommentarer. ↩︎
4. Vi ser bort ifra muligheten for import av hydrogen. ↩︎
5. Økt kraftforbruk ved hydrogenproduksjon er inkludert i anslaget om
   forventet forbruksvekst som ligger til grunn for kraftprisutviklingen. ↩︎
6. LCOH tilsvarer nåverdien av produksjonskostnadene for hydrogen delt
   på den totale mengden produsert over den økonomiske (eller tekniske)
   levetiden av et produksjonsanlegg (det vil si gjennomsnittskostnaden
   ved å produsere en mengde hydrogen). ↩︎
7. Det finnes også et mindre marked for salg av biprodukter. Inntektsmu-
   lighetene for lokalt salg av oksygen vurderes som størst (Enova, 2023). ↩︎
8. Samtidig har European Court of Auditors (2024) kritisert målene som
   tilfeldige og urealistiske, og påpekt betydelige utfordringer med å oppnå
   disse. ↩︎
9. Prosjektet ‘AMMONIA: Climate and environmental impacts of green
   ammonia (NH3)’, https://cicero.oslo.no/no/prosjekter/ammonia ↩︎
10. Basert på estimater fra Esquivel-Elizondo mfl. (2023) har vi i våre be-
    regninger lagt til grunn et utslipp av lystgass på 0.03 g/MJ forbrent
    ammoniakk, samt 0.006g/MJ og 0.18g/MJ i det lave og høye utslipps-
    scenariet (Esquivel-Elizondo mfl., 2025). ↩︎
11. Dette avgiftsnivået kan sammenlignes med en generell CO2-avgiftsats
    på diesel i Norge i 2026 på 4,42 kr per liter, som svarer til 166 USD/
    tonn CO2 (ved en valutakurs på 10 NOK for 1 USD). For innenriks
    kvotepliktig sjøfart er avgiften på 2,15 kr per liter, som svarer til 81
    USD/tonn CO2. Her kan det legges til at norske CO2-avgifter er blant
    verdens høyeste. ↩︎