19 KJEMI 1 2026 I første fase fikk elektrolyse stor oppmerksomhet, særlig i Norge med tilgang på rimelig vannkraft. Etter hvert ble det tydelig at elektrolyse er både energi- og kapitalkrevende. Dermed ble blikket igjen rettet mot biogene prosessruter for produksjon av biogass, hydrogen, hydrogen- derivater og flytende energibærere som biometanol og bio-etanol med lavt karbonfotavtrykk. Siden karbonet inngår i et biologisk kretsløp, klassifiseres disse løsningene som lavutslipps-, nullutslippsalternativer og til og med som karbon negative (pyrolyse). Biogene reformeringsruter som SMR og ATR har derfor fått økt oppmerksomhet, særlig fordi produksjonskostnadene kan ligge 50–70 % lavere enn for elektrolyse. Ulempen er CO₂-utslipp, men med utvikling av karbonfangst og -lagring (CCS) har dette blitt en viktig overgangsløsning. I senere år har også pyrolysebaserte prosesser fått betydelig oppmerksomhet. Her omdannes karbonet til fast form, noe som muliggjør hydrogenproduksjon helt uten CO₂-utslipp, og til kostnader som kan ligge ned mot 20 % av elektrolyse. Dette er i dag et sentralt forsknings- og utviklingsområde i EU, USA og Norge. Fast karbon fra slike prosesser kan samtidig brukes i høyverdige materialer, blant annet til batterier. Dermed oppstår nye synergier mellom hydrogen og karbonbaserte energiløsninger, som tidligere ble sett på som konkurrerende teknologier. Norge har særlige fortrinn gjennom tilgang på naturgass, bioressurser og en moden prosessindustri. Samtidig er effektiv utnyttelse av varme fra energiprosesser blitt stadig viktigere. Tidligere ble betydelige mengder varme ventilert bort, men i dagens energisituasjon representerer dette et uakseptabelt energitap som man forsøker å lose tilbake i energistrømmen. Et sentralt motargument mot elektrolyse er de høye investeringskostnadene. Selv et relativt lite anlegg på 5 MW krever investeringer i hundremillionersklassen. Selv med lave driftskostnader kan sluttbrukerprisen bli høy når kapital- og transportkostnader tas med. Erfaringer fra leveranser fra Rjukan til Høvik viser at en produksjonskostnad på 60–90 kr/kg kan gi en levert pris rundt 200 kr/kg. Med begrensede salgsvolumer må fyllestasjonsoperatører legge på betydelig margin, noe som har gitt pumpepriser rundt 300 kr/kg. Dette ligger langt over europeisk markedsnivå og godt over dieselparitet, og svekker hydrogenets konkurranseevne i transportsektoren. Det norske energisystemet - mye mere enn bare vannkraft Norge er i en særstilling i verden med over 90% dekning av elektrisitetsbehovet via vannkraft pluss litt sol og vind på ca 150 TWh (tabell 1). Det totale nasjonale energibehovet er bortimot det doble der vi må supplere med 100 til 150 TWh fra ikke fornybar energi fra fossile kilder (olje og gass) samt et betydelig påslag av bioenergi kilder (som kan betraktes som nullutslipp eller fra andre kilder). Derfor har det de seneste årene vært nedlagt en god del forskning på å utnytte biologiske energikilder til å ta vare på utnyttbar varme eller konvertere til energibærere som hydrogen (gass) eller i flytende form som metanol, biometanol mm. Produksjon av hydrogen – hoved prosess ruter Biogene energibærere klassifiseres i EUs kvotesystem (ETS) som klimanøytrale, ettersom karbonet inngår i et biologisk kretsløp. Nyere forskning viser også lovende resultater for direkte omdanning av CO₂ til fast karbon via oksygenfrie pyrolyseprosesser, som et alternativ til karbonfangst og -lagring (CCS), som er både energi- og transportkrevende. Norges CCS-satsing gjennom Langskip-prosjektet baserer seg på lagring i reservoarer tilknyttet Kollsnes-terminalen. Elektrolyse, der vann spaltes ved hjelp av fornybar elektrisitet, regnes som referansen for grønt hydrogen og er sentralt i EUs energi- og klimapolitikk. Samtidig er elektrolyse blant de mest kostbare hydrogenrutene med dagens kraftpriser, særlig i Sør-Norge hvor prisnivået er sterkt påvirket av det europeiske kraftmarkedet. Tabell 1. Fordeling av energiproduksjon fra fornybare kilder (vann, vind og sol) samt forbruk av andre energi-bærere for å dekke Norges totale energibehov. FORNYBARE KILDER (TWh) ANDRE KILDER (TWh) Energikilde Årproduksjon Energibærer Typisk bruk TWh/år Vannkraft ~137–145 Fossile brensler Industri, offshore, transport 60–90 Vindkraft ~14–17 Bioenergi Oppvarming, industri 30–40 Solkraft ~0.3–0.4 Fjernvarme, spillvarme Bygg, byområder 5–7 Fossile kilder ~2–3 Sum alle kilder ~154–157 Sum direkte energi 100–150 Disse tallene gjelder produksjon innenlands i et normalår (variasjoner pga. nedbør og vind).
RkJQdWJsaXNoZXIy MTQ3Mzgy