Nackdelar med vätgas som energi

Den största nackdelen med vätgas som energi är att det mesta av elen går förlorad på vägen. Av 100 kWh el blir cirka 61 kWh vätgas i en elektrolysör och omkring 37 kWh el när vätgasen har passerat en bränslecell. Vätgas från nätansluten elektrolys kostade i snitt 7,4 euro (cirka 84 kronor) per kilo i Europa 2024. Grå vätgas från naturgas kostade mindre än hälften av det priset.

Vätgas är ingen energikälla utan en energibärare, eftersom energin först måste produceras som el eller tas ur naturgas. Den svenska vätgasanvändningen uppgår till cirka 192 000 ton per år, främst i raffinaderierna och den kemiska industrin på västkusten. Ungefär hälften av den svenska vätgasen framställs ur naturgas, medan resten uppstår som en biprodukt i andra industriprocesser. Här nedan är siffrorna för förlusterna, kostnaderna och de svenska stålprojekten, följt av en jämförelse med batterier och kärnkraft.

Hur mycket energi går förlorad när el blir vätgas?

Energiförlusterna uppstår i varje omvandling mellan el och vätgas. En elektrolysör delar vatten i väte och syre med hjälp av el. Ett modernt elektrolyssystem behöver omkring 55 kWh el för att producera ett kilo vätgas, som innehåller 33,3 kWh energi. Verkningsgraden i elektrolysen blir därmed cirka 61 procent.

Vätgasen kan sedan bli el igen i en bränslecell, som omvandlar gasens kemiska energi direkt till el utan förbränning. En bränslecell kan nå en verkningsgrad på drygt 60 procent. Resten av energin blir värme. Tabellen visar hur mycket som återstår av 100 kWh el efter varje steg.

Räknat på ett helt vätgassystem landar verkningsgraden kring 30 procent, något högre om spillvärmen kan tas till vara. För varje kilowattimme som kommer tillbaka ur bränslecellen går det alltså åt ungefär tre kilowattimmar el i elektrolysören. Lagrad vätgas lönar sig därför bara när elen kan köpas billigt och säljas minst tre gånger så dyrt.

Grön vätgas kostar dubbelt så mycket som vätgas från naturgas

Vätgas från en elektrolysör med el direkt från en vind- eller solpark kostade i genomsnitt 6,7 euro (cirka 76 kronor) per kilo i Europa 2024. Med el från elnätet blev snittpriset 7,4 euro (cirka 84 kronor), eftersom nätavgifter och skatter tillkommer. Kostnaden för nätansluten elektrolys varierade mellan 4,1 och 16,1 euro (cirka 46 till 182 kronor) beroende på land.

Grå vätgas från naturgas utan koldioxidavskiljning kostade i snitt 3,33 euro (cirka 38 kronor) per kilo i Europa 2024. Med avskiljning av koldioxiden steg kostnaden till 4,1 euro (cirka 46 kronor). Fossil vätgas är fortfarande billigast i större delen av världen. Prisskillnaden mot grön vätgas har vuxit på senare tid, eftersom naturgaspriserna har sjunkit.

Elen är den största rörliga kostnaden när en elektrolysör producerar vätgas. Med 55 kWh per kilo blir elkostnaden 27,50 kronor för varje kilo vätgas vid ett elpris på 50 öre per kWh. Själva elektrolysören är också dyr. Utanför Kina kostade det 2 000 till 2 600 dollar (cirka 20 000 till 26 000 kronor) per kilowatt att tillverka och installera en elektrolysör 2024.

Priset på elektrolysörer har stigit på grund av inflationen och en långsammare utbyggnad än väntat. En anläggning som bara körs när elen är billig får dessutom färre timmar att betala av investeringen på, vilket höjer kostnaden per kilo vätgas.

Lagringen av vätgas kräver högt tryck eller extrem kyla

Ett kilo vätgas innehåller nästan tre gånger så mycket energi som ett kilo bensin, 120 megajoule mot 44. Per liter är förhållandet det omvända. En liter flytande vätgas rymmer 8 megajoule, mot 32 megajoule i en liter bensin. Även i flytande form tar vätgasen fyra gånger så stor plats som bensin för samma energimängd.

I gasform lagras vätgasen i tryckkärl med 350 till 700 bars tryck. För att bli flytande måste vätgasen kylas till under minus 253 grader. Förvätskningen förbrukar mer än 30 procent av vätgasens energiinnehåll. Under lagringen kokar en del av den flytande vätgasen bort, särskilt i små tankar.

Stora mängder vätgas kan i stället lagras i ett bergrum. Stålprojektet HYBRIT drivs av SSAB, LKAB och Vattenfall. HYBRIT startade 2022 driften av ett pilotlager på 100 kubikmeter i Svartöberget i Luleå, cirka 30 meter under markytan. Pilotlagret tål ett tryck på upp till 250 bar och har visat sig vara helt gastätt.

Ett fullskaligt lager på 100 000 till 120 000 kubikmeter skulle rymma vätgas motsvarande upp till 100 GWh el. Ett så stort lager räcker ändå bara till att försörja en fullstor fabrik för järnsvamp i tre till fyra dygn. Vätgasens låga energitäthet per volym märks även vid högt tryck.

Är vätgas farlig att hantera?

Vätgas är inte giftig, men gasen är mycket lättantändlig. Industrin har hanterat vätgas i decennier med hjälp av gasvarnare, god ventilation och material som tål gasen. Vätgasens egenskaper styr hur anläggningar, ledningar och fordon byggs.

Vätgasens egenskaper som påverkar säkerheten

• Brännbarhet: En blandning av vätgas och luft kan brinna när andelen vätgas ligger mellan 4 och 75 procent.
• Tändenergi: Vätgas antänds av mindre energi än bensin och naturgas.
• Låga: En vätgasbrand har en nästan osynlig låga, vilket gör branden svår att upptäcka.
• Läckage: Vätgasen saknar färg, lukt och smak, så ett läckage märks inte utan en gasvarnare.
• Spridning: Vätgas är mycket lättare än luft och sprids snabbt men kan samlas under taket i slutna utrymmen.
• Material: Vissa metaller blir spröda när de utsätts för vätgas, vilket ställer krav på ledningar, ventiler och tankar.

Säkerhetskraven påverkar kostnaden för varje vätgasanläggning. Gasvarnare, ventilation och tåliga material behövs i hela kedjan, från elektrolysören till bränslecellen eller stålverket.

HYBRIT och Stegra visar hur svårt det är att bygga stort

Två stora svenska vätgassatsningar finns i stålindustrin, där vätgas används för att ta bort syret ur järnmalmen. LKAB och HYBRIT fick i december 2023 besked om ett stöd på 3,1 miljarder kronor från Energimyndighetens program Industriklivet. Stödet gäller en demonstrationsanläggning för fossilfri järnsvamp i Gällivare, som LKAB ansvarar för att bygga.

LKAB räknade 2022 med att starta produktionen i Gällivare 2026. I oktober 2024 sköt LKAB upp idrifttagningen eftersom tillståndsprocessen drog ut på tiden. Mark- och miljödomstolen vid Umeå tingsrätt gav ett tillstånd för gruvverksamheten och demonstrationsanläggningen den 15 juni 2026. I början av oktober 2026 hade LKAB ännu inte meddelat något beslut om att bygga demonstrationsanläggningen.

Stegra bygger en anläggning för vätgas, järn och stål i Boden, med en egen vätgasfabrik på 700 megawatt. I juni 2026 slutförde Stegra en finansieringsrunda på 1,4 miljarder euro (cirka 15,8 miljarder kronor) under ledning av Wallenberg Investments. Tidplanen för Stegras anläggning var vid samma tid under översyn, medan bygget trappades upp igen.

Den 30 september 2026 meddelade Stegra att kostnaderna för att slutföra anläggningen är väsentligt högre än vad bolaget räknade med i juni. Stegra behöver mer kapital för att kunna färdigställa anläggningen. Framför allt har det kostat mycket att starta om bygget efter en utdragen neddragning. Inflationen har också drivit upp kostnaderna.

LKAB:s och Stegras projekt visar samma mönster. Elektrolysörer, lager och ledningar kräver miljardinvesteringar flera år innan den första vätgasen kan användas. Mellan 2025 och 2026 krympte den globala listan över planerade projekt för vätgas med låga utsläpp. Projekten på listan kan som mest ge 27 miljoner ton vätgas per år till 2030, mot 37 miljoner ton i bedömningen ett år tidigare.

Vad är bättre för energilagring, vätgas eller batterier?

Ett batterilager i elnätsskala ger tillbaka omkring 85 procent av den el som laddas in. Vätgas med en bränslecell ger tillbaka högst cirka 37 procent. För att flytta el några timmar, till exempel från en solig eftermiddag till kvällen, är ett batterilager klart effektivare.

Batterilager med litiumjonbatterier i elnätet byggs för att laddas ur under 2 till 10 timmar. Vätgasens fördel är den långa lagringstiden. I ett gastätt bergrum kan vätgasen ligga kvar länge utan att förlora energi, så att el från en blåsig höst kan användas under en vindstilla vinter. Omvandlingsförlusterna gör ändå varje kilowattimme som lagras i vätgas dyr.

Vätgasens elbehov jämfört med kärnkraften

Sveriges sex reaktorer i Forsmark, Ringhals och Oskarshamn producerade 45 TWh el under 2025, drygt en fjärdedel av landets elproduktion. Om all vätgas som används i Sverige tillverkades med elektrolys skulle det gå åt cirka 10,6 TWh el per år. Beräkningen utgår från 55 kWh el per kilo vätgas. Ett elbehov på 10,6 TWh motsvarar nästan en fjärdedel av kärnkraftens årsproduktion.

Stålprojekten och EU:s vätgasmål kräver också stora mängder el. Tabellen visar hur mycket el olika mängder vätgas kräver om vätgasen tillverkas med elektrolys, jämfört med den svenska kärnkraften.

EU:s mål för förnybar vätgas skulle kräva mer än tolv gånger så mycket el som den svenska kärnkraften producerade 2025. Varje vätgassatsning blir därmed också en fråga om var elen ska komma ifrån.

Kärnkraften och vätgasen kan också kombineras. Vid Oskarshamns kärnkraftverk har vätgas producerats med el från kärnkraftverket sedan 1992, i dag i en elektrolysör på 0,7 MW. Vätgasen från Oskarshamn används för att kyla kraftverkets generatorer. Överskottet av vätgas säljs till andra kunder.

Vätgas kan däremot inte ersätta kärnkraften som elkälla, eftersom vätgasen bara lagrar el som redan har producerats. En elektrolysör som får en jämn eltillförsel dygnet runt kan i stället köras många timmar per år, vilket sprider investeringen på fler kilo vätgas.

Vätgas gör störst nytta som råvara i industrin

Vätgasens främsta användning finns i processer där el inte kan användas direkt. I raffinaderierna och den kemiska industrin är vätgas en råvara. I stålverken kan vätgasen reducera järnmalmen till järnsvamp, så att järnet kan tillverkas utan fossila bränslen.

Världens efterfrågan på vätgas passerade 100 miljoner ton under 2025, men efterfrågan på vätgas med låga utsläpp låg bara på omkring 1 miljon ton. Den allra största delen av världens vätgas kommer alltså från fossila bränslen. Varje ton fossil vätgas som ersätts i den befintliga industrin minskar utsläppen direkt, utan förlusterna från att göra el av vätgasen igen.

Ovako i Hofors invigde i september 2023 en vätgasanläggning på 20 MW, som producerar 3 880 kubikmeter fossilfri vätgas i timmen. Vätgasen från Hofors används för att värma stålet inför valsningen. Spillvärmen från vätgasanläggningen kan gå till fjärrvärme i närområdet.

Vanliga frågor om vätgas som energi

Vad skiljer grön, blå och grå vätgas åt?

Grå vätgas tillverkas av naturgas utan att koldioxiden från processen tas om hand. Blå vätgas tillverkas på samma sätt, men koldioxiden avskiljs och lagras. Grön vätgas tillverkas genom elektrolys av vatten med el från förnybara källor som vind- och solkraft.

Hur många vätgasbilar finns det i världen?

Antalet fordon med bränsleceller ökade med 20 procent under 2025 till nästan 130 000 i hela världen. Ökningen kom främst från lastbilar i Kina och personbilar i Sydkorea. Bränslecellsfordonen har vätgasen i tryckkärl ombord och omvandlar gasen till el i en bränslecell.

Kommer EU att nå sina mål för förnybar vätgas?

Europeiska revisionsrätten bedömde 2024 att det är osannolikt att EU når målet om 10 miljoner ton inhemsk förnybar vätgas till 2030. EU:s mål för inhemsk vätgas skulle kunna kräva elektrolysörer med en sammanlagd effekt på upp till 140 GW. EU:s plan REPowerEU från 2022 omfattar också en import av ytterligare 10 miljoner ton förnybar vätgas.

Hur stor är elektrolyskapaciteten i världen?

Världens installerade kapacitet för elektrolys fördubblades under 2025 till över 4 GW. Mer än 2,5 GW var under byggnad med sikte på drift under 2026. Kina stod för 65 procent av världens installerade elektrolyskapacitet 2024.

Vad händer med HYBRIT:s pilotlager för vätgas?

HYBRIT har fått ett förlängt tidsbegränsat bygglov, så att pilotlagret i Svartöberget i Luleå kan drivas till 2031. Fram till och med 2025 hade pilotlagret varit i drift i cirka 5 700 timmar tillsammans med vätgasproduktionen, med en tillgänglighet på 96 procent. HYBRIT bedömer att tekniken för att lagra vätgas i bergrum är redo för industrialisering.

Källor

• Amerikanska energidepartementet: Lagring av vätgas
• HYBRIT: Förlängd drift av pilotlagret för vätgas i Luleå
• Stegra: Finansieringsrundan på 1,4 miljarder euro
• Uniper: Vätgas i Sverige
• Energimyndigheten: Invigningen av vätgasanläggningen hos Ovako i Hofors
• Europeiska revisionsrätten: Industripolitiken för förnybar vätgas i EU

Skriven av

Mats Pettersson

Energijournalist & redaktör

Mats Pettersson är energijournalist med fokus på kärnkraft, kärnavfall och Sveriges energiomställning. Han har bevakat frågor om kärnbränslehantering, slutförvaring och strålsäkerhet sedan 2015 och följer utvecklingen inom SSM, SKB och internationella atomenergiorganet IAEA. Mats granskar tekniska rapporter, politiska beslut och ny forskning för att göra komplex energiinformation tillgänglig för allmänheten.