挪威國家石油公司決定終止其在格羅寧根的藍氫專案，這並非工程失敗或缺乏公眾支持的案例，而是一個找不到客戶的專案。
找不到買家的專案
H2M 專案獲得歐盟創新基金支持，被視為荷蘭工業減碳的關鍵基礎設施。它擁有明確的技術路徑、可靠的合作夥伴，並透過北極光計畫（Northern Lights）取得二氧化碳封存能力。然而，它缺乏工業承購方。沒有企業願意簽署藍氫長期合約，專案因此無法達成最終投資決定。
該設施設計年產約 21 萬至 22 萬公噸氫氣，預計於 2030 年代初投產。這相當於荷蘭目前氫氣需求的 18％ 至 27％、歐盟需求的 2％ 至 3％，以及全球氫氣使用量的約 0.2％。
技術架構
該專案的實體架構相當複雜。天然氣將在挪威離岸開採，透過管線輸送至荷蘭。在格羅寧根進行重組產氫後，所產生的二氧化碳將被捕集、壓縮、處理並暫存，之後再運回挪威，注入北極光計畫下的離岸地質構造中。
北極光計畫本身是一套商業化的二氧化碳運輸與封存系統，依賴排放者支付捕集、處理、運輸與封存費用。藍氫專案原被視為其主要客戶之一。當此類大型專案取消時，封存基礎設施的短期需求基礎也隨之削弱。
氨的工業用途
氨是肥料、炸藥及多種化學品的重要原料。全球氨產量約為每年 1.8 億公噸。目前多數氨以天然氣為原料生產，僅製程排放即約為每公噸 2.4 公噸二氧化碳。若以 20 年全球暖化潛勢（GWP20）計入上游甲烷洩漏，總氣候衝擊將升至每公噸約 2.7 至 3.2 公噸二氧化碳當量。
藍氨排放
若在鹿特丹以藍氫生產氨，並以 GWP20 計算，排放量約為每公噸 0.6 至 1.8 公噸二氧化碳當量。相較於灰氨的 2.7 至 3.2 公噸，可避免約每公噸 0.9 至 2.5 公噸排放。這代表顯著但非完全的減碳。
綠氨替代方案
另一種途徑是在摩洛哥等太陽能與風電資源豐富的地區生產綠氨，再運往鹿特丹。在此模式下，氫氣透過大規模電解於氨廠現地生產，無需甲烷原料與二氧化碳捕集鏈。
若電力成本為每百萬瓦時 30 美元，電解槽利用率為 65％，平準化氫氣成本約為每公斤 3.5 至 5 美元。以目前市場條件估算，運抵的綠氨成本約為每公噸 800 至 1,000 美元。其排放量僅為每公噸 0.03 至 0.11 公噸二氧化碳當量，接近零排放。
減碳成本分析
若鹿特丹灰氨成本為每公噸 600 美元，藍氨為 650 美元，溢價為 50 美元。若藍氨平均避免 1.5 公噸排放，則減碳成本約為每公噸二氧化碳當量 33 美元。
若綠氨成本為 900 美元，避免 2.8 公噸排放，減碳成本約為每公噸二氧化碳當量 107 美元。藍氨在單位減碳成本上較低，但無法達成接近零排放；綠氨成本較高，但可實現完全減碳。
碳定價改變賽局
歐洲碳定價機制進一步改變競爭格局。歐盟碳排放交易體系目前碳價約為每公噸 73 歐元；歐盟預算指引則採用 200 歐元的影子碳價，2030 年代中期為 250 歐元，2040 年約為 300 歐元。
在碳價達 200 至 300 歐元的情境下，灰氨將在結構上失去競爭力。灰氫約在碳價 130 歐元時開始不敵藍氫，在約 150 歐元時不敵從摩洛哥進口的綠氨。屆時競爭將是藍氫對綠氫，而非灰氫對藍氫。
專案為何失敗
工業買家可能評估了長期碳風險、資本鎖定與監管不確定性。在碳價預期上升至 200 至 300 歐元的背景下，每公噸氨仍殘留 0.6 至 1.8 公噸排放的方案，或許不足以符合長期減碳目標。簽署 20 年承購合約的企業必須考量藍氨是否可能在資產尚未折舊前便失去競爭力。
策略意涵
歐洲工業的長期目標是接近零排放。藍氫雖能降低灰氫排放，但仍依賴化石碳。以再生能源電力製氫的綠氨則完全消除甲烷原料，較灰氨減排超過 95％。
從再生能源成本低廉且資源豐富的地區進口低碳氨、綠色鐵或甲醇等綠色中間產品，可在維持工業競爭力的同時，避免能源價格波動與昂貴閒置基礎設施風險。
格羅寧根專案並非零碳解決方案，而是部分減排方案。在碳預算日益緊縮的情境下，其取消未必代表挫敗，而可能是市場對漸進式減排已不足以應對氣候目標的回應。
