Hidrojen — Üretim renkleri ve elektrolizör ekonomisi

Hidrojen (H2, İngilizce hydrogen), evrenin en hafif elementi olan, sanayide hammadde ve enerji taşıyıcısı olarak kullanılan renksiz, kokusuz bir gazdır. Gaz hâlinde iki hidrojen atomunun birleştiği bir molekül olarak bulunur, doğada serbest hâlde ise neredeyse hiç yoktur. Doğal gazdan, kömürden ya da sudan ayrıştırılarak üretilir. En büyük kullanıcıları rafineriler ile amonyak ve metanol tesisleridir. Önemi, çelik, gübre, denizcilik ve havacılık gibi doğrudan elektrikle temizlenmesi zor alanlarda fosil yakıtın yerini alabilecek az sayıdaki seçenekten biri olmasından gelir. Dragonomi'de hidrojen en çok Çinli elektrolizör üreticilerinin fiyat savaşında, Batılı elektrolizör şirketlerinin bilanço ve telekonferans notlarında, yeşil amonyak ve yeşil metanol projelerinde geçer.

Nasıl üretilir

2024 itibarıyla üretilen hidrojenin büyük kısmı doğal gazdan gelir. En yaygın yöntem buharlı metan reformasyonu (steam methane reforming, SMR) adını taşır. Doğal gazın ana bileşeni olan metan, yüksek sıcaklıkta su buharıyla bir katalizör üzerinde tepkimeye girer. Ortaya hidrojen ve karbon monoksit karışımı, yani sentez gazı çıkar. Su-gaz kayması denen ikinci bir tepkime karbon monoksiti karbondioksite çevirir ve ek hidrojen verir. Karbondioksit çoğu tesiste atmosfere bırakılır. Kömür zengini Çin'de kömür gazlaştırma yaygındır. Klor-alkali tesisleri, kok fırınları ve rafineriler de asıl ürünlerinin yanında yan ürün hidrojen çıkarır.

Doğal gaz ve kömürün yanındaki üçüncü yol elektroliz adını taşır. Elektrik akımı suyu hidrojen ve oksijene ayırır. Hidrojen eksi kutupta (katot), oksijen artı kutupta (anot) toplanır. Bu işi yapan makineye elektrolizör denir. Elektrolizörün çekirdeği, ince hücrelerin üst üste dizildiği yığın (stack) bloğudur. Yığının çevresinde güç elektroniği, doğrultucu, su arıtma, gaz ayırma ve sıkıştırma ekipmanı bulunur. Bu yardımcı sistemlerin toplamına BOP (balance of plant, tesis bütünleyicileri) denir. Elektrolizör fiyatı konuşulurken yalnızca yığının mı, yoksa BOP dahil bütün sistemin mi kastedildiği sonucu büyük ölçüde değiştirir.

Dört elektrolizör türü

Alkali elektrolizör en eski ve en olgun teknolojidir. Elektrolit olarak potasyum hidroksit çözeltisi, elektrot olarak nikel bazlı malzemeler kullanır. Değerli metal gerektirmediği için ucuzdur, ama güç dalgalanmalarına yavaş uyum sağlar. PEM elektrolizör (proton exchange membrane, proton değişim membranı) katı bir polimer zar kullanır. Dragonomi'nin PEM elektrolizörü derin okumasında anlatıldığı gibi, perflorosülfonik asit membran yalnızca protonları geçirir. Anotta iridyum oksit, katotta platin katalizör bulunur. PEM, güneş ve rüzgârın inişli çıkışlı üretimine hızlı tepki verir. Bedeli değerli metal ve hassas su yönetimidir, anot tarafı kurursa membran birkaç saniyede delinebilir.

AEM elektrolizör (anion exchange membrane, anyon değişim membranı) katı membranın esnekliğini değerli metal ihtiyacı düşük bir kimyayla birleştirmeyi hedefler, ama ticari olgunluğu düşüktür. Katı oksit elektrolizör (SOEC) seramik bir elektrolitle çok yüksek sıcaklıkta çalışır ve suyu buhar hâlinde ayrıştırır. Sanayi tesisinin atık ısısını kullanabildiğinde verimlidir, malzeme dayanımı ise çözülmemiş bir sorundur.

PEM kısaltması bir karışıklığa da yol açar. Aynı membran yakıt hücresinde (fuel cell) ters yönde çalışır, yani hidrojeni oksijenle birleştirip elektrik üretir. Plug Power gibi bir şirket hem yakıt hücresi hem elektrolizör satabilir, ama bu iki işin pazarları ve marjları farklıdır.

Renk kodları ve hukuki karşılıkları

Sektör hidrojeni üretim yöntemine göre renklerle anar. Gri hidrojen, karbon yakalama olmadan doğal gazdan üretilir. Kömürden üretilene kahverengi ya da siyah hidrojen denir. Mavi hidrojen, gri üretime karbon yakalama ve depolama (carbon capture and storage, CCS) eklenmiş hâlidir. Yeşil hidrojen, yenilenebilir elektrikle çalışan elektrolizörde üretilir. Turkuaz hidrojen metanın ısıyla parçalanıp karbonun katı hâlde ayrıldığı pirolizi, pembe hidrojen ya da mor hidrojen nükleer elektrikle yapılan elektrolizi anlatır.

Renkler pazarlama dilidir, hukuki kategori değildir. Düzenleyiciler kilogram hidrojen başına sera gazı emisyonuna ve elektriğin nereden geldiğine bakar. Kömür ağırlıklı bir şebekeden beslenen elektrolizör, gri hidrojenden daha kirli hidrojen üretebilir. "Yeşil eşittir sıfır karbon" varsayımı bu yüzden yanıltıcıdır.

Avrupa Birliği'nde yeşil hidrojenin hukuki karşılığı RFNBO (renewable fuels of non-biological origin, biyolojik olmayan kökenli yenilenebilir yakıt) kategorisidir. Ayrıntıları aşağıdaki AB bölümünde anlatılır. Fosil kökenli ama emisyonu düşürülmüş hidrojen için AB, S&P Global'e göre düşük karbonlu hidrojen kuralını 8 Temmuz 2025'te kabul etti. Eşik, fosil karşılaştırma değerine göre %70 sera gazı tasarrufudur. ABD'de 45V vergi kredisi, yaşam döngüsü emisyonu düştükçe artan kademeli bir destektir. Sullivan & Cromwell'in özetine göre kredi kilogram başına azami yaklaşık 3 dolardır. Çin'in ilk Enerji Kanunu ise 1 Ocak 2025'te yürürlüğe girdi. CGTN ile ICIS'in aktardığına göre kanun hidrojeni ilk kez ulusal mevzuatta enerji kaynağı olarak tanımladı.

Nerede kullanılır ve rakamlarla

Hidrojenin büyük ölçekli sanayi kullanımı gübreyle yaygınlaştı. 1910'larda havadaki azotu hidrojenle birleştirip amonyak üreten Haber-Bosch süreci ticarileşti. Ucuz hidroelektriği olan Norveç'te sonraki on yıllarda bu hidrojenin bir kısmı alkali elektrolizle üretildi. Ardından gelen ucuz doğal gaz elektrolizi neredeyse tamamen silerek gri hidrojeni standart hâline getirdi.

Hidrojenin 2024 itibarıyla dört ana kullanımı vardır. Rafineriler hidrojeni ham petrolden kükürt ayırmak ve ağır fraksiyonları kırmak için kullanır, bu yüzden hidrojen maliyeti rafineri marjının gizli kalemlerinden biridir. Amonyak sentezi azotlu gübre zincirinin başlangıç noktasıdır. Metanol, petrokimya zincirinde hem çözücü hem ara üründür. Çelikte hidrojen, demir cevherini yüksek fırın yerine şaft fırınında indirgeyip elektrik ark ocağına göndermeye yarar (bkz. Yüksek fırın ve EAF).

Uluslararası Enerji Ajansı'nın (IEA) Eylül 2025'te yayımladığı Global Hydrogen Review 2025'e göre küresel hidrojen talebi 2024'te yaklaşık 100 Mt oldu ve önceki yıla göre %2 arttı. Bu üretim için 290 milyar metreküp doğal gaz ve 90 Mt kömür kullanıldı. Düşük emisyonlu hidrojen üretimi 2024'te %10 büyüdü, ama toplamın %1'inden azını oluşturuyor. Gri hidrojenin maliyeti bu yüzden doğrudan doğal gaz fiyatına bağlıdır (bkz. Henry Hub, TTF ve JKM).

Aynı IEA çalışmasına göre dünyada kurulu elektrolizör gücü 2024 sonunda yaklaşık 2 GW'tı ve Temmuz 2025'e kadar buna 1 GW'tan fazla ekleme yapıldı. Kurulu ya da nihai yatırım kararı almış elektrolizör kapasitesinin %65'i, dünya elektrolizör imalat kapasitesinin yaklaşık %60'ı Çin'dedir. Vaat ile gerçek arasındaki mesafe ise büyüktür. IEA, duyurulmuş projelere dayanan 2030 düşük emisyonlu hidrojen üretim görünümünü 49 Mt/yıldan 37 Mt/yıla indirdi. Bu, rapor serisinde 2021'den beri yapılan ilk aşağı revizyondur. İşletmede, inşaatta ya da yatırım kararı almış projeler 2030'da yalnızca yaklaşık 4,2 Mt/yıl üretim sağlayabilir, bu da toplam hidrojenin yaklaşık %4'üdür.

Power-to-X

Yeni kullanımların çoğu Power-to-X (elektrikten X'e) başlığı altında toplanır. Bu, yenilenebilir elektrikle üretilen hidrojenin taşınması ve kullanılması daha kolay moleküllere dönüştürülmesidir. Hidrojen çok hafif bir gazdır, sıkıştırmak ya da sıvılaştırmak pahalıdır ve uzun mesafe taşıması zordur. Havadaki azotla birleştirildiğinde yeşil amonyak, karbondioksitle birleştirildiğinde yeşil metanol elde edilir. İkisi de küresel olarak ticareti yapılan, gemiyle taşınan sıvılardır ve hem kimya hammaddesi hem gemi yakıtı olarak kullanılabilir.

Amonyak tonajını hidrojen tonajına çevirmek için kimya yeterlidir. Bir amonyak molekülü bir azot ve üç hidrojen atomu içerir, bu yüzden kütlece yaklaşık %18'i hidrojendir. Yıllık 320.000 tonluk bir yeşil amonyak tesisi, bu hesapla yılda yaklaşık 57.000 ton hidrojen bağlar. Metanolde ise bir ayrım önemlidir. E-metanol, yeşil hidrojenin havadan ya da bacadan yakalanan karbondioksitle birleştirilmesiyle üretilir. Biyokütleden gelen karbonla üretilen metanol de "yeşil" diye anılır, ama AB mevzuatında hangisinin e-metanol sayılacağı sertifikasyona bağlıdır.

Hidrojen maliyeti nasıl oluşur

Üretim yollarını karşılaştırmanın standart ölçüsü LCOH (levelized cost of hydrogen, seviyelendirilmiş hidrojen maliyeti) adını taşır. LCOH, bir tesisin ömrü boyunca yapılan bütün harcamaların şimdiki değerinin, aynı sürede üretilen toplam kilogram hidrojene bölünmesiyle bulunur ve kilogram başına dolar olarak ifade edilir.

Yeşil hidrojende bu hesabın beş belirleyicisi vardır. Birincisi ve en büyüğü elektrik maliyetidir, ucuz elektrik ucuz hidrojenin ön şartıdır. İkincisi elektrolizör ve tesisin kurulum maliyetidir, yani sermaye harcaması. Bu maliyet kilovat başına dolar (dolar/kW) olarak verilir. Üçüncüsü kapasite faktörü, yani tesisin yıl içinde tam güçte çalışmış sayıldığı sürenin oranıdır. Pahalı bir elektrolizör yalnızca güneşli saatlerde çalışırsa sermaye maliyeti az sayıda kilograma bölünür ve birim maliyet yükselir. Dördüncüsü finansman maliyeti, beşincisi yığın değişimi, su, bakım, sıkıştırma ve taşıma gibi işletme kalemleridir.

İlk üç kalem arasında bir takas vardır. Güneş enerjisi en ucuz elektriği verir, ama günün sınırlı saatlerinde. Rüzgâr ve güneşi birleştirmek ya da şebekeden destek almak kapasite faktörünü yükseltir, ama elektriğin maliyetini ve emisyon kurallarına uyumu değiştirir.

BloombergNEF'in (BNEF) Ocak 2025 tahminlerine göre Çin yapımı alkali elektrolizörle üretilen yeşil hidrojenin LCOH'si kilogram başına 2,38-5,89 dolardır. Batı yapımı alkali elektrolizörde aralık 4,18-11,07 dolara, PEM'de 4,57-12 dolara çıkar. Gri hidrojen ise 1,11-2,35 dolardır. BNEF'e göre yalnızca Çin ve Hindistan 2040'a doğru yeşil hidrojende gri ile maliyet eşitliğine yaklaşabilir. Aynı kurum Teksas'ta yeşil hidrojen maliyetinin 7,22 dolardan 2030'da 4,82 dolara inmesini bekliyordu. Yeşil ile gri arasındaki farkı sübvansiyon, zorunlu kota ya da karbon fiyatı kapatmak zorundadır.

Elektrolizör fiyatı ve Çin-Batı makası

Çin elektrolizörlerinin çok daha ucuz olduğu yaygın bir bilgidir. IEA'nın 2025 analizi bunun proje düzeyinde neye karşılık geldiğini ayrıştırır. IEA'ya göre Çin'de üretilip Çin'de kurulan bir elektrolizör sisteminin maliyeti 600-1.200 dolar/kW'tır. Çin dışında kurulan sistemlerde rakam 2.000-2.600 dolar/kW'a çıkar. Çin malı ekipman gümrük ve nakliye sonrasında Çin dışında kurulduğunda maliyet 1.500-2.400 dolar/kW olur. IEA, Çin ekipmanıyla sağlanan tasarrufu "çok mütevazı" olarak niteler. Makasın büyük kısmı ekipmanda değil, mühendislik-tedarik-inşaat (EPC), işçilik, izin ve saha dışı altyapı kalemlerindedir.

Bu bulgu BNEF'in LCOH tablosuyla birlikte okunmalıdır. BNEF aralıklarında Batı alkali, Çin alkalinin yaklaşık 1,8 katıdır, ama bu fark büyük ölçüde Çin'de kurulan Çin projesini anlatır. Avrupa'da Çin yığını satın alan bir geliştirici, ucuz yerel inşaatı ve ucuz Çin elektriğini yanında getiremez.

Çin içindeki ihale fiyatları da kapsam okuması gerektirir. Hydrogen Insight ve SMM'nin ihale analizlerine göre Çin'de alkali elektrolizör ihalelerinde 2024'ün ortalama kazanan teklifi kilovat başına yaklaşık 1.300 yuandı, bu da 2021'e göre %50'den fazla düşüş demektir. Uç tekliflerde 375 yuan/kW görüldü. Ancak bu tekliflerin çoğunda kapsam yalnızca yığın ve temel ekipmandır, BOP ve güç elektroniği dışarıdadır. Aynı kaynaklara göre büyük siparişlerde alkali sistem fiyatı kilovat başına 250 doların altına indi. China Daily'nin Ağustos 2024 haberine göre ihraç edilen Çin alkali elektrolizörlerinin fiyatı Almanya'dakinin yaklaşık %25'idir.

Yığın ömrü, garanti ve iridyum

Comillas, EPRI ve Sogang araştırmalarına göre bir elektrolizör yığınından beklenen ömür 60.000-80.000 saattir, bu da sürekli çalışmada yaklaşık 7-9 yıl eder. Yenilenebilir enerjiyle sık açılıp kapanmak bozulmayı hızlandırır. Yığın değişimi ilk sermaye maliyetinin yaklaşık %15-25'i kadar tutar, yani tesis ömrü boyunca ödenen ikinci bir yatırımdır. Verimlilik garantileri çoğu zaman yığın saatleriyle sınırlıdır, gerçek yük profili garanti koşullarının dışına çıkarsa bozulmanın maliyeti alıcıda kalır.

PEM'in ayrıca bir darboğaz riski vardır. h2-tech ve TU Berlin'den Strasser'in 2025 çalışmasının aktardığı rakamlara göre PEM'de anot katalizöründeki iridyum yüklemesi 2025 itibarıyla santimetrekare başına 1-2 miligramdır, bazı kaynaklar 2-4 miligram verir. Bu, gigavat başına yaklaşık 400 kg iridyum demektir. Dünyanın yıllık iridyum arzı ise yaklaşık 7-7,5 tondur. Bu arz gigavat başına 400 kg'a bölündüğünde, iridyum başka hiçbir yerde kullanılmasa bile yılda yaklaşık 17,5-19 GW PEM kapasitesi çıkar. Hedef yüklemenin 0,4 miligramın altına inmesidir. Yükleme rakamları kaynaklar arasında iki kat farklı olduğu için sonuç varsayıma çok duyarlıdır. Dünya Platin Yatırım Konseyi (WPIC) ise geri dönüşüm ve yükleme düşüşü sayesinde iridyumun darboğaz olmayacağını savunur.

Çin'de aşırı kapasite ve üreticiler

SMM verilerine dayanan sektör analizlerine göre Çin'in elektrolizör üretim kapasitesi 2025'te yaklaşık 58 GW'tı. Aynı yıl yurt içinde ihaleye çıkan hacim ise yaklaşık 3,02 GW oldu, nominal kapasite kullanımı tek haneli yüzdelerde kaldı. Bu 58 GW'lık rakam, IEA'nın "dünya imalat kapasitesinin yaklaşık %60'ı Çin'de" tespitiyle birlikte okunursa dünya toplamını 100 GW'a yaklaştırır. Bu, BNEF'in bir yıl önceki 54 GW'lık küresel tahmininin neredeyse iki katıdır. Kaynakların kapasite tanımı ve kapsamı farklı olduğundan bu rakamlar büyüklük sırası olarak okunmalıdır.

İhale hacmi büyüyor, 2025'in ilk yarısında yaklaşık 1.382 MW ile yıllık bazda %136 arttı. En büyük tek ihale Xinjiang Korla'daki yaklaşık 480 MW'lık ekipman alımıydı. Alkali teknoloji 2024 sevkiyatlarının %91'inden fazlasını oluşturdu.

Sorun yeni değildir. Dragonomi'nin Nisan 2024'te aktardığı BNEF verisine göre küresel elektrolizör üretim kapasitesi 54 GW iken talep 5 GW'ın altındaydı. İlk 10 üreticinin pazar payı 2021'de %84 iken 2023'te %50'ye geriledi, dünyada 100'den fazla marka vardı. Aynı yıl 2023'te dünyada 1,84 Mt/yıllık yeşil hidrojen kapasitesi ilan edildi, bu önceki yılın dört katıydı. Tablo, güneş enerjisinde yaşanan aşırı kapasite döngüsüne benzer, fiyatın tabanını maliyet eğrisinin en verimli üreticileri belirler.

GGII verilerini derleyen sektör kaynaklarına göre 2026 başında yıllık üretim kapasitesinde CSSC'ye bağlı Peric yaklaşık 6,5 GW ile öndeydi. LONGi Hydrogen, Sungrow Hydrogen ve Guofu Hydrogen birkaç gigavatlık kapasitelerle izliyordu. Hydrogen Insight'a göre Guofu Hydrogen, Zhangjiagang tesisini 2024 sonunda yılda 1 GW'tan 3,5 GW'a çıkarmıştı. LONGi Hydrogen, güneş paneli üreticisi Longi Green Energy Technology'nin, Sungrow Hydrogen ise inverter üreticisi Sungrow Power Supply'ın hidrojen birimidir. Bu iki hissede hidrojen haberi, ana şirketin güneş işinin yanında küçük bir kalemdir. 58 GW kapasiteye karşı 3 GW ihale olan bir pazarda kapasite, rekabet gücünden çok boş duran hat anlamına gelir.

Kârlılığa etkisi en açık biçimde, borsada işlem gören ve yalnızca hidrojen işi yapan bir şirkette görülür. Hong Kong borsasında 2582 koduyla işlem gören Guofu Hydrogen, Argus Media'nın aktardığına göre 2025 tam yıl zararının 250-390 milyon yuana genişleyeceğini duyurdu, bu 2024'e göre %18,9-85,5 artış demektir. Şirket gerekçe olarak talepteki yavaşlamayı ve politikaların faaliyete dönüşmemesini gösterdi. İhale hacmi büyürken zararın artması, hacmin kâra dönüşmediğini gösterir.

Çıkış yolu ihracattır. China Daily'nin Ağustos 2024 haberine göre Peric o tarihe kadar 2024'te 900 milyon yuanlık yurt dışı sipariş almıştı, bu toplam 1,4 milyar yuanlık siparişin %64'üydü. Wood Mackenzie, Çinli üreticilerin 2025'te Avrupa ve Kuzey Amerika dışındaki siparişlerin en az üçte birini alacağını öngörmüştü. Yurt içinde başlayan yerli ikame hikâyesi kapasite fazlasıyla birlikte ihracat baskısına dönüştü.

Kurulu güç ile üretilen ton arasındaki fark

Yeşil hidrojen haberlerinde en sık yapılan hata, kurulu elektrolizör gücünü üretilen hidrojenle eşitlemektir. En bilinen örnek Sinopec'in Xinjiang'daki 260 MW'lık Kuqa projesidir. Dragonomi'nin 2023 değerlendirmesinde de anıldığı gibi proje, 2023'te dünyadaki yıllık elektrolizör kurulumunun yarısını tek başına oluşturuyordu. Çin o yıl dünyadaki kurulumların %79'unu yaptı. Hydrogen Insight ve Wood Mackenzie'nin vaka çalışmalarına göre Kuqa'daki elektrolizörler geçmişte kapasitelerinin yaklaşık %20'siyle çalıştı. Hedef, yıllık 20.000 tonluk tam kapasiteye 2025'in dördüncü çeyreğinde yaklaşık %51 elektrolizör kullanımıyla ulaşmaktı. Hedefin tutup tutmadığı, şirketin sonraki üretim açıklamalarından izlenmelidir.

Bu hedef yine de bir ölçü verir. 20.000 ton, 0,26 GW'a bölündüğünde gigavat başına yılda yaklaşık 77.000 ton çıkar. Rystad, 2025 sonu itibarıyla Çin'de yaklaşık 2,5 GW elektrolizör ve yıllık yaklaşık 220.000 ton yeşil hidrojen kapasitesi öngörmüştü, bu da gigavat başına yaklaşık 88.000 ton eder. Güneş ağırlıklı yük profili elektrolizörü günün büyük kısmında boşta bırakır, bu yüzden gigavattan tona geçiş kapasite faktörüne göre geniş bir aralıkta değişir.

Çin yeşil hidrojeninin Avrupa kurallarına uyup uyamayacağına ilk fiili yanıt 2026 başında geldi. Envision'ın İç Moğolistan'daki Chifeng tesisi yıllık 320.000 ton yeşil amonyak üretebiliyor. Şirkete göre tesis RFNBO uyumludur, ISCC EU ve ISCC PLUS sertifikaları almıştır. Envision 26 Şubat 2026'da ilk ticari kargonun Güney Kore'deki LOTTE Fine Chemical'ın Ulsan tesisine gittiğini duyurdu, fiyat açıklanmadı.

Plan, FID ve alıcı hunisi

Hidrojen projeleri üç aşamalı bir huniden geçer. İlki duyurudur. İkincisi FID (final investment decision, nihai yatırım kararı), yani parayı bağlama anıdır. Üçüncüsü alım sözleşmesi (offtake), yani ürünün kime, hangi fiyattan ve ne kadar süreyle satılacağını belirleyen bağlayıcı anlaşmadır. Darboğaz giderek üçüncü aşamaya kayıyor.

Dragonomi'nin Kasım 2025'te aktardığı BNEF verisine göre dünyada 1.472 temiz hidrojen projesi vardı ve yalnızca %6'sı finansmanını bağlamıştı. 2025'in ilk 10 ayında 49 proje finansal kapanış yaptı, Çin 293.000 ton, ABD 252.000 ton kapasiteyle öndeydi. Nisan-Ekim 2025 arasında yalnızca 15 alım sözleşmesi imzalandı ve planlanan kapasitenin %1'inden azı gerçek bir alıcı bulmuştu. BNEF'e göre ABD, ağırlıkla mavi hidrojen projeleriyle 2030 arzının %38'ini karşılayabilir.

Hydrogen Council ile McKinsey'in Eylül 2025 tarihli Global Hydrogen Compass çalışmasına göre 110 milyar dolarlık yatırım taahhüt edilmiştir ve 510 proje FID aşamasındadır, bu Mayıs 2024'e göre 83 proje fazladır. Son 18 ayda duyurulan yaklaşık 1.700 projeden 50'si ertelendi ya da iptal edildi. Aynı çalışmada bağlayıcı alım sözleşmesine bağlanmış kapasite yaklaşık 3,6 Mt/yıldır. Mevcut proje hattı 2030'da 9-14 Mt/yıl arzı destekleyebilir, ama bunun için 335 milyar dolarlık finansman açığı kapanmalıdır. Bu 3,6 Mt/yıllık alım rakamı, IEA'nın 4,2 Mt/yıllık FID rakamıyla karşılaştırılmamalıdır. Biri alıcısı bağlanmış hacmi, diğeri yatırım kararı almış düşük emisyonlu üretim kapasitesini ölçer. Hydrogen Council ayrıca taşıma ve son kullanım dahil bütün değer zincirini kapsar.

Talebin zayıflığını en doğrudan ölçen gösterge alım hacmidir. IEA'ya göre 2024'te imzalanan yeni alım anlaşmaları 1,7 Mt/yıl oldu, 2023'te 2,4 Mt/yıldı. FID sayısı artarken alım hacminin düşmesi, projelerin alıcı bulmadan ilerlediğini gösterir.

Ülkelere göre kurallar

Avrupa Birliği

AB'nin 2023'te yayımlanan yetki devrine dayalı tüzüklerine (2023/1184 ve 2023/1185) göre RFNBO kurallarının iki temel koşulu vardır. Birincisi ek kapasite şartı (additionality). Elektrolizörü besleyen yenilenebilir tesis, elektrolizörden en fazla 36 ay önce işletmeye girmiş ve desteksiz olmalıdır. 2028 öncesinde devreye giren elektrolizörler için bu şart 1 Ocak 2038'e kadar uygulanmaz. İkincisi zamansal eşleşme şartıdır. Tüketilen elektrik 2029 sonuna kadar aylık, 1 Ocak 2030'dan itibaren saatlik olarak yenilenebilir üretimle eşleşmelidir. Saatlik eşleşme kapasite faktörünü düşürüp LCOH'yi yükseltir.

Talebi yaratacak mekanizma Yenilenebilir Enerji Direktifi'nin üçüncü sürümüdür (RED III). AB Temiz Hidrojen Gözlemevi'ne göre sanayide kullanılan hidrojenin %42'si 2030'da, %60'ı 2035'te RFNBO olmalıdır, ulaştırmada 2030 için %1'lik alt hedef vardır. İç hukuka aktarma süresi 21 Mayıs 2025'te doldu. Kasım 2025 itibarıyla 27 üyeden yalnızca Romanya, Çekya, Slovakya ve Litvanya her iki hedefi de aktarmıştı. Kota iç hukukta yokken alıcıların uzun vadeli sözleşme imzalaması için güçlü bir sebep de yoktur.

Kurallar Mart 2026 itibarıyla baskı altındadır. Hukuk bürolarının özetlerine göre Mart 2026'da beş ülkenin enerji genel müdürleri ek kapasite şartına geçişin 2035'e uzatılmasını ve mevcut tesislerin 2040'a kadar korunmasını önerdi. Aynı mektupta temiz şebekeli sistemlerde aylık eşleşmenin 2035'e kadar sürmesi ve basitleştirilmiş rejimdeki %90 eşiğinin gözden geçirilmesi de istendi.

ABD

Temmuz 2025'te kabul edilen bütçe uzlaşma yasası (One Big Beautiful Bill Act, OBBBA), Sullivan & Cromwell ve McGuireWoods'un özetine göre 45V kredisi için inşaata başlama son tarihini 1 Ocak 2028'e çekti. Önceki hukukta bu tarih 2033'tü. Kredi 10 yıl boyunca alınabildiği için 2027 sonuna kadar bir yarış penceresi açıldı.

S&P Global'in aktardığına göre ABD Enerji Bakanlığı 1 Ekim 2025'te 223 projede 7,56 milyar dolarlık hibeyi iptal etti. Pasifik Kuzeybatı (1 milyar dolar) ve Kaliforniya ARCHES (1,2 milyar dolar) hidrojen merkezleri de bunların arasındaydı.

Air Products Şubat 2025'te ABD'deki üç projeden çıktığını ve vergi öncesi en fazla 3,1 milyar dolarlık gider yazacağını açıkladı. İptal edilenler arasında New York Massena'daki günlük 35 tonluk sıvı yeşil hidrojen tesisi vardı. Gerekçe, 45V kurallarının mevcut hidroelektriği uygun saymaması ve ulaşım talebinin yavaş kalmasıydı. İptalin tetikleyicisi teknoloji değil, Hazine'nin ek kapasite yorumuydu. Mavi hidrojen de talep sorunundan kaçamadı. QCIntel'e göre ExxonMobil'in Teksas Baytown'daki, günde yaklaşık 1 milyar kübik fit hidrojen hedefleyen projesinde 2025 sonunda harcamalar durduruldu. Gerekçe, alıcıların karbon yakalamalı hidrojene prim ödemeye istekli olmamasıydı.

Çin ve Japonya

Dragonomi'nin Cailian analizinde aktarıldığı gibi 2026 hükümet çalışma raporu hidrojen enerjisini ve yeşil yakıtları yeni büyüme noktaları olarak andı ve Ulusal Düşük Karbon Dönüşüm Fonu kurulacağını duyurdu. Aynı özete ve sektör haberlerine göre Ulusal Kalkınma ve Reform Komisyonu (NDRC) ile Ulusal Enerji İdaresi, Ekim 2025'te yeşil hidrojeni ve yeşil amonyak, metanol ile havacılık yakıtını doğrudan hibeyle desteklemeye odaklanan bir politika çerçevesi açıkladı. Belgenin ayrıntıları ve piyasada dolaşan hibe oranları resmî metinden doğrulanamadı. Hidrojenin yeni enerji kategorisinde görülmesi, desteğin güneş ve bataryadaki yolu izleyebileceğini düşündürüyor.

Japonya, devlet kurumu JOGMEC üzerinden 15 yıllık, 3 trilyon yenlik bir fiyat farkı sözleşmesi (contract for difference, CfD) yürütüyor. Devlet, düşük karbonlu yakıtın maliyeti ile fosil muadilinin fiyatı arasındaki farkı öder. İlk onaylar arasında Toyota Tsusho'nun yeşil hidrojen ve Resonac'ın düşük karbonlu amonyak projeleri vardı. Aralık 2025'te iki denizaşırı mavi amonyak projesi onaylandı. JERA, Şubat 2030'dan itibaren Hekinan kömür santralinde birlikte yakmak için yıllık 0,5 Mt, Mitsui Ocak 2031'den itibaren Hokkaido Electric için yıllık 0,28 Mt amonyak alacak. Wood Mackenzie'ye göre bu iki proje fonun yaklaşık %35'ini, yani yaklaşık 6,8 milyar doları tüketiyor. Fonun üçte birinden fazlası böylece yalnızca iki ithal mavi amonyak projesine gitti.

Yeşil amonyak ve yeşil metanol projeleri

Yeşil amonyak fiyatının oluştuğu iki referans ihale vardır. Birincisi Almanya'nın H2Global programıdır. S&P Global'in aktardığına göre Temmuz 2024'teki ilk ihaleyi Fertiglobe, Mısır'dan Rotterdam'a ton başına CIF 1.000 avro teklifiyle kazandı, fabrika çıkış fiyatı 811 avrodur. Teslimat 2027'de 19.500 tonla başlayıp 2033'e kadar kümülatif 397.000 tona ulaşacak, azami sözleşme değeri 397 milyon avrodur. Yapı çift taraflı bir açık artırmadır. Aracı kurum Hintco ürünü uzun vadeli sözleşmeyle alır, Avrupa'da yıllık açık artırmalarla yeniden satar ve aradaki farkı devlet fonu kapatır.

İkinci referans Hindistan'daki SECI ihaleleridir. SECI'nin Temmuz-Ağustos 2025'teki açık artırmalarında, pv magazine India'nın aktardığına göre 13 ihalede toplam yıllık 724.000 ton yeşil amonyak iş verildi. Kazanan fiyatlar kilogram başına 49,75-55,75 rupi, yani ton başına yaklaşık 570-640 dolardır. Bu amonyak gübre fabrikalarına uzun vadeli sabit fiyatla teslim edilecek. Fiyat, H2Global'in CIF fiyatının kabaca %40-50, fabrika çıkış fiyatının yaklaşık %30-40 altındadır. Fark kur varsayımına ve teslim noktasına göre değişir.

Suudi Arabistan'daki NEOM, dünyanın en büyük yeşil hidrojen projesidir ve tek alıcısı 30 yıllık sözleşmeyle Air Products'tır. Air Products, gasworld ve h2-view'un aktardığı Şubat 2025 açıklamalarında üretimin 2026 sonunda başlayacağını söylemişti. Şirket, düzenlemeler olgunlaşana kadar, yani yaklaşık 2030'a kadar ürünü yeşil amonyak olarak satmaya odaklanacaktı. Avrupa'da amonyağı yeniden hidrojene çevirecek amonyak parçalama (cracking) tesisleri için FID alınmamıştı. Parçalama maliyeti ve düzenleme riski alıcıda kalıyor.

Yeşil metanolün ana talep kaynağı konteyner taşımacılığıdır. QCIntel ve Seatrade'e göre biyokütle gazlaştırmayı elektrolizle birleştiren Goldwind tesisinin tamamlanması 2027 sonuna planlanıyor. Goldwind, Maersk ile yıllık 500.000 ton, Hapag-Lloyd ile yıllık 250.000 tonluk uzun vadeli alım anlaşmaları imzaladı. Avrupa'daki e-metanol deneyimi daha karışıktır. Ørsted, İsveç'teki 70 MW elektrolizörlü FlagshipONE projesini 2024'te iptal etti, çünkü uzun vadeli alıcıyı uygun fiyattan bağlayamamıştı. Şirket 220 milyon avroyu aşan değer düşüklüğü yazdı. Kassø'nun sahibi European Energy'nin CEO'su ise fosil metanolle fiyat eşitliğini 2035 civarında bekliyor.

Gemi yakıtı talebinin küresel çerçevesi ertelendi. IMO'nun Net Sıfır Çerçevesi için 14-17 Ekim 2025 oturumunda 12 ay erteleme önergesi 57 lehte, 49 aleyhte ve 21 çekimser oyla geçti, yeni oylama Ekim 2026'ya planlandı. Böylece yeşil metanol ve amonyak yakıt talebi şimdilik AB'nin FuelEU Maritime düzenlemesine ve emisyon ticaret sistemine bağlı kaldı.