Emisje CO2 z elektrowni gazowej budzą coraz większe zainteresowanie inwestorów, regulatorów i odbiorców energii. Naturalny gaz ziemny jest uznawany za paliwo przejściowe w transformacji energetycznej, ale jego wpływ na klimat jest złożony i wymaga rzetelnej analizy. Z jednej strony elektrownia gazowa emituje znacznie mniej dwutlenku węgla niż klasyczna elektrownia węglowa, z drugiej – nadal pozostaje źródłem znacznych emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia paliwa. W artykule omówiono, ile wynoszą emisje CO2 z różnych typów elektrowni gazowych, od czego zależy ich poziom, jak wypadają na tle innych technologii wytwarzania energii oraz jakie są realne możliwości ich ograniczania w perspektywie do 2030–2050 roku.

Czym jest elektrownia gazowa i jak powstają emisje CO2?

Elektrownia gazowa to obiekt wytwarzający energię elektryczną z energii chemicznej zawartej w paliwie gazowym, najczęściej w postaci gazu ziemnego (mieszaniny metanu z domieszkami innych węglowodorów). Proces wytwarzania energii opiera się na spalaniu paliwa w turbinie gazowej lub w kotle, co prowadzi do powstawania spalin zawierających dwutlenek węgla, parę wodną, tlenki azotu i śladowe ilości innych zanieczyszczeń. Kluczowe jest zrozumienie, że emisje CO2 są niemal wprost proporcjonalne do ilości spalonego paliwa i jego składu chemicznego, dlatego tak duże znaczenie ma sprawność elektrowni i rodzaj zastosowanej technologii.

W uproszczeniu, emisje z elektrowni gazowej dzieli się na trzy główne kategorie: bezpośrednie emisje z komina (tzw. emisje z zakresu 1), emisje związane z wydobyciem, przetwarzaniem i transportem gazu (emisje pośrednie – zakres 2 i 3) oraz emisje towarzyszące budowie i likwidacji samej elektrowni. W praktyce, przy analizie wpływu na klimat, najczęściej uwzględnia się jednostkowe emisje CO2 przypadające na wyprodukowaną jednostkę energii elektrycznej, wyrażone w gCO2/kWh lub kgCO2/MWh.

Typy elektrowni gazowych a poziom emisji CO2

Nie każda elektrownia gazowa emituje taką samą ilość CO2 na kWh. Na wielkość emisji wpływa przede wszystkim zastosowana technologia wytwarzania i wynikająca z niej sprawność energetyczna. Im wyższa sprawność, tym mniej paliwa trzeba spalić do wytworzenia tej samej ilości energii, a więc tym niższe emisje.

Elektrownie gazowo–parowe (CCGT)

Najbardziej zaawansowanym typem są elektrownie gazowo‑parowe, określane skrótem CCGT (Combined Cycle Gas Turbine). Łączą one turbinę gazową i turbinę parową, wykorzystując ciepło spalin z pierwszego stopnia do produkcji pary napędzającej drugi stopień. Sprawność brutto takich jednostek może przekraczać 60%, a sprawność netto (po uwzględnieniu własnych potrzeb energetycznych) często oscyluje w granicach 57–59%. Dzięki temu emisje CO2 z nowoczesnej elektrowni CCGT mieszczą się zwykle w przedziale 320–380 gCO2/kWh energii elektrycznej.

W praktyce, wartości te zależą od wielu czynników eksploatacyjnych: jakości paliwa (zawartości metanu, azotu, frakcji cięższych), temperatury i wilgotności powietrza zasilającego turbinę gazową, obciążenia jednostki oraz sposobu regulacji mocy. Elektrownie CCGT pracujące w podstawie systemu, przy wysokim i stabilnym obciążeniu, uzyskują najniższe emisje jednostkowe, natomiast przy pracy w trybie interwencyjnym (częste rozruchy i zatrzymania) efektywne emisje na kWh mogą być wyraźnie wyższe.

Elektrownie szczytowe z turbinami gazowymi (OCGT)

Elektrownie szczytowe oparte na prostych turbinach gazowych pracujących w cyklu otwartym (OCGT – Open Cycle Gas Turbine) charakteryzują się dużo niższą sprawnością, typowo 35–40%. W efekcie zużywają więcej paliwa na kWh, a ich emisje CO2 mogą sięgać 500–600 gCO2/kWh lub więcej. Takie jednostki służą głównie do pokrywania krótkotrwałych szczytów zapotrzebowania lub pracy rezerwowej systemu elektroenergetycznego. Pomimo wyższych jednostkowych emisji, ich całkowity roczny wkład w emisje bywa relatywnie nieduży z uwagi na małą liczbę godzin pracy.

Bloki kogeneracyjne (CHP) zasilane gazem

Szczególną kategorię stanowią układy kogeneracyjne (CHP – Combined Heat and Power) zasilane gazem, które jednocześnie produkują energię elektryczną i ciepło użytkowe (np. dla sieci ciepłowniczej lub procesów przemysłowych). W takim przypadku porównywanie samych emisji CO2 na kWh energii elektrycznej nie oddaje w pełni efektu środowiskowego. Kogeneracja pozwala na wykorzystanie ciepła, które w klasycznej elektrowni zostałoby utracone w chłodniach kominowych, co powoduje, że całkowita efektywność wykorzystania energii chemicznej paliwa może przekraczać 80–85%.

Dla oceny wpływu klimatycznego stosuje się najczęściej metodę alokacji emisji pomiędzy energię elektryczną i ciepło. W wielu systemach regulacyjnych (np. EU ETS) wprowadza się współczynniki referencyjne dla oddzielnej produkcji prądu i ciepła, dzięki czemu liczone są tzw. emisje uniknięte. W dobrze zaprojektowanych instalacjach CHP na gaz ziemny całkowite emisje CO2 przypadające na jednostkę dostarczonej energii użytecznej (prąd + ciepło) mogą być nawet o 30–40% niższe niż w wariancie rozdzielonym (elektrownia węglowa plus kotłownia węglowa).

Małe agregaty gazowe i mikrokogeneracja

Coraz większą rolę odgrywają także małe układy wytwórcze: silniki gazowe, ogniwa paliwowe i systemy mikrokogeneracyjne pracujące w budynkach użyteczności publicznej, szpitalach czy zakładach przemysłowych. Ich sprawność elektryczna jest zwykle niższa niż w wielkoskalowych CCGT, ale łączna sprawność (prąd + ciepło) może być bardzo wysoka. Emisje CO2 w przeliczeniu na 1 kWh energii elektrycznej są tu zróżnicowane, ale dzięki lokalnemu wykorzystaniu ciepła i ograniczeniu strat przesyłu ich ślad węglowy w całym systemie energetycznym bywa konkurencyjny względem scentralizowanych źródeł.

Ile wynoszą emisje CO2 z elektrowni gazowej na kWh?

W literaturze i analizach politycznych często przytacza się uśrednione wartości emisji CO2 z elektrowni gazowej na kWh. Należy jednak mieć świadomość, że są to wielkości orientacyjne, oparte na pewnych założeniach co do sprawności, jakości paliwa i warunków eksploatacyjnych. Typowe wartości, powszechnie wykorzystywane m.in. w analizach Komisji Europejskiej czy Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA), kształtują się następująco:

• nowoczesna elektrownia CCGT: około 330–370 gCO2/kWh (emisje z komina),
• starsze bloki gazowo‑parowe: 400–450 gCO2/kWh,
• turbiny w cyklu otwartym (OCGT): 500–650 gCO2/kWh,
• silniki gazowe dla generacji rozproszonej: 400–550 gCO2/kWh (w zależności od obciążenia),
• układy CHP – efektywne emisje przypadające łącznie na prąd i ciepło: 200–300 gCO2/kWh energii użytecznej (po uwzględnieniu ciepła).

W praktyce operatorzy systemów elektroenergetycznych oraz instytucje regulacyjne stosują tzw. wskaźniki emisyjności, publikowane corocznie. W przypadku krajów UE wartości te są spójne z danymi raportowanymi do EU ETS. Dla Polski wskaźnik emisyjności dla bloków gazowych jest niższy niż dla węgla, co przekłada się na mniejsze koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 na 1 MWh. Jest to jeden z powodów, dla których inwestycje w elektrownie gazowe stały się atrakcyjniejsze ekonomicznie w okresie wysokich cen uprawnień EUA.

Porównanie emisji CO2 z elektrowni gazowych i węglowych

Jednym z najczęściej zadawanych pytań jest: ile emisji CO2 oszczędza się, zastępując elektrownię węglową elektrownią gazową? Z punktu widzenia bezpośrednich emisji z komina, różnice są znaczące. Uśrednione emisje z nowoczesnej elektrowni węglowej opalanej węglem kamiennym wynoszą ok. 750–900 gCO2/kWh, a dla węgla brunatnego mogą przekraczać 1000–1100 gCO2/kWh. Oznacza to, że zastąpienie bloku węglowego nowoczesnym blokiem CCGT redukuje emisje CO2 nawet o 50–60% na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej.

W ujęciu systemowym efekt ten zależy jednak od kilku czynników:

• jakie bloki węglowe są wypierane (sprawność, wiek, rodzaj węgla),
• jak często i w jakim trybie pracuje elektrownia gazowa (podstawa, półszczyt, szczyt),
• jaki jest udział odnawialnych źródeł energii w miksie, które wypierają zarówno węgiel, jak i gaz,
• jakie są emisje pośrednie związane z wydobyciem i transportem gazu oraz węgla.

W większości scenariuszy transformacji energetycznej gaz ziemny pełni rolę paliwa przejściowego, pozwalając na relatywnie szybkie ograniczenie emisji poprzez zamykanie starych bloków węglowych. Należy jednak pamiętać, że jest to redukcja w stosunku do technologii wysokoemisyjnej, a nie dojście do poziomu zerowego. W długim horyzoncie czasowym neutralność klimatyczna wymaga przejścia do źródeł bezemisyjnych lub zastosowania technologii wychwytywania CO2.

Cykl życia gazu ziemnego i emisje metanu

Analiza emisji CO2 z elektrowni gazowej oparta wyłącznie na spalinach z komina nie pokazuje pełnego obrazu. Gaz ziemny musi zostać wydobyty, oczyszczony, sprężony i przetransportowany do odbiorcy, a w całym tym cyklu mogą występować emisje metanu (CH4) oraz dodatkowe emisje CO2 związane z zużyciem energii. Z punktu widzenia śladu węglowego istotne jest uwzględnienie całego cyklu życia (LCA – Life Cycle Assessment).

Metan jest znacznie silniejszym gazem cieplarnianym niż CO2. W horyzoncie 100 lat jego potencjał ocieplający (GWP100) jest około 27–30 razy większy, a w horyzoncie 20 lat – nawet 80 razy większy. Oznacza to, że relatywnie niewielkie wycieki metanu w łańcuchu dostaw gazu ziemnego mogą znacząco podnieść całkowity efekt klimatyczny technologii gazowych.

Badania IEA i IPCC wskazują, że przy niskich wskaźnikach emisji metanu (poniżej 1–2% całkowitej produkcji) elektrownie gazowe zachowują wyraźną przewagę klimatyczną nad węglem w horyzoncie 100 lat. Jeśli jednak wycieki metanu sięgają 3–5% lub więcej, korzyści te mogą zostać poważnie ograniczone, a w krótszym horyzoncie czasowym (20 lat) nawet zanikać. Dlatego jednym z kluczowych wyzwań polityki klimatycznej jest ograniczanie emisji metanu w sektorze wydobycia i przesyłu gazu, poprzez:

• monitoring sieci przesyłowych i dystrybucyjnych,
• uszczelnienie infrastruktury i stosowanie nowoczesnych zaworów,
• wprowadzenie standardów raportowania i regulacji w łańcuchu dostaw,
• redukcję upuszczania gazu i jego spalania w pochodniach (flaring, venting).

Elektrociepłownie gazowe w systemie ciepłowniczym

Duży potencjał redukcji emisji w Polsce i innych krajach regionu tkwi w przestawianiu systemów ciepłowniczych z węgla na gaz oraz rozwijaniu wysokosprawnej kogeneracji. Elektrociepłownie gazowe mogą jednocześnie dostarczać ciepło systemowe i energię elektryczną, zastępując wysłużone jednostki węglowe o niskiej sprawności. W takim układzie w przeliczeniu na 1 GJ ciepła dostarczonego do sieci, całkowite emisje CO2 mogą być nawet o połowę niższe niż w przypadku ciepłowni węglowych.

Z perspektywy transformacji ciepłownictwa ważne jest jednak, aby inwestycje w gaz traktować jako etap pośredni, współistniejący z rozwojem sieci ciepła z OZE (pompy ciepła dużej mocy, kolektory słoneczne, geotermia, odpady ciepła z przemysłu). Ryzyko tzw. lock‑in polega na budowie długowiecznej infrastruktury gazowej, która mogłaby utrudniać osiągnięcie neutralności klimatycznej po 2040–2050 r., jeśli nie zostanie przystosowana do paliw nisko‑ i zeroemisyjnych.

Współspalanie wodoru i biometanu jako sposób redukcji emisji

Aby ograniczyć emisje CO2 z elektrowni gazowych, coraz częściej analizuje się możliwość zastępowania części gazu ziemnego wodorem lub biometanem. W przypadku wodoru pochodzącego z odnawialnych źródeł (tzw. zielony wodór) spalanie nie generuje dwutlenku węgla, a jedynie parę wodną i tlenki azotu. Dzięki temu domieszka wodoru w paliwie gazowym obniża jednostkowe emisje CO2 wprost proporcjonalnie do zastąpionej energii chemicznej.

W praktyce istnieją jednak ograniczenia techniczne i ekonomiczne:

• wiele obecnie eksploatowanych turbin gazowych dopuszcza jedynie niewielką domieszkę wodoru (np. 10–20% objętości),
• układy spalania trzeba przeprojektować, aby uniknąć zjawisk niepożądanych (spalanie stukowe, wibracje, problemy z NOx),
• produkcja zielonego wodoru jest nadal kosztowna i wymaga znacznych mocy OZE oraz infrastruktury do magazynowania i transportu.

Bardziej dojrzałą technologicznie opcją jest wykorzystanie biometanu, czyli gazu oczyszczonego z biogazu rolniczego, odpadowego lub z odpadów komunalnych do parametrów zbliżonych do gazu ziemnego. Można go wtłaczać do istniejących sieci gazowych, a z punktu widzenia operatora elektrowni jest to paliwo bardzo podobne do klasycznego metanu. Jeżeli bilans emisji z produkcji biometanu (uwzględniający emisje metanu z niekontrolowanego rozkładu materii organicznej) zostanie dobrze zorganizowany, paliwo to może być traktowane jako niskoemisyjne lub wręcz bliskie neutralności klimatycznej. Wówczas elektrownia gazowa staje się elementem gospodarki o obiegu zamkniętym, korzystając z paliwa odnawialnego, a jednostkowe emisje CO2 z punktu widzenia atmosfery znacząco się obniżają.

Technologie wychwytywania i składowania CO2 (CCS/CCU)

Innym kierunkiem ograniczania emisji jest stosowanie technologii wychwytywania CO2 ze spalin elektrowni gazowej. Systemy CCS (Carbon Capture and Storage) lub CCU (Carbon Capture and Utilisation) umożliwiają oddzielenie dwutlenku węgla z gazów odlotowych, skompresowanie go i zatłoczenie do struktur geologicznych lub wykorzystanie w procesach przemysłowych. Technicznie wychwyt CO2 z elektrowni gazowych jest możliwy, a w niektórych projektach pilotażowych uzyskano sprawności wychwytywania rzędu 90–95%.

Wdrożenie CCS wiąże się jednak z szeregiem wyzwań:

• wzrostem zużycia energii na proces wychwytu i sprężania (tzw. energy penalty),
• koniecznością dostosowania układu spalin i dodatkowej infrastruktury,
• wysokimi kosztami inwestycyjnymi i operacyjnymi,
• potrzebą dostępności odpowiednich formacji geologicznych i akceptacją społeczną składowania CO2.

Mimo tych barier, w scenariuszach osiągnięcia neutralności klimatycznej do połowy stulecia technologia CCS dla dużych elektrowni gazowych jest często postrzegana jako jedno z możliwych rozwiązań przejściowych, w szczególności tam, gdzie istnieją ograniczone możliwości rozwoju OZE lub magazynowania energii. Połączenie wysokosprawnych jednostek CCGT z CCS i paliwami niskoemisyjnymi (biometan, wodór) mogłoby w przyszłości prowadzić do bardzo niskich, a nawet ujemnych emisji netto, jeśli bilans węgla w paliwie pochodzi z biomasy.

Rola elektrowni gazowych w transformacji energetycznej

Ocena emisji CO2 z elektrowni gazowych nie może być oderwana od szerszego kontekstu systemowego. Rosnący udział źródeł odnawialnych – farm wiatrowych, fotowoltaiki, małej hydroenergetyki – oznacza większą zmienność generacji, a tym samym potrzebę elastycznego bilansowania systemu. Elektrownie gazowe dzięki szybkiemu rozruchowi, dużemu zakresowi regulacji mocy i dobrej sterowalności są naturalnym uzupełnieniem OZE.

W wielu analizach porównuje się tzw. emisje marginalne, czyli emisje dodatkowego źródła potrzebnego do pokrycia wzrostu zapotrzebowania lub niedoboru generacji z wiatru i słońca. W takich sytuacjach to właśnie elektrownie gazowe często pełnią rolę jednostki marginalnej, a ich wskaźnik emisji CO2 staje się kluczowy dla oceny śladu węglowego dodatkowej konsumpcji energii (np. ładowania pojazdów elektrycznych w godzinach szczytu).

Z punktu widzenia polityki klimatyczno‑energetycznej, pytanie nie brzmi zatem wyłącznie „ile emituje elektrownia gazowa?”, ale „jakie jest alternatywne źródło energii, które mogłoby ją zastąpić?”. Jeśli alternatywą jest węgiel, gaz pomaga ograniczać emisje. Jeśli alternatywą są OZE i magazyny energii, dalsze inwestycje w nowe moce gazowe mogą zwiększać ryzyko gospodarcze i klimatyczne, jeżeli nie zostaną zaprojektowane z myślą o przyszłym przejściu na paliwa niskoemisyjne i integrację z technologiami CCS.

Regulacje, taksonomia UE i koszty emisji CO2

W Unii Europejskiej kluczowym instrumentem ograniczania emisji z elektrowni gazowych jest system EU ETS, w ramach którego obiekty wytwórcze muszą nabywać uprawnienia do emisji CO2. Wysoka cena EUA znacząco wpływa na koszty zmienne produkcji energii w elektrowniach gazowych, chociaż z uwagi na niższy wskaźnik emisji CO2 na MWh, obciążenie to jest nadal relatywnie mniejsze niż w przypadku bloków węglowych.

Dodatkowo, taksonomia UE wprowadza kryteria zrównoważonego finansowania inwestycji energetycznych. Nowe projekty gazowe mogą zostać uznane za zgodne z taksonomią tylko w określonych warunkach, np. gdy ich emisje nie przekraczają wyznaczonych progów (na poziomie ok. 270 gCO2e/kWh w całym cyklu życia) lub gdy spełniają rygorystyczne wymogi dotyczące przyszłego zastosowania niskoemisyjnych paliw i technologii wychwytywania CO2. Oznacza to, że elektrownie gazowe projektowane dzisiaj muszą być gotowe do dekarbonizacji w horyzoncie kilkunastu–kilkudziesięciu lat, a same emisje CO2 nie mogą pozostać na poziomie charakterystycznym dla klasycznych jednostek bez dodatkowych działań redukcyjnych.

Jak ograniczyć emisje CO2 z elektrowni gazowych?

Możliwości redukcji emisji CO2 z sektora energetyki gazowej można podzielić na kilka poziomów działań – od poprawy sprawności, przez zmiany paliwowe, po rozwiązania systemowe:

• Modernizacja istniejących jednostek – zwiększenie sprawności poprzez wymianę turbin, optymalizację układów odzysku ciepła, wdrażanie cyfrowych systemów sterowania i monitoringu.
• Rozwój kogeneracji – integracja produkcji prądu i ciepła, zwłaszcza w dużych miastach, co pozwala na znaczące ograniczenie zużycia paliwa na jednostkę energii użytecznej.
• Redukcja emisji metanu w łańcuchu dostaw – programy uszczelniania infrastruktury, wdrożenie standardów monitoringu wycieków, ograniczanie spalania w pochodniach.
• Stopniowe zastępowanie gazu ziemnego biometanem i wodorem – adaptacja sieci i elektrowni do elastycznego miksu paliw, w tym rozwój węzłów wodorowych i biometanowych.
• Wdrażanie CCS / CCU w wybranych, dużych lokalizacjach, gdzie istnieją warunki geologiczne i infrastrukturalne.
• Integracja z OZE i magazynami energii – wykorzystanie elektrowni gazowych jako elastycznego wsparcia dla niestabilnych źródeł odnawialnych, zamiast pracy w roli podstawowych jednostek wytwórczych.

Strategicznie najistotniejsze jest, aby każda nowa inwestycja w elektrownię gazową była projektowana jako element systemu niskoemisyjnego, z jasną ścieżką dojścia do redukcji emisji poniżej poziomów wymaganych przez politykę klimatyczną UE, w tym możliwość pracy na paliwach odnawialnych i integracji z technologiami wychwytu CO2.

FAQ

Jakie są średnie emisje CO2 z nowoczesnej elektrowni gazowej na 1 kWh energii?

Średnie emisje CO2 z nowoczesnej elektrowni gazowo‑parowej (CCGT) mieszczą się zwykle w zakresie 330–370 gCO2/kWh wyprodukowanej energii elektrycznej. To około dwa razy mniej niż w przypadku typowej elektrowni węglowej, gdzie wskaźnik emisyjności sięga 750–1000 gCO2/kWh. Trzeba jednak pamiętać, że podawane wartości dotyczą bezpośrednich emisji z komina. Jeśli do analizy włączymy emisje w cyklu życia gazu ziemnego (wydobycie, transport, ewentualne wycieki metanu), całkowity ślad węglowy elektrowni gazowej może wzrosnąć o kilkanaście do kilkudziesięciu procent.

Czy elektrownia gazowa jest ekologiczna w porównaniu z elektrownią węglową?

Elektrownia gazowa jest wyraźnie mniej emisyjna niż węglowa, co oznacza niższe emisje CO2, tlenków siarki, pyłów i metali ciężkich. Dla systemu energetycznego przechodzącego transformację gaz ziemny jest traktowany jako paliwo przejściowe, które pozwala szybko ograniczyć emisje przez zastępowanie starych bloków węglowych. Nie oznacza to jednak, że elektrownia gazowa jest bezemisyjna – jej ślad węglowy pozostaje znaczny, zwłaszcza przy uwzględnieniu emisji metanu w cyklu życia paliwa. W długiej perspektywie musi zostać uzupełniona o OZE, paliwa odnawialne i technologie CCS.

Jak emisje CO2 z elektrowni gazowej wpływają na rachunki za prąd?

Emisje CO2 z elektrowni gazowej przekładają się bezpośrednio na koszty zakupu uprawnień w systemie EU ETS. Im wyższy wskaźnik emisji na MWh i im wyższa cena EUA, tym większa część kosztów zmiennych wytwarzania energii. Ponieważ elektrownie gazowe emitują mniej CO2 niż węglowe, ich koszt związany z emisjami jest relatywnie niższy, co w warunkach wysokich cen CO2 poprawia ich konkurencyjność. Ostatecznie koszty te są przenoszone na odbiorców końcowych w cenach energii, choć wpływ jest rozproszony i zależy od całej struktury miksu, kontraktów długoterminowych oraz regulacji taryfowych w danym kraju.

Czy możliwe są elektrownie gazowe o zerowej emisji CO2?

Elektrownie gazowe o zerowej emisji CO2 są możliwe tylko wówczas, gdy zastosuje się specjalne rozwiązania: zasilanie paliwami odnawialnymi (np. zielonym wodorem lub biometanem) oraz technologię wychwytywania dwutlenku węgla CCS/CCU. Samo spalanie klasycznego gazu ziemnego zawsze generuje CO2, więc bez dodatkowych działań emisje nie spadną do zera. W praktyce realistycznym celem jest znacząca redukcja emisji z obecnego poziomu poprzez poprawę sprawności, współspalanie wodoru i biometanu oraz instalację systemów wychwytu CO2 w największych jednostkach. Takie rozwiązania wymagają jednak dużych inwestycji i czasu na wdrożenie.

Jakie są prognozy roli elektrowni gazowych w systemach energetycznych do 2050 roku?

Większość scenariuszy transformacji energetycznej zakłada, że udział elektrowni gazowych w miksie wytwórczym będzie wysoki w latach 20. i 30., aby stopniowo maleć po 2040 roku. W krótkim i średnim horyzoncie bloki gazowe mają zastępować elektrownie węglowe i stabilizować system z rosnącym udziałem OZE. Po 2040–2050 r. ich rola powinna ewoluować w stronę elastycznych źródeł szczytowych zasilanych paliwami niskoemisyjnymi lub wyposażonych w CCS. Ostateczny zakres wykorzystania energetyki gazowej będzie zależeć od tempa rozwoju magazynów energii, kosztów wodoru odnawialnego, biometanu i technologii wychwytu CO2 oraz lokalnych uwarunkowań politycznych i ekonomicznych.