Dekarbonizacja przemysłu stała się jednym z kluczowych wyzwań polityki klimatycznej Unii Europejskiej i globalnych łańcuchów dostaw. Sektor przemysłowy odpowiada za znaczną część emisji CO₂, a jednocześnie jest fundamentem gospodarki: produkuje stal, cement, chemikalia, tworzywa sztuczne, szkło, papier czy żywność. Transformacja tych procesów wymaga nie tylko poprawy efektywności, ale także dogłębnej zmiany w sposobie pozyskiwania i wykorzystania energii. W tym kontekście energetyka gazowa – obejmująca zarówno gaz ziemny, jak i gazy odnawialne oraz niskoemisyjne – odgrywa istotną, choć często kontrowersyjną rolę. Poniższy artykuł szczegółowo analizuje rolę gazu w dekarbonizacji przemysłu, pokazuje scenariusze przejścia do neutralności klimatycznej oraz omawia związane z tym ryzyka i szanse.

Znaczenie dekarbonizacji przemysłu i miejsce gazu w transformacji

Przemysł ciężki odpowiada globalnie za ok. 20–25% emisji gazów cieplarnianych. Największymi emitentami są: hutnictwo stali, produkcja cementu, rafinacja ropy, przemysł chemiczny oraz sektor papierniczy i spożywczy. W wielu z tych procesów emisje pochodzą nie tylko ze spalania paliw, ale również z reakcji chemicznych (np. klinkier w cementowniach). Dekarbonizacja przemysłu wymaga zatem kompleksowego podejścia: zmiany paliw, elektryfikacji procesów, wychwytywania i składowania CO₂, jak również innowacji materiałowych.

Gaz – rozumiany szeroko jako gaz ziemny, biometan, wodór i inne gazy niskoemisyjne – pełni tu kilka funkcji:

• paliwo przejściowe zastępujące węgiel i olej opałowy;
• nośnik energii wysokotemperaturowej w procesach przemysłowych;
• surowiec (feedstock) dla przemysłu chemicznego i rafineryjnego;
• magazyn energii wspierający niestabilne źródła odnawialne;
• nośnik zielonego i niskoemisyjnego wodoru.

W zależności od scenariusza politycznego i technologicznego, rola gazu może być postrzegana jako przejściowa lub długofalowa. Kluczowe jest jednak, aby energetyka gazowa ewoluowała od paliw kopalnych ku gazom odnawialnym, niskoemisyjnym i wodorowi, a nie utrwalała uzależnienie od tradycyjnego gazu ziemnego.

Gaz ziemny jako paliwo przejściowe w dekarbonizacji przemysłu

Wielu ekspertów wskazuje gaz ziemny jako paliwo pomostowe między wysokoemisyjnym węglem a zeroemisyjnymi technologiami, takimi jak wodór odnawialny czy pełna elektryfikacja procesów. Spalanie gazu ziemnego generuje około 40–60% mniej emisji CO₂ na jednostkę energii niż spalanie węgla, a także znacznie mniej zanieczyszczeń powietrza, takich jak SO₂, NOx czy pyły. Stąd popularna jest strategia „fuel switch”, czyli konwersji zakładów przemysłowych z węgla na gaz.

W praktyce oznacza to m.in.:

• modernizację kotłów parowych w papierniach, rafineriach i zakładach spożywczych;
• przebudowę systemów ciepłowniczych zasilających zakłady przemysłowe;
• zastępowanie węgla koksowego gazem i gazami procesowymi w hutnictwie tam, gdzie to technicznie możliwe;
• integrację kogeneracji gazowej (CHP) w zakładach wymagających jednoczesnej dostawy ciepła i energii elektrycznej.

Perspektywa gazu jako paliwa przejściowego wymaga jednak spełnienia dwóch warunków. Po pierwsze, konieczna jest minimalizacja wycieków metanu w całym łańcuchu dostaw – od wydobycia, przez przesył, po dystrybucję – gdyż metan ma znacznie wyższy potencjał tworzenia efektu cieplarnianego niż CO₂. Po drugie, infrastruktura gazowa powinna być projektowana w sposób umożliwiający późniejsze wykorzystanie jej do transportu biometanu i wodoru, aby uniknąć ryzyka „uwięzionych aktywów” (stranded assets).

Korzyści i ograniczenia wykorzystania gazu ziemnego

W ujęciu krótkoterminowym przejście z węgla na gaz ziemny przynosi wymierne korzyści:

• szybka redukcja emisji CO₂ i poprawa jakości powietrza lokalnie;
• większa elastyczność pracy instalacji (ważna przy integracji OZE);
• stosunkowo niższe koszty inwestycyjne w porównaniu z niektórymi technologiami zeroemisyjnymi;
• dojrzała technologia i dostępność know-how projektowego oraz serwisowego.

Jednocześnie istnieją istotne ograniczenia:

• uzależnienie od importu gazu i ryzyka geopolityczne;
• wysoka zmienność cen gazu na rynkach międzynarodowych;
• emisje metanu w łańcuchu dostaw podważające efekty klimatyczne;
• ograniczony „budżet węglowy” – w długiej perspektywie UE dąży do pełnej neutralności klimatycznej, co redukuje przestrzeń dla paliw kopalnych.

Dlatego w analizach długoterminowych rosnący nacisk kładzie się na gazy odnawialne oraz wodór, a gaz ziemny pełni rolę stopniowo malejącego elementu miksu energetycznego w przemyśle.

Biometan i gazy odnawialne jako element gospodarki o obiegu zamkniętym

Biometan oraz inne gazy pochodzenia odnawialnego (np. gaz z gazyfikacji biomasy) mogą w znacznym stopniu zastąpić gaz ziemny w istniejącej infrastrukturze gazowej i w instalacjach przemysłowych. Biometan powstaje głównie w procesie fermentacji beztlenowej odpadów rolniczych, komunalnych, osadów ściekowych czy odpadów przemysłu spożywczego. Po oczyszczeniu do jakości zbliżonej do gazu ziemnego, może być wtłaczany do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej.

Rola biometanu w dekarbonizacji przemysłu obejmuje:

• zastępowanie gazu ziemnego w procesach energetycznych i technologicznych bez konieczności dużych modyfikacji instalacji;
• redukcję emisji metanu z odpadów organicznych dzięki ich kontrolowanej fermentacji;
• wspieranie lokalnych łańcuchów dostaw energii i poprawę bezpieczeństwa energetycznego;
• możliwość uzyskiwania ujemnych emisji przy zastosowaniu technologii bio-CCS (wychwyt CO₂ z procesów biogenicznych i jego składowanie).

W praktyce energetyka gazowa oparta na biometanie może stanowić ważny filar dekarbonizacji w takich sektorach jak przemysł spożywczy, ceramiczny, papierniczy czy małoskalowy przemysł budowlany, gdzie dostęp do sieci gazowej już istnieje, a modernizacja kotłów na gaz odnawialny jest technicznie i ekonomicznie uzasadniona.

Wybrane wyzwania rozwoju biometanu dla przemysłu

Mimo dużego potencjału, rozwój rynku biometanu napotyka bariery:

• konkurencja o surowiec (substraty) z sektorem rolnictwa i produkcji pasz;
• konieczność rozbudowy infrastruktury przyłączeniowej do sieci gazowych;
• brak stabilnych, długoterminowych mechanizmów wsparcia w niektórych krajach;
• potrzeba standaryzacji gwarancji pochodzenia i systemów certyfikacji.

Dla przemysłu, który planuje wykorzystanie biometanu jako elementu strategii ESG i redukcji śladu węglowego produktów, kluczowe jest zapewnienie długoterminowej dostępności paliwa oraz wiarygodnych metod raportowania redukcji emisji. W tym kontekście znaczenia nabierają umowy PPA/SPA na dostawy gazów odnawialnych oraz platformy handlu gwarancjami pochodzenia.

Wodór jako docelowy nośnik energii w zdekarbonizowanym przemyśle

W perspektywie neutralności klimatycznej jednym z głównych filarów ma stać się wodór – szczególnie wodór odnawialny (zielony), produkowany w procesie elektrolizy z wykorzystaniem energii z OZE, oraz wodór niskoemisyjny (np. niebieski, z reformingu gazu ziemnego z zastosowaniem CCS). W kontekście energetyki gazowej oznacza to transformację istniejącej infrastruktury gazowej i technologii spalania tak, aby mogły obsługiwać rosnące udziały wodoru.

Wodór w przemyśle znajduje zastosowanie w trzech kluczowych obszarach:

• jako reduktor w hutnictwie stali (technologia DRI – direct reduced iron);
• jako surowiec w przemyśle chemicznym (amoniak, metanol, paliwa syntetyczne);
• jako paliwo wysokotemperaturowe w piecach przemysłowych i kotłach.

Transformacja przemysłu w kierunku gospodarki wodorowej wymaga modernizacji palników, rur, armatury oraz systemów bezpieczeństwa. W wielu przypadkach przewiduje się etapowe podejście: początkowo mieszanie wodoru z gazem ziemnym (np. do 10–20%), a docelowo pełne przejście na wodór w wybranych instalacjach i sektorach.

Integracja wodoru z infrastrukturą gazową

Istniejąca infrastruktura gazowa – gazociągi przesyłowe, sieci dystrybucyjne, magazyny podziemne – może zostać częściowo wykorzystana do transportu i magazynowania wodoru, jednak wymaga to szczegółowych analiz materiałowych i bezpieczeństwa. Kluczowe aspekty techniczne to:

• kruchość wodorowa materiałów stosowanych w rurach i armaturze;
• inne właściwości spalania i szybkość płomienia wodoru w porównaniu z metanem;
• większa dyfuzyjność i potencjał wycieków;
• konieczność dostosowania systemów detekcji i wentylacji.

Dla przemysłu oznacza to potrzebę planowania inwestycji w taki sposób, aby nowe instalacje gazowe były „wodor-ready”, czyli umożliwiały w przyszłości zasilanie wodorem lub mieszaniną gazu ziemnego z wodorem. Taka strategia minimalizuje ryzyko przedwczesnej utraty wartości aktywów w horyzoncie lat 2030–2040.

Kogeneracja gazowa i trigeneracja w przemyśle

Kogeneracja gazowa (CHP – Combined Heat and Power) oraz trigeneracja (CCHP – Combined Cooling, Heat and Power) to rozwiązania, które odgrywają istotną rolę w efektywnym wykorzystaniu paliw gazowych w przemyśle. W klasycznej kogeneracji z jednej jednostki paliwa produkuje się jednocześnie energię elektryczną i ciepło procesowe, osiągając sprawności całkowite rzędu 80–90%. W trigeneracji dodatkowo wykorzystuje się absorpcyjne agregaty chłodnicze do produkcji chłodu technologicznego lub klimatyzacyjnego.

Dla intensywnych odbiorców energii – rafinerii, zakładów chemicznych, papierni, zakładów spożywczych czy dużych zakładów przetwórstwa tworzyw sztucznych – kogeneracja gazowa jest jednym z najbardziej efektywnych narzędzi redukcji emisji w przeliczeniu na jednostkę produktu. Możliwe jest również stopniowe „zazielenianie” paliwa przez zastępowanie części gazu ziemnego biometanem lub wodorem, a także łączenie CHP z instalacjami OZE (PV, wiatr).

Rola kogeneracji w systemach niskoemisyjnych

W systemie energetycznym opartym na wysokim udziale OZE istotne jest posiadanie elastycznych źródeł mocy, które mogą uzupełniać niestabilną produkcję z wiatru i słońca. Kogeneracja przemysłowa – przy odpowiedniej regulacyjności – może pełnić tę funkcję, a jednocześnie zapewniać ciepło technologiczne. Łączenie kogeneracji gazowej z magazynami ciepła, zbiornikami pary i zaawansowanym sterowaniem umożliwia optymalizację pracy względem cen energii na rynkach dnia następnego i intraday.

Z punktu widzenia dekarbonizacji ważne jest, aby nowo instalowane jednostki kogeneracyjne były projektowane z myślą o przyszłym stosowaniu biometanu i wodoru, a także o potencjalnej integracji z technologiami wychwytu CO₂ (CCS/CCU). Tym samym energetyka gazowa pozostaje integralnym elementem transformacji energetycznej przemysłu, ale w coraz bardziej hybrydowej i zintegrowanej formie.

Wychwyt i składowanie CO₂ (CCS/CCU) w połączeniu z gazem

Dla wielu procesów przemysłowych całkowite odejście od paliw węglowych w krótkim i średnim terminie jest trudne. W takich przypadkach kluczową technologią wspierającą dekarbonizację jest CCS (Carbon Capture and Storage) oraz CCU (Carbon Capture and Utilization). W połączeniu z gazem ziemnym lub biometanem możliwe jest znaczące obniżenie emisji netto, szczególnie gdy CO₂ jest wychwytywany z dużych, skoncentrowanych strumieni spalin.

Przykłady zastosowań:

• elektrociepłownie gazowe z instalacjami wychwytu CO₂, zasilające klastry przemysłowe;
• instalacje reformingu parowego metanu (SMR) do produkcji wodoru niebieskiego, z wychwytem CO₂;
• bio-CCS w biogazowniach i zakładach korzystających z biometanu, co może prowadzić do ujemnych emisji.

Technologie CCS/CCU są kapitałochłonne i wymagają odpowiednich warunków geologicznych do składowania CO₂, jak również odpowiednich ram regulacyjnych i modelu biznesowego (np. system zachęt, kontraktów różnicowych na CO₂). Dla dużych klastrów przemysłowych mogą jednak stanowić efektywne narzędzie osiągania celów klimatycznych, w których gaz w dekarbonizacji przemysłu jest nośnikiem energii i surowcem powiązanym z wychwytem emisji.

Elektryfikacja procesów vs gaz: komplementarność, a nie konkurencja

Strategie dekarbonizacji przemysłu często stawiają elektryfikację procesów (elektryczne piece, kotły elektrodowe, pompy ciepła) w opozycji do gazu. W praktyce optymalny scenariusz zazwyczaj zakłada komplementarne podejście – tam, gdzie jest to technicznie możliwe i ekonomicznie uzasadnione, stosuje się elektryfikację, a w pozostałych procesach pozostaje miejsce na paliwa gazowe, szczególnie w wariantach nisko- i zeroemisyjnych.

Wiele procesów wysokotemperaturowych (powyżej 800–1000°C), jak wypał klinkieru cementowego, topienie szkła czy niektóre procesy metalurgiczne, wciąż trudno jest w pełni zelektryfikować przy zachowaniu wymaganej jakości produktu i stabilności procesu. W takich przypadkach wykorzystanie gazu (wraz z wodorem i biometanem) pozostaje kluczowym rozwiązaniem, przynajmniej w okresie przejściowym do czasu upowszechnienia nowych technologii.

Optymalizacja miksu technologicznego

Dla poszczególnych sektorów przemysłowych optymalny miks technologiczny może wyglądać różnie:

• hutnictwo: kombinacja DRI na wodór, elektryczne piece łukowe, odzysk gazów procesowych i ich wykorzystanie energetyczne;
• cementownie: częściowa elektryfikacja, paliwa alternatywne, paliwa gazowe, CCS na spalinach z pieca;
• przemysł chemiczny: wodór zielony i niebieski, integracja z sieciami gazowymi, wysokotemperaturowe pompy ciepła;
• przemysł spożywczy: kotły gazowe na biometan, kogeneracja, pompy ciepła dla niskich temperatur.

Analizy techniczno-ekonomiczne coraz częściej wykorzystują narzędzia cyfrowe (modelowanie procesów, symulacje dynamiczne, optymalizację kosztów cyklu życia), aby zaprojektować ścieżkę dekarbonizacji zakładów, w której gaz w transformacji energetycznej przemysłu pełni rolę jednego z kluczowych elementów, ale nie jedynego.

Bezpieczeństwo energetyczne, geopolityka i dywersyfikacja źródeł gazu

Znacząca rola gazu w dekarbonizacji przemysłu musi być analizowana także z perspektywy bezpieczeństwa energetycznego i geopolityki. Kryzysy gazowe pokazały, jak duże ryzyko niesie nadmierne uzależnienie od jednego kierunku importu paliw kopalnych. Z tego powodu polityka energetyczna UE i poszczególnych państw kładzie nacisk na dywersyfikację źródeł i tras dostaw, rozwój terminali LNG, a także na lokalną produkcję biometanu i wodoru.

Dla przedsiębiorstw przemysłowych istotne są:

• długoterminowe kontrakty na dostawy gazu i gazów odnawialnych;
• dostęp do infrastruktury LNG i magazynów gazu;
• lokalne źródła biometanu i możliwość jego wprowadzania do sieci;
• dostęp do projektów klastrowych wodorowych (Hydrogen Valleys).

Strategia dekarbonizacji zakładu przemysłowego z wykorzystaniem gazu musi zatem uwzględniać nie tylko parametry emisyjne, ale także odporność na wstrząsy cenowe i geopolityczne. W tym kontekście rozwój krajowych i regionalnych rynków biometanu i wodoru ma nie tylko wymiar klimatyczny, ale również strategiczny.

Regulacje, taksonomia UE i finansowanie projektów gazowych

Polityka klimatyczno-energetyczna UE, w tym Europejski Zielony Ład, system EU ETS oraz taksonomia UE dla zrównoważonych inwestycji, w dużym stopniu determinują opłacalność projektów gazowych w przemyśle. W taksonomii gaz ziemny został ujęty jako paliwo przejściowe pod określonymi warunkami – m.in. limitów emisji oraz planów przejścia na paliwa odnawialne i niskoemisyjne.

Dla inwestorów i banków oznacza to konieczność oceny, czy dane przedsięwzięcie gazowe wpisuje się w ścieżkę dekarbonizacji zgodną z celami UE na 2030 i 2050 r. Projekty, które nie posiadają wiarygodnego planu redukcji emisji (np. poprzez biometan, wodór, CCS), mogą mieć trudniejszy dostęp do finansowania i wyższy koszt kapitału. Z kolei inwestycje w infrastrukturę „H₂-ready” i systemy gazów odnawialnych postrzegane są coraz częściej jako element transformacji, a nie jej bariera.

Strategie przedsiębiorstw przemysłowych: roadmapy gazowe i neutralność klimatyczna

Przedsiębiorstwa z sektorów energochłonnych tworzą coraz częściej szczegółowe mapy drogowe dekarbonizacji (net-zero roadmaps), w których rola gazu jest precyzyjnie zdefiniowana w ujęciu czasowym. Typowa strategia obejmuje:

• krótkoterminowy switch z węgla i oleju opałowego na gaz ziemny oraz działania efektywnościowe;
• średnioterminowe zwiększanie udziału biometanu i wodoru w miksie paliwowym oraz integrację z OZE;
• długoterminowe przejście na w pełni odnawialne gazy, wodór i szeroką elektryfikację procesów, wspierane CCS tam, gdzie to konieczne.

Roadmapy te uwzględniają także prognozowane ceny CO₂ w systemie EU ETS, scenariusze cen gazu i energii elektrycznej, dostępność technologii oraz ryzyka regulacyjne. Coraz częściej stanowią one część raportów niefinansowych (ESG) i są oceniane przez inwestorów oraz klientów w łańcuchu dostaw.

Ryzyka i pułapki związane z rolą gazu w dekarbonizacji

Choć gaz w dekarbonizacji przemysłu ma potencjał redukcji emisji, istnieją istotne ryzyka, które należy realistycznie ocenić:

• ryzyko „lock-in” – długoterminowe uzależnienie od gazu ziemnego bez przejścia na gazy odnawialne;
• niedoszacowanie emisji metanu w łańcuchu dostaw, co może podważyć deklarowane redukcje;
• zbyt wolny rozwój biometanu i wodoru w stosunku do zapotrzebowania przemysłu;
• niepewność regulacyjna, zmiany w taksonomii i polityce klimatycznej;
• presja społeczna i inwestorska na szybkie przejście do rozwiązań zeroemisyjnych.

Minimalizacja tych ryzyk wymaga transparentnego raportowania emisji, inwestycji w technologie ograniczające wycieki metanu, elastycznego projektowania infrastruktury oraz aktywnego dialogu z regulatorami i interesariuszami. Dobrze zaplanowana transformacja gazowa może być pomostem do neutralności klimatycznej, podczas gdy źle zaprojektowana może stać się barierą i generować dodatkowe koszty w przyszłości.

Perspektywy rozwoju energetyki gazowej w przemyśle do 2050 roku

Scenariusze międzynarodowych agencji energetycznych wskazują, że zużycie tradycyjnego gazu ziemnego w przemyśle w krajach rozwiniętych będzie stopniowo spadać po 2030 roku, natomiast rosnąć będzie rola gazów odnawialnych, wodoru i rozwiązań hybrydowych. Przemysł ciężki w Europie ma szansę stać się poligonem dla zaawansowanych projektów wodorowych, klastrów przemysłowych opartych na gazach niskoemisyjnych oraz systemów CCS/CCU.

Kluczowe trendy obejmują:

• rozwój wodorociągów i konwersję części istniejącej infrastruktury gazowej do transportu wodoru;
• intensywny rozwój rynku biometanu i jego integrację z sieciami gazowymi;
• rosnące znaczenie cyfryzacji w zarządzaniu elastycznością zużycia gazu w zakładach przemysłowych;
• powstawanie „zielonych produktów przemysłowych” (green steel, green ammonia) opartych na wodoru i gazach odnawialnych.

Ostateczny kształt roli gazu będzie zależał od tempa wdrażania technologii zeroemisyjnych, dostępności finansowania oraz ram regulacyjnych. Niezależnie jednak od scenariusza, energetyka gazowa – w coraz bardziej zróżnicowanej i zdekarbonizowanej formie – pozostanie jednym z głównych narzędzi transformacji przemysłowej w kierunku gospodarki neutralnej klimatycznie.

FAQ

Jaki jest wpływ gazu ziemnego na dekarbonizację przemysłu?

Gaz ziemny może znacząco zmniejszyć emisje CO₂ w przemyśle, szczególnie tam, gdzie zastępuje węgiel lub olej opałowy. Spalanie gazu generuje mniej emisji na jednostkę energii i mniej zanieczyszczeń lokalnych, co poprawia jakość powietrza i warunki pracy. Jako paliwo przejściowe ułatwia realizację celów klimatycznych do 2030 r., zwłaszcza w kotłach parowych, procesach suszenia i w kogeneracji. Aby faktycznie wspierać dekarbonizację, wykorzystanie gazu musi być jednak powiązane z redukcją wycieków metanu, planem przejścia na biometan i wodór oraz modernizacją infrastruktury do standardu „H₂-ready”.

Czy gaz może być traktowany jako paliwo przyszłości w neutralnym klimatycznie przemyśle?

Gaz ziemny sam w sobie nie jest paliwem docelowym w gospodarce neutralnej klimatycznie, ale rodzina gazów odnawialnych i niskoemisyjnych jak biometan, wodór zielony, syntetyczny metan czy gazy z biomasy będzie mieć trwałe miejsce w przemyśle. Pełnią one rolę nośnika energii wysokotemperaturowej, magazynu energii oraz surowca dla chemii i paliw syntetycznych. Długoterminowo przyszłością jest więc nie tyle klasyczny gaz ziemny, ile zdekarbonizowana energetyka gazowa, integrująca wodór, biometan, CCS oraz elektryfikację procesów w ramach jednego, elastycznego systemu energetycznego dla przemysłu.

Jak biometan pomaga obniżyć emisje CO₂ w zakładach przemysłowych?

Biometan, produkowany z odpadów organicznych, ma bilans emisji bliski zeru, ponieważ CO₂ emitowany przy spalaniu pochodzi z obiegu biologicznego, a nie z paliw kopalnych. Zastępując gaz ziemny w istniejących kotłach, piecach i układach kogeneracyjnych, pozwala obniżyć ślad węglowy bez dużych zmian technologicznych. Dodatkowo kontrolowana fermentacja ogranicza niekontrolowane emisje metanu z odpadów rolniczych i komunalnych. W połączeniu z gwarancjami pochodzenia biometan umożliwia przedsiębiorstwom raportowanie mierzalnej redukcji emisji w ramach strategii ESG i spełnianie wymogów klientów wrażliwych klimatycznie.

Jaką rolę odgrywa wodór w dekarbonizacji przemysłu ciężkiego?

Wodór, szczególnie zielony produkowany z OZE, ma kluczowe znaczenie w sektorach, które trudno zdekarbonizować wyłącznie poprzez elektryfikację. W hutnictwie może zastąpić węgiel koksowy jako reduktor rudy żelaza w technologiach DRI, umożliwiając produkcję tzw. zielonej stali. W przemyśle chemicznym służy jako surowiec do syntezy amoniaku, metanolu i paliw syntetycznych o niskim śladzie węglowym. Może także zasilać piece wysokotemperaturowe i turbiny. Integracja wodoru z istniejącą infrastrukturą gazową wymaga jednak modernizacji materiałów, palników i systemów bezpieczeństwa oraz rozwoju dedykowanych sieci wodorociągów.

Czy inwestycje w infrastrukturę gazową są zgodne z celami neutralności klimatycznej UE?

Inwestycje w infrastrukturę gazową mogą być zgodne z celami neutralności klimatycznej UE, pod warunkiem że są projektowane jako element ścieżki przejścia do gazów odnawialnych i wodoru. Oznacza to m.in. wymaganie, by nowe gazociągi, magazyny i jednostki wytwórcze były przystosowane do przesyłu lub spalania mieszanin gazu z wodorem, a w perspektywie do 100% H₂. Projekty muszą też spełniać kryteria taksonomii UE dotyczące limitów emisji i planów dekarbonizacji. Bez takiego podejścia istnieje ryzyko powstania „uwięzionych aktywów”, które przed końcem życia technicznego staną się niezgodne z polityką klimatyczną i trudne do sfinansowania.