A crescente demanda por hidrogênio afetará as redes de transporte e distribuição de maneira diferente. Os jogadores devem planejar com antecedência se quiserem navegar com êxito na próxima interrupção. Mais crucialmente, como a energia limpa está definida para substituir os combustíveis fósseis nas próximas décadas, o que acontece com as empresas regulamentadas de oleodutos que fornecem a infraestrutura para transportar gás natural? Eis como o vemos. Mas como esses jogos variam, dependendo do tipo de rede. As empresas que operam oleodutos de transporte de longa distância que conectam pontos de fornecimento a áreas de demanda podem não ser afetados pela mudança em direção a alternativas mais limpas, pois seus oleodutos são reaproveitados para transportar hidrogênio. Mas o nível de interrupção em suas redes será desigual, com localização, mix de clientes e a disponibilidade de combustíveis de baixo carbono, todos desempenhando papéis importantes. Embora os efeitos completos do declínio da demanda de gás natural não possam ser sentidos por algum tempo, operadores de tubulação, proprietários e reguladores precisam se preparar agora. Operadores e proprietários terão que tomar decisões vitais sobre onde investir para crescimento futuro e quais partes de suas redes para AX. E eles precisarão trabalhar com formuladores de políticas e reguladores para redigir novas regras para suavizar a transição para combustíveis de baixo carbono. Por ser mais limpo do que outros combustíveis fósseis, o gás natural tem um papel importante a desempenhar como combustível de transição para um mundo de zero líquido. Consequentemente, é provável que a demanda global geral pelo combustível aumente nos próximos anos. Mas o crescimento será cada vez mais desigual. A demanda de gás natural em algumas regiões e em alguns segmentos de consumidores chegará a um ponto de inflexão e começará a diminuir antes de 2030.
The energy transition raises questions for midstream gas players. Most crucially, since clean energy is set to replace fossil fuels in the coming decades, what happens to the regulated pipeline businesses that provide the infrastructure to carry natural gas? Here’s how we see it.
Growing demand for hydrogen and other low-carbon fuels will create opportunities for pipeline operators and owners. But how these play out will vary, depending on the type of network. Companies operating long-distance transportation pipelines that connect supply points with areas of demand could be relatively unaffected by the shift toward cleaner alternatives as their pipelines are repurposed to carry hydrogen.
By contrast, operators of distribution networks that deliver natural gas to homes and smaller businesses could see a significant decline in volumes as a result of electrification and customer efficiency measures. But the level of disruption across their networks will be uneven, with location, customer mix, and the availability of low-carbon fuels all playing important roles.
Looking ahead, the previously safe and predictable midstream gas sector is set to experience significant change. Although the full effects of declining natural gas demand may not be felt for some time, pipeline operators, owners, and regulators need to prepare now. Operators and owners will have to make vital decisions about where to invest for future growth and which parts of their networks to ax. And they will need to work with policymakers and regulators to draft new rules to smooth the transition toward low-carbon fuels.
The Outlook for Natural Gas
In recent decades, demand for natural gas has grown faster than for any other fossil fuel, and natural gas now accounts for almost a quarter of the world’s total primary energy demand. Because it is cleaner than other fossil fuels, natural gas has an important role to play as a transitional fuel to a net-zero world. Consequently, overall global demand for the fuel is likely to increase for the next several years. But growth will be increasingly uneven. Natural gas demand in some regions and in some consumer segments will reach a tipping point and start to decline before 2030.
Apesar de seus benefícios ambientais em relação a outros combustíveis fósseis, a substituição gradual de gás de baixo carbono em todos os segmentos de gases, à medida que a eficiência de energia e a desarbonização inicia a acerativa. Na geração de energia, uma combinação de energia renovável e baterias será as tecnologias dominantes que suplaam o gás natural. Nos usos industriais, hidrogênio e, em menor grau, outros combustíveis de baixo carbono assumirão o controle. E na geração de calor, o aquecimento distrital descarbonizado e as bombas de calor elétricas desempenharão um papel importante na redução da demanda por gás natural. A maioria dos analistas prevê que o consumo europeu de gás atingirá o pico por volta de 2025, à frente de todas as outras partes do mundo. (Consulte o Anexo 1.)
Europe and other regions with a strong commitment to decarbonizing their economies, including Australia and some parts of the US, will lead the way. Most forecasters predict that European gas consumption will peak around 2025, ahead of all other parts of the world. (See Exhibit 1.)
Nestas três regiões, iniciativas políticas agressivas afetarão - ou já estão afetando - o consumo de GAS:
- In the EU, policymakers are introducing tougher energy performance standards for buildings, as reflected in the building regulations of many member states (such as RT2020 in France).
- The UK plans to install 600,000 heat pumps in homes each year by 2028 and to ban gas-fired boilers in newly built houses starting in 2025.
- In the Netherlands, cities have been removing neighborhoods from the gas grid since 2018.
- In Australia, certain city councils have announced plans to ban new gas connections.
- In the US, several states, including California and Washington, are promoting electrification and curbing the use of natural gas in buildings. But other states, including Oklahoma, are resisting federal-level pressure to ban gas usage in buildings.
Natural gas pipeline players in Europe, Australia, and the West Coast of the US face the greatest near-term changes to their networks from falling consumption. Complicating matters, the rate of decline in natural gas consumption will not be the same in all segments. Residential usage will see the biggest impact, as a result of increased home insulation and of government policies that promote replacing natural gas boilers with electrically powered heating systems.
Power generation and industrial companies—especially those that use natural gas for high-grade heat and as chemical feedstock—will take longer to change to alternative fuels. But over time, only companies that can use carbon capture technologies to sequester the CO 2 emissions from natural gas combustion, and improve their financial standing by doing so, are likely to continue to be significant natural gas customers.
In power generation, natural gas will remain an important fuel because gas-fired plants can provide flexible backup power when renewable energy sources are down. Demand for natural gas might even rise temporarily as the electrification of transport and heating, combined with the retirement of coal plants, increases the need for gas-fired power plants. But in the long term, the amount of gas-fired power generation must drop if we are to achieve net-zero emissions worldwide by mid-century.
Como essas tendências afetarão as redes
The developments noted above will play out differently for different types of gas networks.
Transportation Networks. Em geral, embora os volumes de gases naturais em declínio afetem os operadores de oleodutos de transporte de alta pressão, a transição energética criará oportunidades para essas empresas em duas áreas importantes. Em todos os casos em que as empresas têm uma escolha, elas acharão mais barato adaptar os oleodutos existentes para transportar hidrogênio do que construir novos. De acordo com a espinha dorsal européia de hidrogênio, uma iniciativa criada por 23 empresas de infraestrutura de gás, reaproveitando os pipelines de alta pressão, custa um terço da despesa de investimento única e 30% a 50% do custo de vida total de uma rede totalmente nova. (Consulte “Preparando redes de gás para hidrogênio.”)
First, transportation pipeline operators will play a crucial role in providing the midstream infrastructure for new low-carbon fuels such as hydrogen. In all cases where companies have a choice, they will find it cheaper to retrofit existing pipelines to carry hydrogen than to build new ones. According to the European Hydrogen Backbone, an initiative set up by 23 gas infrastructure companies, repurposing high-pressure pipelines costs one-third of the one-off investment expense, and 30% to 50% of the full-life cost of an entirely new network. (See “Preparing Gas Networks for Hydrogen.”)
Preparing Gas Networks for Hydrogen
Pipelines. Hydrogen accelerates pipeline degradation by penetrating the metal content and reducing its ductility (a process called hydrogen embrittlement). Depending on the steel used and the pipeline’s condition, the pipeline’s inner surface may be protected with a special chemical coating so that it can transport or distribute hydrogen without embrittlement taking place. The cost of this process is from 10% to 40% of the cost of building a new natural gas pipeline. (See the exhibit.) One alternative is to reduce the pressure in existing steel pipelines and carry out diagnostic checks more frequently. Even with these measures in place, however, pipelines are likely to have a shorter useful life than refurbished or new hydrogen-specific pipelines. Operators can protect new hydrogen-carrying pipelines from embrittlement by using lower-grade, more-ductile steel, or by treating them with an inner coating. But such pipelines will be 10% to 50% more expensive than new untreated natural gas pipelines.
Válvulas e selos. Os padrões e condições dos ativos da rede de gás variam de uma região para a outra. Por esse motivo, alguns operadores precisarão substituir apenas uma proporção de suas válvulas e selos, enquanto outros precisarão substituir todos eles. Esta etapa pode causar a quantidade de energia que um pipeline de hidrogênio transporta para atingir 80% da de um gasoduto de gás natural. Mas isso envolve a adaptação ou a substituição de equipamentos para aumentar a capacidade do compressor. Estimamos que, no caso de pipelines reformados e novos portadores de hidrogênio, esses investimentos somam o equivalente a 40% a 80% a mais do que o custo da instalação de compressores para um novo gasoduto de gás natural. Para um gasoduto reformado para transportar hidrogênio, o custo das recalibrações e as substituições parciais é de cerca de 20% a 40% do necessário para um novo gasoduto de gás natural. Mas o custo correspondente é muito maior para um novo pipeline de transporte de hidrogênio-aproximadamente 10% a 20% a mais do que para um novo gasoduto de gás natural. Mas os custos relacionados aos componentes da estação de medição e saída ainda são relativamente pequenos em comparação com os custos totais do sistema. Ao preparar os quatro primeiros componentes para uso no transporte de hidrogênio, as empresas devem substituir a infraestrutura existente ou executar adaptação para que os componentes atuais sejam adequados para sua nova finalidade. Sistemas e equipamentos inteiramente novos serão necessários para monitorar e detectar vazamentos em redes de baixa a baixa pressão. Com tubos de aço e ferro, é provável que a substituição seja a solução mais eficaz. Os tubos de polietileno, no entanto, não precisam de alterações para distribuir hidrogênio. To avoid hydrogen leakage, operators must change the network’s valves and seals. The standards and condition of gas network assets vary from one region to the next. For this reason, some operators will need to replace only a proportion of their valves and seals, while others will need to replace all of them.
Compressor Stations. Because hydrogen’s calorific value is about one-third that of methane (a primary component of natural gas), operators will have to increase volume flow by reducing and managing pressure levels at the exit point. This step can cause the amount of energy that a hydrogen pipeline transports to reach 80% of that of a natural gas pipeline. But doing so involves retrofitting or replacing equipment to increase compressor capacity. We estimate that, in the case of refurbished and new hydrogen-carrying pipelines, such investments add up to the equivalent of 40% to 80% more than the cost of installing compressors for a new natural gas pipeline.
Exit Stations and Meters. In networks that carry a lot of hydrogen, operators will have to replace natural gas meters with equipment calibrated for the new gas. For a gas pipeline refurbished to carry hydrogen, the cost of recalibrations and partial replacements is around 20% to 40% of that required for a new natural gas pipeline. But the corresponding cost is far higher for a new hydrogen-carrying pipeline—approximately 10% to 20% more than for a new natural gas pipeline. But costs related to metering and exit station components are still relatively small compared with total system costs.
Operators of distribution networks need to take six components into account: valves and seals, fittings, pressure regulators, meters, monitoring equipment, and pipelines. In preparing the first four components for use in hydrogen transport, companies must either replace existing infrastructure or carry out retrofits so that current components are fit for their new purpose. Entirely new systems and equipment will be necessary for monitoring and detecting leaks in middle- to low-pressure networks. With steel and iron pipes, replacement is likely to be the most effective solution. Polyethylene pipes, however, won’t require changing in order to distribute hydrogen.
Se eles precisam construir de novo ou alterar suas redes atuais, os operadores de oleodutos de transporte de gás existentes têm uma experiência profunda e, consequentemente, são os favoritos claros para construir e executar a infraestrutura média do hidrogênio. Esses grandes players podem implantar tecnologias de captura de carbono para seqüestrar as emissões, para que alguns possam continuar sendo clientes de gás natural a longo prazo. A maioria deles receberá seu gás natural diretamente do transporte e não através de dutos de distribuição.
Second, remaining natural gas usage will be concentrated primarily among companies that require significant volumes of the fuel, such as power generation and industrial users. These large players can deploy carbon capture technologies to sequester emissions, so some could continue to be natural gas customers over the long term. Most of them will get their natural gas directly from transportation rather than through distribution pipelines.
Redes de distribuição. oleodutos que retiram o gás da rede de transporte e o entregam a menor pressão para áreas residenciais e empresas menores por meio de uma rede generalizada provavelmente verão seus volumes diminuirem mais abruptamente. Vários fatores -chave estão subjacentes a essa probabilidade. A eletrificação de aquecimento, medidas e políticas de eficiência de energia destinada a conter o uso de gás natural, e um clima mais quente contribuirá para a demanda reduzida. Para consumidores menores de gás, é menos provável que o hidrogênio seja um substituto eficaz para o gás natural. Em muitos casos, o aquecimento distrital ou o aquecimento individual à base de eletricidade oferece melhor economia a longo prazo. O aquecimento à base de hidrogênio é preferível apenas em situações em que essas outras abordagens são inviáveis, devido a fatores como falta de espaço ou recursos financeiros. O biometano pode oferecer outra utilização alternativa de redes de distribuição, mas seu uso será limitado a áreas próximas a fontes de oferta suficiente, como da agricultura. O impacto desses desenvolvimentos, no entanto, varia de um jogador para o outro - e mesmo nas redes. (Consulte Anexo 2.)
Como a demanda por combustíveis mais limpos cresce, a distribuição de baixo carbono com a rede de transição. A mistura também permitirá que eles desenvolvam recursos valiosos para lidar e acessar futuros combustíveis, como o hidrogênio.
Vários países já permitem que os operadores de pipeline carreguem misturas de até 6% (em volume) de hidrogênio - e até 10% em condições específicas. Estudos da indústria e projetos piloto indicam que as redes de gás natural existentes podem até acomodar misturas que contêm 20% a 25% de hidrogênio, com investimentos moderados nos lados do usuário e do operador, antes das considerações de integridade de segurança, operacional e ativo se tornam questões significativas. (Consulte “Os desafios da mistura de hidrogênio com gás natural”.) Também estão em andamento estudos para examinar a viabilidade da tecnologia de desbleendimento, que separaria o hidrogênio e o gás natural em riachos homogêneos quando o gás combinado chegasse ao seu destino. Não há limite comparável à porcentagem de biometano que pode ser misturado com gás natural. Mas é provável que as restrições de oferta impedam que o biometano seja um candidato viável para misturas de gás natural de alta razão. O uso de hidrogênio e gás metano combinado não é novo. Até o final da década de 1950 nos EUA e até a década de 1970 na Europa e na Austrália, praticamente todo gás para combustível e iluminação era feito de carvão. Chamado
The Challenges of Blending Hydrogen with Natural Gas
Blending will be an essential first step toward increasing the share of hydrogen in natural gas networks, but it poses some challenges. Considerations of safety, operational limitations, and asset integrity drive current blending limits. (See the exhibit.) Hydrogen is odorless and produces a nearly invisible flame when combusted. It needs just one-tenth of the energy that methane does to ignite, and it can ignite even in very small concentrations when mixed with air. It also dilutes rapidly in air, increasing the risks associated with leakage. Although some of these attributes have advantages, they create safety concerns.
On the operations front, hydrogen’s low calorific value means that larger volumes of it than of natural gas must be transported through gas pipelines to meet the same energy demand, requiring changes to compressors and pressure management systems. The greater volumes of transported gas and the small size of hydrogen molecules create problems for existing metering equipment, too, and increase the risk of leaks. Hydrogen’s ability to embrittle metal pipes is another factor in setting blending limits.
Studies suggest that existing natural gas networks can carry blends that are 20% to 25% hydrogen. But achieving this proportion of hydrogen content is likely to require pipeline operators and their customers to modify or replace equipment. (See the exhibit.) Residential gas appliances today can operate safely with blends of up to 10% hydrogen. But for current appliances to work with blends of 20% hydrogen, their existing burners must be replaced. Managing the replacement process will be both costly and logistically challenging.
Important Decisions Ahead
When the proportion of natural gas in blended mixes falls below specific limits, pipelines typically must either be repurposed to become dedicated pipes for hydrogen or other low-carbon gaseous fuels or be shut down entirely. Although repurposing will be a viable option for many network sections, the economics are likely to be challenging for companies that operate pipelines that serve large areas with dispersed populations, since those circumstances make the cost of investment high in comparison with achievable user revenues.
Economic and operational factors can justify decommissioning pipelines before gas usage reaches zero. Funding decisions, the availability and benefits of alternative technologies, and customers’ climate-related behaviors may change from one neighborhood to the next within the same gas network, making different pipeline sections unfeasible at different times and in different locations.
For example, neighborhoods containing a larger proportion of proactive customers or a relatively high share of house refurbishments may switch more rapidly to heat pumps. We estimate that in neighborhoods where political considerations, Preocupações climáticas e os comportamentos do cliente permitem uma mudança mais rápida do gás natural, e até 80% da rede de distribuição de gás natural existente-além de até dois terços dos futuros gastos com Capex se as empresas investirem nas áreas erradas-podem estar em risco de se tornar os ativos presos. Precisa pensar várias décadas pela frente. Os dutos de gasolina podem durar 50 anos ou mais, o que significa que as empresas enfrentam a possibilidade real de ficarem sobrecarregadas com ativos presos se não fizerem as escolhas certas agora e aproveitar novas oportunidades da transição energética. Aqui estão algumas das etapas que os diferentes jogadores devem considerar.
Actions for Key Players to Take
Given the long-term investment horizons that typify the sector, companies in the midstream gas industry need to think several decades ahead. Gas pipelines can last for 50 years or more, which means that companies face the very real possibility of being encumbered with stranded assets if they don’t make the right choices now and leverage new opportunities from the energy transition. Here are some of the steps that different players must consider.
Operadores de pipeline. Os operadores de pipeline devem se concentrar em três tópicos principais:
- Capacidades de planejamento e analítico. Isso os ajudará a determinar quais seções eles provavelmente precisarão manter, que podem adaptar para transportar hidrogênio ou co Operators must develop capabilities for forecasting future consumption in different parts of their networks at a far more granular level than they do now. This will help them determine which sections they will likely need to maintain, which they can retrofit to carry hydrogen or CO 2, que pode precisar ser aposentado e onde é melhor construir novos tubulações de portador de hidrogênio. Cada opção, mesmo pipelines aposentados, incorrerá em um custo, portanto as empresas devem otimizar suas decisões de investimento. Eles devem usar esses recursos entre os departamentos de estratégia, gerenciamento regulatório, gerenciamento de ativos, finanças e clientes para identificar fatores que gerarão mudanças rápidas no uso de gás. As empresas que seguem as melhores práticas estão estabelecendo árvores de decisão estruturadas para ajudá-las a fazer determinações caso a caso sobre investimentos e novas conexões e estão estabelecendo ferramentas de monitoramento centralizadas que empregam análises profundas para identificar pontos de inflexão cruciais. Eles devem considerar diferentes modelos comerciais nos quais grandes clientes específicos subscrevem parcialmente os riscos de volume. E eles devem avaliar oportunidades para fazer a transição de clientes proativamente para novos combustíveis, como hidrogênio e biometano. Ao trabalhar ao lado de grupos de clientes e formuladores de políticas, os operadores de pipeline podem ajudar a moldar o caminho ideal para a descarbonização em setores específicos. Eles precisarão de novo
- Customer Engagement. Pipeline companies should engage with major gas users and retail businesses to understand the impact that their decarbonization plans will have on pipelines. They should consider different commercial models in which specific large customers partly underwrite volume risks. And they should assess opportunities to proactively transition customers to new fuels, such as hydrogen and biomethane. By working alongside customer groups and policymakers, pipeline operators can help shape the optimal pathway to decarbonization in specific sectors.
- Operating Models. Operators must manage the transition to new operating models for handling different types and volumes of gas across their networks. They will need new Gerenciamento de ativos e Capacidades operacionais e terá que redefinir seus padrões operacionais. As empresas também devem implementar válvulas e oleodutos prontos para hidrogênio, usando reformas programadas como uma oportunidade de substituir o aço por polietileno ou tubos com revestimento interno e ajustar sua infraestrutura de medição para medir o volume e a qualidade dos novos gases. Finalmente, eles devem melhorar sua produtividade para se preparar para o declínio dos volumes de gás natural e evitar custos unitários crescentes.
Pipeline Business Owners and Investors. As oportunidades de expansão para novas áreas de negócios podem diferir significativamente de uma empresa - e de uma seção de rede - para a próxima, assim como os desafios que o acompanham. Proprietários e investidores em empresas de pipeline também enfrentam maiores requisitos de risco e investimento do que no passado. Em resposta a essas forças, as empresas de rede estão adotando uma série de respostas. Alguns se afastaram da distribuição de gás, investindo em eletricidade. Outros incentivaram proativamente a eletrificação de áreas onde o gás natural tradicionalmente dominado. Muitas empresas estão experimentando hidrogênio, mistura de hidrogênio e CO 2 Tecnologias. E vários jogadores estão seguindo uma estratégia de espera e ver. They should prioritize investments in companies that will benefit from future energy transportation routes (for example, connecting hydrogen supply with demand), that have a robust position in areas with more concentrated customer segments (for example, power or centralized heat generation), and that operate in a supportive regulatory environment (for example, one where regulators have adopted a clear and fair approach to guiding the energy transition and are willing to adjust tariffs to reflect changing volumes, costs, and riscos).
We recommend that players keep the energy transition in mind when reviewing their pipeline investments. They should prioritize investments in companies that will benefit from future energy transportation routes (for example, connecting hydrogen supply with demand), that have a robust position in areas with more concentrated customer segments (for example, power or centralized heat generation), and that operate in a supportive regulatory environment (for example, one where regulators have adopted a clear and fair approach to guiding the energy transition and are willing to adjust tariffs to reflect changing volumes, costs, and risks).
Como os períodos regulatórios geralmente duram quatro a seis anos na maioria das jurisdições, uma empresa pode não sentir imediatamente o impacto dos desafios de custo e volume. Pelo mesmo motivo, as avaliações da empresa podem ser relativamente pegajosas, embora todas as empresas de energia estejam sob crescente pressão dos acionistas ativistas climáticos. No entanto, empresários e investidores devem monitorar de perto as mudanças no uso de energia.
Reguladores e formuladores de políticas. Os reguladores em breve enfrentarão um desafio difícil das mudanças que a transição energética trará para as empresas de oleodutos intermediários. À medida que os operadores lidam com volumes de gás natural mais baixos, maior risco e aumento do investimento em tubos novos ou reaproveitados, os clientes que continuam a usar suas redes para gás natural podem acabar pagando mais. O aumento dos custos de rede pode acelerar a mudança para combustíveis alternativos: à medida que mais e mais clientes deixam a rede de gás natural, os clientes restantes ficam com contas mais altas e, portanto, têm maior probabilidade de sair. (Já vimos esse fenômeno no impacto da geração de energia solar distribuída nas grades de eletricidade.) Para entender o impacto potencial das mudanças regulatórias na demanda por gás e eletricidade, que estão cada vez mais interligadas, os reguladores devem usar ferramentas de modelagem e simulação mais sofisticadas. Três áreas de tópicos são particularmente importantes:
Regulators must factor this scenario into their plans to ensure that midstream pipeline companies are properly compensated and remain financially strong in readiness for the energy transition, and to prevent customers from being left behind and exposed to steep price rises if, for example, an alternative technology is not available in their area. To understand the potential impact of regulatory change on demand for both gas and electricity, which are increasingly interlinked, regulators should use more sophisticated modeling and simulation tools. Three topic areas are particularly important:
- compensação. Em vez de confiar em um sistema que compensa as empresas para investir após o fato por meio de um retorno regulamentado de sua base de ativos, elas devem pesar os benefícios de introduzir contribuições de capital inicial e criar incentivos para incentivar as empresas a conter investimentos injustificados. Encontrar o mecanismo ideal de remuneração e o sistema tarifário exigirá uma análise cuidadosa e cooperação entre reguladores e empresas. Os investimentos necessários para tornar as redes de pipeline adequadas para hidrogênio ou outras alternativas de baixo carbono devem corresponder ao provável desenvolvimento de fontes de oferta e demanda. Os planos da empresa devem ter como objetivo minimizar o risco de ativos presos e promover objetivos mais amplos de descarbonização. A alocação justa dos custos de investimento entre os clientes existentes e aqueles que usam a nova infraestrutura de pipeline de hidrogênio, enquanto evita subsídios cruzados, também será importante. Seções de rede em perigo de subutilização podem ser removidas da base de ativos regulada. Regulators should consider an alternative approach to compensating pipeline companies for their costs. Rather than relying on a system that compensates companies for investing after the fact through a regulated return on their asset base, they should weigh the benefits of introducing upfront capital contributions and creating incentives to encourage companies to curb unjustified investments. Finding the optimal compensation mechanism and tariff system will require careful analysis and cooperation between regulators and companies.
- Investments. Regulators should scrutinize operators’ investment plans more closely than in the past to ensure that the plans are fair and effective. The investments needed to make pipeline networks suitable for hydrogen or other low-carbon alternatives must match the likely development of sources of supply and demand. Company plans should aim to minimize the risk of stranded assets and should promote wider decarbonization goals. Fair allocation of investment costs between existing customers and those using the new hydrogen pipeline infrastructure, while avoiding cross-subsidies, will be important, too. Network sections in danger of underutilization may have to be removed from the regulated asset base.
- Diretivos e incentivos. Ao mesmo tempo, o suporte de políticas ao uso de dutos para transportar gases de baixo carbono, como o hidrogênio, pode mitigar simultaneamente o risco dos jogadores de pipeline de ativos encalhados e acelerar os esforços globais de descarbonização. Supervisionar essa transição, definir a velocidade e o escopo certos e criar incentivos eficazes para as empresas são tarefas para os formuladores de políticas. Sem incentivos do regulador, operadores e investidores resistirão a tomar decisões para fechar as seções do pipeline pelo maior tempo possível para evitar ativos encalhados. No entanto, um punhado de empresas do Reino Unido agora reconhece que a possibilidade em seus planos de desenvolvimento de longo prazo. Embora alguns dos desenvolvimentos descritos acima aconteçam mais cedo que outros, seria um erro para as empresas derrotarem e adiarem os preparativos adequados. A transição energética mostrou que mudanças globais para longe dos combustíveis fósseis podem acontecer inesperadamente rapidamente. E o mercado de gás médio é provável que não seja exceção a esta regra. Blending gases, closing pipelines, and retrofitting or building new pipelines to carry low-carbon fuels will require regulators to set new directives and standards to protect customers and ensure that work is carried out properly. At the same time, policy support for using pipelines to carry low-carbon gases such as hydrogen could simultaneously mitigate pipeline players’ risk of stranded assets and accelerate global decarbonization efforts. Overseeing this transition, setting the right speed and scope, and creating effective incentives for companies are tasks for policymakers. Without incentives from the regulator, operators and investors will resist making decisions to close down pipeline sections for as long as possible to avoid stranded assets. However, a handful of UK companies are now recognizing that possibility in their long-term development plans.
Midstream players need to act now to plan for a net-zero future, with declining natural gas demand and a widespread switch to hydrogen. Although some of the developments outlined above will happen sooner than others, it would be a mistake for companies to dither and postpone making suitable preparations. The energy transition has shown that global shifts away from fossil fuels can happen unexpectedly quickly. And the midstream gas market is likely to be no exception to this rule.
