Paliwo, które miało być wszystkim Wodór 2026 – od gospodarki wodorowej do kilku nisz, w których nie ma zamiennika
Rok, w którym zaczęto liczyć
Zacznijmy od stanu faktycznego, bo w przypadku wodoru różnica między zapowiedzią a produkcją jest szczególnie duża. Według opublikowanego w czerwcu 2026 roku raportu Międzynarodowej Agencji Energetycznej światowe zużycie wodoru przekroczyło w 2025 roku 100 milionów ton, rosnąc o niecałe trzy procent. Kluczowa jest jednak struktura tej liczby: 99 procent tego wodoru powstaje z paliw kopalnych bez wychwytu dwutlenku węgla. Sama produkcja wodoru wyemitowała w 2025 roku około miliarda ton CO₂ – mniej więcej tyle, ile wynosi roczna emisja Japonii i Korei razem wziętych.
Wodór niskoemisyjny, czyli ten, o którym mówią strategie, to niecały milion ton. Rósł w 2025 roku o 20 procent i w 2026 po raz pierwszy w historii ma przekroczyć jeden procent światowej produkcji. Jeden procent – po ćwierćwieczu zapowiedzi i po dekadzie rządowych programów.
Najbardziej wymowne jest jednak zestawienie planów z decyzjami. Ogłoszone cele produkcyjne na 2030 rok sięgają blisko 27 milionów ton rocznie. Projekty, które faktycznie przeszły przez decyzję inwestycyjną, dają nieco ponad 4 miliony ton, z możliwym dodatkiem kolejnych 2 milionów, gdyby warunki się poprawiły. Spośród wszystkich krajów, które ogłosiły cele, na kursie do ich realizacji są dwa: Chiny i Holandia. Do tego dochodzi arytmetyka samego 2025 roku: branża podjęła decyzje inwestycyjne albo rozpoczęła budowę zdolności rzędu miliona ton rocznie – i skreśliła projekty o zdolności 4,9 miliona ton.
Kapitał wyciągnął z tego wnioski szybciej niż administracja. Udział wodoru w finansowaniu wysokiego ryzyka w energetyce spadł z 13 procent w szczycie 2023 roku do 4 procent w 2025. Nakłady inwestycyjne na projekty wodorowe wprawdzie się podwoiły, do prawie 7 miliardów dolarów, ale to wciąż 0,7 procent globalnych inwestycji w dostawy energii. Innymi słowy: cała światowa gospodarka wodorowa jest dziś inwestycyjnie mniejsza niż zaokrąglenie.
Po prawej: bilans 2025 roku. Na każdą tonę zdolności potwierdzonej
decyzją przypadło pięć ton skreślonych
Dlaczego to miało zadziałać
Pomysł nie był głupi – przeciwnie, jest jednym z najbardziej eleganckich w historii energetyki. Wodór ma najwyższą energię na kilogram spośród wszystkich paliw: 33,3 kilowatogodziny, prawie trzy razy więcej niż olej napędowy. Spalony albo utleniony w ogniwie paliwowym daje wodę. Można go wyprodukować wszędzie tam, gdzie jest prąd i woda. I – to była najbardziej uwodzicielska część obietnicy – ta sama cząsteczka miała ogrzewać domy, napędzać samochody, wytapiać stal i magazynować nadwyżki z wiatraków. Jeden nośnik zamiast pięciu.
Termin „gospodarka wodorowa” ukuł w 1970 roku elektrochemik John Bockris podczas wykładu w ośrodku badawczym General Motors. W 2003 roku prezydent George W. Bush ogłosił program wodorowy w orędziu o stanie państwa, obiecując, że dziecko urodzone tamtego roku odbierze prawo jazdy na samochód wodorowy. To dziecko ma dziś dwadzieścia trzy lata. W 2020 roku Unia Europejska przyjęła strategię wodorową, a za nią poszły 66 krajowych strategii na całym świecie.
Każdy etap jest technicznie poprawny; problemem jest ich liczba
Szary – z gazu ziemnego metodą reformingu parowego. Ponad 95 procent dzisiejszej produkcji. Kosztuje 1,5…2,5 dolara za kilogram i emituje około 10 kg CO₂ na każdy kilogram wodoru.
Niebieski – to samo, ale z wychwytem dwutlenku węgla. Tańszy od zielonego, lecz skuteczność wychwytu w istniejących instalacjach bywa znacznie niższa od projektowej.
Zielony – z elektrolizy wody prądem ze źródeł odnawialnych. Koszt 4,5…7 dolarów za kilogram, zależnie od ceny prądu i wykorzystania elektrolizera.
Turkusowy – z pirolizy metanu; produktem ubocznym jest stały węgiel, nie CO₂. Na etapie instalacji pilotażowych.
Biały (naturalny) – wydobywany z podziemnych złóż, gdzie powstaje w reakcjach skał z wodą. Największa niewiadoma tej dziedziny.
Rachunek, który się nie zmienił
Trzeba w tym miejscu powiedzieć rzecz niewygodną dla obu stron sporu: fizyka, która dziś przesądza o wyniku, była znana od początku. Nic się w niej nie popsuło po drodze – po prostu zaczęto za nią płacić rachunki.
Prześledźmy sto kilowatogodzin prądu z wiatraka. Zamiana prądu przemiennego na stały zjada około pięciu procent. Elektroliza – nawet nowoczesna, membranowa – oddaje 65 do 75 procent włożonej energii; reszta ucieka jako ciepło. Sprężenie wodoru do 700 barów, bez czego nie zmieści się w zbiorniku samochodu, kosztuje kolejne 10 procent jego zawartości energetycznej. Skroplenie byłoby jeszcze droższe: wodór wrze w temperaturze minus 253 stopni Celsjusza, ledwie dwadzieścia stopni nad zerem bezwzględnym. Transport i tankowanie to następne straty. Wreszcie ogniwo paliwowe w samochodzie oddaje około połowy tego, co dostało.
Do koła dojeżdża od 20 do 30 kilowatogodzin ze stu. W samochodzie bateryjnym – około siedemdziesięciu. Auto wodorowe potrzebuje więc dwa do trzech razy więcej prądu na ten sam kilometr. Jeżeli energia z odnawialnych źródeł jest towarem rzadkim, a przez najbliższą dekadę będzie, to jest to argument rozstrzygający i żadna poprawa w elektrolizerach go nie odwróci: nawet elektroliza o stuprocentowej sprawności zostawiłaby wodór w tyle.
Do tego dochodzą kłopoty, o których mało się mówi. Wodór to najmniejsza cząsteczka w przyrodzie – przenika przez uszczelnienia i dyfunduje w głąb stali, gdzie powoduje kruchość wodorową, czyli utratę plastyczności i pękanie elementów, które w innych warunkach pracowałyby dziesięciolecia. Rurociąg gazowy nie nadaje się do wodoru bez przeróbki. A ulotniony wodór nie jest obojętny dla klimatu: przedłuża życie metanu w atmosferze, więc pośrednio działa jak gaz cieplarniany o sile kilkunastokrotnie większej niż dwutlenek węgla.
Cena, której nikt nie chciał zapłacić
Cała rzecz rozbija się o jedną lukę. Wodór szary kosztuje 1,5…2,5 dolara za kilogram. Zielony – od 4,5 do 7 dolarów. Żaden przemysłowy odbiorca nie zapłaci trzykrotności ceny za identyczną chemicznie cząsteczkę, jeżeli nie zmusi go do tego przepis albo nie dopłaci mu do tego państwo. Hutnictwo, wskazywane jako najbardziej naturalny odbiorca, potrzebuje wodoru po 2…3 euro za kilogram, żeby projekt się spinał. Nikt takiej ceny nie oferuje.
Unia próbuje tę lukę zasypać aukcjami Europejskiego Banku Wodoru: producent deklaruje, ilu eurocentów dopłaty do kilograma potrzebuje, a najtańsze oferty wygrywają. Trzecia aukcja, rozstrzygnięta 7 maja 2026 roku, przyznała 1,09 miliarda euro dziewięciu projektom o łącznej mocy elektrolizerów 1,1 gigawata. Zgłoszeń było 58, z jedenastu krajów, na łączną kwotę 8,4 miliarda – sześciokrotnie więcej, niż wynosił budżet. Dopłaty rozłożyły się od 44 eurocentów do 3,49 euro za kilogram, przy czym najwyższe trafiły do dwóch norweskich projektów obsługujących żeglugę.
Po prawej: co zostało z drugiej aukcji, gdy przyszło
do podpisywania umów
Najciekawsze jest jednak to, co dzieje się po ogłoszeniu wyników. W drugiej aukcji Komisja wybrała 15 projektów i przyznała im 992 miliony euro. Do stycznia 2026 roku umowy podpisało sześć z nich, na łączną kwotę 270,6 miliona i moc 381 megawatów. Reszta odpadła w trakcie negocjacji. To jest dokładnie ta różnica, o której mówi ta rubryka: między wygraną w konkursie a podpisem pod umową leży cała przepaść ryzyka, którego nikt nie chce wziąć na siebie.
Dotacja tworzy projekt. Rynek tworzy
odbiorca. To nie jest to samo.
Lista strat
Rok 2026 przyniósł serię decyzji, które w tej branży nazywa się dyscypliną kapitałową, a poza nią – wycofaniem się. W czerwcu BP skasowało australijski projekt H2 Kwinana o zdolności 44 ton dziennie, po tym jak nie udało się zdobyć wsparcia rządowego; koncern zapisał w tym samym okresie odpisy rzędu pięciu miliardów dolarów i sprzedał udziały w brytyjskich projektach wychwytu CO₂. ArcelorMittal zamroził budowę instalacji redukcji bezpośredniej rudy we Francji, Hiszpanii, Belgii i Niemczech – mimo że miał już przyznane 3,5 miliarda euro dotacji. Amerykański Cleveland-Cliffs porzucił swój projekt, podając jako powód brak dostępnego czystego wodoru. Francuski Lhyfe zawiesił instalację powyżej 100 megawatów. W Air Products akcjonariusze doprowadzili do odwołania prezesa po serii nieudanych inwestycji wodorowych. W Stanach Zjednoczonych obowiązuje ulga podatkowa oznaczana symbolem 45V – dopłata sięgająca trzech dolarów do każdego kilograma wodoru o najniższej emisyjności, wprowadzona w 2022 roku. Pierwotnie miała objąć wszystkie instalacje, których budowa ruszy do końca 2032 roku. Ustawa podatkowa podpisana 4 lipca 2025 roku skróciła ten termin o pięć lat: dopłatę dostaną wyłącznie projekty rozpoczęte przed końcem 2027 roku. Inwestorzy, którzy zakładali dekadę na przygotowanie przedsięwzięcia, zostali z kilkunastoma miesiącami – i wielu z nich uznało, że nie zdąży.
Osobny rozdział to transport ciężki, czyli obszar, w który wierzono najmocniej. Nikola – firma, która w szczycie hossy była warta więcej niż Ford – złożyła wniosek o upadłość w lutym 2025 roku, sprzedawszy wcześniej ponad 200 ciężarówek wodorowych. Hyzon Motors został zlikwidowany decyzją akcjonariuszy, niemiecki Quantron ogłosił upadłość, podobnie jak Hyvia, spółka firmowana przez Renault. Ze zobowiązań wodorowych wycofały się General Motors i Stellantis.
Samochód osobowy jest przypadkiem najbardziej jaskrawym. Toyota sprzedała w Stanach Zjednoczonych 147 egzemplarzy Mirai przez trzy kwartały 2025 roku. W całym kraju działa około 70 stacji tankowania wodoru, prawie wszystkie w Kalifornii, a Shell zamknął swoją sieć. Trzej właściciele złożyli pozew zbiorowy na 5,7 miliarda dolarów, zarzucając producentowi, że sprzedawał samochód, którego nie da się zatankować. Toyota mimo to wprowadziła Mirai do oferty na rok modelowy 2026 – z nowymi felgami.
Kontrargument należy postawić w tym samym miejscu, bo istnieje. Światowa flota pojazdów na ogniwa paliwowe wzrosła w 2025 roku o 20 procent, do prawie 130 tysięcy sztuk. Wzrost pochodzi jednak z dwóch konkretnych miejsc: chińskich ciężarówek i koreańskich samochodów osobowych – czyli z rynków, na których państwo dopłaca do każdego egzemplarza. Daimler zapowiada dostarczenie stu ciężarówek NextGenH2 do końca 2026 roku. Historia nie jest więc zamknięta; jest tylko znacznie skromniejsza, niż zakładano.
Polska: sto pięćdziesiąt autobusów i dziewięć stacji
Polski wątek tej historii jest wyjątkowo pouczający, bo pokazuje mechanizm w czystej postaci. W czerwcu 2026 roku CEE Bankwatch Network i Polska Zielona Sieć opublikowały raport pod tytułem „Autobusy wodorowe w Polsce: co poszło nie tak?”. Wnioski są jednoznaczne i warto je znać, zanim ktoś zaproponuje kolejny przetarg.
Do kwietnia 2026 roku zarejestrowano w Polsce około 150 autobusów wodorowych. Najwięcej mają Poznań, Rzeszów i Wałbrzych – po 34 sztuki; duże zamówienia złożyły też Chełm, Rybnik i Konin. Powód tej popularności jest prozaiczny: programy unijne refundowały nawet 100 procent kosztu zakupu autobusu wodorowego, podczas gdy przy elektrycznym wsparcie sięgało 60…80 procent. Samorząd, który liczy pieniądze, wybierał to, co dostawał za darmo. Powstał popyt, którego nie stworzyłby żaden rachunek eksploatacyjny.
Bo rachunek eksploatacyjny wygląda tak: przy cenie wodoru od 55 do 85 złotych za kilogram przejechanie stu kilometrów kosztuje od 460 do ponad tysiąca złotych. W Rybniku eksploatacja autobusu wodorowego okazała się ponad trzykrotnie droższa niż autobusu z silnikiem Diesla i czterokrotnie droższa niż hybrydy. W Koninie – czterokrotnie droższa niż autobusu elektrycznego. W Rzeszowie policzono, że samo paliwo dla dwudziestu autobusów przez piętnaście lat kosztowałoby ponad 120 milionów złotych, czyli więcej niż zakup całej floty. We Wrocławiu analiza wykazała, że nawet przy stuprocentowej dotacji całkowity koszt posiadania wypada gorzej niż przy pojazdach konwencjonalnych – i miasto wycofało się z zakupu.
Prawa część wykresu przelicza dane z Rybnika i Konina na wspólną skalę
Infrastruktura nie nadążyła, bo nie miała jak. Do końca 2025 roku w całej Polsce działało dziewięć publicznych stacji tankowania wodoru; w 2026 roku uruchomiono cztery kolejne. Dla porównania kierowcy samochodów elektrycznych mają do dyspozycji ponad 12,5 tysiąca punktów ładowania. Orlen konsekwentnie rozbudowuje sieć – siódma ogólnodostępna stacja ruszyła w Gdyni w czerwcu 2026 roku, a wodór dowożą do niej naczepy z hubów we Włocławku i Trzebini – ale skala pozostaje mikroskopijna wobec zapowiedzi.
Warto przy tym zestawić dwa komunikaty tej samej firmy. W materiałach z 2024 roku Orlen podawał, że łączna moc elektrolizerów grupy sięgnie około 1 gigawata do 2030 roku, co pozwoli produkować ponad 130 tysięcy ton odnawialnego wodoru rocznie „na koniec obecnej dekady”. W komunikatach z wiosny i lata 2026 roku ta sama liczba 130 tysięcy ton pojawia się z datą 2035, a moc elektrolizerów określana jest na około 0,9 giga-wata. Ten sam wolumen, pięć lat później. To nie jest zarzut wobec spółki – to jest ilustracja tego, co w tej branży dzieje się z terminami.
Do tego dochodzą kłopoty ruchowe, które w prezentacjach nie występują. W Poznaniu i Wałbrzychu zanieczyszczone paliwo unieruchomiło większość floty na dwa tygodnie. W Chełmie autobusy zawodziły podczas silnych mrozów. Przewoźnik z Tychów tankuje w Katowicach, co kosztuje setki tysięcy złotych rocznie. Pod koniec 2024 roku przedstawiciele 21 miast wystąpili do rządu o dopłaty do paliwa wodorowego. A w Rybniku, jak wspomnieliśmy na wstępie, przetarg na dostawy nie przyciągnął żadnej oferty; miasto zawarło ostatecznie umowę na zielony wodór z Konina i rozważa budowę własnej instalacji, uznając zależność od jednego dostawcy za zbyt ryzykowną.
Gdzie wodór zostaje
Byłoby błędem wyjść z tego artykułu z przekonaniem, że wodór to pomyłka. Przeciwnie – jest niezbędny, tylko w innym miejscu, niż obiecywano. Klucz do zrozumienia całej sprawy mieści się w jednym zdaniu: wodór jest surowcem chemicznym, nie paliwem. Wszędzie tam, gdzie zastępuje cząsteczkę, nie ma dla niego zamiennika. Wszędzie tam, gdzie miałby zastąpić prąd, przegrywa z przewodem.
Im niżej, tym trudniej obronić rachunek
Amoniak i metanol to mniej więcej połowa światowego zużycia wodoru. Nawozów azotowych nie da się zrobić inaczej niż z wodoru – proces Habera-Boscha karmi dziś około połowy ludzkości i nie istnieje jego elektryczna wersja. Rafinerie potrzebują wodoru do odsiarczania paliw i hydrokrakingu. W hutnictwie wodór zastępuje węgiel jako reduktor rudy żelaza i to jest jedyna znana droga do stali bez emisji: szwedzka Stegra buduje w Boden zakład z 740-megawatowym elektrolizerem, choć i tam pierwotny termin pierwszej stali z 2025 roku przesunął się na 2026 i dalej. W lutym 2026 roku pierwsza partia zielonego żelaza gąbczastego dopłynęła do Europy z Australii. Wreszcie żegluga i lotnictwo, gdzie bateria jest zbyt ciężka, a paliwo musi być cząsteczką – nieprzypadkowo to właśnie projekty morskie zgarnęły w unijnej aukcji najwyższe dopłaty.
1. Czy zapadła decyzja inwestycyjna? Bez niej projekt jest prezentacją, a nie budową.
2. Kto jest odbiorcą i czy podpisał umowę na odbiór? Deklaracja zainteresowania to nie kontrakt.
3. Po jakiej cenie za kilogram? Jeżeli cena nie pada, znaczy, że nie została uzgodniona.
4. Czy dotacja jest przyznana, czy podpisana? Między jednym a drugim odpada zwykle większość projektów.
5. Skąd prąd i przy jakim wykorzystaniu elektrolizera? Elektrolizer pracujący 2000 godzin w roku produkuje wodór po cenie, której nikt nie kupi.
Gdzie jest mgła
Pierwsza niewiadoma to koszt – i tu warto uważać z ogłaszaniem końca historii. W 2025 roku zainstalowana moc elektrolizerów podwoiła się na świecie i przekroczyła 4 gigawaty, głównie dzięki uruchomieniu dużych instalacji w Chinach. Chińskie elektrolizery kosztują ułamek ceny zachodnich. Jeżeli powtórzy się scenariusz znany z fotowoltaiki i akumulatorów – a już raz i drugi się powtórzył – to rachunek, który dziś nie wychodzi, za dekadę może wyglądać inaczej. Chiny są jednym z dwóch krajów realizujących swoje cele wodorowe.
Druga niewiadoma to przepisy. Unijne wymogi wobec wodoru odnawialnego uznano powszechnie za tak restrykcyjne, że hamują to, co miały wspierać. Analitycy Wood Mackenzie przewidują, że państwa członkowskie porzucą cel 42 procent wodoru odnawialnego w przemyśle do 2030 roku, a Komisja już wiosną 2026 roku zapowiedziała rewizję kryteriów. Cel, który zostaje po cichu zdjęty, jest w tej dziedzinie zdarzeniem równie ważnym jak nowa inwestycja.
Trzecia to wodór naturalny – ten wydobywany z ziemi zamiast wytwarzanego. Jeśli okaże się, że da się go pozyskiwać w skali przemysłowej, cała powyższa arytmetyka idzie do kosza, bo znika najdroższy element łańcucha. Na razie jednak jesteśmy na etapie odwiertów poszuki-wawczych, a ryzyko suchych odwiertów, niskiej czystości gazu i zbyt małej wydajności złóż pozo-staje podstawową barierą. To jest właśnie ten ro-dzaj niepewności, dla którego istnieje ta rubryka: nie wiadomo, czy patrzymy na ślepy zaułek, czy na dziedzinę przed przełomem.
Co można powiedzieć z pewnością? Że gospodarka wodorowa w wersji z 2003 roku – wodór w każdym samochodzie, w każdym piecu, w każdej sieci – nie powstanie. Że wodór zostaje tam, gdzie jest surowcem, i odchodzi stamtąd, gdzie miał być paliwem. I że polska lekcja jest w tym wszystkim najbardziej konkretna: sto pięćdziesiąt autobusów kupionych za stuprocentową dotację i przetarg na paliwo bez ani jednej oferty to nie porażka technologii. To porażka założenia, że dotacja wystarczy zamiast rynku.
Elektroliza: rozkład wody na wodór i tlen prądem elektrycznym. Urządzenie do tego służące to elektrolizer; jego moc podaje się w megawatach pobieranej energii elektrycznej, nie w tonach wodoru.
RFNBO: unijna kategoria paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego. Aby wodór się do niej zaliczał, prąd musi spełniać wymogi dotyczące dodatkowości oraz zgodności w czasie i przestrzeni z produkcją.
Decyzja inwestycyjna (FID): moment, w którym inwestor przeznacza pieniądze na budowę. Wszystko wcześniej jest zapowiedzią.
Umowa odbioru (offtake): zobowiązanie odbiorcy do kupna określonego wolumenu po określonej cenie. Bez niej banki nie finansują projektu.
Reforming parowy (SMR): reakcja metanu z parą wodną w wysokiej temperaturze. Podstawowa metoda produkcji wodoru na świecie i źródło jego emisyjności.
DRI: redukcja bezpośrednia rudy żelaza – wytwarzanie żelaza gąbczastego bez wielkiego pieca. Reduktorem może być gaz ziemny albo wodór.
Kruchość wodorowa: utrata plastyczności stali wskutek wnikania atomów wodoru w jej strukturę. Powód, dla którego istniejących rurociągów nie da się użyć bez przeróbki.
(red)
Bibliografia.
1. International Energy Agency (2026). Global Hydrogen Review 2026. Paris: IEA. Rozdziały: Demand, Production, Policy, Investment and innovation, Key questions about hydrogen. iea.org
2. Chemistry World (21.05.2026). Clean hydrogen project cancellations point to narrower future – bilans zdolności produkcyjnych z decyzją inwestycyjną wobec anulowanych w 2025 r.
3. ING Think (22.01.2026). Hydrogen stuck in the pilot phase – liczba projektów w fazie planów wobec projektów finansowanych.
4. Wood Mackenzie/Global Hydrogen Review (09.01.2026). Hydrogen: 5 things to look for in 2026 – prognoza porzucenia unijnego celu 42 % oraz odwrotu projektów bliskowschodnich.
5. Komisja Europejska (07.05.2026). Wyniki trzeciej aukcji Europejskiego Banku Wodoru: 9 projektów, 1,09 mld €, 1,1 GW; zakres dopłat 0,44–3,49 €/kg. energy.ec.europa.eu
6. Komisja Europejska (20.01.2026). Podpisanie umów z drugiej aukcji: 6 projektów, 270,6 mln €, 381,25 MW.
7. pv magazine (07.05.2026). EU allocates 1.1 GW of electrolyzer capacity in third hydrogen auction – 58 ofert z 11 krajów.
8. Fuel Cells Works (20.03.2026). European Hydrogen Bank’s third auction draws €8.4bn in bids – skala nadsubskrypcji.
9. gasworld (08.05.2026). Third European Hydrogen Bank round selects nine projects – terminy decyzji inwestycyjnej i uruchomienia narzucone beneficjentom.
10. EnkiAI/analiza branżowa (07.2026). BP hydrogen 2026 – anulowanie projektu H2 Kwinana (44 t/dobę) i odpisy koncernu.
11. gasworld (2026, aktualizacja). ArcelorMittal freezes green hydrogen DRI projects – zamrożenie instalacji mimo przyznanych 3,5 mld € dotacji.
12. Strategic Energy Europe (2026). Analiza wstrzymania projektów ArcelorMittal – próg opłacalności wodoru dla hutnictwa na poziomie 2–3 €/kg.
13. Steel on the Net (09.07.2026). The hydrogen mirage: why green steel timelines keep slipping – przesunięcia harmonogramu zakładu Stegra w Boden.
14. EnkiAI (24.04.2026). Green steel projects Europe – Stegra (740 MW elektrolizerów), pierwsza dostawa zielonego DRI do Europy w lutym 2026 r., anulowanie projektu Cleveland-Cliffs.
15. CleanTechnica (2025–2026). Analizy upadłości w segmencie transportu wodorowego: Nikola, Hyzon, Quantron, Hyvia; odwołanie prezesa Air Products.
16. Jalopnik/AOL (07.2026). Why companies that make hydrogen-powered semi trucks keep going belly up – stan projektów ciężarówek wodorowych, zapowiedź 100 sztuk Mercedes-Benz NextGenH2.
17. CarBuzz (2025) oraz Autonocion (03.2026). Sprzedaż Toyoty Mirai, liczba stacji tankowania w USA, pozew zbiorowy na 5,7 mld USD.
18. CEE Bankwatch Network, Polska Zielona Sieć (23.06.2026). Autobusy wodorowe w Polsce: co poszło nie tak? – raport źródłowy dla części krajowej. zielonasiec.pl
19. Polska Agencja Prasowa (23.06.2026). Komunikat o raporcie: poziomy dotacji, koszty eksploatacji, przypadki Rzeszowa i Wrocławia.
20. rybnik.com.pl (29.06.2026). Omówienie raportu w części dotyczącej Rybnika: przetarg bez ofert, umowa na wodór z Konina, rozważana własna instalacja.
21. RaportCSR (26.06.2026). Zestawienie problemów eksploatacyjnych: zanieczyszczone paliwo w Poznaniu i Wałbrzychu, mrozy w Chełmie, tankowanie floty z Tychów w Katowicach.
22. Orlen (06.2026). Komunikat o uruchomieniu siódmej ogólnodostępnej stacji wodorowej w Gdyni; parametry dostaw i cele grupy do 2035 r. orlen.pl
23. Orlen (04.2026). Komunikat o stacji w Płocku – moc elektrolizerów ok. 0,9 GW i 130 tys. ton wodoru do 2035 r.
24. gasHD.eu (2024, materiał archiwalny). Zapis wcześniejszych celów Grupy Orlen: ok. 1 GW elektrolizerów i ponad 130 tys. ton rocznie „na koniec obecnej dekady”.
25. Einride/prof. David Cebon, University of Cambridge (2023, aktualizacja 2026). Bilans sprawności łańcucha energetycznego dla napędu wodorowego i bateryjnego.
26. U.S. Department of Energy (2023) oraz California Air Resources Board (2022). Sprawności elektrolizy, sprężania i ogniw paliwowych przyjęte do obliczeń na rys. 2.
27. Congressional Research Service (30.03.2026). The Section 45V Clean Hydrogen Production Credit, IF12602. Washington: Library of Congress – wysokość ulgi, progi emisyjne i zmiany wprowadzone ustawą P.L. 119-21 z 4 lipca 2025 r. congress.gov
