La Comisión Europea abre la puerta al hidrógeno no renovable si cumple criterios de descarbonización

La Comisión Europea ha hecho por fin público el acto delegado que define oficialmente el concepto de “hidrógeno bajo en carbono”, ampliando así el espectro de fuentes aceptadas para la producción de hidrógeno en el marco de la transición energética europea.

La medida marca un giro estratégico al permitir, por primera vez de forma explícita, el uso de electricidad procedente de fuentes no renovables —como la energía nuclear o la red eléctrica convencional— para la producción de hidrógeno, siempre que se cumplan estrictos criterios de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. En esencia, se equipara a efectos regulatorios el hidrógeno renovable con aquel que, sin proceder de fuentes verdes, logra una huella de carbono suficientemente reducida.

La metodología adoptada por la Comisión impone una contabilidad exhaustiva del ciclo de vida completo del hidrógeno producido, que incluye las emisiones directas e indirectas asociadas al suministro de insumos, al procesamiento, al transporte y a la distribución, así como a la combustión final del combustible. A esta suma se le pueden descontar las reducciones atribuibles a tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCS) o de captura y utilización del carbono (CCU), siempre que las emisiones capturadas sean almacenadas de forma permanente o químicamente fijadas en productos de larga duración.

El acto establece una fórmula de cálculo que permite determinar la intensidad de carbono del hidrógeno y obliga a que esta intensidad sea inferior al umbral equivalente al 70% de ahorro respecto a un combustible fósil de referencia, siguiendo la metodología ya aplicada a los combustibles renovables no biológicos. Este criterio garantiza que el hidrógeno bajo en carbono represente una ganancia neta en términos climáticos respecto a las tecnologías convencionales.

Métodos alternativos de asignación

Para el caso específico de la electricidad utilizada en la electrólisis, cuando esta no puede considerarse plenamente renovable según los criterios de la Directiva de Energías Renovables, la Comisión ha definido cuatro métodos alternativos de asignación de emisiones. Uno de estos se basa en los promedios anuales de emisión de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional o de la zona de oferta donde se sitúe la instalación.

Otro se apoya en los valores horarios del mix eléctrico previstos por los operadores del sistema para el mercado diario. Un tercer enfoque considera la cantidad de horas de funcionamiento de la planta productora de hidrógeno en relación con las horas en las que el precio marginal de la electricidad fue fijado por fuentes renovables o nucleares, lo que permite atribuir emisiones nulas si se respetan ciertos límites.

Por último, se admite una metodología que asigna las emisiones según la tecnología marginal que determina el precio en cada momento del mercado eléctrico. Todas estas opciones deben aplicarse durante un año completo y han sido diseñadas para incentivar el uso de electricidad con baja huella de carbono, incluso cuando no pueda clasificarse como renovable.

Además de regular las fuentes de electricidad, el texto ofrece una clasificación de los insumos energéticos y materiales utilizados en los procesos de producción. Distingue entre insumos “elásticos”, cuya oferta puede aumentar en función de la demanda, como los derivados del petróleo, y los “rígidos”, cuya disponibilidad es limitada o está ligada a procesos industriales donde su utilización para producir hidrógeno supone una desviación de su uso original.

En este último caso, las emisiones generadas por dicha desviación deben contabilizarse como parte del balance global del combustible producido. También se tienen en cuenta las emisiones evitadas cuando los insumos, de haber seguido su destino habitual, hubieran generado gases de efecto invernadero, como es el caso de ciertos residuos o flujos de gases industriales.

Captura y almacenamiento de carbono

La metodología prevé que las emisiones puedan calcularse como un promedio mensual, lo que otorga flexibilidad a los operadores, salvo en los casos en que se utilice electricidad considerada plenamente renovable. En estos últimos, se exigen correlaciones horarias más estrictas. Se permite también la cogeneración de productos —como calor, electricidad o materiales químicos— siempre que se repartan las emisiones proporcionalmente según criterios energéticos o económicos, dependiendo del tipo de coproducto.

En cuanto a la captura y almacenamiento de carbono, el acto establece que podrán reconocerse como reducciones válidas de emisiones aquellas que resulten de capturas permanentes en formaciones geológicas tanto dentro como fuera de la Unión, siempre que se cumplan requisitos equivalentes de seguridad, monitoreo y verificación a los exigidos por la legislación comunitaria. También se prevé que se acrediten reducciones por la fijación química de carbono en productos estables, como materiales de construcción o polímeros, siempre que estos estén incluidos en la lista de productos autorizados.

La Comisión se ha comprometido a revisar el impacto de esta normativa antes del 1 de julio de 2028. En esa revisión, se evaluará la posibilidad de adoptar nuevas vías para el reconocimiento de electricidad de origen nuclear como fuente baja en carbono, establecer metodologías basadas en promedios nacionales o regionales, y analizar las consecuencias para el sistema energético, la eficiencia económica y los incentivos a las energías renovables. Esta evaluación deberá garantizar que se mantiene un terreno de juego equilibrado para todos los actores del mercado, y que no se comprometen los proyectos de inversión ya aprobados.