El Departamento del Tesoro de los Estados Unidos (Tesoro) y el Servicio de Impuestos Internos (IRS) publicaron las reglas finales para el Crédito Fiscal para la Producción de Hidrógeno Limpio de la sección 45V establecido por la Ley de Reducción de la Inflación. Las reglas finales incluyen cambios y flexibilidades importantes que abordan varias cuestiones clave para ayudar al crecimiento de la industria y hacer avanzar los proyectos, al tiempo que se adhieren a los requisitos de emisiones de la ley para calificar como hidrógeno limpio. Con la inclusión de estos cambios, las reglas finales brindan claridad, certeza de inversión y flexibilidad, incluso para los participantes en proyectos planificados como parte del programa de Centros Regionales de Hidrógeno Limpio del Departamento de Energía.
Las reglas finales anunciadas hoy aclaran cómo los productores de hidrógeno, incluidos los que utilizan electricidad de varias fuentes, gas natural con captura de carbono, gas natural renovable (GNR) y metano de minas de carbón pueden determinar la elegibilidad para el crédito. Para calificar para el crédito completo, los proyectos también deben cumplir con los estándares de salario prevaleciente y de aprendizaje, continuando con el compromiso de la Administración Biden-Harris de poner a los trabajadores en el centro de la economía de energía limpia y garantizar que los trabajos de energía limpia sean trabajos bien remunerados.
«Estas normas incorporan comentarios útiles de las empresas que planean inversiones que impulsarán un importante despliegue de hidrógeno limpio para impulsar la industria pesada y ayudar a crear empleos bien remunerados»», dijo el subsecretario del Tesoro de Estados Unidos, Wally Adeyemo . “La Ley de Reducción de la Inflación y la Ley de Infraestructura Bipartidista representan el apoyo político más ambicioso del mundo a la industria del hidrógeno limpio. Escalar la producción de combustibles bajos en carbono como el hidrógeno será un gran impulso para sectores de nuestra economía que son difíciles de transformar, como la industria pesada»».
“El hidrógeno limpio puede desempeñar un papel fundamental en la descarbonización de múltiples sectores de nuestra economía, desde la industria hasta el transporte, desde el almacenamiento de energía hasta muchos más«», afirmó David M. Turk, subsecretario de Energía de Estados Unidos . “Las normas finales anunciadas hoy nos encaminan a acelerar la implementación del hidrógeno limpio, incluso en los centros de hidrógeno limpio del Departamento de Energía, lo que generará nuevas oportunidades económicas en todo el país»».
«Durante los últimos dos años, nuestra administración ha escuchado a las partes interesadas de la industria del hidrógeno, los estados, los defensores y otros», dijo John Podesta, asesor principal del presidente para la política climática internacional . «Las amplias revisiones que hemos realizado en esta norma final brindan la certeza que los productores de hidrógeno necesitan para seguir adelante con sus proyectos y hacer de Estados Unidos un líder mundial en hidrógeno verdaderamente ecológico».
El Departamento del Tesoro y el IRS desarrollaron las normas finales después de considerar aproximadamente 30.000 comentarios públicos y muchos meses de intensa colaboración entre el Departamento del Tesoro, el IRS y agencias expertas, entre ellas el Departamento de Energía y la Agencia de Protección Ambiental. En las próximas semanas, el Departamento de Energía publicará una versión actualizada del modelo 45VH2-GREET que los productores utilizarán para calcular el crédito fiscal de la sección 45V.
Las normas habilitan vías para la producción de hidrógeno utilizando tanto electricidad como metano, lo que proporciona certeza de inversión y al mismo tiempo garantiza que la producción de hidrógeno limpio cumpla con los estándares de emisiones del ciclo de vida de la ley. Por ley, el valor del crédito fiscal se basa en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del ciclo de vida de la producción de hidrógeno. Para calificar como hidrógeno limpio según el estatuto, las emisiones de GEI del ciclo de vida del proceso de producción de hidrógeno no deben ser mayores a 4 kilogramos de equivalentes de dióxido de carbono (CO2e) por kilogramo de hidrógeno producido. El hidrógeno limpio que califica se divide en cuatro niveles de crédito, y el hidrógeno producido con las emisiones de GEI más bajas recibe el crédito más grande. El cálculo del análisis de GEI del ciclo de vida para el crédito fiscal requiere la consideración de las emisiones directas e indirectas significativas.
Hidrógeno electrolítico
En el caso de la producción de hidrógeno a partir de electricidad (por ejemplo, el hidrógeno “verde»» que utiliza energías renovables y el hidrógeno “rosa»» que utiliza energía nuclear), las normas finales incorporan salvaguardas cruciales propuestas en diciembre de 2023, pero con mayor claridad y flexibilidad que ayudarán a facilitar la inversión en hidrógeno limpio. En concreto, las normas finales exigen que los contribuyentes que deseen utilizar certificados de atributos energéticos (EAC) para atribuir el uso de electricidad a un generador específico cumplan determinados criterios de coincidencia temporal, capacidad de entrega e incrementalidad. Estas salvaguardas ayudan a garantizar que el consumo de electricidad para el hidrógeno cumpla con los estándares legales de emisiones de GEI del ciclo de vida, incluido el hecho de que la evaluación del ciclo de vida tenga en cuenta tanto las emisiones directas como las indirectas significativas de la producción de hidrógeno. Como explican las normas finales, sin esas salvaguardas, esa carga adicional en la red derivada de la producción de hidrógeno dará lugar a emisiones inducidas.
Sin embargo, las reglas finales difieren de las reglas propuestas en varios aspectos:
.- Nueva energía limpia (incrementalidad): al igual que en las normas propuestas, las normas finales definen la generación de electricidad como incremental si el generador comienza a operar comercialmente dentro de los 36 meses posteriores a la puesta en servicio de la instalación de hidrógeno, o en la medida en que una planta aumente su capacidad dentro de ese período. Las normas finales proporcionan vías adicionales para demostrar la incrementalidad, entre ellas:
.- Riesgo de abandono de las centrales nucleares: La electricidad producida por centrales nucleares que cumplan con ciertos indicadores claros de riesgo de abandono y ciertos indicadores de codependencia de la inversión en hidrógeno se considerará incremental, hasta 200 MW por reactor calificado. Esto refleja el hecho de que ciertos reactores nucleares tienen un mayor riesgo de abandono en función de ciertos factores económicos y, si se evita el abandono de una central nuclear, la demanda adicional de la producción de hidrógeno no habrá inducido emisiones.
.- Políticas estatales: La electricidad generada en estados con límites estrictos de emisiones de GEI junto con estándares de electricidad limpia o estándares de cartera renovable que cumplan con los criterios establecidos en las reglas finales se considerará incremental, dado que, en conjunto, esas políticas pueden prevenir emisiones inducidas significativas de la producción de hidrógeno. En consulta con agencias expertas, el Tesoro ha determinado que las políticas de Washington y California actualmente cumplen con estos criterios. Otros estados podrían cumplir con los criterios en el futuro si adoptan políticas sólidas que cumplan con los criterios.
.- Nueva captura y secuestro de carbono (CCS): La electricidad generada por un generador que haya incorporado CCS en un plazo de 36 meses antes de que la instalación de hidrógeno entre en funcionamiento se considerará incremental.
.- Energía limpia nueva y entregable generada anualmente: con una introducción gradual a la generación por horas (coincidencia horaria) : las reglas finales mantienen el requisito propuesto de que las EAC cumplan con el requisito de coincidencia temporal si la electricidad representada por la EAC se genera en la misma hora en que una instalación de hidrógeno utiliza electricidad para producir hidrógeno. Las reglas finales extienden la transición permitiendo la regla de coincidencia anual dos años adicionales en relación con las reglas propuestas, con una coincidencia horaria requerida a partir de 2030 para todas las instalaciones.
.- Capacidad de entrega: Las reglas finales confirman que la electricidad generada por una instalación en la misma región de la red que la instalación de hidrógeno cumple con el requisito de capacidad de entrega, con ciertas aclaraciones, incluida la provisión de una vía para demostrar las transferencias de electricidad entre regiones. Las regiones de la red se basan en el Estudio de necesidades de transmisión nacional del Departamento de Energía .
.- Opción de contabilización horaria: una vez que se requiera la contabilización horaria, las reglas finales permiten a los productores de hidrógeno determinar las emisiones del ciclo de vida relacionadas con la electricidad hora por hora, siempre que las emisiones anuales del proceso de producción de hidrógeno se encuentren por debajo del límite de la sección 45V de 4 kg de CO2e por kg de hidrógeno producido. Esta opción brindará una certeza adicional para la inversión porque ayuda a los productores a evitar perder gran parte del valor del crédito si no pueden adquirir EAC durante un número limitado de horas durante el año.
Hidrógeno a base de metano
Las regulaciones finales establecen reglas para determinar la elegibilidad del hidrógeno producido mediante tecnologías de reformado de metano, incluso con captura y secuestro de carbono (el llamado hidrógeno “azul»»), así como con el uso de alternativas de gas natural como el gas natural renovable (GNR) o el metano de minas de carbón.
Las normas finales tienen como objetivo mejorar la precisión de las tasas de fuga de metano en la corriente ascendente utilizadas para determinar el valor del crédito. Las tasas de fuga de metano en la corriente ascendente se basarán en valores nacionales predeterminados en una próxima versión de 45VH2-GREET. Sin embargo, como se describe en las normas finales, las futuras versiones de 45VH2-GREET incorporarán tasas de fuga de metano en la corriente ascendente específicas del proyecto, sujetas a la disponibilidad de datos apropiados y verificados del Programa de Informes de Gases de Efecto Invernadero (GHGRP) de la EPA, incluidas las actualizaciones recientemente finalizadas de las normas de la Subparte W de la EPA y las normas de la Sección 111 de la Ley de Aire Limpio, con respecto a las regulaciones del sector del petróleo y el gas.
Para la producción de hidrógeno utilizando alternativas de gas natural, las regulaciones finales proporcionan reglas sobre cómo calcular las emisiones de GEI del ciclo de vida y reclaman el crédito por las alternativas obtenidas de una gama más amplia de biogás y metano fugitivo de lo que permitían las reglas propuestas (incluyendo aguas residuales, estiércol animal y gas de vertedero) y para el metano de las minas de carbón.
Teniendo en cuenta los comentarios y tras una amplia consulta con organismos expertos, las normas finales aportan claridad sobre la determinación de las emisiones de GEI del ciclo de vida de 45 V para esas fuentes, lo que incluye la consideración de las emisiones en escenarios contrafácticos. Las normas finales adoptan un enfoque sólido y administrable para determinar destinos alternativos adecuados que se utilizan para determinar las emisiones del ciclo de vida según los parámetros de 45VH2-GREET.
Además, como el crédito de 45 V requiere un análisis del ciclo de vida de cada proceso utilizado para producir hidrógeno, las intensidades de emisiones del hidrógeno producido utilizando estas materias primas se miden por separado (es decir, no se mezclan).
Las normas finales no incluyen el requisito de “primer uso productivo»» que se incluyó en las normas propuestas, en parte porque el Departamento del Tesoro y el IRS determinaron que una norma de ese tipo plantearía problemas administrativos y de cumplimiento. En cambio, al evaluar el destino alternativo de una fuente se tiene en cuenta la probabilidad de que, de otro modo, se la utilice productivamente.
Las normas finales tienen como objetivo mejorar el desarrollo de sistemas de “contabilización y reclamación»» para alternativas al gas natural, como el gas natural renovable o el metano de minas de carbón, detallando la información que dichos sistemas deberán proporcionar. Debido a que el desarrollo de estos sistemas llevará tiempo, los contribuyentes podrán comenzar a utilizar sistemas de contabilización y reclamación en 2027, una vez que el Secretario del Tesoro determine que un sistema cumple con los requisitos establecidos en estas normas.
Las normas finales permitirán la certidumbre de la inversión al permitir que todos los tipos de productores de hidrógeno tengan la opción de utilizar la versión del modelo 45VH2-GREET que era la más reciente cuando se inició la construcción de la instalación durante la vigencia del crédito. Esto se hace teniendo en cuenta los comentarios de que la perspectiva de posibles cambios en el modelo a lo largo del tiempo reduce la certidumbre de la inversión.
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