El Departamento del Tesoro de los Estados Unidos (Treasury) y el Internal Revenue Service (IRS) publicaron las normas definitivas para el Crédito Fiscal por Producción de Hidrógeno Limpio de la sección 45V, establecido por la Ley de Reducción de la Inflación. Las normas definitivas incluyen cambios significativos y flexibilidad para abordar temas clave que ayudarán a impulsar el crecimiento de la industria y avanzar en los proyectos, cumpliendo con los requisitos de emisiones de la ley para calificar como hidrógeno limpio. Con estos cambios, las normas definitivas ofrecen claridad, certeza para las inversiones y flexibilidad, incluso para los participantes en proyectos planificados dentro del programa de Centros Regionales de Hidrógeno Limpio del Departamento de Energía.

Las normas definitivas publicadas el viernes 3 de enero, aclaran cómo los productores de hidrógeno, incluidos aquellos que utilizan electricidad de diversas fuentes, gas natural con captura de carbono, gas natural renovable (RNG) y metano de minas de carbón, pueden determinar su elegibilidad para el crédito. Para calificar para el crédito completo, los proyectos también deben cumplir con los estándares de salario prevaleciente y aprendizaje, manteniendo el compromiso de la Administración Biden-Harris de situar a los trabajadores en el centro de la economía de energía limpia y garantizar que los empleos en este sector sean bien remunerados.

“Estas normas incorporan comentarios útiles de las empresas que planean inversiones que impulsarán un despliegue significativo de hidrógeno limpio para abastecer a la industria pesada y ayudarán a crear empleos bien remunerados”, señaló Wally Adeyemo, Subsecretario del Tesoro de los EE. UU. “La Ley de Reducción de la Inflación (IRA) 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 de bajo carbono como el hidrógeno será un gran impulso para los sectores más difíciles de descarbonizar en nuestra economía, como la industria pesada”.

“El hidrógeno limpio puede desempeñar un papel crucial en la descarbonización de múltiples sectores de nuestra economía, desde la industria hasta el transporte, el almacenamiento de energía y más”, comentó David M. Turk, Subsecretario de Energía de los EE. UU. “Las normas definitivas anunciadas hoy nos ponen en camino para acelerar el despliegue del hidrógeno limpio, incluidos 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”, señaló John Podesta, Asesor Principal del Presidente para Políticas Climáticas Internacionales. “Las revisiones extensas que hemos realizado en esta norma final brindan la certeza que los productores de hidrógeno necesitan para avanzar con sus proyectos y hacer de Estados Unidos un líder global en hidrógeno verdaderamente verde”.

El Departamento del Tesoro y el IRS desarrollaron las normas definitivas tras considerar aproximadamente 30,000 comentarios públicos y meses de colaboración intensiva entre el Tesoro, el IRS y agencias expertas, incluido 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 permiten vías para la producción de hidrógeno utilizando tanto electricidad como metano, garantizando la certeza de las inversiones mientras se asegura que la producción de hidrógeno limpio cumpla con los estándares de emisiones de ciclo de vida de la ley. Por ley, el valor del crédito fiscal se basa en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de ciclo de vida de la producción de hidrógeno. Para calificar como hidrógeno limpio, las emisiones de GEI de ciclo de vida del proceso de producción de hidrógeno no deben superar los 4 kilogramos de equivalentes de dióxido de carbono (CO2e) por kilogramo de hidrógeno producido. El hidrógeno limpio que califique se divide en cuatro niveles de crédito, siendo el hidrógeno producido con las menores emisiones de GEI el que recibe el mayor crédito. El cálculo del análisis de GEI de ciclo de vida para el crédito fiscal requiere considerar emisiones directas e indirectas significativas.

Hidrógeno electrolítico

Para la producción de hidrógeno utilizando electricidad (por ejemplo, “hidrógeno verde” con renovables e “hidrógeno rosa” con nuclear), las normas definitivas incorporan salvaguardas cruciales propuestas en diciembre de 2023, pero con mayor claridad y flexibilidad que facilitarán las inversiones en hidrógeno limpio. En particular, las normas exigen que los contribuyentes que busquen usar Certificados de Atributos Energéticos (EACs) cumplan con criterios de correspondencia temporal, entregabilidad e incrementalidad. Estas salvaguardas aseguran que el consumo de electricidad para producir hidrógeno cumpla con los estándares de GEI de ciclo de vida, incluyendo emisiones directas e indirectas significativas. Sin estas salvaguardas, la carga adicional en la red debido a la producción de hidrógeno generaría emisiones inducidas.

Las normas finales difieren de las propuestas iniciales en varios aspectos:

1. Nueva energía limpia (incrementalidad): Las normas consideran que la generación de electricidad es incremental si la planta generadora comienza operaciones comerciales dentro de los 36 meses posteriores a la puesta en servicio de la instalación de hidrógeno, o si incrementa su capacidad en ese período. También incluyen vías adicionales para demostrar esta incrementalidad, como:
   • Riesgo de retiro de plantas nucleares: La electricidad generada por plantas nucleares en riesgo de cierre, hasta 200 MW por reactor, será considerada incremental si se evita su retiro.
   • Políticas estatales: La electricidad en estados con estándares robustos de emisiones y de energía limpia será considerada incremental. Actualmente, California y Washington cumplen con estos criterios.
   • Captura y almacenamiento de carbono (CCS): La electricidad de generadores que incorporen CCS dentro de los 36 meses previos será considerada incremental.
2. Correspondencia temporal: Las normas exigen que la electricidad representada por EACs sea generada en la misma hora en que la instalación de hidrógeno consume electricidad, con una transición progresiva hacia esta regla hasta 2030.
3. Entregabilidad: La electricidad generada en la misma región de red que la instalación de hidrógeno cumple con los requisitos de entregabilidad.

Hidrógeno a base de metano

Las normas también establecen reglas para la elegibilidad del hidrógeno producido con tecnologías de reformado de metano, incluida la captura y el almacenamiento de carbono (“hidrógeno azul”), así como alternativas de gas natural como RNG o metano de minas de carbón.

Las normas buscan mejorar la precisión de las tasas de fuga de metano en las etapas iniciales del proceso (upstream) utilizadas para determinar el valor del crédito fiscal. Estas tasas de fuga estarán basadas en valores nacionales predeterminados en una próxima versión del modelo 45VH2-GREET. Sin embargo, como se describe en las regulaciones finales, futuras versiones del modelo 45VH2-GREET incorporarán tasas de fuga específicas de proyectos, condicionadas a la disponibilidad de datos apropiados y verificados del Programa de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GHGRP, por sus siglas en inglés) de la Agencia de Protección Ambiental (EPA). Esto incluye las actualizaciones recientemente finalizadas de las reglas del Subapartado W de la EPA y las reglas bajo la Sección 111 de la Ley de Aire Limpio para el sector de petróleo y gas.

Para la producción de hidrógeno que utiliza alternativas al gas natural, las normas finales detallan cómo calcular las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de ciclo de vida y cómo reclamar el crédito para alternativas obtenidas de una gama más amplia de fuentes de biogás y metano fugitivo en comparación con lo permitido por las normas propuestas. Estas fuentes incluyen aguas residuales, estiércol animal, gas de vertedero y metano proveniente de minas de carbón.

En consideración a los comentarios recibidos y tras extensas consultas con agencias expertas, las normas finales ofrecen claridad sobre cómo determinar las emisiones de GEI de ciclo de vida para estas fuentes, incluyendo la consideración de las emisiones en escenarios contrafactuales. Las normas adoptan un enfoque sólido y manejable para determinar los destinos alternativos apropiados, que se utilizan para calcular las emisiones de ciclo de vida de acuerdo con los parámetros establecidos en el modelo 45VH2-GREET.

Además, dado que el crédito de la sección 45V requiere un análisis de ciclo de vida para cada proceso utilizado en la producción de hidrógeno, las intensidades de emisiones del hidrógeno producido con estas materias primas se miden por separado (es decir, no se mezclan).

Las normas finales no incluyen el requisito de “primer uso productivo” que estaba presente en las normas propuestas, en parte porque el Departamento del Tesoro y el IRS determinaron que tal regla plantearía desafíos administrativos y de cumplimiento. En su lugar, la probabilidad de que una fuente se utilice productivamente de otra manera se toma en cuenta al evaluar el destino alternativo de esa fuente.

Las normas finales buscan mejorar la precisión de las tasas de fuga de metano aguas arriba utilizadas para determinar el valor del crédito, incorporando datos específicos de proyectos en futuras actualizaciones del modelo 45VH2-GREET. Además, detallan cómo calcular las emisiones de GEI de ciclo de vida para fuentes alternativas como biogás de aguas residuales, estiércol animal, gas de vertedero y metano de minas de carbón.

Comunicado de Prensa