"A lo largo de los años hemos invertido mucho en nuestro equipo de datos de campo, centrándonos en la elaboración de calificaciones fiables. Si bien esto garantiza la precisión de nuestras valoraciones, no permite la escala a través de los miles de proyectos que los compradores están considerando."
Para más información sobre las tendencias en la adquisición de créditos de carbono, lea nuestro artículo"Key Takeaways for 2025". Compartimos cinco consejos basados en datos para mejorar su estrategia de adquisición.
Una cosa más: los clientes de Connect to Supply también tienen acceso al resto de herramientas de Sylvera. Esto significa que puede ver fácilmente las calificaciones de los proyectos y evaluar los puntos fuertes de cada uno de ellos, obtener créditos de carbono de calidad e incluso supervisar la actividad del proyecto (sobre todo si ha invertido en la fase previa a la emisión).
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En estos momentos hay mucho optimismo en torno al amoníaco de bajas emisiones, y en gran parte está justificado. Las estimaciones del sector apuntan a que, para 2030, podrían estar en funcionamiento alrededor de 43 millones de toneladas de capacidad de producción de amoníaco de bajas emisiones y de transición.
Sin embargo, casi todo este debate clasifica las plantas en categorías según la tecnología utilizada. El mercado se expresa en colores: verde para la electrólisis renovable, azul para la producción a partir de combustibles fósiles con captura de carbono y gris para todo lo que no cuenta con medidas de reducción de emisiones. Cada una de estas etiquetas describe cómo se produce el amoníaco.
Ninguno de ellos te dice qué emisiones genera.
Eso funcionaba bien cuando nadie valoraba la diferencia, pero ya no funciona. Los compradores y los organismos reguladores que realmente importan han dejado de preguntarse cómo se fabrica el amoníaco y han empezado a preguntarse cuál es su intensidad de carbono.
El problema de las etiquetas superpuestas
En Sylvera Insights calculamos la intensidad de carbono de 318 instalaciones de amoníaco en funcionamiento repartidas por 58 países, además de más de 350 instalaciones en fase de desarrollo. Cuando se clasifican las instalaciones según su intensidad de carbono estimada, en lugar de según su etiqueta tecnológica, las categorías —verde, azul y gris— se solapan entre sí.
Las instalaciones de electrólisis, calificadas como «verdes», registran valores que oscilan entre 0,08 y 0,92 tCO₂e por tonelada de amoníaco. Esto supone una diferencia de más de 11 veces dentro de esa misma categoría, determinada en gran medida por la fuente de electricidad que alimenta el electrolizador.
Los rangos también se solapan entre las instalaciones de captura de carbono «azul» y las instalaciones convencionales «grises». Las instalaciones de captura de carbono en funcionamiento oscilan entre 1,60 y 3,11 tCO₂e/t, mientras que la producción convencional a partir de combustibles fósiles oscila entre 2,56 y 5,23 tCO₂e/t (fig. 1). Las etiquetas tecnológicas no permiten distinguir de forma fiable entre plantas de electrólisis, plantas equipadas con sistemas de captura y plantas sin medidas de mitigación, y los compradores no pueden valorar la diferencia entre los productos basándose únicamente en una etiqueta.
Nada de esto significa que las categorías tecnológicas sean erróneas. Las medianas se comportan según lo esperado: electrólisis en 0,56; con sistema de captura en 1,67; convencional en 2,87. Simplemente significa que la categoría indica en qué categoría se situaría probablemente una central, y la probabilidad no es el criterio en función del cual se determina el cumplimiento de una obligación.
Figura 1: Las instalaciones de electrólisis oscilan entre 0,07 y más de 1,3 tCO₂e/t, lo que depende en gran medida del origen de la electricidad, mientras que los proyectos más limpios, equipados con sistemas de captura, superan a muchas plantas de electrólisis. La producción convencional a partir de combustibles fósiles se sitúa entre 2,56 y 5,23, más allá de la parte derecha de esta escala, y una instalación de captura en funcionamiento, con un valor de 3,11, también queda fuera de escala. Se han excluido tres instalaciones de electrólisis en fase de proyecto con valores superiores a 1,8 por considerarse valores atípicos.
Fuente: Sylvera Insights, julio de 2026.
Fijar los precios en función de la intensidad de carbono, no de las etiquetas tecnológicas
Entonces, ¿qué mecanismos están poniendo de manifiesto este nivel mínimo en las etiquetas de tipos de tecnología con las que opera actualmente el mercado?
Tres mecanismos que tienen un impacto significativo tanto en la oferta como en la demanda de amoníaco son el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Emisiones de Carbono (CBAM) de la UE, el sistema japonés de contratos por diferencia (CfD) previsto en la Ley de Fomento de la Sociedad del Hidrógeno, y la Directiva sobre Energías Renovables (RED III) de la UE, que exige un aumento de la demanda de combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO).
Estos programas fijan los precios y establecen los criterios de acceso en función de la intensidad de carbono verificada, y no de las etiquetas, lo que exige una sólida documentación técnica para demostrar el acceso a los nuevos mercados de cumplimiento, en los que las diferencias marginales en la reducción de emisiones son determinantes.
El CBAM valora la intensidad de carbono de forma continua.
Desde enero de 2026, cada tonelada de amoníaco importada a la UE conlleva un coste vinculado directamente a sus emisiones inherentes verificadas, cuyo precio se fija en función del RCDE de la UE. Una instalación con un valor de 2,6 tCO₂e/t simplemente le cuesta menos al importador que una con un valor de 3,4, y esa diferencia de coste aumenta cada año a medida que se va introduciendo gradualmente el recargo.
La revisión del RCDE de la Comisión, de julio de 2026, propone suavizar el calendario, mantener un 15 % residual de asignaciones gratuitas a partir de 2034 y retrasar la plena aplicación del CBAM hasta 2038, pero el objetivo final no cambia y esta introducción más gradual solo amplía el margen de tiempo en el que los proveedores más limpios pueden afianzar su cuota de mercado en la UE.
Lee nuestra opinión: La revisión del RCDE de la UE: qué significa para el mercado de materias primas
La norma más importante para los productores tampoco ha cambiado: solo cuenta la intensidad de carbono verificada. Los importadores que no dispongan de cifras verificadas deben pagar los valores por defecto, fijados en la intensidad media del país más un recargo, lo que significa que una central limpia no verificada tiene exactamente el mismo precio que una contaminante.
El programa japonés de contratos por diferencia se basa en la intensidad de carbono.
La Ley de Fomento de la Sociedad del Hidrógeno de Japón establece un límite máximo estricto de 0,87 kgCO₂e por kg de amoníaco (equivalente a 0,87 tCO₂e/t, medido desde el pozo hasta la planta de procesamiento), lo que supone aproximadamente un 70 % menos que la producción convencional. Ningún proyecto que supere este umbral podrá recibir ayudas en forma de contratos por diferencia, independientemente de la tecnología utilizada.
El programa ha pasado del papel a la cartera de proyectos durante el último año, y sus adjudicaciones muestran exactamente cómo es una «barrera numérica» en la práctica: el METI ha respaldado ahora el amoníaco «azul» de Luisiana para JERA y Mitsui, junto con el amoníaco «verde» basado en la electrólisis de ACME y el proyecto de IHI en Gopalpur (India). El programa está diseñado para no hacer distinciones de color. Si se supera el umbral, la vía para llegar hasta él es irrelevante; si no se supera, ninguna etiqueta sirve de ayuda.
Los umbrales de la RFNBO son aún más bajos, y la intensidad de carbono por sí sola no es suficiente.
Para que se considere un RFNBO, el amoníaco debe suponer un ahorro del 70 % en las emisiones a lo largo de su ciclo de vida con respecto al comparador de combustibles fósiles de la UE, lo que equivale aproximadamente a 0,5 tCO₂e por tonelada, y la electricidad que alimenta el electrolizador debe cumplir, por separado, las normas de adicionalidad y correlación relativas a cómo y cuándo se generó. Por lo tanto, una instalación puede contar con un CI válido y, aun así, no cumplir los requisitos en cuanto al origen de la energía.
Esas normas sobre la electricidad se están revisando actualmente: la Comisión ha adelantado una reevaluación prevista inicialmente para 2028 y que ahora se espera para este otoño, mientras que el sector está ejerciendo una fuerte presión para que se simplifiquen. Los productores deben tener en cuenta qué está en juego y qué no: es posible que los criterios de origen se flexibilicen ligeramente, pero el umbral de emisiones en sí mismo no se va a replantear. La condición de RFNBO sigue siendo la clave de acceso a los objetivos vinculantes de la UE en materia de hidrógeno industrial, que constituyen la mayor fuente de demanda obligatoria del mercado.
Así pues, el mercado se ha dividido en dos. Por un lado, existe un mercado basado en los precios, en el que todas las instalaciones que venden a la UE compiten entre sí y cada 0,1 tCO₂e/t de ventaja verificada tiene un valor económico frente a las plantas con las que compiten. Y, por otro lado, existe un mercado restringido, en el que los programas de apoyo y los mandatos generan una demanda de prima por debajo de un umbral mínimo, y solo los proyectos diseñados teniendo en cuenta esos requisitos pueden alcanzarlo.
Análisis del mercado del amoníaco
Para orientarse en cualquiera de estos mercados, lo primero es disponer de información clara. Los compradores y los productores necesitan conocer la intensidad de carbono a nivel de instalación en todo el panorama competitivo para saber quién cumple los requisitos para qué y con qué margen. Sylvera estimaciones de la intensidad de carbono a nivel de instalación precisamente con este fin. Hemos comparado nuestras estimaciones con los umbrales de estos tres mecanismos para ver cuántas instalaciones podrían ser elegibles. 1
En el caso de las instalaciones de producción que están actualmente en funcionamiento:
- Las 318 instalaciones en funcionamiento que venden a la UE se enfrentan a un precio del carbono aplicado a su producción, a través del RCDE de la UE para los productores nacionales y del CBAM para las importaciones. 155 de ellas se sitúan por debajo de la mediana mundial de 2,84 tCO₂e/t, y cada una de ellas goza de una ventaja continua y monetizable en cuanto al coste del carbono frente a la mitad que no lo hace. Solo 8 instalaciones en funcionamiento fuera de la UE se sitúan por debajo del valor de referencia del CBAM para el amoníaco, fijado en 1,522 tCO₂e/t, nivel por debajo del cual el importador no incurre en ningún coste por certificados.
- Once instalaciones operativas se sitúan en el umbral japonés de 0,87 tCO₂e/t o por debajo de él, aunque este valor se aplica a los compradores japoneses, ya que el contrato de diferencia (CfD) respalda a la parte compradora.
- Hay tres instalaciones operativas que se sitúan en niveles compatibles con el umbral del RFNBO, antes de que se apliquen las normas de abastecimiento eléctrico relativas a la adicionalidad y la correspondencia horaria.
De las 252 instalaciones de oleoductos para las que disponemos de estimaciones de CI:
- Todos ellos se situarían por debajo de la mediana operativa actual, que es de 2,84 tCO₂e/t.
- 203 proyectos de fuera de la UE se sitúan por debajo del umbral del CBAM, fijado en 1,522 tCO₂e/t, lo que significa que, en la actualidad, sus toneladas no supondrían ningún coste en concepto de certificados para un importador de la UE.
- 202 instalaciones del gasoducto (el 80 % del gasoducto) se encuentran en el nivel de 0,87 de Japón o por debajo de él.
- 68 se sitúan por debajo del umbral de la RFNBO antes de que se apliquen las normas sobre el origen de la electricidad. Es probable que este análisis sea conservador: la contabilidad de la RFNBO asigna cero emisiones a la electricidad que cumple las normas sobre el origen, por lo que las instalaciones que, según nuestras estimaciones, se sitúan por encima del umbral en cuanto a la electricidad de la red podrían seguir cumpliendo los requisitos si cuentan con un suministro renovable conforme a la normativa.
Es poco probable que la actual escasez de oferta que cumple los requisitos se mantenga. En la actualidad, once plantas en funcionamiento superan los criterios de Japón; hay aproximadamente doscientos proyectos que cumplen los requisitos en fase de desarrollo, y la prima asociada a la demanda que cumple los criterios se reducirá a medida que se construyan. La situación del CBAM evoluciona en sentido contrario, ya que el coste de la intensidad de carbono aumentará según un calendario publicado hasta 2038. Ambas dinámicas se basan en cifras verificadas, más que en etiquetas tecnológicas. Para los productores, la consecuencia práctica es una cuestión de timing: el valor de una cifra verificada de intensidad de carbono depende de cuántos otros la tengan, y ese número va en aumento.
Las cifras de intensidad de carbono de las instalaciones son Sylvera extraídas de Commodities Insights, de julio de 2026, que abarcan las instalaciones en funcionamiento y en proyecto. Explora los datos con una cuenta gratuita, empieza aquí.
Consulta aquí el marco de intensidad de carbono del amoníaco Sylvera.
1 Nuestrascomparaciones de umbrales son evaluaciones indicativas con respecto a los niveles de los programas, y no determinaciones de elegibilidad según la metodología o los límites del sistema propios de cada programa.
