¿Cuáles son las novedades regulatorias más relevantes en 2026 para quien compra o vende créditos de carbono?

2026 es un año en el que muchos equipos de clima y de compras dejan de pensar “en silos”. El EU ETS y el CBAM empiezan a entrelazarse de forma más operativa, mientras que el mercado voluntario se empuja hacia estándares de calidad más verificables.

El cambio más concreto está en el CBAM. Tras la fase transitoria iniciada en 2023, el CBAM ha entrado en su fase definitiva desde enero de 2026 (se trata del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono de la UE). Esto no significa todavía, automáticamente, que en 2026 todo el mundo pague ya los certificados: en el extracto disponible se lee que la compra obligatoria de certificados está prevista a partir de 2027. Pero desde 2026 la dirección es clara: quien importe bienes en los sectores cubiertos debe tratar los datos de emisiones como un tema “auditable”, no como un anexo administrativo.

El segundo punto es el EU ETS bajo presión política. En cuestión de pocos días, en Italia se ha pasado de una medida nacional que afecta a los costes ETS en el sector eléctrico a una solicitud formal de suspensión de todo el sistema (en este contexto, EU ETS es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE). Aunque suspender el ETS es políticamente complejo, para quien compra o vende instrumentos ligados al carbono esto se traduce en algo sencillo: más incertidumbre regulatoria que incorporar al registro de riesgos.

El tercer punto afecta al mercado voluntario. En 2026 la demanda B2B tiende a desplazarse hacia créditos “high-integrity”, es decir, con requisitos más estrictos en gobernanza, trazabilidad, MRV, adicionalidad y permanencia. Aquí entra el ICVCM: los Core Carbon Principles (CCP) se convierten en una referencia práctica para redactar pliegos, hacer due diligence y defender las decisiones en caso de impugnaciones.

EU ETS “bajo asedio”: ¿qué reformas y riesgos políticos pueden impactar precios, asignaciones y compliance?

El riesgo político en 2026 se ha vuelto explícito. El extracto indica que el ministro Adolfo Urso ha pedido formalmente a Bruselas suspender el EU ETS a la espera de una revisión profunda, incluyendo parámetros, mecanismos de asignación de cuotas y el calendario de eliminación gradual de las cuotas gratuitas (una petición que se enmarca en el debate político italiano dentro de la UE).

La volatilidad percibida es parte de la historia. En el mismo extracto se lee que el precio del CO₂ en enero había subido por encima de 90 euros por tonelada y luego había caído por debajo de 75 tras declaraciones políticas sobre una posible revisión o aplazamiento del sistema. No hace falta añadir más: para quien hace presupuestos o coberturas, el componente de “headline risk” es real.

Los datos de eficacia siguen siendo un elemento útil en las discusiones internas. El artículo citado señala que las emisiones en los sectores cubiertos por el ETS han caído un 50% respecto a 2005. Si en el consejo la conversación se convierte solo en “coste ETS”, este dato ayuda a volver a poner sobre la mesa la función del mecanismo.

La revisión del ETS ya está en el calendario. En el extracto se habla de una revisión prevista para el tercer trimestre de 2026, con el objetivo de actualizar los parámetros del sistema y abordar nudos no resueltos. Para las empresas, esto significa prepararse para escenarios, no para una única trayectoria.

Decreto Energía y renovables: ¿qué efectos puede tener sobre inversiones, demanda de cuotas y estrategia climática empresarial?

La noticia clave es la medida italiana que “toca” el ETS en el sector eléctrico (se trata de un decreto nacional de Italia con efectos en un marco europeo). Los extractos de ECCO y de Renewable Matter describen un mecanismo que neutraliza el coste ETS para los productores de electricidad a partir de gas natural, mediante un reembolso financiado por un componente tarifario en la factura.

El primer efecto es regulatorio, no técnico. ECCO escribe que el mecanismo parece estar en explícita contradicción con el marco normativo europeo porque configuraría una ayuda de Estado selectiva, contraria a la finalidad del ETS y distorsionadora del mercado interior. El mismo decreto, según el extracto, supedita la medida a la autorización de la Comisión Europea en materia de ayudas de Estado.

El segundo efecto es de incertidumbre sobre las inversiones. ECCO sostiene que la intervención corre el riesgo de ralentizar las inversiones en renovables y de aumentar sus costes de desarrollo, precisamente por la incertidumbre introducida sobre los mecanismos del mercado eléctrico y sobre la compatibilidad con las normas europeas. Si eres un comprador industrial que usa PPA o está valorando contratos a largo plazo, este tipo de incertidumbre entra directamente en las cláusulas y en los precios.

El tercer efecto es sobre la señal de precio. Renewable Matter resume bien la crítica: reembolsar el coste del CO₂ a los productores de gas equivale a neutralizar la señal de precio del carbono, haciendo al fósil más competitivo. Incluso sin hacer previsiones sobre la demanda de EUA, el punto operativo es que cambia la legibilidad del “carbon signal” en el sector eléctrico, y por tanto cambian los escenarios de descarbonización de Scope 2.

ICVCM y CCP-Eligible: ¿qué significa para la calidad de los créditos (p. ej., Rainbow Carbon Standard) y para la due diligence?

Los CCP no son un eslogan. Los Core Carbon Principles definen requisitos sobre gobernanza, transparencia, MRV, adicionalidad, gestión de riesgos de no permanencia y tracking. El valor práctico es que te dan una checklist “defendible” cuando tienes que comprar créditos y luego explicarlos a auditores, legal y comunicación.

“CCP-Eligible” no debe tratarse como un claim genérico. ICVCM publica un estado de assessment y, en la lógica descrita en las notas, la elegibilidad afecta a programas y a menudo a categorías específicas. En 2026, en una licitación, la pregunta correcta no es “¿eres ICVCM compliant?”, sino “¿qué Program, qué Category, qué vintage, y dónde lo veo en el registro y en la documentación de ICVCM?”.

Sobre el caso Rainbow Carbon Standard, a partir de los extractos disponibles no se puede extraer un hecho verificable. La página proporcionada contiene solo un título y un fragmento HTML, sin texto que confirme el estatus. Por tanto, el único enfoque correcto es metodológico: si un estándar no es verificable mediante fuentes primarias y tablas de assessment de ICVCM, debe tratarse como un riesgo de calidad, con impacto en pricing y en cláusulas contractuales.

Cómo evitar greenwashing y riesgos legales: ¿qué claims están permitidos y qué controles documentales hacen falta?

La regla más

Los claims deben separarse por naturaleza y perímetro. “Reducido” significa acción interna y datos. “Compensado/offset” significa compra y retirada de créditos. “Alineado con net-zero” significa objetivos y plan, no solo compras. Cada claim debe decir a qué se aplica: empresa, producto, y qué Scopes.

Los controles documentales mínimos son básicos pero a menudo faltan. Hace falta contrato, prueba de retirement con número de serie en el registry, certificaciones de verificación independiente cuando estén disponibles, dossier sobre metodología y riesgos (incluida la no permanencia), y controles sobre cadena de custodia y KYC del proveedor. Si quieres dormir tranquilo, incluye derechos de auditoría y obligaciones de sustitución en caso de invalidación o problemas del crédito.

Checklist operativa para empresas e inversores: cómo plantear procurement, contratos y reporting de forma conforme a la normativa

Lo primero es una carbon procurement policy 2026 bien redactada. Debes distinguir claramente entre compras para compliance (cuotas/allowances) y compras voluntarias, y definir objetivos y gobernanza interna entre CFO, Legal y ESG. Si usas los CCP como criterio de licitación, debes traducirlo en requisitos verificables, no en frases.

Lo segundo es la contratación. Deja por escrito calidad y estándar, declaraciones y garantías sobre titularidad y ausencia de double counting, remedios por invalidación o reversal, calendario de entrega y vintage, y derechos de auditoría. Si el mercado es volátil, prevé también mecanismos de precio que no te dejen descubierto.

Lo tercero es el reporting “a prueba de auditor”. Conserva evidencias exportables: capturas y registros del registry, retirement certificates, memo de due diligence y conciliación cuantitativa de las tCO₂e. En 2026, la pregunta típica no es “¿hemos comprado créditos?”, sino “¿qué mostramos en assurance?”.

Lo cuarto es la CBAM readiness. Desde 2026, con el CBAM en fase definitiva (un mecanismo de la UE que afecta a importaciones), hace falta un proceso interno sobre datos de proveedores y trazabilidad. Aunque la compra obligatoria de certificados se indica en el extracto como prevista desde 2027, el trabajo real se hace antes: responsabilidades internas claras entre trade compliance, sustainability y procurement.

Lo quinto es el scenario planning del ETS. Con debates públicos sobre suspensión y medidas nacionales que neutralizan costes ETS en el sector eléctrico, debes preparar escenarios y límites de riesgo, no una sola previsión.