Hydrogen is increasingly viewed as a key enabler of decarbonization, with the potential to provide long-duration storage and firm dispatchable generation. However, when produced from grid electricity, its carbon intensity depends directly on the generation mix and system dynamics. Co-locating electrolyzers with renewable generation is often proposed as a solution, but the emissions and economic trade-offs of this approach remain insufficiently understood.This study evaluates the cost and emissions performance of hydrogen production under varying degrees of renewable co-location and grid dependence. Using a high-resolution zonal DC optimal power flow (DCOPF) model of New York State’s projected 2030 power grid, we simulate hourly dispatch for grid-connected, wind-co-located, and solar-co-located electrolyzer scenarios. For each scenario, we calculate the levelized cost of hydrogen (LCOH) and its associated carbon intensity (kg CO₂/kg H₂), while tracking changes in system fuel mix, electricity imports, battery behavior, and regional price effects. Results show that grid-connected hydrogen is the least expensive option, with LCOHs ranging from $1 to $2 per kg H₂. However, it is also the highest-emitting, at 11 kg CO₂ per kg H₂, due to increased imports from neighboring power grids triggered by the added electrolyzer load. Wind co-location lowers emissions to between 2 and 5 kg CO₂ per kg H₂ in high-buildout scenarios, but also increases total system generation and fossil dispatch. This is largely driven by batteries charging, with fossil generators meeting the additional demand. Solar co-location results in moderate emissions between 7 and 9 kg CO₂ per kg H₂ and costs similar to wind. No scenario evaluated meets the federal Section 45V clean hydrogen threshold of 0.45 kg eCO₂/kg H₂. The highest wind configuration approaches New York’s 2 kg eCO₂/kg H₂ target, but only during select months. Across all cases, inflexible electrolyzer operation limits emissions reduction. These findings emphasize the need for emissions-based policies that account for time, location, and system behavior, rather than fuel source alone. While co-location can reduce system-wide emissions by adding surplus renewable energy, it does not guarantee low-carbon hydrogen. Even in a grid with high renewable penetration, inflexible operation can result in project-level emissions that exceed policy thresholds. Realizing the full climate potential of hydrogen will require more than proximity to renewables. Co-location is a valuable strategy, but it must be paired with flexible operation and system-aware design to deliver truly clean hydrogen. El hidrógeno se considera cada vez más como un factor clave de la descarbonización, con el potencial de proporcionar almacenamiento de larga duración y generación firme despachable. Sin embargo, cuando se produce a partir de la electricidad de la red, su intensidad de carbono depende directamente de la combinación de generación y de la dinámica del sistema. A menudo se propone como solución la coubicación de electrolizadores con generación renovable, pero las compensaciones económicas y de emisiones de este enfoque siguen sin conocerse suficientemente.Este estudio evalúa el coste y las emisiones de la producción de hidrógeno en distintos grados de coubicación de renovables y dependencia de la red. Utilizando un modelo zonal de flujo de potencia óptimo de corriente continua (DCOPF) de alta resolución de la red eléctrica del Estado de Nueva York proyectada para 2030, simulamos el despacho horario para escenarios de electrolizadores conectados a la red, coubicados con energía eólica y coubicados con energía solar. Para cada escenario, calculamos el coste nivelado del hidrógeno (LCOH) y su intensidad de carbono asociada (kg CO₂/kg H₂), al tiempo que hacemos un seguimiento de los cambios en la combinación de combustibles del sistema, las importaciones de electricidad, el comportamiento de las baterías y los efectos de los precios regionales. Los resultados muestran que el hidrógeno conectado a la red es la opción menos cara, con un coste total de propiedad que oscila entre 1 y 2 dólares por kg de H₂. Sin embargo, también es la que más emisiones genera, con 11 kg de CO₂ por kg de H₂, debido al aumento de las importaciones de las redes eléctricas vecinas provocado por la carga añadida del electrolizador. La coubicación de la energía eólica reduce las emisiones a entre 2 y 5 kg de CO₂ por kg de H₂ en escenarios de gran crecimiento, pero también aumenta la generación total del sistema y el despacho fósil. Esto se debe en gran medida a la carga de las baterías, y los generadores fósiles cubren la demanda adicional. La coubicación solar produce emisiones moderadas de entre 7 y 9 kg de CO₂ por kg de H₂ y costes similares a la eólica. Ningún escenario evaluado alcanza el umbral federal de hidrógeno limpio de la Sección 45V de 0,45 kg eCO₂/kg H₂. La configuración eólica más alta se aproxima al objetivo de 2 kg eCO₂/kg H₂ de Nueva York, pero sólo durante determinados meses. En todos los casos, el funcionamiento inflexible del electrolizador limita la reducción de emisiones. Estos resultados subrayan la necesidad de políticas basadas en las emisiones que tengan en cuenta el tiempo, la ubicación y el comportamiento del sistema, en lugar de la fuente de combustible por sí sola. Aunque la coubicación puede reducir las emisiones de todo el sistema al añadir un excedente de energía renovable, no garantiza un hidrógeno bajo en carbono. Incluso en una red con alta penetración de renovables, un funcionamiento inflexible puede dar lugar a emisiones a nivel de proyecto que superen los umbrales de las políticas. Para aprovechar todo el potencial climático del hidrógeno no basta con estar cerca de las energías renovables. La coubicación es una estrategia valiosa, pero debe ir acompañada de un funcionamiento flexible y un diseño que tenga en cuenta el sistema para ofrecer un hidrógeno realmente limpio.