Cosa sta cambiando l’Alberta nel suo protocollo di quantificazione CCS

L’Alberta ha pubblicato una nuova bozza di aggiornamento del proprio protocollo di quantificazione CCS, e la direzione è chiara: il quadro normativo si sta spostando oltre la CCS industriale tradizionale verso rimozioni di carbonio di maggiore integrità, comprese la DACCS e i crediti di rimozione.

La bozza, pubblicata nel maggio 2026, aggiorna il “Protocollo di quantificazione per la cattura dell’anidride carbonica e il sequestro geologico permanente v2.1”. Per gli acquirenti, questo è importante perché segnala un protocollo che non riguarda più soltanto le emissioni catturate da fonti industriali. Ora viene modellato anche per le rimozioni ingegnerizzate.

L’aggiornamento introduce anche un percorso esplicito per i progetti di cattura diretta dall’aria. Ciò include regole su come i progetti ammissibili possano attribuire l’elettricità generata da un progetto a bassa intensità di carbonio, a condizione che siano soddisfatte le condizioni previste. Per la contabilizzazione del ciclo di vita, si tratta di un cambiamento rilevante. Influisce su come vengono misurate le rimozioni nette e su come vengono gestiti i rischi di doppia contabilizzazione nei portafogli di rimozione.

L’Alberta sta inoltre irrigidendo i requisiti documentali per i “progetti del Meccanismo di Flessibilità 1”. Inoltre, la bozza include un esempio di “contabilizzazione della correzione dell’errore di inversione” quando più fonti iniettano nello stesso pozzo. Non si tratta di un dettaglio tecnico secondario. È il tipo di regola che incide su tracciabilità, MRV e sul modo in cui operatori e verificatori assegnano le responsabilità.

La provincia ha già un peso di mercato concreto alle spalle. Entro maggio 2025, l’Alberta afferma che i progetti avevano stoccato in modo permanente oltre 15 milioni di tonnellate di CO2 attraverso CCS ed EOR. Questo conferisce al sistema regolatorio maggiore credibilità agli acquirenti internazionali che vogliono prove che il quadro non sia solo teorico.

Per sviluppatori e acquirenti, la questione principale non è semplicemente che le regole stiano cambiando. È che progettazione del protocollo, trattamento nel registro e criteri di ammissibilità per i crediti negoziabili stanno diventando sempre più strettamente collegati. Questo è particolarmente importante per la DAC, dove la contabilizzazione dell’elettricità può determinare il successo o il fallimento del caso di rimozione netta.

Perché la contabilizzazione dell’elettricità a basse emissioni sta diventando una questione chiave per i progetti DAC

L’uso di energia è uno dei principali fattori che determinano l’impronta di carbonio del ciclo di vita della DAC. L’IEA è chiara: l’accesso a elettricità rinnovabile o a basse emissioni per il calore e l’energia è fondamentale se la DAC deve garantire forti rimozioni nette.

Ecco perché l’aggiornamento dell’Alberta è importante. La bozza consente, a determinate condizioni, ai progetti DAC di attribuire l’elettricità proveniente da un progetto a bassa intensità di carbonio all’attività di rimozione. Per gli acquirenti, questo modifica il prezzo implicito per tonnellata netta e la solidità della tesi di addizionalità.

Qui entra anche in gioco una due diligence più rigorosa. L’IEA osserva che i servizi DAC sono attualmente venduti principalmente nel mercato volontario del carbonio e che il sostegno delle politiche dipende sempre più da quadri contabili robusti e da metodi LCA credibili. In altre parole, la fonte energetica non è un aspetto secondario. Fa parte della qualità del credito.

Dal punto di vista commerciale, i contratti di rimozione DAC sono spesso firmati da grandi acquirenti o aggregatori, e l’IEA indica prezzi storici di circa 600-1.000 USD per tonnellata di CO2 per la DAC con stoccaggio geologico. Se l’elettricità è realmente a basse emissioni, la logica di attribuzione netta rispetto al lordo diventa più facile da difendere con investitori e revisori.

La questione pratica non è solo quanta energia utilizza il progetto. È come il progetto dimostra che l’energia non erode le rimozioni nette né sposta altrove le emissioni. Questo porta direttamente al tema successivo: inversioni, responsabilità e integrità.

In che modo i crediti di rimozione e le inversioni di stoccaggio influenzano l’integrità dei crediti e la responsabilità

L’aggiornamento dell’Alberta è rilevante perché tratta i crediti di rimozione in modo più esplicito, compresi quelli derivanti da DAC e CO2 biogenica, e chiarisce come debbano essere gestite le inversioni.

Questo è importante per gli acquirenti istituzionali. La bozza include un esempio di contabilizzazione della correzione dell’errore di inversione per più iniezioni nello stesso pozzo. Ciò suggerisce che l’Alberta stia rafforzando le regole su attribuzione, responsabilità dell’operatore e contabilizzazione del sito di stoccaggio.

La responsabilità è il punto in cui l’Alberta si distingue. Il quadro provinciale consente al governo di assumersi la responsabilità a lungo termine dei siti di stoccaggio, sostenuta da contributi obbligatori al Fondo per la gestione post-chiusura. Per gli acquirenti, questo riduce il rischio di permanenza bloccata.

Si tratta di una questione centrale di integrità. Un MRV solido, definizioni chiare della zona di stoccaggio e una distinzione netta tra inversioni nette ed eventi successivi all’emissione del credito incidono tutti sulla possibilità che un credito sia assicurato, finanziato e venduto a termine con fiducia.

Per un’emissione societaria o un portafoglio di rimozione del carbonio, la domanda operativa è semplice: chi sopporta il rischio residuo se la CO2 stoccata non rimane permanente come promesso? Il quadro dell’Alberta sta cercando di rispondere a questa domanda in modo più chiaro di quanto facciano molti mercati.

Cosa potrebbe significare l’aggiornamento per sviluppatori di progetti, emettitori e investitori

Per gli sviluppatori di progetti, l’aggiornamento alza l’asticella della progettazione conforme. Interconnessione, prova dell’elettricità a basse emissioni, definizione dei confini del pozzo, piani di monitoraggio e documentazione delle inversioni devono essere integrati nel progetto fin dall’inizio, non aggiunti in seguito.

Per gli emettitori che acquistano crediti, l’aggiornamento potrebbe migliorare la qualità percepita dei contratti di rimozione. Riduce l’ambiguità su rimozioni nette, emissioni di elettricità attribuite e permanenza. Questo è importante per gli acquirenti con obiettivi net-zero, portafogli allineati a SBTi o dichiarazioni di neutralità carbonica.

Per gli investitori, il segnale è che l’Alberta vuole rendere la rimozione del carbonio più finanziabile. La provincia dispone già di meccanismi di sostegno come l’ACCIP, oltre a un modello regolatorio costruito attorno a hub di sequestro, reti infrastrutturali e un registro pubblico.

L’Alberta continua inoltre a sviluppare la titolarità e lo stoccaggio negli hub attraverso consultazioni aggiornate e inviti a presentare proposte nel 2025 e nel 2026. Questo indica una pipeline regolata che può sostenere accordi di offtake e project finance su più asset o su strutture basate su hub.

In pratica, il nuovo protocollo può incidere su valutazione, strategia dei PPA, prezzo delle assicurazioni e covenant dei finanziatori. La qualità del credito dipende ora in modo più chiaro da energia, governance dello stoccaggio e responsabilità post-chiusura.

Perché l’approccio dell’Alberta conta oltre il Canada per i mercati della rimozione del carbonio

L’Alberta è spesso osservata come riferimento internazionale perché combina regolazione, geologia dello stoccaggio e un mercato attivo dei crediti di carbonio. La provincia afferma di essere leader globale nella CCUS e di aver investito o impegnato quasi 1,8 miliardi di CAD in progetti e programmi CCUS.

Per gli acquirenti globali, il valore dell’aggiornamento non è solo locale. L’IEA ha sottolineato che la DAC e la rimozione dell’anidride carbonica necessitano di quadri contabili robusti se devono funzionare in modo credibile nei mercati volontari e regolamentati.

Questo rende le regole dell’Alberta su elettricità a basse emissioni, crediti di rimozione e inversioni potenzialmente importanti oltre la provincia stessa. Potrebbero diventare un punto di riferimento per organismi di standardizzazione, registri e operatori di mercato alla ricerca di metodologie DAC più coerenti.

Il mercato globale ha ancora bisogno di parametri credibili. L’IEA osserva che i contratti di rimozione DAC restano concentrati nel mercato volontario, sono spesso sottoscritti in eccesso e tendono a essere costosi. Ciò rende i quadri provinciali ben progettati un asset competitivo per attrarre domanda internazionale.

La conclusione principale è semplice. L’Alberta sta trasformando l’aggiornamento del suo protocollo CCS in uno strumento di progettazione del mercato. Se il modello regge su energia, permanenza e responsabilità, potrebbe offrire un utile schema per i mercati della rimozione del carbonio altrove.