Il meccanismo dei certificati sganciati dall’uso reale moltiplica le possibilità di mercato
Lunedì scorso, nel testo del decreto spagnolo che fissa le quote di idrogeno verde nel trasporto su strada, è passato quasi inosservato un dettaglio che ridisegna la partita: i certificati di origine venduti ai fornitori di carburante non devono essere accoppiati all’uso finale. Il gestore di una flotta di autobus può fare il pieno di idrogeno grigio. Il fornitore di carburante, per essere in regola, deve comunque acquistare certificati verdi. I due flussi — combustibile fisico e attributi ambientali — restano separati. È esattamente questo scollegamento a trasformare una norma apparentemente tecnica in un segnale di mercato concreto per chi produce elettroni e vuole trasformarli in molecole.
La chiave del meccanismo: certificati scollegati e quote crescenti
Il decreto spagnolo, approvato il 23 luglio e pubblicato nei giorni scorsi, introduce obblighi di consumo per i carburanti rinnovabili di origine non biologica — i cosiddetti RFNBO, categoria che include l’idrogeno verde — nel trasporto su strada. La quota parte da percentuali contenute ma sale in modo lineare fino a raggiungere l’11% entro il 2040. Il punto non è tanto la cifra finale, quanto la struttura che la sostiene.
I fornitori di carburante sono soggetti obbligati. Per adempiere, devono detenere un volume di certificati pari alla quota prevista. Quei certificati, però, non impongono che nel serbatoio dei camion finisca idrogeno verde goccia per goccia. Possono essere venduti separatamente, generando un mercato di attributi ambientali analogo, nella logica, a quello dei crediti di carbonio, con un vantaggio immediato: un produttore di idrogeno rinnovabile può firmare un contratto di off-take con un acquirente industriale e, parallelamente, vendere i certificati a un fornitore di carburante che ha bisogno di dimostrare conformità senza toccare una molecola fisica.
Per uno sviluppatore come Reolum, società spagnola attiva nella produzione di idrogeno da fonti rinnovabili, questo meccanismo sta già avvicinando accordi commerciali che prima erano solo ipotesi. Come ha spiegato la stessa azienda, «le quote di trasporto RED III della Spagna ci stanno portando più vicini ad accordi di off-take — anche con utenti industriali». Non è un dettaglio lessicale: significa che un comparto — quello dei carburanti liquidi e gassosi per il trasporto — genera domanda di certificati che può finanziare elettrolizzatori destinati a servire, nel mondo fisico, clienti completamente diversi. Il decreto, insomma, non forza solo la domanda: la sgancia dal consumo reale, moltiplicando le possibilità di matching tra chi produce e chi deve rendicontare.
E chi non si adegua? La non conformità con gli obblighi di carburante rinnovabile è configurata come violazione della legge spagnola sugli idrocarburi. Non è una raccomandazione senza denti: il decreto espone i soggetti obbligati a sanzioni amministrative e multe. Un impianto di deterrenza che, in una fase di offerta ancora anemica, serve a dare credibilità al sistema di quote ancora prima che i volumi siano disponibili. Resta una domanda aperta: quanta idrogeno rinnovabile c’è davvero, oggi, per soddisfare questa domanda regolata?
Il paradosso dell’offerta: 0,02 milioni di tonnellate contro una domanda che spinge verso 2,8
La risposta è scomoda. Secondo i dati pubblicati da RMI, la produzione attuale di idrogeno rinnovabile in Europa viaggia intorno a 0,02 milioni di tonnellate all’anno (Mtpa). Un valore minuscolo: bastano poche decine di elettrolizzatori di taglia commerciale per raggiungerlo. Nel frattempo, la sola domanda regolamentata generata dalle politiche già in vigore — mandati per industria e trasporti, non scenari aspirazionali — è proiettata da RMI tra 2,2 e 2,8 Mtpa entro il 2030. Si parla di due ordini di grandezza di distanza. E si noti: quella cifra è ben al di sotto dell’obiettivo politico europeo di 20 Mtpa di consumo al 2030. La sproporzione non è tra mandati e target ideali, è tra mandati e produzione reale.
Significa che il decreto spagnolo, come i mandati gemelli in Germania, attiverà un sistema di obblighi in un mercato dove l’offerta certificabile scarseggia. In teoria, è una dinamica che spinge i prezzi dei certificati verso l’alto e premia chi riesce a mettere in marcia elettrolizzatori alimentati da rinnovabili aggiuntive prima degli altri. In pratica, chi sviluppa progetti oggi deve fare i conti con un doppio binario: da un lato, la certezza normativa che le quote esistono e le sanzioni sono reali; dall’altro, il rischio che la lentezza dell’autorizzazione e della connessione alla rete ritardi l’entrata in produzione abbastanza da mancare la finestra di prezzo più alta.
Il risultato è una frizione che definirà la geografia industriale dell’idrogeno nei prossimi quattro anni. Non tutti i produttori partiranno allo stesso momento, e il differenziale temporale — anche solo dodici mesi di anticipo nell’avvio di un impianto — può tradursi in contratti di vendita dei certificati a condizioni molto diverse. Ecco perché la domanda, alla fine, non è se i mandati funzioneranno, ma chi riuscirà a produrre per primo.
La mappa degli sviluppatori: Spagna contro Germania nella corsa agli elettrolizzatori
Il confronto con la Germania è istruttivo. I mandati tedeschi per gli RFNBO nel trasporto fissano un obiettivo dell’1,2% entro il 2030 — apparentemente modesto — ma, secondo le stime dei commentatori, richiederanno tra 1,1 e 4,2 GW di capacità di elettrolisi installata. Un intervallo ampio, che dipende dalle ipotesi sulle ore di funzionamento e sul mix di combustibili rinnovabili effettivamente disponibile.
La Spagna si muove su una traiettoria diversa: l’11% al 2040 è un segnale di lungo periodo che, combinato con risorse solari ed eoliche tra le più competitive d’Europa, posiziona la penisola iberica come terreno naturale per elettrolizzatori di grossa taglia. Reolum, in questo scenario, sta capitalizzando il fatto che i certificati viaggiano separati dal combustibile: può produrre idrogeno per un utilizzatore finale e vendere l’attributo green a un fornitore di carburante che non ha accesso diretto alla molecola. La Germania, con mandati più immediati ma costi elettrici strutturalmente più alti, si troverà a dipendere in misura maggiore da importazioni o da una crescita accelerata della capacità domestica, con tutte le incognite del caso.
Per chi installa, finanzia o gestisce elettrolizzatori, il decreto spagnolo offre una cornice di prevedibilità che mancava. Resta il trade-off di fondo: l’obbligo normativo genera domanda pagante, ma la capacità di produrre volumi in tempi utili — e a costi che reggano il confronto con il prezzo dei certificati — dipende da fattori che la norma non può accelerare: iter autorizzativi, code di connessione alla rete, catene di fornitura degli stack. La partita è aperta. E si gioca molto più sulle curve di produzione reali che sui testi dei decreti.
