Idrogeno verde: come si finanzia la transizione dall'acciaio al futuro

Idrogeno verde: come si finanzia la transizione dall'acciaio al futuro

C'è un numero che tiene sveglie le notti ai project finance banker che lavorano sull'idrogeno verde: 6 dollari al chilogrammo. È il costo attuale medio di produzione dell'idrogeno verde via elettrolisi in Europa nel 2024-2025 (da verificare: le stime variano significativamente tra 4 e 9 dollari/kg a seconda della regione, del costo dell'elettricità e della tecnologia dell'elettrolizzatore). A fronte di questo numero, l'idrogeno grigio — prodotto da gas naturale con steam methane reforming, senza cattura della CO₂ — costa tra 1 e 2 dollari al chilogrammo. Il gap è reale, strutturale, e non si chiude con la buona volontà. Si chiude, semmai, con una struttura finanziaria costruita in modo da rendere il progetto bancabile nonostante l'economia corrente non torni. Questo è esattamente il problema che rende il project finance sull'idrogeno verde uno degli esercizi più complessi e più rivelatori dell'intera finanza energetica contemporanea.

Il target dell'Unione Europea è produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno rinnovabile all'anno entro il 2030, e importarne altri 10 milioni dall'estero, nell'ambito del piano REPowerEU adottato nel maggio 2022 come risposta alla crisi energetica post-invasione ucraina (da verificare sugli aggiornamenti al 2025 del piano, che hanno subito revisioni al ribasso in alcune proiezioni). Per chi sa leggere questi numeri, la domanda non è se l'idrogeno verde è il futuro: è come si costruisce oggi un progetto che regga economicamente in un mercato che non esiste ancora alla scala necessaria per renderlo competitivo.

HYBRIT: il progetto pilota che riscrive le regole dell'acciaio

Prima di entrare nella struttura finanziaria, serve capire perché l'idrogeno verde per la siderurgia è la sfida più emblematica tra tutte le applicazioni possibili. L'industria dell'acciaio è responsabile di circa l'8% delle emissioni globali di CO₂ (da verificare sull'aggiornamento IEA 2024). In Svezia, il progetto HYBRIT — acronimo di Hydrogen Breakthrough Ironmaking Technology — è la risposta industriale a questa sfida. È una joint venture tra tre giganti: SSAB, produttore svedese di acciaio specializzato; LKAB, il gruppo minerario statale svedese tra i maggiori produttori europei di minerale di ferro; Vattenfall, la utility pubblica svedese con portafoglio prevalentemente idroelettrico e sempre più eolico.

L'idea è strutturalmente rivoluzionaria: sostituire il carbone coke nel processo di riduzione diretta del minerale di ferro con idrogeno verde. Il risultato è acciaio senza fossili — il cui unico sottoprodotto nel processo di riduzione è acqua, non CO₂. Nel 2021, HYBRIT ha prodotto il primo lotto di acciaio al mondo senza combustibili fossili nella fase di riduzione — qualche tonnellata consegnata a Volvo come test industriale (da verificare sull'evoluzione del progetto e sullo stato commerciale al 2025). Questo ha trasformato HYBRIT da esperimento accademico a prova di concetto industriale concreta, anche se la scala commerciale rimane una sfida aperta.

Il problema che HYBRIT evidenzia in modo nitidissimo è quello dei costi. Un impianto di riduzione diretta alimentato a idrogeno verde richiede quantità enormi di elettricità rinnovabile a basso costo, continuità di fornitura (la produzione di acciaio non può fermarsi e ripartire come un data center), elettrolizzatori di grande taglia con capex elevato, e un prezzo dell'acciaio "verde" che il mercato deve essere disposto a pagare rispetto all'acciaio convenzionale. Nessuna di queste condizioni è oggi pienamente soddisfatta su scala commerciale. La Svezia ha un vantaggio comparativo significativo — tra i costi elettrici più bassi d'Europa grazie all'idroelettrico — ma anche il vantaggio svedese non elimina il gap di costo.

La struttura del finanziamento: CAPEX dell'elettrolisi, PPA rinnovabili, H2 PPA

Un impianto di produzione di idrogeno verde di scala industriale — diciamo un gigawatt di capacità di elettrolisi installata, dimensione che inizia ad essere rilevante commercialmente — richiede un investimento in CAPEX che oggi si colloca tra 800 milioni e 1,5 miliardi di euro, a seconda della tecnologia (PEM, alcalina, SOEC), del sito, e delle infrastrutture di rete necessarie (da verificare: i costi dell'elettrolisi sono in rapida discesa e le stime 2024-2025 variano significativamente tra fonti). Questo CAPEX si struttura in tre componenti principali.

La prima componente è il costo degli elettrolizzatori. La tecnologia dominante oggi per applicazioni su larga scala è la PEM (Proton Exchange Membrane) e l'alcalina. I costi sono caduti significativamente: da oltre 1.000 euro/kW installato nel 2020 a stime nel range 400-700 euro/kW nel 2024-2025 per ordini su scala (da verificare sulle pubblicazioni IRENA e IEA aggiornate). La curva di learning è reale, ma i project lender sono cauti: la riduzione dei costi delle ultime generazioni di elettrolizzatori non è ancora supportata da una track record operativa decennale, il che limita le assunzioni aggressive nei modelli finanziari.

La seconda componente è il costo dell'energia rinnovabile, che rappresenta il 70-80% del costo operativo dell'idrogeno verde (l'elettricità è il driver dominante). Qui entra la struttura del Power Purchase Agreement rinnovabile: il progetto firma un contratto di lungo periodo (tipicamente 15-25 anni) per l'acquisto di energia da un parco eolico o solare dedicato, fissando il prezzo dell'elettricità in modo da eliminare la variabilità spot e rendere bancabile la struttura. Senza un PPA, il modello finanziario dell'impianto H2 non ha fondamenta: il costo di produzione dell'idrogeno dipende quasi interamente dal prezzo dell'elettricità, e nessun lender finanzierà un progetto la cui variabile di costo principale non è contrattualizzata.

La terza componente — e la più critica per il successo del project finance — è l'H2 Power Purchase Agreement, o più correttamente il contratto di fornitura di idrogeno verde a prezzo fisso di lungo periodo. In analogia con il PPA elettrico che "vende" energia rinnovabile a prezzo garantito, l'H2 PPA è il contratto con cui il progetto vende idrogeno a un acquirente industriale (acciaieria, raffineria, produttore di ammoniaca, operatore di trasporto) a un prezzo prestabilito per 10-20 anni. Senza l'H2 PPA, non c'è bancabilità: i lender non finanzieranno un impianto che deve vendere a prezzo di mercato spot un prodotto il cui mercato spot non esiste ancora con spessore sufficiente. Il problema è che gli H2 PPA sono rari, difficili da negoziare, e richiedono un acquirente disposto a pagare oggi un premium significativo rispetto all'idrogeno fossile per impegnarsi a un approvvigionamento di lungo periodo.

I meccanismi di sostegno UE: H2Global, Innovation Fund, IPCEI Hydrogen

L'Unione Europea ha costruito un edificio di incentivi e sostegni per l'idrogeno verde che è, a dire il vero, uno degli esempi più complessi di ingegneria normativo-finanziaria degli ultimi anni. Non è un sistema coerente e integrato: è una stratificazione di strumenti diversi che si sovrappongono parzialmente e che richiedono una navigazione esperta per essere combinati correttamente.

Il primo strumento è H2Global, il meccanismo di "doppio asta" concepito dalla Germania (ma con partecipazione UE allargata) per colmare il gap tra prezzo di produzione e prezzo di mercato dell'idrogeno verde. La logica: H2Global compra idrogeno verde da produttori extra-UE (o interni) tramite aste competitive al prezzo più basso offerto da chi produce, e lo rivende a compratori industriali UE tramite aste al rialzo al prezzo massimo che l'industria è disposta a pagare. La differenza tra i due prezzi — il gap di competitività che rende l'idrogeno verde non bancabile senza supporto — viene coperta da risorse pubbliche (il governo tedesco aveva stanziato 900 milioni di euro per la fase pilota — da verificare sull'aggiornamento al 2025 e sul coinvolgimento di altri stati UE).

Il secondo strumento è l'Innovation Fund della Commissione Europea, finanziato dai proventi delle aste ETS (il mercato dei diritti di emissione europeo). Ha destinato miliardi di euro a progetti dimostrativi di tecnologia a basse emissioni, con specifiche call per l'idrogeno verde e l'acciaio decarbonizzato. I progetti HYBRIT e analoghi hanno avuto accesso a fondi Innovation Fund per la fase dimostrativa (da verificare sugli specifici importi e sulle call vinte). Il limite dell'Innovation Fund è che finanzia soprattutto la fase di dimostrazione tecnologica, non la scala commerciale: quando il progetto passa da "dimostrazione" a "primo impianto commerciale", il finanziamento si esaurisce e il rischio torna interamente sul mercato.

Il terzo e più ambizioso strumento è l'IPCEI Hydrogen — Important Project of Common European Interest dedicato all'idrogeno. Un IPCEI è una struttura di aiuto di stato autorizzata dalla Commissione Europea che consente a più stati membri di coordinare sussidi a imprese specifiche su una catena del valore definita, in deroga alle normali norme sugli aiuti di stato, quando il progetto ha rilevanza strategica europea. L'IPCEI Hy2Tech (tecnologie dell'idrogeno) e l'IPCEI Hy2Use (applicazioni industriali) coinvolgono complessivamente decine di imprese in 13 stati membri con impegni di finanziamento pubblico nell'ordine dei 5,4 miliardi di euro per Hy2Tech e 5,2 miliardi per Hy2Use (da verificare sui dati Commissione Europea aggiornati al 2025). La Svezia partecipa a entrambi gli IPCEI con progetti riconducibili alla filiera HYBRIT.

Il problema della bancabilità: perché i project lender sono cauti

Tutta la struttura di incentivi UE sopra descritta ha una logica precisa: colmare il gap di bancabilità che il mercato da solo non supera. Ma cosa rende esattamente l'idrogeno verde non bancabile con le normali regole del project finance? Sono tre nodi tecnici che si sommano e si moltiplicano.

Il primo nodo è la tecnologia non matura a scala commerciale. Gli elettrolizzatori funzionano nei laboratori, funzionano nelle dimostrazioni da 10-50 MW. Non hanno ancora una track record di operatività continuativa a 500 MW o 1 GW per dieci anni. I project lender — che devono prestare denaro per 15-20 anni ragionando sulle probabilità di rimborso lungo tutto l'orizzonte temporale — chiedono garanzie di performance che i fornitori di elettrolizzatori non possono ancora offrire con i loro contratti standard. Il mercato assicurativo non ha sviluppato prodotti adeguati per coprire i rischi di performance della tecnologia a questa scala. Il risultato è che il lender deve tenere riserve di liquidità più elevate nel modello, peggiorando il DSCR (debt service coverage ratio) e riducendo la leva finanziabile.

Il secondo nodo è la volatilità e incertezza del prezzo dell'idrogeno. L'H2 PPA — il contratto che fissa le entrate del progetto — deve essere concordato oggi a un prezzo che sarà remunerativo per l'acquirente tra 10 anni, quando presumibilmente il costo di produzione dell'idrogeno verde sarà sceso. Ma se il prezzo concordato oggi è troppo alto, l'acquirente non vuole firmare; se è troppo basso, il progetto non regge il debito. Questa asimmetria informativa sul futuro prezzo del mercato dell'idrogeno è il cuore del problema di bancabilità: non esiste un prezzo di mercato spot liquido che faccia da riferimento, non esiste una curva forward dell'idrogeno verde come esiste per il gas naturale. Ogni negoziazione dell'H2 PPA è un esercizio di costruzione del prezzo dal basso, con assunzioni che nessuno può verificare empiricamente.

Il terzo nodo è la scarsità di off-taker qualificati. Chi firma un H2 PPA di 15 anni oggi? Deve essere un'industria che ha sia la necessità di decarbonizzare (perché altrimenti perché pagare un premium?), sia la certezza che il proprio business model rimarrà stabile per 15 anni (perché deve impegnarsi a comprare idrogeno a quel prezzo per tutto il periodo), sia il rating creditizio sufficiente da rendere le sue obbligazioni contrattuali bancabili come base del project finance. Questo profilo — grande industriale con forti incentivi a decarbonizzare e solidità creditizia — esiste, ma non è abbondante. SSAB nel contesto HYBRIT è l'esempio ideale: è sia il produttore di acciaio verde che l'acquirente dell'idrogeno. Non tutti i progetti hanno il lusso di avere un off-taker captive dentro la stessa filiera.

Carbon Contracts for Difference: il de-risking che cambia la logica del progetto

La risposta normativa più sofisticata al problema della bancabilità è lo strumento delle Carbon Contracts for Difference (CCfD). È uno strumento che merita una spiegazione tecnica precisa, perché spesso viene descritto in modo approssimativo.

Un CCfD funziona così: il governo (o un ente pubblico designato) firma un contratto con il produttore di idrogeno verde. Il contratto stabilisce un "prezzo di riferimento" per la CO₂ evitata — chiamiamolo strike price, in analogia con i contratti per differenza sull'energia rinnovabile. Se il prezzo di mercato dell'ETS (il sistema europeo di scambio di quote di emissione) è inferiore allo strike price del CCfD, il governo paga al produttore la differenza per ogni tonnellata di CO₂ effettivamente evitata dal suo processo. Se il prezzo ETS supera lo strike price, è il produttore a versare la differenza al governo. In sostanza, il CCfD garantisce al produttore un "prezzo della CO₂" stabile e sufficiente a compensare il gap di competitività rispetto al processo fossile equivalente, eliminando il rischio di mercato ETS che altrimenti renderebbe incerto il piano economico del progetto.

La Germania ha lanciato nel 2024 il primo programma tedesco di CCfD per l'acciaio verde e l'idrogeno, con una dotazione iniziale di 4 miliardi di euro (da verificare sull'avanzamento del programma e sulle assegnazioni effettive al 2025). Numerosi altri stati UE stanno sviluppando programmi analoghi — inclusa la Svezia, che ha attivato meccanismi di contratti per differenza nel quadro della politica industriale verde legata a HYBRIT e ai cluster industriali del nord del paese. La Commissione Europea ha incluso i CCfD tra gli strumenti ammissibili nel Temporary Crisis and Transition Framework, e la revisione delle linee guida sugli aiuti di stato per il clima e l'energia (CEEAG 2022) ha aperto il perimetro per programmi nazionali di CCfD coordinati a livello europeo (da verificare sull'aggiornamento CEEAG al 2025).

L'impatto del CCfD sulla bancabilità è diretto e misurabile: quando il produttore di idrogeno ha un CCfD con una controparte sovrana (o para-sovrana), il rischio di prezzo della CO₂ — e di conseguenza il rischio di ricavo del progetto — cambia natura. Non è più un rischio di mercato speculativo: è un rischio di controparte sovrana, che i project lender riconoscono e prezzano in modo molto più favorevole. Nella struttura finanziaria, un CCfD con un governo UE può trasformare un progetto non bancabile in un progetto che regge il debito senior a condizioni ragionevoli.

Il backbone europeo dell'idrogeno e le interconnessioni

Un problema sottovalutato nel finanziamento dei progetti di idrogeno verde è l'infrastruttura di trasporto. L'idrogeno è un gas con bassa densità energetica volumetrica: non si trasporta facilmente e in grandi quantità senza infrastrutture dedicate. La compressione è energeticamente costosa, la liquefazione ancor di più, e i gasdotti esistenti possono trasportare idrogeno solo in misura limitata e con adattamenti tecnici significativi (da verificare sui limiti tecnici di blending nelle infrastrutture esistenti).

Il European Hydrogen Backbone è il progetto promosso da un consorzio di gestori di rete europei (TSO) per costruire entro il 2040 una rete dedicata al trasporto di idrogeno di circa 28.000 chilometri, di cui una parte riadattata da gasdotti gas esistenti e una parte di nuova costruzione (da verificare sull'aggiornamento del piano e sui costi stimati, che nelle versioni precedenti si collocavano nell'ordine dei 40-80 miliardi di euro per la rete completa). La rete connette i poli di produzione — nord Europa, penisola iberica, Nordafrica, area baltica — con i centri di consumo industriale nell'Europa centrale.

Per un progetto come HYBRIT, localizzato nella Svezia del nord dove le risorse rinnovabili sono abbondanti ma la domanda industriale di idrogeno verde futura dipende dall'esportazione verso i mercati industriali dell'Europa continentale, la disponibilità del backbone è una pre-condizione infrastrutturale. Un progetto che produce idrogeno verde nel Norrbotten svedese ma non ha accesso a un sistema di trasporto verso la Germania industriale o i Paesi Bassi è un progetto che deve trovare un off-taker locale — il che riduce le opzioni e aumenta il rischio di concentrazione dell'off-taker nel modello finanziario.

Il regolamento europeo sulle infrastrutture del gas (Gas Package) revisione 2024 (da verificare sulla versione approvata definitivamente) ha introdotto disposizioni specifiche per la separazione della rete dell'idrogeno da quella del gas naturale, e per il regime regolatorio delle tariffe di accesso alla rete idrogeno. Senza un regime tariffario regolato prevedibile, il costo di trasporto dell'idrogeno dal sito di produzione all'off-taker rimane una variabile incerta nel modello finanziario — un'ulteriore fonte di rischio che i project lender devono affrontare.

Chi sono gli investitori oggi: la mappa del capitale nell'idrogeno verde

Il mercato degli investitori nell'idrogeno verde nel 2024-2025 è ancora relativamente ristretto, ma si sta strutturando in modo riconoscibile intorno a profili di rischio-rendimento distinti.

Il primo profilo è quello delle utility e degli industriali che investono come equity sponsor nei progetti. Vattenfall, Ørsted, RWE, Enel Green Power, Air Liquide, Linde: sono aziende con bilanci solidi, expertise tecnico, e — nel caso delle utility — un mandato strategico di transizione energetica che giustifica rendimenti attesi inferiori rispetto a un investitore finanziario puro. Il loro IRR target sull'equity di un progetto H2 verde è tipicamente nell'ordine dell'8-12% in termini reali, inferiore a quello di un fondo infrastrutturale puro (da verificare: i dati di mercato non sono pubblici).

Il secondo profilo è quello dei fondi di infrastruttura di lungo periodo: Macquarie, Brookfield, Copenhagen Infrastructure Partners, Cube Infrastructure. Questi fondi stanno entrando nell'idrogeno verde in modo selettivo, concentrandosi sui progetti con strutture di de-risking più robuste — CCfD, H2 PPA firmati, contributi Innovation Fund già assegnati. Non sono pionieri tecnologici: entrano quando la struttura del rischio è già stata parzialmente domata da altri strumenti.

Il terzo profilo è quello delle banche multilaterali di sviluppo: Banca Europea degli Investimenti, EBRD, KfW, CDP. Queste istituzioni svolgono un ruolo di primo piano non tanto come azionisti, ma come lender senior che "benediscono" la struttura del progetto con la loro presenza — abbassando il rischio percepito dagli altri finanziatori e riducendo il costo del debito complessivo. La BEI ha sviluppato strumenti specifici per il finanziamento dell'idrogeno verde, inclusa la garanzia InvestEU che può coprire parte del rischio primo-perdita della tranche senior (da verificare sulle condizioni aggiornate al 2025).

Il quarto profilo — il più recente e forse il più rivelatore dello stato di maturità del mercato — è quello dei fondi di credito privato specializzati in energia: Foresight, Quinbrook Infrastructure Partners, Generate Capital (principalmente USA). Questi attori stanno costruendo portafogli di debito su progetti di idrogeno verde e applicazioni correlate, assumendo rischi di finanziamento che le banche commerciali tradizionali ancora evitano. Il loro rendimento atteso è superiore al debito bancario senior — tipicamente in area 10-14% sul debito mezzanino o junior — e la loro presenza indica che il mercato inizia ad avere spessore sufficiente per l'arbitraggio di rischio tra diversi profili di creditore.

Il gap che rimane: e perché conta per chi fa project finance

La fotografia del mercato al 2025 mostra un settore che ha fatto progressi reali ma che rimane lontano dalla scala commerciale necessaria per raggiungere i target UE al 2030. Il gap tra i 10 milioni di tonnellate annue di produzione domestica previsti da REPowerEU e le capacità effettivamente finanziate e in costruzione è ancora enorme (da verificare sulle stime aggiornate BloombergNEF e IEA al 2024-2025). I motivi sono quelli che abbiamo discusso: tecnologia non ancora matura a scala, off-taker scarsi, infrastruttura incompleta, meccanismi di de-risking in costruzione ma non ancora operativi a pieno regime.

Per chi lavora in project finance, l'idrogeno verde oggi non è un mercato in cui si guadagna facilmente. È un mercato in cui si guadagna costruendo strutture. Il valore aggiunto di un advisor finanziario o di un lender in questo spazio non è trovare l'equity a buon mercato o negoziare un tasso migliore: è assemblare il puzzle normativo-finanziario — CCfD, H2 PPA, BEI, Innovation Fund, IPCEI, PPA rinnovabile — in modo da creare una struttura che regga un DSCR accettabile. È un lavoro da architettura finanziaria prima ancora che da valutazione degli asset.

HYBRIT continua a essere il punto di riferimento — non perché il progetto sia già commercialmente scalato, ma perché ha dimostrato che la filiera acciaio verde-idrogeno verde funziona tecnicamente. Il problema che rimane aperto è se il sistema di supporto pubblico — europeo e svedese — sarà abbastanza stabile, prevedibile e capiente da sostenere la transizione commerciale nella finestra temporale necessaria. Se i prezzi ETS rimangono bassi, se i CCfD vengono ridisegnati o ritirati prima che i progetti abbiano ammortizzato il debito, se il backbone europeo non si materializza nelle tempistiche previste, il gap di bancabilità torna a essere incolmabile con le sole forze di mercato.

È questo il rischio politico che i project lender inseriscono nel modello e che non compare nei comunicati stampa dei governi europei: che la politica industriale verde si riveli meno stabile della durata dei prestiti che quella politica è chiamata a garantire.

"Un impianto di elettrolisi si finanzia con un PPA, un H2 PPA, un CCfD e la BEI. Senza uno di questi pezzi, il DSCR non torna. Non è questione di ottimismo sulla transizione energetica: è algebra."

— Linnea, Project Finance Desk