Firmare un contratto di fornitura per qualcosa che non esiste ancora è il sogno di ogni avvocato: il cliente ha già pagato la consulenza prima ancora che ci sia niente da consegnare. Per il cliente, invece, è l'inizio di un problema che durerà vent'anni.
C'è un mercato che vale — a seconda di chi fa le proiezioni — tra i 300 miliardi e il trilione di dollari entro il 2050 (da verificare), e che nel 2025 ha prodotto quantità commercialmente irrilevanti di quello che promette di vendere. Il mercato dell'idrogeno verde è strutturato attorno a contratti di lungo termine che legano acquirenti e produttori per dieci, quindici, vent'anni, su un prodotto la cui catena di produzione, trasporto e consegna è ancora in costruzione — letteralmente. I cantieri non sono finiti. Le reti non esistono. Le certificazioni sono in definizione. I prezzi oscillano tra il doppio e il quadruplo del punto di equilibrio economico.
Eppure i contratti si firmano. Raffinerie, produttori di acciaio, aziende chimiche, operatori del trasporto pesante: in tutta Europa i grandi compratori industriali stanno siglando H2 PPA — Power Purchase Agreement adattati per l'idrogeno — con produttori che non hanno ancora completato i loro impianti di elettrolisi. Il motivo è razionale: senza impegni di lungo termine dai compratori, i produttori non ottengono il finanziamento bancario per costruire. Senza la costruzione, l'idrogeno verde non arriva a scala. Il contratto viene prima della realtà produttiva per necessità strutturale — non per improvvisazione.
Ma necessità strutturale non significa semplicità giuridica. E qui inizia il problema.
Perché l'H2 PPA non è un PPA elettrico
Chi ha negoziato contratti di acquisto di energia elettrica da rinnovabili conosce la logica del PPA: acquirente e produttore fissano un prezzo a lungo termine, si distribuiscono i rischi di produzione e di prezzo, e si garantiscono reciprocamente la bancabilità del progetto. La struttura è consolidata, i modelli contrattuali sono rodati, i finanziatori sanno cosa guardare.
L'idrogeno verde eredita la logica del PPA ma non può ereditarne la semplicità. Le ragioni sono strutturali, non redazionali.
Primo: la variabilità del costo di produzione. L'idrogeno verde si produce per elettrolisi dell'acqua alimentata da energia rinnovabile — fotovoltaico o eolico. Il costo della molecola dipende direttamente dal costo dell'elettricità: quando il vento soffia forte e il sole brilla, il costo scende; quando la produzione rinnovabile cala, il produttore o smette di elettrolizzare o compra elettricità sul mercato spot a prezzi che possono essere multipli di quelli previsti nel piano finanziario. Nessun produttore di acciaio ha mai avuto questo problema con il gas naturale, il cui prezzo oscillava ma almeno non dipendeva dal meteo.
Secondo: l'incertezza tecnologica. I grandi elettrolizzatori a scala industriale — da centinaia di megawatt — non hanno ancora dimostrato i fattori di disponibilità, le curve di degrado degli stack, i costi di manutenzione preventiva e correttiva che servono per costruire un modello finanziario credibile su venti anni. I dati disponibili vengono da impianti più piccoli, in condizioni operative diverse, con tecnologie che si evolvono ogni tre-cinque anni. Scrivere una formula di prezzo in un contratto ventennale su una tecnologia che non ha ancora una track record solida è un atto di fede ingegneristico — e un rischio legale che ricade su chi quella formula ha accettato.
Terzo: l'infrastruttura di trasporto che non c'è. L'elettricità viaggia sulla rete esistente. L'idrogeno no. Va compresso, raffreddato a -253°C per essere liquefatto, trasportato in container criogenici su camion e navi, oppure immesso nelle reti gas esistenti — ma solo dopo miscelazione fino alle soglie consentite e in attesa delle reti dedicate che vengono costruite a velocità molto inferiore a quella delle promesse politiche. La rete europea di trasporto dell'idrogeno prevista dal piano REPowerEU (da verificare aggiornamento allo stato attuale) dovrebbe coprire 40.000 km entro il 2040: nel 2025, la quota di rete gas adattata o costruita ex novo per l'idrogeno puro è ancora marginale (da verificare). Il punto di consegna scritto nel contratto — il delivery point — potrebbe riferirsi a un'infrastruttura che non esiste ancora, o che esisterà in forme diverse da quelle immaginate.
Le clausole chiave di un contratto H2: cosa cercare (e cosa temere)
Un H2 PPA ben redatto è un documento di settanta-centoventi pagine. Ma il rischio si concentra in cinque punti che vale la pena conoscere.
Delivery point e delivery mechanism. Dove fisicamente avviene la consegna? Su camion cisterna? Su pipeline dedicata? Su punto di stoccaggio? Il contratto deve specificare il meccanismo di consegna con sufficiente dettaglio da essere eseguibile — e deve prevedere cosa succede se l'infrastruttura di delivery non è disponibile. I contratti meno attenti rinviano questa definizione a un allegato tecnico che non viene mai redatto con cura sufficiente. I contenziosi nascono lì.
Price formula. La struttura di prezzo di un H2 PPA è quasi sempre una formula indicizzata, non un prezzo fisso. Gli indici di riferimento — costo dell'elettricità rinnovabile, costo dello stack per elettrolisi, eventuale premio per certificazione ambientale — non hanno ancora la profondità e la liquidità degli indici gas o elettrici. La formula può essere collegata all'indice europeo EEX per l'elettricità, a componenti fissi per le quote di capex dell'impianto, e a variabili legate alla produzione certificata. Il rischio è che la formula, applicata su scenari di mercato diversi da quelli modellati, produca prezzi non sostenibili per uno dei due contraenti — e che la clausola di revisione periodica non sia abbastanza robusta da correggere questo effetto.
Quality specifications. L'idrogeno verde non è una categoria omogenea. La purezza della molecola (tipicamente ≥99,97% per le applicazioni industriali di punta), il contenuto di impurezze ammissibili, il profilo termico per le applicazioni a cella a combustibile, le specifiche per l'iniezione in rete: sono parametri tecnici che devono essere specificati nel contratto con precisione da laboratorio. Le specifiche di qualità sono anche collegate alla certificazione di sostenibilità: per essere "verde", l'idrogeno deve essere prodotto da elettrolisi alimentata da energia rinnovabile aggiuntiva, con emissioni di CO₂ equivalente inferiori a 3,38 kg per kg di idrogeno (la soglia del Regolamento Delegato UE 2023/1184, da verificare aggiornamenti). Il contratto deve certificare chi certifica — e chi risponde se la certificazione è revocata.
Force majeure per mancata produzione da rinnovabili. Questo è il punto dove la giurisprudenza non ha ancora risposto. Può il produttore invocare forza maggiore se non riesce a produrre per mancanza di vento o di irraggiamento solare? In senso tecnico, si tratta di un evento naturale non controllabile — ma è anche un rischio prevedibile e intrinseco al modello produttivo scelto. I contratti strutturati includono clausole di production shortfall che distinguono tra mancata produzione per cause di forza maggiore (catastrofi, eventi estremi che vanno oltre la variabilità stagionale normale) e variabilità ordinaria della fonte rinnovabile, che rimane rischio del produttore. La linea tra le due categorie è negoziabile — e contestabile. Chi acquista deve assicurarsi che la forza maggiore non diventi il meccanismo ordinario di esonero dalla consegna.
Take-or-pay e make-or-pay. Strutturalmente simili al gas, queste clausole obbligano l'acquirente a pagare una quota anche se non ritira il prodotto (take-or-pay), o il produttore a risarcire se non consegna (make-or-pay). Il bilanciamento tra le due determine chi porta il rischio di mercato. Nei contratti H2 attuali, i produttori tendono a spingere per take-or-pay forti — perché servono a rassicurare i finanziatori — e gli acquirenti cercano di limitarne la portata introducendo meccanismi di flessibilità (volume banking, carry-forward). Il negoziato su questi meccanismi è dove si costruisce o si distrugge la bancabilità del progetto.
I meccanismi di supporto pubblico: senza di loro non si firma niente
La verità scomoda del mercato H2 nel 2025 è che nessun contratto tra privati regge senza supporto pubblico. Il costo di produzione dell'idrogeno verde — tra 4 e 8 euro al chilo a seconda della localizzazione e del costo dell'energia (da verificare per i range aggiornati 2025) — è ancora lontano dalla parità di costo con l'idrogeno grigio (da gas naturale, a 1-2 euro/kg) e dal livello che renderebbe gli usi industriali economicamente autonomi. Il gap si chiude con meccanismi di supporto che trasformano il contratto H2 da scommessa in asset finanziabile.
Contracts for Difference (CfD) per l'idrogeno. Adottando il modello già collaudato nel settore dell'energia eolica e solare, diversi governi europei — Germania, Olanda, UK — stanno introducendo CCfD (Carbon Contracts for Difference) per l'idrogeno verde: il governo paga la differenza tra il prezzo di mercato realizzato e il prezzo di riferimento necessario a coprire i costi di produzione, per un periodo prefissato. In Germania, il programma H2Global (da verificare stato aggiornato 2025-2026) opera attraverso doppia asta: acquista idrogeno sul mercato internazionale a prezzi di costo e lo rivende sul mercato domestico al prezzo di mercato, coprendo il differenziale con fondi pubblici. Questo meccanismo trasforma il contratto H2 da struttura speculativa a struttura con floor garantito — condizione necessaria per il finanziamento bancario.
IPCEI Hydrogen. I Progetti Importanti di Comune Interesse Europeo per l'idrogeno — due cicli approvati dalla Commissione, IPCEI Hy2Tech e IPCEI Hy2Use (da verificare aggiornamenti) — mobilitano aiuti di stato coordinati per finanziare la filiera dell'elettrolisi e del trasporto. Per i progetti inclusi, il supporto pubblico può raggiungere il 100% dei costi di investimento incrementali. Chi non è nell'IPCEI e non beneficia di un CCfD nazionale si trova a competere su un piano inclinato.
Garanzie di origine (GOs) e standard di certificazione. Le Garanzie di Origine per l'idrogeno rinnovabile — introdotte dalla Direttiva RED III e in fase di implementazione nazionale nei vari Stati membri — sono il meccanismo di certificazione che distingue l'idrogeno verde da quello grigio. Senza GO valide, l'acquirente non può dichiarare di usare idrogeno verde per i propri obiettivi di decarbonizzazione. Il rischio di revoca della certificazione o di modifiche alle metodologie di calcolo — che potrebbero retrodatare la non-conformità — deve essere allocato contrattualmente con chiarezza.
Chi compra idrogeno verde oggi (e perché)
I compratori di idrogeno verde nel 2025 appartengono a tre categorie distinte per ragioni, volumi e struttura contrattuale.
Raffinerie e industria chimica. Le raffinerie europee usano già quantità enormi di idrogeno grigio per i processi di desolforazione e cracking — Shell, TotalEnergies, Repsol hanno annunciato obiettivi di sostituzione con idrogeno verde (da verificare i volumi impegnati). La logica è mista: compliance con le norme ETS e tassonomia UE, segnalazione agli investitori ESG, e — in alcuni casi — anticipazione di obblighi normativi futuri. I fertilizzanti sono nella stessa categoria: l'ammoniaca si produce da idrogeno e azoto, e i produttori come Yara e BASF (da verificare) devono decarbonizzare la feedstock per rispettare le traiettorie CBAM.
Produttori di acciaio. L'acciaio verde — prodotto da riduzione diretta del ferro con idrogeno invece di carbone — è il caso d'uso più decantato. SSAB, H2 Green Steel, ArcelorMittal: gli annunci di grandi forni DRI-H2 (Direct Reduced Iron) si moltiplicano (da verificare stato effettivo degli impianti nel 2025-2026). Ma qui la dipendenza dall'idrogeno verde è totalizzante: un impianto DRI-H2 non può tornare al carbone se l'idrogeno non è disponibile. Il contratto di fornitura deve garantire continuità operativa o prevedere backup credibili.
Trasporto pesante e marittimo. I camion a celle a combustibile (Toyota, Hyundai, Daimler — da verificare disponibilità commerciale attuale) e le navi alimentate ad ammoniaca o metanolo verde stanno creando una domanda nascente. I contratti qui sono più brevi e meno strutturati, spesso basati su meccanismi spot o semi-spot. La diffusione dipende dalla rete di stazioni di rifornimento, che è ancora embrionale.
Il rischio del contratto "sostenibile" che è solo marketing
C'è un tema che il mercato non ama discutere apertamente: il rischio che i contratti H2 firmati oggi siano, in quota significativa, impegni di facciata.
Le grandi aziende hanno obiettivi di decarbonizzazione pubblicati, pressioni degli investitori ESG, obblighi di rendicontazione CSRD. Un contratto H2 firmato — anche se i volumi di consegna sono lontani nel tempo, anche se le clausole di force majeure sono generose verso il produttore, anche se i meccanismi di certificazione sono ancora in definizione — permette di dichiarare oggi un impegno che si materializzerà (forse) tra cinque anni.
Questo non è necessariamente fraudolento. Ma può diventarlo. Il rischio giuridico concreto è il greenwashing contrattuale: impegnarsi con i propri stakeholder — investitori, clienti, autorità di regolazione — su obiettivi di decarbonizzazione sostenuti da contratti H2 che non garantiscono in realtà la consegna né la qualità dichiarata. In Europa, la Direttiva Green Claims (in corso di recepimento — da verificare stato 2025-2026) introduce obblighi di substantiation per le dichiarazioni ambientali: chi dichiara di usare "idrogeno verde certificato" deve poterlo dimostrare con una filiera certificata end-to-end. Un contratto H2 mal redatto — privo di specifiche di qualità verificabili, con certificazioni di origine labili, con delivery point indefiniti — non reggere all'esame.
L'AGCM ha già sanzionato dichiarazioni ambientali nel settore energetico (da verificare i casi specifici aggiornati). Autorità analoghe in Germania e Olanda si stanno muovendo nella stessa direzione. Il contratto H2 "sostenibile" che non è ancorato a prestazioni concrete e verificabili è una passività, non un asset.
La considerazione dell'Avvocato del Diavolo
Il mercato dell'idrogeno verde è una di quelle transizioni necessarie che si realizzano attraverso un'architettura di illusioni coordinate. I produttori devono illudere le banche che la tecnologia funzionerà a scala. Le banche devono illudere i finanziatori che i contratti garantiranno i flussi. Gli acquirenti devono illudere i propri stakeholder che l'idrogeno arriverà nei tempi e nelle quantità dichiarate. I governi devono illudere i contribuenti che i sussidi creeranno un mercato autonomo prima o poi.
Nessuno mente, esattamente. Tutti stanno facendo proiezioni su scenari ottimistici che potrebbero realizzarsi — o no. Il problema è che le illusioni coordinate vengono fissate in documenti legali vincolanti che producono conseguenze concrete quando la realtà non converge con le proiezioni.
Chi negozia un H2 PPA oggi ha di fronte una scelta: negoziare un documento che rifletta la complessità e l'incertezza reale del mercato — con clausole di adattamento del prezzo, meccanismi di uscita, specifiche tecniche aggiornabili, allocazione chiara dei rischi di forza maggiore — oppure firmare un template che sembra un PPA elettrico ma non ne ha la solidità.
Il primo tipo di contratto è difficile da negoziare, richiede competenze tecnico-legali specifiche, e può bloccare un deal per mesi. Il secondo si firma in quattro settimane e lascia in pace tutti — finché non arriva il momento della prima delivery mancata, del prezzo che non converge con la formula, della certificazione che viene contestata.
L'idrogeno verde è la transizione energetica che l'industria pesante non può fare senza. I contratti che la finanziano sono strumenti essenziali. Ma uno strumento essenziale mal forgiato è più pericoloso di nessuno strumento.
I dati di mercato citati in questo articolo derivano da fonti pubbliche (REPowerEU, IEA, IRENA, comunicazioni aziendali pubbliche) e sono indicati con "(da verificare)" dove non direttamente verificabili alla data di pubblicazione. L'analisi normativa fa riferimento al Regolamento Delegato UE 2023/1184, alla Direttiva RED III, alla Direttiva Green Claims in corso di recepimento e al programma H2Global tedesco nello stato pubblicamente noto al luglio 2026.