Quaderni Iuav. Ricerche Iuav at Work
Collana a cura di Sara Marini, Massimiliano Condotta, Università Iuav di Venezia
Comitato scientifico
Caterina Balletti, Università Iuav di Venezia
Alessandra Bosco, Università Iuav di Venezia
Maurizio Carlin, Padiglione Venezia
Michele Casarin, Accademia di Belle Arti di Venezia
Alessandro Costa, Fondazione Venezia Capitale Mondiale della Sostenibilità
Giovanni Dell’Olivo, Fondazione di Venezia
Giovanni Marras, Università Iuav di Venezia
Progetto grafico
Centro Editoria Pard / Egidio Cutillo, Andrea Pastorello
Venezia 2050. L’hub portuale energetico Net Zero a Porto Marghera a cura di Paolo Costa
ISBN 979-12-5953-149-0
Prima edizione: aprile 2025
Impaginazione: Pietro Bonifaci, Klarissa Pica
Immagine di copertina
Klarissa Pica, Oltre il porto, settembre 2021
Anteferma Edizioni Srl, via Asolo 12, Conegliano, TV
Stampa: Grafiche Antiga, Crocetta del Montello, TV
Copyright: Opera distribuita con licenza CC BY-NC-ND 4.0 internazionale
Volume edito nell’ambito della 19. Mostra Internazionale di Architettura di Venezia all’interno del progetto Iuav at Work quale estensione nel territorio cittadino del Padiglione Venezia.
Volume realizzato con i fondi relativi all’attività di collaborazione fra Fondazione Iuav, Università Iuav di Venezia, Fondazione di Venezia e Fondazione Venezia
Capitale Mondiale della Sostenibilità.
Laddove non diversamente specificato, tutti i disegni sono di Ambra Tieghi.
4 La transizione energetica italiana nel contesto della decarbonizzazione globale: il porto di Venezia come hub energetico per le rinnovabili
Paolo Costa
12 Gli hub portuali dell’idrogeno green in Europa
Pietro Bonifaci
38 La transizione energetica nei porti del Nord Adriatico verso il Net Zero 2050
Ambra Tieghi
102 Decide and Provide: il porto di Venezia come hub energetico Net Zero al 2050
Klarissa Pica
Paolo Costa
La transizione energetica italiana nel contesto della decarbonizzazione globale: il porto di Venezia come hub energetico per le rinnovabili
Verso la decarbonizzazione globale
La comunità scientifica internazionale ha indicato il 2050 come termine ultimo per limitare l’aumento della temperatura globale a 1,5°C rispetto ai livelli preindustriali, obiettivo fondamentale per prevenire conseguenze catastrofiche derivanti dai cambiamenti climatici1 .
Il raggiungimento di questo traguardo richiede un processo di progressiva decarbonizzazione che investa molteplici settori: dalla produzione di energia elettrica ai trasporti, dalle attività industriali agli usi domestici.
A regime, nel 2050, si punta all’azzeramento delle emissioni di CO₂ (Net Zero), attraverso l’adozione di un mix energetico diversificato, in cui le rinnovabili, come il solare e l’eolico, giochino un ruolo predominante2, e l’impiego dell’idrogeno diventi il combustibile alternativo prevalente.
Il processo temporale di decarbonizzazione si articolerà necessariamente in due fasi: quella intermedia, di transizione graduale dai combustibili fossili a quelli rinnovabili, e quella finale, nella quale l’eliminazione totale delle emissioni di CO₂ si otterrà mediante l’impiego quasi esclusivo di fonti energetiche rinnovabili. La fase intermedia contempla una riduzione progressiva delle emissioni attraverso l’ibridazione dei combustibili fossili con quelli rinnovabili (ad es. miscele di gas naturale ed idrogeno) e l’implementazione di tecnologie di cattura e sequestro del carbonio (CCS).
Il momento di passaggio da un regime “misto fossili-rinnovabili” a un regime “tutto rinnovabili” non sarà lo stesso in tutte le parti del mondo.
Stati e regioni geografiche diversi andranno adottando strategie di decarbonizzazione eterogenee, determinate principalmente dalla disponibilità relativa di risorse fossili e di accessibilità relativa alle rinnovabili nei rispettivi territori. Le diverse dotazioni di
1 Intergovernmental Panel on Climate Change, Climate Change 2021: The Physical Science Basis, Cambridge University Press, 2021.
2 International Renewable Energy Agency, Global Renewables Outlook: Energy Transformation 2050, 2020.
risorse fossili e le differenze di accesso alle rinnovabili determineranno calendari ed approcci non coincidenti.
Disponibilità relativa di risorse, nel caso specifico quelle fossili, che è alla base anche di atteggiamenti non cooperativi, se non negazionisti, rispetto all’obiettivo della lotta ai cambiamenti climatici attraverso la decarbonizzazione.
L’esempio più eclatante è quello degli USA, secondo emettitore mondiale di gas serra, che l’amministrazione Trump ha nuovamente ritirato dagli accordi di Parigi del 2015, stipulato tra gli stati aderenti alla Convenzione ONU sui cambiamenti climatici, ed ha sterilizzato tutti i provvedimenti favorevoli alla decarbonizzazione che avevano caratterizzato la politica industriale del suo predecessore (in particolare l’Inflation Reduction Act del 2022 anche promotore di “energia pulita”). Per contro è la povertà di risorse energetiche fossili che ha spinto, e continua a spingere, la Cina a puntare aggressivamente sulle rinnovabili per ridurre la sua dipendenza energetica dal resto del mondo. Il dominio delle nuove tecnologie che presiedono allo sfruttamento e all’uso delle energie rinnovabili è per contro un fattore che continuerà ad agire in favore della decarbonizzazione anche in Paesi meno politicamente impegnati contro i cambiamenti climatici come gli USA. È evidente quindi che la transizione energetica risponde anche a logiche economiche e di sicurezza sempre più indipendenti dalle posizioni politiche.
Il contesto europeo e italiano
L’Unione Europea, caratterizzata da una limitata disponibilità di risorse fossili endogene, ha manifestato negli anni trascorsi un interesse strategico nell’accelerare la transizione verso le fonti rinnovabili, non solo per ragioni ambientali ma anche per garantire la propria sicurezza energetica 3. Tuttavia, questa transizione risulta oggi rallentata da una sottovalutazione dei costi economici e sociali della stessa e dai differenziali di prezzo che esistono tra fonti fossili e rinnovabili in misura ancora favorevole alle prime.
3 European Commission, A European Green Deal, 2020.
Paolo Costa
Per l’Italia, che presenta una condizione di particolare vulnerabilità, essendo relativamente povera sia di fonti fossili sia di potenziale rinnovabile immediatamente sfruttabile (al netto di possibili sviluppi rivoluzionari nel settore geotermico o nucleare), il percorso verso una maggiore indipendenza energetica attraverso le fonti rinnovabili continua a rappresentare una direzione strategica razionale, al di là delle fluttuazioni nella politica climatica internazionale.
Nel periodo che ci separa dal 2050, il panorama energetico italiano vedrà quindi necessariamente coesistere diverse soluzioni: dall’utilizzo di combustibili fossili con tecnologie CCS, all’impiego di gas naturale miscelato con idrogeno, fino all’adozione di vettori energetici alternativi come metanolo e ammoniaca finalizzati all’impiego dell’idrogeno4 .
Ne consegue che nel nostro Paese risulterebbe strategico predisporre le infrastrutture utili e necessarie al più sollecito impiego di fonti energetiche rinnovabili, sfruttando allo scopo ogni spazio di sostenibilità economica dell’investimento.
Il tutto anche per non farsi trovare impreparati quando i rapporti di prezzo renderanno economicamente conveniente l’impiego preferenziale delle rinnovabili, tipicamente l’idrogeno, rispetto alle fonti fossili ed a quelle ibride.
Le necessarie importazioni energetiche. Pipeline fisiche e pipeline virtuali
Nonostante l’incremento della produzione domestica di energia da fonti rinnovabili, l’Italia dovrà continuare a fare affidamento soprattutto sulle importazioni delle stesse per soddisfare il proprio fabbisogno energetico. In questo contesto l’Italia potrà utilmente ricorrere all’utilizzo di infrastrutture esistenti, come i gasdotti che la collegano all’Africa (oggi Algeria e Tunisia), da riconvertire per il trasporto di vettori energetici rinnovabili.
Ma queste “pipeline fisiche” non garantiscono né la quantità né la sicurezza del fabbisogno energetico nazionale. La creazione
4 Ministero della Transizione Ecologica, Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, 2021.
di “pipeline virtuali” che permettano il trasporto marittimo di metanolo e ammoniaca rappresenta pertanto un’opzione strategica per diversificare le fonti di approvvigionamento e garantire la sicurezza energetica5 .
Considerazioni relative alla sicurezza energetica e all’ampiezza del mercato, tanto nazionale quanto europeo, suggeriscono quindi di affiancare alle tradizionali “pipeline fisiche” delle “pipeline virtuali”. Queste ultime consisterebbero di rotte marittime lungo le quali navi cariche di vettori energetici rinnovabili (principalmente metanolo e ammoniaca) provenienti da Africa, Medio Oriente e Sudamerica potrebbero approdare in hub portuali italiani specializzati.
Venezia come potenziale hub energetico da rinnovabili
In questo scenario il porto di Venezia, nelle sue installazioni di Porto Marghera, emerge come un hub potenziale per il trattamento e la distribuzione di vettori energetici rinnovabili, grazie alla sua posizione geografica e all’esperienza nel settore energetico.
Mentre altri porti, come Ravenna, si concentreranno sulla rigassificazione del gas naturale liquefatto (GNL), Venezia potrà sviluppare le infrastrutture necessarie per gestire metanolo e ammoniaca, rispondendo così alla crescente domanda di idrogeno anche a sostegno dell’industria locale6 .
La secolare esperienza accumulata a Porto Marghera nel trattamento di vettori energetici, unitamente alla presenza di un’ampia zona industriale costiera, costituisce un vantaggio competitivo decisivo rispetto ad altre realtà portuali italiane.
Mentre dunque altri scali si propongono come protagonisti della fase di “transizione intermedia” (rigassificazione del GNL e contemporaneo sequestro della CO₂ prodotta), Venezia potrà posizionarsi strategicamente per gestire i vettori energetici del futuro, come metanolo e ammoniaca.
5 Consiglio Nazionale delle Ricerche, Strategie di approvvigionamento energetico in Italia, 2022.
6 Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Settentrionale, Piano Triennale di Sviluppo Portuale, 2021.
Paolo Costa
Questa specializzazione potrebbe rispondere non solo alla domanda locale di idrogeno – proveniente dalle centrali elettriche riconvertite e dagli impianti industriali energivori dell’hinterland – ma anche alla domanda energetica raggiungibile attraverso le pipeline in corso di adattamento (SoutH2Corridor e Trans Austria Gas Pipeline) che possono collegare il porto di Venezia con l’Austria e la Germania meridionale.
Venezia porto delle energie rinnovabili: possibile, necessario, fattibile
La transizione energetica italiana verso la decarbonizzazione rappresenta una sfida complessa che richiede un approccio sistematico e flessibile. In questo contesto, il porto di Venezia ha l’opportunità di riposizionarsi come nodo strategico nelle reti energetiche del futuro, valorizzando il proprio patrimonio infrastrutturale e la propria esperienza nel settore. La trasformazione del porto veneziano in un hub specializzato per vettori energetici rinnovabili potrebbe contribuire significativamente non solo alla decarbonizzazione del sistema energetico italiano, ma anche a quella dell’Europa centrale, rafforzando al contempo la sicurezza energetica continentale e la competitività economica regionale. Come ogni altro porto, italiano e no, Venezia è oggi impegnata in più di un processo di decarbonizzazione: la decarbonizzazione dell’energia impiegata nelle aree portuali, la produzione di energia rinnovabili (elettrica e/o idrogeno verde da fotovoltaico) ma soprattutto – peculiarità veneziana – dall’organizzazione dell’importazione, stoccaggio, conversione e distribuzione di vettori di energie rinnovabili. È a quest’ultimo più impegnativo processo che sono dedicate le pagine che seguono.
La fattibilità della trasformazione del porto di Venezia in un hub energetico per le rinnovabili verrà esaminata sotto tre diversi profili.
Quello della possibilità dell’allineamento della portualità veneziana alle migliori esperienze europee in corso (Pietro Bonifaci, Gli hub portuali dell’idrogeno green in Europa), quello della complementarietà della transizione energetica portuale ai processi analoghi in corso negli altri scali dell’Alto Adriatico (Ambra
Tieghi, La transizione energetica nei porti del Nord Adriatico verso il Net Zero 2050) e quello della disponibilità di infrastrutture energetiche tipiche dell’”era fossile” pronte alla trasformazione in infrastrutture energetiche dell’”era rinnovabili” (Klarissa Pica, Decide and Provide: il porto di Venezia come hub energetico Net Zero al 2050).
Un hub energetico di standard europeo è possibile
Lo dimostrano le esperienze che sono in corso nei porti leader del nord Europa (Anversa-Bruges, Rotterdam e Amburgo), e nell’area del Mediterraneo (Anadalusian Hydrogen Valley). L’analisi di questi casi studio fornisce alcune indicazioni preliminari relativamente alle strategie adottate in termini di produzione e importazione di idrogeno verde e dei suoi derivati, e delle tecnologie che sembrano prevalere. Tuttavia, non si osserva ancora una presa di posizione netta, ad esempio, nella scelta di uno o dell’altro vettore energetico derivato. Gli studi sviluppati relativamente agli aspetti localizzativi, dimensionali, di aggregazione o separazione delle infrastrutture necessarie alla produzione, importazione e conversione dell’idrogeno verde e dei suoi derivati forniscono una rassegna delle principali questioni da affrontare per la realizzazione di un hub portuale dell’idrogeno verde da utilizzare come benchmark per lo sviluppo del progetto veneziano.
L’hub energetico veneziano complemento all’offerta
Alto Adriatica
La transizione energetica nei porti del Nord Adriatico è un processo in evoluzione, caratterizzato da strategie differenziate che bilanciano interventi di breve e lungo termine. Se da un lato alcuni porti puntano su soluzioni transitorie per ottenere riduzioni immediate delle emissioni, dall’altro emergono approcci più strutturali, volti a trasformare le infrastrutture portuali in hub per energie rinnovabili e vettori energetici sostenibili. L’analisi evidenzia come la decarbonizzazione non sia solo una questione tecnologica, ma anche di pianificazione strategica, integrazione con le reti energetiche e di ridefinizione del ruolo dei porti nell’economia regionale. Il confronto tra gli scali analizzati – Trieste, Ravenna,
Paolo Costa
Koper e Rijeka – mostra differenti livelli di maturità nelle iniziative adottate, condizionate da vincoli infrastrutturali, disponibilità di risorse e orientamenti politici. Il successo della transizione dipenderà dalla capacità di superare la frammentazione attuale, integrando soluzioni innovative in una visione di lungo periodo che garantisca coerenza con gli obiettivi Net Zero 2050.
In questo contesto il porto di Venezia rappresenta un’infrastruttura di rilevanza strategica nel panorama logistico europeo, per la sua posizione geografica e la possibilità di integrarsi con il sistema multi-portuale dell’Alto Adriatico. La cooperazione con gli scali di Ravenna, Trieste, Koper e Rijeka consente di massimizzare il vantaggio localizzativo, facilitando l’accesso ai principali mercati europei e asiatici. Tuttavia, affinché tale potenziale si traduca in un’effettiva competitività, è necessario un potenziamento infrastrutturale accompagnato da una governance coordinata.
L’hub energetico veneziano da rinnovabili come evoluzione sostenibile di quello da combustibili fossili Il porto di Venezia si configura come un nodo chiave per la transizione energetica nazionale. La sua secolare esperienza nell’importazione, stoccaggio, impiego locale e distribuzione di prodotti energetici consente di programmare una relativamente agevole riconversione di alcune delle infrastrutture esistenti in impianti dedicati all’idrogeno verde e ai suoi vettori, facendolo diventare un hub Net Zero anche prima del 2050.
Facilmente riconvertibili non sono solo le infrastrutture esistenti ma anche progetti da tempo elaborati in dettaglio. Ci si riferisce in particolare, all’adattamento del progetto del terminal offshore (Progetto VOOPS) e al potenziamento delle reti di distribuzione energetica che permetterebbero di trasformare Venezia in un polo avanzato per l’importazione, lo stoccaggio e la distribuzione di energia rinnovabile, avvalendosi di sinergie con il polo industriale di Porto Marghera e lo scalo di San Leonardo.
Pietro Bonifaci
hub portuali dell’idrogeno green in Europa
Gli
Gli obiettivi posti dall’European Green Deal1 puntano a rendere l’Unione Europea neutrale dal punto di vista climatico attraverso lo sviluppo di un’economia a zero emissioni nette di gas serra entro il 2050. Come sottolineato da una recente comunicazione della Commissione Europea sul Clean Industrial Deal2, la decarbonizzazione ha un’importanza strategica non solo per affrontare le conseguenze della crisi climatica, ma anche per migliorare la competitività tecnologica e la resilienza economica del settore industriale. Ulteriori vantaggi riguardano l’opportunità di ridurre i prezzi dell’energia aumentando al contempo la sicurezza energetica come rilevato nel cosiddetto Rapporto Draghi3 .
In tale contesto, numerosi porti europei hanno avviato strategie per lo sviluppo di un’economia legata all’idrogeno verde, per l’importazione dei suoi vettori e per favorire l’utilizzo dell’idrogeno per la riduzione delle emissioni nel settore del trasporto e in settori industriali difficilmente elettrificabili o convertibili ad altre fonti energetiche (hard-to-abate).
La prospettiva è che i porti diventino luoghi di importazione, esportazione trasformazione e distribuzione dell’idrogeno verde per il suo utilizzo generalizzato all’interno dell’economia europea. Tale transizione richiede la pianificazione di tutti gli interventi infrastrutturali necessari allo sviluppo della catena del valore dell’idrogeno green, a partire dalla produzione e importazione dei vettori, alla trasformazione della molecola, fino al consumo e distribuzione.
Nei paragrafi successivi, dopo una breve introduzione sui diversi “colori” dell’idrogeno, saranno descritti i progetti elaborati
1 Regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio del 30 giugno 2021 che istituisce il quadro per il conseguimento della neutralità climatica e che modifica il regolamento (CE) n. 401/2009 e il regolamento (UE) 2018/1999 (Normativa europea sul clima).
2 Commissione Europea, Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions, The Clean Industrial Deal: A joint roadmap for competitiveness and decarbonization, 26 febbraio 2025.
3 M. Draghi, The future of European competitiveness, a competitiveness strategy for Europe, 2024.
Pietro Bonifaci
e gli interventi in fase di realizzazione nei porti di Anversa-Bruges, Rotterdam e Amburgo, nel Mar del Nord, e sarà illustrato il progetto dell’Andalusian Hydrogen Valley nel sud della Spagna, al fine di individuare le azioni adottate dai porti leader europei per favorire lo sviluppo dell’economia dell’idrogeno green, in un’ottica di replicabilità allo scalo veneziano delle strategie adottate per la produzione, importazione, stoccaggio e distribuzione dell’idrogeno e dei vettori energetici da esso derivati.
I “colori” dell’idrogeno
Nonostante non esista una classificazione univoca dei “colori” dell’idrogeno, una delle definizioni più diffuse suddivide le tipologie di idrogeno sulla base delle fonti energetiche e dei processi per la sua produzione in grigio, blu e verde. L’idrogeno grigio viene estratto dal metano o da altri idrocarburi, o tramite elettrolisi dell’acqua con l’utilizzo di energia elettrica prodotta da fonti fossili (questa seconda tipologia viene a volte chiamata anche idrogeno marrone o nero). La produzione di idrogeno grigio comporta il rilascio di anidride carbonica nell’aria. L’idrogeno blu viene prodotto con gli stessi processi utilizzati per la produzione di idrogeno grigio ma prevede il sequestro e il successivo stoccaggio dell’anidride carbonica prodotta. In questo caso si parla anche di idrogeno a basse emissioni di carbonio in quanto non è possibile catturare tutta l’anidride carbonica rilasciata. Infine, si parla di idrogeno verde quando la molecola viene estratta dall’acqua tramite elettrolisi utilizzando energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, e quindi senza il rilascio di anidride carbonica nell’aria.
Il Porto di Anversa-Bruges
Il porto di Anversa-Bruges, in Belgio, si estende su un’area di circa 14.300 ettari4 e nel 2024 ha movimentato circa 13,5 milioni di
4 Port of Antwerp-Bruges, Factsheet, 2022, disponibile online (newsroom.portofantwerpbruges.com/port-of-antwerp-bruges-merger-of-theports-of-antwerp-and-zeebrugge-creates-europes-largestexport-port).
Gli hub portuali dell’idrogeno green in Europa
TEU5. Il porto ambisce a consolidarsi come hub energetico di riferimento a livello internazionale per l’idrogeno green. A tale proposito è stata sviluppata una Hydrogen Roadmap per il 2030 in cui vengono definite una serie di azioni volte a favorire lo sviluppo di un’economia dell’idrogeno del porto. Le azioni delineate nella roadmap riguardano tre ambiti principali: la produzione locale, l’importazione e la distribuzione dell’idrogeno green.
Sul fronte della produzione, il consorzio HyoffWind realizzerà un impianto di elettrolisi per l’estrazione di idrogeno green utilizzando l’energia solare ed eolica prodotta localmente dai partner Parkwind e Eoly Energy. L’idrogeno prodotto verrà immesso nella rete di gas naturale esistente per essere utilizzato in campo industriale. Inoltre, è prevista la realizzazione di un secondo impianto, nell’ambito dell’area dedicata al NextGen District, per la produzione di idrogeno green per l’esportazione all’interno del mercato europeo. Infine, il consorzio Antwerp@C prevede la produzione di idrogeno blu ottenuto a partire dal gas naturale e la successiva cattura, liquefazione e immagazzinamento temporaneo della CO2 per poi trasferirla definitivamente in depositi sotterranei. Il progetto prevede la realizzazione di impianti di liquefazione della CO2, un terminal per l’esportazione via nave, e una pipeline per il trasporto verso i giacimenti esausti del Mar del Nord. Le azioni intraprese nel campo dell’importazione sono volte a sopperire alla scarsa produzione di energia rinnovabile in Belgio, come del resto in gran parte d’Europa. Il porto sta sviluppando le infrastrutture (banchine e impianti di conversione e di stoccaggio) necessarie all’importazione di idrogeno e dei suoi vettori da diversi paesi come Cile, Oman, Namibia, USA, Canada, Egitto e Brasile, diversificando i paesi di origine per garantirsi la fornitura contro eventuali instabilità geopolitiche. L’inizio delle importazioni di idrogeno su larga scala è previsto a partire dal 2026. Queste azioni si inseriscono in una più ampia strategia per
5 Port of Antwerp-Bruges, Annual figures for Port of Antwerp-Bruges, 27 gennaio 2025, disponibile online (newsroom.portofantwerpbruges.com/annual-figures-for-port-of-antwerp-bruges-show-growth -despite-challenging-times).
Pietro Bonifaci
lo sviluppo dell’importazione dell’idrogeno in Belgio sostenuta dalla Hydrogen Import Coalition di cui il porto di Anversa-Bruges fa parte. Nell’ambito di questa strategia, il porto si sta attrezzando per riuscire a importare grossi volumi di idrogeno sostenibile sia in forma liquida che attraverso i principali vettori energetici, tra cui metanolo, ammoniaca, metanolo sintetico e vettori organici liquidi dell’idrogeno (LOCH - Liquid Organic Hydrogen Carriers)6. All’interno del porto questi vettori verranno trasformati nuovamente in idrogeno per essere impiegati come materia prima o carburante. Nel periodo 2024-2027 è prevista la costruzione, il test e lo scaling-up del primo impianto pilota di cracking e splitting per l’estrazione dell’idrogeno dai vettori.
L’infrastruttura necessaria per ricevere e successivamente ridistribuire l’idrogeno è composta da moli, terminal e pipeline. Nell’area del porto è presente una rete interna di distribuzione privata dell’idrogeno di proprietà di Air Liquide. Parallelamente, si sta lavorando allo sviluppo di una pipeline ad accesso libero, per il collegamento dell’area di Anversa con l’entroterra tedesco.
Al momento il porto è dotato delle necessarie infrastrutture per ricevere diversi vettori dell’idrogeno7. Le società Fluxys e Advario stanno progettando un terminal per l’importazione di ammoniaca green da realizzare entro il 2027. Il progetto prevede la realizzazione di un molo adatto a small and large vessels; serbatoi di stoccaggio per l’ammoniaca; un impianto per la riconversione dell’ammoniaca in idrogeno; la realizzazione di tutte le necessarie connessioni alla rete di distribuzione dell’ammoniaca e a quella
6 L’ammoniaca viene prodotta attraverso il processo Haber-Bosch che prevede la combinazione diretta di idrogeno e azoto, e determinate condizioni di pressione e temperatura. Il metanolo invece prevede la combinazione diretta di idrogeno e anidride carbonica. I LOHC sono dei composti (principalmente idrocarburi) che possono immagazzinare idrogeno a temperatura e pressione ambiente.
7 I diversi vettori richiedono differenti infrastrutture per lo stoccaggio e la distribuzione. Ad esempio, lo stoccaggio dell’idrogeno gassoso prevede l’uso di serbatoi compressi, l’idrogeno liquido richiede serbatoi compressi e raffreddati, i LOHC possono essere assimilati ad idrocarburi e quindi essere trasportati e stoccati con tecnologie esistenti, alcuni LOHC e l’ammoniaca presentano problemi di sicurezza.
di distribuzione dell’idrogeno; l’allestimento degli spazi dedicati al carico di ammoniaca su treni e camion; e la previsione di eventuali ulteriori spazi per l’espansione dell’impianto.
All’interno dell’area portuale di Anversa-Bruges attualmente esiste già un determinato consumo di idrogeno legato principalmente all’industria chimica e, in parte, ai trasporti. Per quest’ultimo utilizzo è presente una stazione di rifornimento ad idrogeno per navi, camion e automobili. Infine, sotto il profilo della ricerca, il NextGen District, ha lo scopo di sperimentare nuove tecnologie basate sull’idrogeno.
Il Porto di Rotterdam
Il porto di Rotterdam, nei Paesi Bassi, ha un’estensione di circa 12.500 ettari8 e nel 2024 ha movimentato circa 13,8 milioni di TEU9. Anche il porto di Rotterdam sta sviluppando una serie di progetti finalizzati a consolidarne il ruolo di hub dell’idrogeno europeo, e anche in questo caso, i principali interventi infrastrutturali si concentrano sulla produzione, importazione e distribuzione dell’idrogeno green.
L’ approvvigionamento di energia elettrica da fonti rinnovabili per la produzione di idrogeno green sarà garantito attraverso la realizzazione di parchi eolici che dovrebbero permettere di raggiungere una produzione di 21 GW nel mare del Nord entro il 2030, per arrivare, secondo le previsioni del governo olandese, fino a 50 GW nel 2050.
Parte dell’energia prodotta dagli impianti eolici sarà trasformata in idrogeno attraverso un processo di elettrolisi per essere utilizzata nei processi industriali che non possono essere elettrificati, per i trasporti, o come materia prima nell’industria chimica. L’idrogeno così prodotto potrà inoltre sostituire quello attualmente
8 Port of Rotterdam, Facts and figures from the Port of Rotterdam Authority and the port of Rotterdam, disponibile online (www.portofrotterdam.com/en/experience-online/facts-and-figures).
9 Port of Rotterdam, Cargo throughput in the port of Rotterdam slightly decreased in 2024, 21 febbraio 2025, disponibile online (www.portofrotterdam.com/en/news-and-press-releases/cargo-throughputport-rotterdam-slightly-decreased-2024).
derivato dal metano permettendo il passaggio dall’utilizzo di idrogeno grigio o blu a idrogeno verde.
Nella zona di Maasvlakte 2 è stato realizzato il Conversion Park, un’area dedicata alla produzione di idrogeno green, dove alcune società private hanno pianificato di realizzare due impianti di elettrolisi della capacità totale di 450 MW totali. La scelta di dedicare un’area specifica del porto a questi impianti ha l’obiettivo di sfruttare al meglio le infrastrutture comuni ai diversi impianti, come la connessione alla rete elettrica, al sistema di approvvigionamento dell’acqua necessaria al processo di elettrolisi e alle pipeline di distribuzione dell’idrogeno.
La rapida assegnazione delle aree disponibili ha spinto le autorità portuali a individuare ulteriori spazi per la creazione di un Electrolysis Cluster, destinato a potenziare ulteriormente la capacità produttiva di idrogeno verde.
Altre società che operano nel campo dell’energia nel porto di Rotterdam (Uniper e Eneco) stanno pianificando di realizzare impianti di elettrolisi in altre aree del porto. Infine, un’area di 11 ettari è stata oggetto di un appalto pubblico bandito nel 2023 per la realizzazione di un elettrolizzatore da 1 GW. È prevista inoltre l’implementazione di un sistema di recupero dell’acqua calda che viene generata durante il processo di elettrolisi, con l’obiettivo di reimpiegarlo nella rete di teleriscaldamento regionale.
L’Autorità portuale di Rotterdam stima che il potenziale complessivo di produzione di energia rinnovabile attraverso impianti eolici situati nella parte olandese del Mare del Nord riuscirebbe a soddisfare circa un terzo del fabbisogno di energia green dei Paesi Bassi. L’importazione di idrogeno, come nel caso di Anversa, costituisce quindi il secondo elemento fondamentale per la transizione verso l’economia dell’idrogeno. L’ambizione del porto è quella di sostituire progressivamente l’attuale importazione a larga scala di carburanti fossili che servono il mercato interno e quello di Germania e Belgio. L’Autorità Portuale, su mandato dello Stato olandese, ha condotto un’indagine per individuare i paesi e le compagnie interessate alla esportazione di idrogeno verso i Paesi Bassi, individuando, a livello mondiale, 20 aree caratterizzate da un alto potenziale per l’esportazione di idrogeno green in Olanda.
Pietro Bonifaci
Il porto sta quindi affrontando la pianificazione delle infrastrutture necessarie all’intera catena di valore dell’idrogeno (produzione e importazione, stoccaggio e distribuzione e consumo) con la consapevolezza che esse debbano essere realizzate contemporaneamente al fine di garantire lo sfruttamento efficiente della molecola e dei suoi vettori.
La prima questione da affrontare è quindi quella della riconversione dei terminal petroliferi a terminal per la ricezione di idrogeno e dei suoi vettori a partire dal 2025. In questa direzione si è orientata OCI Global (una società di produzione e distribuzione dell’ammoniaca operante nel porto) che ha deciso di espandere il proprio terminal per l’ammoniaca, situato nella zona di Europoort, per raggiungere la capacità di 1,2 Mtpa. La capacità del terminal potrà inoltre essere ulteriormente incrementata a 3 Mtpa, a seguito della recente decisione dell’Agenzia per la Protezione Ambientale di autorizzare la realizzazione di un nuovo serbatoio di stoccaggio dell’ammoniaca da 60.000 tonnellate. Inoltre, sono stati annunciati ulteriori otto progetti10 per la realizzazione di terminal per l’importazione di ammoniaca, LOCH e idrogeno liquido che dovrebbero permettere al porto di Rotterdam di garantire, insieme alla produzione locale, il 20% degli obiettivi di produzione e importazione di idrogeno green stabiliti dalla Commissione Europea con il piano RePowerEU. Entro il 2026 dovrebbe entrare in funzione anche l’ACE Terminal, sviluppato dalle società Gasunie, HES e Vopak. Il progetto prevede il riutilizzo delle infrastrutture esistenti come i serbatoi di stoccaggio e i gasdotti di Gasunie, il terreno e il molo di HSE international con accesso diretto al Mare del Nord, che garantisce anche eventuale spazio per l’espansione futura della struttura. Il modello organizzativo prevede che l’ammoniaca venga riconvertita in idrogeno direttamente al terminal e immesso nella rete di gasdotti in corso di realizzazione. Nel 2023, insieme ad altre diciassette compagnie della regione, l’Autorità Portuale di Rotterdam ha commissionato a Fluor
10 Port of Rotterdam, Port of Rotterdam developing Europe’s Hydrogen Hub, 2024, disponibile online (www.portofrotterdam.com/sites/ default/files/2024-05/developing-europes-hydrogen-hub.pdf).
Pietro Bonifaci
uno studio di prefattibilità per la realizzazione di un impianto di cracking dell’ammoniaca su larga scala (con capacità di 1 milione di tonnellate di idrogeno all’anno) all’interno dell’area del porto11 . Lo studio di prefattibilità ha approfondito le tecnologie disponibili sul mercato, il grado di sviluppo dei processi e il loro consumo energetico, gli aspetti ambientali e di emissione, i requisiti spaziali e quelli di sicurezza e logistica legate principalmente alla gestione e stoccaggio dell’ammoniaca, nonché gli aspetti economici relativi ai costi di investimento e operativi. Lo studio ha analizzato tre alternative progettuali per la realizzazione dell’impianto: la prima prevede la realizzazione di un unico impianto di cracking e di sei diversi punti di scarico e stoccaggio dell’ammoniaca; il secondo prevede di centralizzare sia l’impianto di cracking che il punto di scarico e stoccaggio; mentre il terzo scenario prevede la realizzazione di sei diversi impianti di cracking, di dimensioni inferiori, collegati ciascuno ad un sito di stoccaggio e di scarico. Pur rimandando a successivi approfondimenti progettuali la definizione degli aspetti di dettaglio, lo studio ha evidenziato la fattibilità sotto il profilo tecnico, economico, della sicurezza, e della riduzione di emissioni di CO2, della realizzazione di un impianto per il cracking dell’ammoniaca su larga scala.
Nel 2023 è stata avviata la realizzazione della rete nazionale dell’idrogeno nel porto di Rotterdam. La rete, utilizzabile da tutti i fornitori e acquirenti di idrogeno, dovrebbe raggiungere una lunghezza complessiva di 1.200 km e collegarsi al Delta Rhine Corridor per poi connettersi alla Germania. Il progetto del Delta Rhine Corridor ha lo scopo di fornire energia e materie all’industria tedesca della Renania Settentrionale-Vestfalia per rafforzare la posizione strategica del porto di Rotterdam. Il progetto, che sarà probabilmente realizzato da un consorzio di soggetti
11 Fluor, Executive summary of pre-feasibility study for large-scale industrial ammonia cracking plant commissioned by Port of Rotterdam Authority (PoR), Air Liquide, Aramco, bp, E.ON/Essent, ExxonMobil, Gasunie, Global Energy Storage (GES), HES International, Koole Terminals, Linde Gas, RWE, Sasol, Shell, Uniper, Vopak and VTTI, 2023, disponibile online (www.portofrotterdam.com/sites/default/ files/2023-05/large-scale-industrial-ammonia-cracking-plant.pdf).
Gli hub portuali dell’idrogeno green in Europa
pubblici e privati di Germania e Paesi Bassi, prevede tre gasdotti per il trasporto di ammoniaca, anidride carbonica e idrogeno, quest’ultimo realizzato direttamente dalla società statale Gasuine. L’introduzione dell’ammoniaca tra i prodotti trasportati è più recente rispetto al progetto originale e permetterebbe di garantire maggiore sicurezza riducendo il trasporto su gomma o su rotaia considerato più pericoloso data la tossicità dell’ammoniaca stessa.
Il porto di Amburgo
Il porto di Amburgo, con un’estensione di circa 7.100 ettari 12 , in termini di movimentazione di container è il terzo porto più grande d’Europa e il primo della Germania (7,8 milioni di TEU nel 2024)13. Riveste un ruolo di primaria importanza all’interno della strategia per l’importazione di idrogeno in Germania e in Europa sviluppata all’inizio del 2022 dal Ministero dell’Economia e dell’Innovazione della città di Amburgo14. In linea con le iniziative intraprese dai porti di Anversa-Bruges e Rotterdam, anche Amburgo punta a diventare un hub leader per l’economia dell’idrogeno a livello europeo.
Nel porto di Amburgo è in fase di sviluppo un hub energetico a basse emissioni di carbonio, che includerà, nell’area di Blumensand, il primo terminal tedesco per l’importazione di ammoniaca verde, la cui entrata in funzione è prevista entro il 2026. La realizzazione del terminal è uno degli elementi necessari allo sviluppo
12 Port of Hamburg, The Port of Hamburg Facts and Figures, 2017, disponibile online (www.hafen-hamburg.de/site/assets/files/164695/ hhm_d-f_2017_en_final-8.pdf).
13 Port of Hamburg, Port of Hamburg: Growth in container throughput and rail transport , 24 febbraio 2025, disponibile online (www. hafen-hamburg.de/en/press/news/port-of-hamburg-growth-incontainer-throughput-and-rail-transport/#:~:text=At%207.8%20 million%20TEU%2C%20container,percent%20to%206.8%20million%20TEU).
14 Hamburg Ministry of Economy and Innovation, Green Hydrogen Hub Europe Hamburg as a hub for hydrogen imports to Germany and Europe - An economic policy strategy by the Ministry of Economy and Innovation, 2022, disponibile online (www.hamburg.de/resource/blob/ 202900/b3788ac06769c6cf1508f560bd46550f/wasserstoff-importstategie-engl-data.pdf).
Pietro Bonifaci
di una catena di valore per l’idrogeno, che si inquadra all’interno di un protocollo d’intesa siglato tra il Ministero dell’Economia e dell’Innovazione della città di Amburgo, l’Autorità Portuale di Amburgo e Air Products. Il terminal sarà attrezzato con infrastrutture per il carico e scarico su autocisterne e carri ferroviari e avrà un collegamento alle pipeline per la distribuzione dell’ammoniaca e dell’idrogeno. L’ammoniaca sarà stoccata in serbatoi appositamente realizzati demolendo due dei 72 serbatoi per lo stoccaggio del petrolio attualmente presenti nell’area. Nella zona del molo sarà realizzato inoltre un impianto per il cracking dell’ammoniaca.
I progetti infrastrutturali descritti si inquadrano in una più ampia strategia per l’idrogeno che vede il porto come traino della decarbonizzazione dell’industria della regione e di tutta la Germania. In questi termini l’importazione gioca un ruolo fondamentale ed è stata oggetto di accordi di cooperazione promossi dall’Autorità Portuale e dalla città di Amburgo con paesi produttori per lo sviluppo di infrastrutture, tecnologie e catene logistiche, in particolare con Cile, Uruguay, Argentina, Scozia, Paesi Bassi e Canada.
Negli ultimi anni il porto ha sviluppato alcune esperienze di importazione di ammoniaca green attraverso tank-container sia per il consumo all’interno del porto, che per la produzione di rame a basse emissioni di CO2 presso l’azienda Arubis, e avviando un progetto per il trasporto ferroviario verso una centrale elettrica situata vicino a Lipsia.
Dal punto di vista della produzione, è stato dato il via libera alla realizzazione di un impianto di elettrolisi nei pressi dell’ex centrale a carbone di Moorburg che dovrebbe entrare in funzione nel 2025 con una capacità di 100 MW e che dovrebbe poter essere successivamente ampliabile fino a 800 MW.
L’importazione giocherà inoltre un ruolo fondamentale per raggiungere gli obiettivi della Strategia Nazionale dell’Idrogeno definita dal Ministero Federale per gli Affari Economici e l’Energia nel 2020. L’atteggiamento attuale dell’Autorità Portuale è tecnologicamente neutro nell’attesa che prevalga chiaramente una alternativa (tra idrogeno liquido, ammoniaca, LOHC, ecc.) più adatta all’hub energetico del porto di Amburgo.
A queste iniziative si affiancano una serie di altri interventi in progetto nei settori della logistica, per la realizzazione di stazioni di rifornimento per locomotive, navi e camion, nonché per lo sviluppo di imbarcazioni alimentate ad idrogeno.
La strategia sviluppata dal Ministero dell’Economia e dell’Innovazione per la distribuzione dell’idrogeno punta sull’ottimo collegamento del porto con le principali vie navigabili interne (è collegato alla via d’acqua artificiale più trafficata del mondo, il Canale di Kiel, che collega il Mar Baltico con il Mar del Nord), ferroviarie e autostradali. Nella città di Amburgo è inoltre prevista la realizzazione del Hamburg Hydrogen Industry Network per il collegamento tramite gasdotto degli utenti finali alle infrastrutture di importazione dell’area portuale.
Il Piano di Sviluppo del Porto di Amburgo 2040, elaborato dal Ministero dell’Economia e dell’Innovazione e presentato nel giugno 202315, definisce alcune linee strategiche per il potenziamento del porto nei prossimi quindici anni. Limitandosi alle azioni relative alla decarbonizzazione e all’economia dell’idrogeno, il piano prevede la conversione a celle di combustibile a idrogeno dei mezzi di manovra che operano all’interno dell’area portuale con relativa realizzazione delle stazioni di distribuzione dell’idrogeno necessarie al rifornimento e la creazione di un ambiente attrattivo per le aziende e le istituzioni che si occupano di ricerca e sviluppo di tecnologie basate sull’uso dell’idrogeno.
Inoltre, il Piano del Porto 2040 fornisce alcune indicazioni relativamente ai settori su cui stanno puntando i porti considerati competitors. Per quanto riguarda il settore dell’idrogeno, il documento rileva che: il porto di Rotterdam, forte della sua tradizione nella gestione di petrolio e gas, punta a diventare il principale hub dell’idrogeno in Europa; il porto di Anversa-Bruges punta ad avere un ruolo chiave nel campo dei combustibili marittimi alternativi e nei servizi di rifornimento di gas naturale liquido e idrogeno; il porto di Oslo punta a diventare il primo
15 Hamburg Ministry of Economic Affairs and Innovation, 2040 Port Development Plan, Strategic Vision , 2023, disponibile online (hafen2040.hamburg/).
Pietro Bonifaci
porto a emissioni zero già al 2030, attraverso l’uso di elettricità e fonti energetiche alternative, quali l’idrogeno, per l’alimentazione delle infrastrutture portuali e la flotta. Per quanto riguarda i paesi extraeuropei, il documento cita il porto di Los Angeles, che ha introdotto veicoli a celle di combustibile e stazioni di riferimento per l’idrogeno, consolidando così il proprio impegno nella decarbonizzazione del trasporto marittimo e terrestre. Gli ultimi due porti orientati quindi prevalentemente alla decarbonizzazione delle attività portuali, e non tanto alla creazione di hub per l’importazione e la distribuzione di idrogeno green e dei suoi vettori.
L’Andalusian Green Hydrogen Valley
Se le strategie per la transizione verso un’economia basata sull’idrogeno green adottate dai porti del Mar del Nord sono abbastanza chiare, più difficile è capire come si stanno muovendo i porti dei paesi affacciati sulla sponda nord del Mar Mediterraneo.
Uno dei maggiori progetti in fase di sviluppo è l’Andalusian Green Hydrogen Valley, che mira a diventare uno dei principali centri europei di produzione di idrogeno da energie rinnovabili e con la realizzazione di due impianti negli energy park di Palos de la Frontera e San Roque. I due elettrolizzatori saranno alimentati da energia eolica e solare e potranno produrre fino a 300.000 tonnellate di idrogeno verde all’anno. Oltre all’idrogeno gli impianti dovrebbero permettere l’incremento della produzione di biocarburanti e vettori, quali l’ammoniaca e il metanolo16 .
L’idrogeno prodotto sarà utilizzato dalle industrie della zona ma, nelle intenzioni dichiarate dagli sviluppatori, servirà anche ad attirare nuove attività produttive che sfruttano l’idrogeno come fonte energetica o come materia prima.
Il Porto Algeciras, inoltre, ha firmato un accordo con il porto di Rotterdam per l’attivazione, entro il 2027, di un corridoio marittimo che permetterà l’esportazione dell’idrogeno
16 Andalusian Green HydrogenValley press kit, disponibile online (www. moeveglobal.com/en/businesses/commercial-clean-energies/green-hydrogen/andalusian-valley).
Gli
sottoforma di ammoniaca verde che sarà prodotta da un impianto installato nell’area del porto e avrà una capacità di 750.000 tonnellate annue17 .
Conclusioni
Le iniziative descritte nei paragrafi precedenti si inquadrano all’interno delle strategie dei singoli paesi europei nell’ambito della transizione energetica e delle specifiche politiche adottate con riferimento alla produzione e importazione di idrogeno green.
Gli interventi pianificati dai porti leader del Mar del Nord subiscono l’influenza della strategia tedesca (presentata per la prima volta nel giugno 2020), ampiamente orientata all’importazione che dovrebbe coprire dal 50% al 70% della domanda totale prevista per il 203018. La domanda tedesca sarà soddisfatta con importazioni tramite il Nordic-Baltic Hydrogen Corridor (un gasdotto - “pipeline fisica”- per la trasmissione dell’idrogeno in fase di progettazione che dovrebbe collegare diversi punti di produzione, domanda e stoccaggio tra Finlandia, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia e Germania) o via nave - “pipeline virtuale” - sfruttando le infrastrutture per la ricezione e la distribuzione dei porti di Anversa-Bruges e Rotterdam, oltre a quelle del porto di Amburgo.
La strategia dell’idrogeno verde adottata dalla Spagna nell’ottobre 2020, invece, è completamente orientata alla produzione e alla successiva esportazione19 e non prevede iniziative per lo svi-
17 Europe’s Green Hydrogen Corridor: connecting southern supply with northern demand, Financial Times, disponibile online (www.ft.com/ partnercontent/cepsa/europes-green-hydrogen-corridor-connecting-southern-supply-with-northern-demand.html#:~:text=The%20Green%20Hydrogen%20Maritime%20Corridor ,ammonia%20trade%20lane%20in%202027).
18 Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Action (BMWK), National Hydrogen strategy update, 2023, disponibile online (www. bmwk.de/Redaktion/EN/Publikationen/Energie/national-hydrogen-strategy-update.pdf?__blob=publicationFile&v=2).
19 Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Hoja de Ruta del Hidrógeno: una Apuesta por el Hidrógeno Renovable , 2020, disponibile onilne (www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/ministerio/planes-estrategias/hidrogeno/hojarutahidrogenorenovable_tcm30-525000.PDF).
Pietro Bonifaci
luppo delle importazioni20. Così, anche nell’Anadalusian Hydrogen Valley gli interventi sono orientati alla installazione di grandi capacità produttive di energia da fonti rinnovabili per l’estrazione di idrogeno tramite elettrolisi, il consumo locale e l’esportazione lungo il corridoio marittimo verso il porto di Rotterdam.
Dal punto di vista tecnologico, e con particolare riferimento ai vettori derivati dall’idrogeno verde, l’analisi dei casi non sembra fare emergere, almeno esplicitamente, una preferenza per l’uno o per l’altro anche se è possibile registrare una concentrazione degli interventi per il trattamento dell’ammoniaca. Per quanto riguarda la produzione di idrogeno, nei casi analizzati si osserva una tendenza a concentrare spazialmente gli elettrolizzatori, mentre per la riconversione dei vettori importati non è ancora chiara una preferenza tra centralizzazione o frammentazione delle infrastrutture di ricezione e craking.
La differenziazione dei paesi da cui importare idrogeno green è una strategia adottata da tutti i porti del Mare del Nord.
Le iniziative intraprese dai porti analizzati e dagli altri porti europei possono costituire degli esempi utili a verificare la applicabilità ai porti italiani della Strategia Nazionale per l’Idrogeno italiana recentemente presentata dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (novembre 2024)21. La strategia definisce una serie di azioni da sviluppare nel breve (entro il 2030), medio (2030-2040) e lungo termine (2040-2050).
Nel breve termine è prevista lo sviluppo delle cosiddette hydrogen valley, aree in cui è prevista la produzione e il consumo di idrogeno verde, che dovrebbero essere anche i luoghi in cui la catena di valore dell’idrogeno permette di generare sinergie tra l’industria, i trasporti e i diversi settori coinvolti.
20 Francesco Sassi, Strategie per l’import di idrogeno verde in UE: i casi di Italia, Spagna e Germania, Istituto per gli Studi di Politica Internazionale (ISPI), 11 novembre 2024, disponibile online (www.ispionline. it/it/pubblicazione/strategie-per-limport-di-idrogeno-verde -in-ue-i-casi-di-italia-spagna-e-germania-189948).
21 Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, Strategia Nazionale Idrogeno , 2024, disponibile online (www.mase.gov.it/ sites/default/files/Strategia%20Nazionale%20Idrogeno.pdf).
Nel medio periodo la strategia prevede lo sviluppo del mercato dell’idrogeno trainato dalla domanda nei settori del trasporto marittimo e aereo e nell’industria hard-to-abate.
Nel lungo periodo si prevede che l’idrogeno possa costituire il 18% dei consumi finali nell’industria hard-to-abate e il 30% di quelli nel settore dei trasporti. Lo sviluppo delle infrastrutture di trasporto per l’importazione e la distribuzione dell’idrogeno verde avranno quindi un ruolo fondamentale in questa fase. Dal punto di vista dell’importazione tramite gasdotto, l’Italia è interessata dal progetto del SoutH2Corridor che dovrebbe collegare, sfruttando in gran parte l’infrastruttura esistente, le aree di produzione dell’idrogeno green del nord Africa, con i centri di consumo e di stoccaggio in Italia, Austria e Germania. I porti saranno invece i luoghi centrali per lo sviluppo della strategia italiana per l’idrogeno, dove, già nelle previsioni sul medio periodo, saranno concentrate le azioni per la creazione di hub per le energie rinnovabili.
Gli
Gli hub portuali dell’idrogeno green
Il porto di Anversa
Gli hub portuali dell’idrogeno green
Il porto di Bruges
Gli hub portuali dell’idrogeno green
Il porto di Rotterdam
Gli hub portuali dell’idrogeno green
Il porto di Amburgo
Quaderni Iuav. Ricerche Iuav at Work
La serie di volumi della collana Quaderni Iuav. Ricerche Iuav at Work è edita nell’ambito della 19. Mostra Internazionale di Architettura di Venezia, all’interno del progetto Iuav at Work, quale estensione nel territorio cittadino del Padiglione Venezia. L’elenco dei volumi pubblicati è presente al link accessibile dal seguente QR code.
L’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 risponde all’esigenza di limitare le conseguenze dei cambiamenti climatici ma segue anche logiche economiche e di sicurezza sempre più indipendenti dalle posizioni politiche. Il raggiungimento di questo traguardo richiede un processo di progressiva decarbonizzazione che investa molteplici settori. In questo scenario il porto di Venezia emerge come un hub potenziale per il trattamento e la distribuzione di vettori energetici rinnovabili.
