Porti & ambiente — le notizie raccolte

(Teleborsa) - FiberCop, gestore dell’infrastruttura digitale più estesa e capillare del Paese, in sinergia con l’Amministrazione comunale prosegue nel lavoro di potenziamento della rete in fibra ottica nel territorio di Rovigo. Gli interventi per la realizzazione della nuova rete a banda ultralarga, promossi e interamente finanziati da FiberCop, hanno già interessato diverse aree del comune, con l’obiettivo di rendere progressivamente disponibili collegamenti ultraveloci. L’infrastruttura digitale predisposta da FiberCop può raggiungere una velocità fino a 10 Gigabit al secondo e permetterà di accelerare i processi di digitalizzazione di cittadini e imprese, consentendo la fruizione di servizi innovativi, quali lo streaming in 4K, lo smart working e la telemedicina. Inoltre, la fibra ottica contribuirà ad aiutare l’ambiente grazie alla riduzione delle emissioni di CO2. "Il potenziamento della rete a banda ultralarga rappresenta un passo fondamentale per il futuro di Rovigo – dichiarano il Sindaco Valeria Cittadin e il Vice Sindaco e Assessore alla Digitalizzazione Andrea Bimbatti –. Grazie alla sinergia con FiberCop, stiamo dotando la nostra città di un’infrastruttura digitale moderna e performante, capace di rispondere concretamente alle esigenze di cittadini e imprese. Questo intervento non significa solo connessioni più veloci, ma si traduce in maggiori opportunità per il lavoro agile, lo studio, la telemedicina e lo sviluppo economico del territorio. Come amministrazione siamo attenti a supportare questi investimenti strategici, collaborando affinché i lavori vengano eseguiti riducendo al minimo l’impatto sulla viabilità e con la massima attenzione alla sostenibilità ambientale. Siamo, inoltre, consapevoli che saranno necessari ulteriori altri interventi, per completare la città e per raggiungere soprattutto alcune zone delle nostre frazioni che devono essere garantite quanto i quartieri del centro. Attraverso gli strumenti a disposizione invitiamo i cittadini a verificare se il proprio civico rientra tra gli apparati in attesa di collegamento, ma anche a segnalare eventuali zone di scopertura sulle quali poi cercheremo di intervenire". "FiberCop continua a investire nella trasformazione digitale del Paese, promuovendo l’adozione della fibra ottica e facilitando l’accesso a servizi avanzati in tutto il territorio – dichiara Gianni Crocetti, Responsabile Operations Area Nord Est di FiberCop. – La disponibilità di un’infrastruttura in grado di erogare volumi di traffico sempre maggiori attraverso connessioni stabili e veloci permetterà di sostenere le imprese nello sviluppo del loro business e di migliorare la qualità della vita dei cittadini, contribuendo alla crescita dell’economia locale". I lavori effettuati e in programma FiberCop, nell’ambito del proprio piano autonomo, ha già portato a termine la copertura di 10 armadi stradali (il punto di distribuzione dei collegamenti in fibra verso gli utenti) e ottenuto i permessi per pianificare e mettere in lavorazione altri 2 armadi, con previsione di completamento dei lavori entro l’anno. Gli interventi hanno già coinvolto le zone di via Giovanni Verga, viale Generale Domenico Piva, viale Tisi da Garofolo, viale Antonio Gramsci, via Federico Confalonieri, via Gino Piva, via Torquato Tasso, viale Vittorio Alfieri, via Dante Gallani, e proseguiranno in corso del Popolo e via Cesare Parenzo. Sono inoltre in corso di pianificazione ulteriori interventi di sviluppo della rete. Per la realizzazione dei collegamenti saranno utilizzate, laddove possibile, infrastrutture già esistenti, mentre i nuovi scavi, ove necessari, saranno realizzati adottando tecniche a basso impatto ambientale, con interventi sulla sede stradale di circa 10-15 centimetri. FiberCop opererà per limitare l’impatto sulla viabilità e procedere speditamente nella realizzazione della nuova rete. I cittadini potranno verificare la copertura del servizio presso il proprio operatore telefonico e richiederne l’attivazione per beneficiare fin da subito delle prestazioni della nuova rete.

La Norvegia punta a incorporare nel proprio quadro giuridico le disposizioni europee sui carburanti a minore impatto climatico destinati all’aviazione e alla navigazione, ma l’applicazione non potrà iniziare prima del 1° gennaio 2028. Lo ha reso noto il governo norvegese. I regolamenti ReFuelEU Aviation e FuelEU Maritime, ritenuti pertinenti per lo Spazio economico europeo, richiedono infatti un recepimento nell’ordinamento nazionale. Le misure europee sono concepite per contenere le emissioni di gas serra prodotte dal trasporto aereo e marittimo, fissando obblighi relativi all’impiego di carburanti che rispettino i requisiti di sostenibilità definiti dalla direttiva Ue sulle energie rinnovabili del 2023. Secondo la comunicazione governativa, “il Ministero dei Trasporti e il Ministero del Clima e dell'Ambiente norvegesi stanno lavorando per consentire l'integrazione dei regolamenti nel quadro normativo nazionale nel più breve tempo possibile”. L’esecutivo richiama però l’esigenza di allineare questo percorso agli altri provvedimenti legislativi tuttora in preparazione nel campo dell’energia e del clima. “Il lavoro ha alta priorità per il governo”, afferma la nota, che conferma tuttavia come l’entrata in vigore delle due discipline in Norvegia resti esclusa prima dell’inizio del 2028.

Amazon ha acquistato un’area nella contea di Pecos, nel Texas occidentale, sulla quale sta avviando la costruzione di un grande data center destinato all’intelligenza artificiale (IA). Il progetto completo prevede 35 turbine alimentate a gas naturale, quindi un combustibile fossile, con una capacità installata massima di 7,65 gigawatt. Il New York Times, nel rilanciare la notizia, ha sottolineato che questo impianto può diventare il più inquinante di tutti gli Stati Uniti. Bruciare gas naturale produce anidride carbonica e altri gas serra. Alimentare un gigantesco data center con una centrale a gas introduce quindi una nuova fonte di emissioni proprio mentre Amazon si è impegnata a ridurle. Scavando un po’ più in profondità, emerge anche che l’impronta carbonica di Amazon è aumentata nel corso degli ultimi 3 anni. Nel 2023 ammontava a 65,28 milioni di tonnellate metriche di CO₂ equivalente, nel 2024 è salita a 69,55 milioni per arrivare a quota 80,85 milioni nel 2025. La CO₂ equivalente è l’unità che permette di sommare l’effetto sul clima dell’anidride carbonica e degli altri gas serra. The Climate Pledge e gli obiettivi per il 2040 The Climate Pledge è un’iniziativa lanciata nel 2019 da Amazon insieme all’organizzazione ambientalista Global Optimism. Le aziende che aderiscono si impegnano a raggiungere entro il 2040 l’azzeramento netto delle emissioni di carbonio riducendo le emissioni prodotte dalle rispettive attività e neutralizzando quelle che non riescono a eliminare. Amazon ha esteso questo obiettivo all’insieme delle proprie attività mondiali e ora, in aggiunta alle maggiori emissioni prodotte nel corso degli anni, occorre prendere in considerazione l’ipotesi che il nuovo data center contribuirà a fare sì che Amazon disattenderà l’obiettivo che si è posta. Le aziende che hanno aderito a The Climate Pledge sono oltre 700 e, tra queste, figurano realtà protagoniste del calibro, oltre ad Amazon, di IBM, Salesforce e Microsoft. Non hanno aderito realtà quali Alphabet, Meta, OpenAI, Anthropic e SpaceXAI le quali, almeno in parte, si sono poste obiettivi ambientali promettendo di raggiungerli. Il lessico delle emissioni Le emissioni vengono spesso indicate usando i termini Scope 1, Scope 2 e Scope 3 che, in italiano, sono tradotti con “emissioni di gas a effetto serra di ambito 1, 2 e 3”, come risulta dalla norma europea e da documentazione a corredo. Le emissioni di ambito 1 sono quelle dirette, prodotte dagli impianti, dai generatori, dai veicoli e dagli edifici controllati da un’azienda. Le emissioni di ambito 2 sono indirette, ovvero generate per produrre l’elettricità, il riscaldamento o il raffreddamento acquistati dall’azienda, mentre quelle di ambito 3 sono tutte le altre emissioni indirette, comprese la fabbricazione dei chip, la costruzione dei data center, i fornitori, i trasporti, i viaggi di lavoro, l’utilizzo dei prodotti venduti, il loro smaltimento, eccetera. Inoltre, leggendo i report sulla sostenibilità, si incappa nel termine “market-based”, in italiano “metodo basato sul mercato”, secondo il quale le emissioni vengono calcolate considerando l’energia rinnovabile acquistata tramite contratti, anche se l’elettricità che alimenta gli impianti aziendali proviene da gas o carbone. In altre parole, un’azienda compra energia rinnovabile in quantità equivalente a quella prodotta con combustibili fossili e, nei propri rendiconti, può dichiarare basse (e persino nulle) le emissioni dell’elettricità consumata. Ciò non significa che le infrastrutture aziendali sono alimentate solo e interamente con energia pulita. Facendo leva su questi parametri ed entrando, laddove disponibili, nei dettagli di ogni Big delle IA, ci si trova al cospetto di dati che inducono un certo pessimismo. Microsoft è lontana da rispettare gli impegni Nel 2020 Microsoft si è impegnata a diventare “carbon negative” entro il 2030, ossia a raggiungere emissioni nette negative rimuovendo più CO₂ di quanta ne produce. Le emissioni nette negative si verificano quando la quantità di anidride carbonica rimossa dall'atmosfera supera quella emessa. Tra le principali strategie per raggiungerle vi sono la riforestazione, la cattura diretta della CO₂ e la valorizzazione dei residui vegetali. Il piano reso pubblico da Microsoft comprende, entro il 2030, una riduzione superiore al 50% delle emissioni dei tre ambiti rispetto al 2020 e, in aggiunta, entro il 2050 Microsoft vuole rimuovere una quantità di carbonio equivalente a tutte le emissioni dirette e legate all’elettricità prodotte dal momento della sua fondazione, avvenuta nel 1975. Tuttavia, il più recente Environmental Sustainability Report 2026 (relativo al 2025), mostra che le emissioni complessive market-based sono arrivate a 20,29 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente, contro 12,881 milioni nel 2020, ovvero il 58% circa in più. Nel corso dell’ultimo anno sono cresciute di oltre il 25%, soprattutto a causa dell’espansione dei data center e dell’infrastruttura per le IA. Ciò significa che, alla fine del 2025, Microsoft non era in linea con il proprio obiettivo di raggiungere emissioni nette negative entro la fine del 2030. Vuole dire anche che, per centrare il traguardo, occorrono riduzioni massicce di emissioni. Google (Alphabet) non fa eccezione Google, principale società della holding Alphabet, vuole raggiungere emissioni zero entro il 2030. L’obiettivo è quello di ridurre del 50% la somma assoluta delle emissioni dei tre ambiti rispetto al 2019. Parallelamente, Big G punta ad alimentare le operazioni con energia a zero emissioni di carbonio, ovvero energia prodotta con fonti rinnovabili e nucleare. Il Google Environmental Report 2026, anch’esso riferito al 2025, registra però circa 14,5 milioni di tonnellate di CO₂, ossia il +18% rispetto all’anno precedente e l’81% in più rispetto agli 8 milioni del 2019. L’aumento è dovuto soprattutto alla catena di fornitura necessaria per costruire l’infrastruttura AI. Le emissioni operative sono invece diminuite del 2% nell’ultimo anno. Meta non si distingue Meta dichiara di volere raggiungere emissioni zero entro il 2030. Obiettivi di supporto prevedono una riduzione del 42% delle emissioni di ambito 1 e 2 entro il 2030 e il ritorno delle emissioni di ambito 3 non oltre il livello registrato nel 2021. Il relativo Environmental Data Index mostra che nel 2024 le emissioni lorde market-based sono state 8,201 milioni di tonnellate e quelle nette 8,151 milioni (dopo 50.000 tonnellate di rimozioni). Le emissioni di ambito 1 e 2 sono scese da 57.661 tonnellate nel 2021 a 48.826 nel 2024, circa il 15% in meno. Un passo avanti, certo, ma ancora ben distante da quel -42% promesso. Le emissioni di ambito 3 sono invece un problema più marcato, perché sono aumentate a 8,152 milioni di tonnellate rispetto ai 5,773 milioni dell’anno precedente. Anche nel caso di Meta, gli obiettivi previsti per il 2030 sembrano lungi dall’essere raggiungibili a meno di una netta accelerazione verso la riduzione delle emissioni. OpenAI è un’incognita Non risulta che OpenAI abbia pubblicato un impegno aziendale né un rapporto annuale di sostenibilità. Nella propria pagina ufficiale sull’impatto ambientale delle IA, aggiornata a giugno del 2026, l’azienda afferma di lavorare sull’efficienza di hardware e software ma non pone obiettivi misurabili di azzeramento. Anthropic e il dubbio sui progressi Anthropic ha formulato un impegno particolare, ovvero il mantenimento annuale di un impatto zero sul clima mediante crediti di carbonio. Un credito di carbonio è un certificato che rappresenta una tonnellata di gas serra evitata o rimossa dall’atmosfera mediante un progetto, per esempio, una nuova foresta o un impianto che cattura CO₂. L’azienda afferma di misurare ogni anno la propria impronta, compreso il cloud computing, e sottolinea di acquistare crediti sufficienti a compensare tutte le emissioni operative. È quindi, nel migliore dei casi, una neutralizzazione basata sulle compensazioni, non un impegno a portare materialmente a zero le emissioni. Nel pubblicare la propria impronta, tuttavia, non ci sono suddivisioni in base ai 3 ambiti. In altre parole, Anthropic si dichiara annualmente a impatto climatico netto zero, ma l’affermazione non è verificabile. xAI è un’altra incognita xAI, presentata attualmente sul sito aziendale come SpaceXAI (visto il rebranding), non ha pubblicato un obiettivo, una data per l’azzeramento, un rapporto di sostenibilità oppure un inventario relativo ai 3 ambiti. Nella pagina ufficiale dedicata agli impianti di Memphis la società parla di batterie, di due sottostazioni elettriche e un impianto di riciclo dell’acqua, ma conferma anche l’uso di 15 generatori a gas naturale. Un’altra pagina aziendale relativa agli stessi impianti afferma che questi generatori sarebbero impiegati come riserva o nei periodi di forte pressione sulla rete, senza però pubblicarne le emissioni annuali, il consumo di combustibile o le ore di funzionamento. Nello specifico, non esistono neppure dati aziendali sufficienti per misurare il peso climatico di Colossus, il supercomputer per l’addestramento delle IA ospitato proprio nel Tennessee. Conclusioni Tra le sette sorelle delle IA, Amazon, Microsoft, Google e Meta hanno obiettivi ambiziosi per le emissioni nette zero, ma i risultati complessivi, fino a oggi almeno, stanno andando nella direzione opposta, soprattutto a causa dei data center e della filiera delle IA. OpenAI e xAI non offrono obiettivi o rendicontazione adeguati, mentre ad Anthropic occorre credere sulla parola, perché dichiara una neutralità annuale ottenuta con compensazioni senza fornire dati sufficienti per verificarla.

(Teleborsa) - Prosegue il programma "Basket Bond Emilia-Romagna" con il perfezionamento di quattro nuove emissioni dal valore complessivo di oltre 12 milioni di euro. L’operazione si inserisce nell’ambito della strategia della Regione Emilia-Romagna volta a favorire l’accesso delle PMI al mercato dei capitali e a sostenere progetti di investimento, crescita e innovazione delle imprese del territorio. Il programma, promosso da Cassa Depositi e Prestiti e BPER Banca, beneficia della garanzia concessa dalla Regione Emilia-Romagna tramite il Fondo Garanzia Minibond, strumento regionale che affianca le imprese nell’accesso a forme innovative di finanziamento e contribuisce a mobilitare risorse private a sostegno dello sviluppo economico e della competitività del sistema produttivo, inserendosi nell’ambito del Programma Regionale PR-FESR Emilia-Romagna 2021-2027. Con queste ultime quattro emissioni, il programma, con una dotazione complessiva di 100 milioni di euro, raggiunge un ammontare cumulato di circa 30 milioni di euro coinvolgendo nove PMI, attive in vari settori dell’economia italiana. Le nuove emissioni hanno interessato quattro società: Ecogest, Lea-Renergy, RM Multimedia e Senzani Brevetti. Ciascuna società ha emesso un minibond della durata di sei anni finalizzato a sostenere i rispettivi piani di crescita, investimento, sviluppo e acquisizione, sia sul mercato nazionale sia a livello internazionale. Nel dettaglio, Ecogest, società attiva nei servizi di manutenzione del verde stradale e autostradale, ha emesso un minibond da 3 milioni di euro; Lea-Renergy, azienda specializzata nella progettazione e realizzazione di impianti fotovoltaici e soluzioni per la transizione energetica, ha emesso un minibond da 3,5 milioni di euro; RM Multimedia, realtà attiva nella distribuzione di tecnologie professionali per il settore dello spettacolo, degli eventi e dell'entertainment, ha emesso un minibond da 3,6 milioni di euro; infine, Senzani Brevetti, storica impresa specializzata nella progettazione e produzione di macchine automatiche e linee complete per il packaging, ha emesso un minibond da 2 milioni di euro. CDP e BPER Banca, in qualità di anchor investor del programma, hanno sottoscritto indirettamente ciascuna il 50% dell’ammontare complessivo delle emissioni. BPER Corporate&Investment Banking ha inoltre ricoperto il ruolo di Arranger dell'operazione.

GNV mette la prua sulla decarbonizzazione. Almeno in porto, dove le grandi navi e i traghetti generano le emissioni più nocive per chi vive nelle città portuali. In Italia si attende l’avvio del cold ironing in 40 scali, dopo i 700 milioni investiti con il Pnrr e il via libera agli sconti sull’energia, ma la Compagnia è già pronta all’alimentazione da terra. Nei giorni scorsi ha effettuato due test in Spagna e in Francia, validi anche per i porti italiani. I test su GNV Aurora e GNV Excellent GNV Aurora e GNV Excellent sono state le navi protagoniste dei test sul funzionamento dell’alimentazione da terra. La prima è stata testata nel porto di Barcellona; la seconda a Sète, in Francia. Esito positivo. I test effettuati in Spagna hanno consentito di verificare il corretto funzionamento del sistema predisposto a bordo per il cold ironing, attraverso il collegamento della nave all’infrastruttura elettrica disponibile a Barcellona. Il test ha permesso di «verificare il corretto funzionamento dei quadri elettrici di bordo e degli apparati dedicati alla gestione dell’energia proveniente dall’infrastruttura portuale». È stata confermata, quindi, la piena funzionalità del sistema installato sulla nave, che potrà essere utilizzato durante la sosta in porto. GNV Aurora, seconda unità della flotta alimentata a gas naturale liquefatto (GNL), fa parte della prima serie di unità di ultima generazione commissionate al cantiere GSI. Secondo la compagnia, le innovazioni consentiranno «una riduzione delle emissioni di CO₂ fino al 50% per carico trasportabile rispetto alle unità di precedente generazione». Alcuni numeri: stazza lorda di circa 53.000 tonnellate, lunghezza 218 metri, larghezza 29,60 metri. Velocità massima 25 nodi, oltre 1.700 passeggeri in 426 cabine e fino a 2.780 metri lineari di carico. In arrivo i test anche per GNV Polaris, Orion e Virgo La compagnia sta pianificando i test anche sulle altre tre nuove unità di ultima generazione – GNV Polaris, GNV Orion e GNV Virgo – oltre a proseguire il piano di installazione degli impianti su altre navi già operative nella flotta. L’obiettivo, anche in vista degli obblighi operativi dal 2030, è la decarbonizzazione dell’intera flotta durante la sosta in porto. Positivo anche il test su GNV Excellent, operativa sulle rotte del Maghreb con scalo a Sète, relativo alla sicurezza dell’impianto di alimentazione elettrica da terra installato a bordo. Nelle prossime settimane è prevista un’ultima prova tecnica, che comprenderà la conclusione delle attività di messa in servizio dell’impianto, con lo spegnimento dei generatori di bordo durante la permanenza in porto. L’eliminazione di tutti gli inquinanti GNV sta investendo nell’adozione del cold ironing. Durante la sosta, una volta collegata alla rete elettrica di terra, la nave può spegnere i generatori di bordo, eliminando le emissioni e riducendo significativamente fumi e rumore nelle aree portuali, comprese le emissioni dirette di ossidi di azoto e ossidi di zolfo. «Stiamo investendo in soluzioni tecnologiche concrete, capaci di ridurre in modo significativo le emissioni non solo in navigazione, grazie all’impiego del GNL, ma anche durante la sosta in porto, attraverso l’alimentazione elettrica da terra». Parole di Matteo Catani, amministratore delegato di GNV che conclude: «Questo risultato testimonia la solidità delle scelte industriali adottate in linea con gli obiettivi di transizione energetica del settore e del Gruppo di cui GNV fa parte». Bene la sosta in porto a zero emissioni, ma la navigazione? Se la riduzione delle emissioni durante le soste è vicina al traguardo — anche se non imminente in Italia, dove occorre ancora bandire la gestione delle infrastrutture e adattare le navi — per la navigazione la scelta dell’elettrico resta complessa. Esistono traghetti elettrici sulle rotte medio-brevi e, più recentemente, sono state varate portacontainer capaci di collegare Oslo con Rotterdam. Sono allo studio anche carburanti alternativi come ammoniaca e metanolo.

Avanza il percorso di infrastrutturazione green del Porto di Ravenna. L’Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Centro Settentrionale ha concluso un’importante fase dei lavori legati alla realizzazione di una stazione di cold ironing a servizio del terminal crociere di Porto Corsini. Il cantiere, avviato lo scorso mese di aprile, che ha interessato un ampio tratto di via Trieste, ha completato l’attività di posa ed interramento delle tubazioni che ospiteranno i cavi necessari a portare elettricità alla nuova stazione di cold ironing (elettrificazione delle banchine) a servizio del terminal crocieristico. Ora, dopo la sospensione delle attività che durerà sino a circa la metà di settembre, al fine di non impattare sulla viabilità da e per le località della costa, si tornerà nel prossimo autunno ad intervenire su un’area più circoscritta per ultimare le opere di connessione e di giunzione di tutta l'infrastruttura sotterranea appena realizzata. Grazie anche a questo intervento, il porto di Ravenna consolida il proprio impegno nella transizione energetica portuale. L'elettrificazione del terminal passeggeri consentirà infatti alle navi da crociera ormeggiate a Porto Corsini di spegnere i motori termici di bordo, azzerando le emissioni acustiche e atmosferiche durante la sosta in banchina. E questo sarà possibile grazie all’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico che l'Autorità di Sistema Portuale ha realizzato nell’area dell’ex raffineria Sarom. Un intervento che ha consentito la totale rigenerazione urbana e ambientale di un'area industriale dismessa di ben 44 ettari. Su circa 34 ettari, infatti, è stato completato e installato un impianto fotovoltaico con una potenza complessiva pari a 37,16 MWp, in grado di generare energia pulita a zero emissioni, mentre le restanti porzioni di terreno sono state valorizzate e trasformate in aree boschive con funzioni di filtro e mitigazione ecologica.L’intervento di realizzazione della stazione di cold ironing, e di tutte le attività accessorie, è realizzato grazie ad un finanziamento del Pnrr di 35 milioni e si stima che l’impianto possa entrare in funzione entro la fine dell’anno. ScegliRavennaTodaycome fonte preferita su Google News Leggi tutte leinchieste e gli approfondimenti Vuoi navigaresenza pubblicità? Scopri come fare © Riproduzione riservata

Completata in via Trieste la posa dei cavidotti destinati alla futura stazione di cold ironing del terminal crociere di Porto Corsini. I lavori riprenderanno in autunno per le opere di connessione. L’impianto, finanziato con 35 milioni del PNRR, è atteso entro fine anno Cavi interrati Avanza il percorso verso un porto più green a Ravenna. È stata completata in via Trieste la posa e l’interramento dei cavidotti che ospiteranno i cavi destinati a fornire energia elettrica alla futura stazione di cold ironing del Terminal Crociere di Porto Corsini. L’intervento, avviato lo scorso aprile dall’Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Centro Settentrionale, ha interessato un ampio tratto di via Trieste e rappresenta una delle fasi del progetto per l’elettrificazione delle banchine. I cavidotti appena realizzati serviranno infatti a collegare la rete elettrica alla nuova infrastruttura, consentendo alle navi da crociera ormeggiate a Porto Corsini di utilizzare energia da terra durante la sosta. Il cantiere si fermerà ora fino a circa la metà di settembre, per evitare ripercussioni sulla viabilità verso le località della costa nel periodo di maggiore afflusso turistico. I lavori riprenderanno quindi in autunno, concentrandosi su un’area più circoscritta, per completare le opere di connessione e giunzione dell’infrastruttura sotterranea. Energia da terra Il progetto di cold ironing punta a ridurre l’impatto ambientale delle navi durante la permanenza in banchina. Una volta collegati alla rete elettrica, i mezzi potranno infatti spegnere i motori termici e alimentare i propri servizi di bordo attraverso l’elettricità, eliminando le emissioni atmosferiche e acustiche prodotte durante la sosta. L’energia destinata alla nuova stazione sarà inoltre legata alla produzione da fonti rinnovabili. A fornire il contributo principale sarà l’impianto fotovoltaico realizzato dall’Autorità di Sistema Portuale nell’area dell’ex raffineria Sarom, nell’ambito di un più ampio intervento di rigenerazione urbana e ambientale. La riqualificazione ha interessato una superficie complessiva di 44 ettari di area industriale dismessa. Di questi, circa 34 sono stati destinati a un impianto fotovoltaico con una potenza complessiva di 37,16 MWp, capace di produrre energia pulita. Le restanti porzioni sono invece state trasformate in aree boschive con funzioni di filtro e mitigazione ecologica. Impianto entro l’anno La realizzazione della stazione di cold ironing e delle opere collegate rappresenta dunque un tassello importante nel percorso di transizione energetica del porto ravennate. L’intervento è sostenuto da un finanziamento di 35 milioni di euro del PNRR e comprende tutte le opere necessarie per rendere operativo il sistema di alimentazione elettrica delle banchine. Il cronoprogramma prevede il completamento delle attività residue nel corso dell’autunno. L’obiettivo indicato dall’Autorità portuale è arrivare all’entrata in funzione della nuova infrastruttura entro la fine del 2026, permettendo così al Terminal Crociere di Porto Corsini di compiere un ulteriore passo verso una gestione più sostenibile delle navi in sosta.

A. B. Conclusa in via Trieste la posa delle tubazioni che porteranno l’energia elettrica green al Terminal Crociere.L’impianto potrebbe entrare in funzione entro la fine dell’anno.Prosegue il percorso di transizione energetica del Porto di Ravenna.È stata completata la posa e l’interramento dei cavidotti in via Trieste, infrastruttura necessaria per collegare la futura stazione di cold ironing al Terminal Crociere di Porto Corsini. I lavori, avviati lo scorso aprile dall’Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Centro Settentrionale, hanno interessato un ampio tratto di via Trieste. Le attività saranno ora sospese fino a circa metà settembre per non creare disagi alla viabilità verso le località della costa. In autunno il cantiere riprenderà su un’area più circoscritta per completare connessioni e giunzioni dell’infrastruttura. La nuova stazione permetterà alle navi da crociera ormeggiate a Porto Corsini di collegarsi alla rete elettrica terrestre e spegnere i motori durante la sosta, riducendo così a zero le emissioni atmosferiche e acustiche prodotte dai motori di bordo. L’energia sarà fornita anche dall’impianto fotovoltaico realizzato dall’Autorità Portuale nell’area dell’ex raffineria Sarom, oggetto di un’importante opera di rigenerazione ambientale. Su circa 34 dei 44 ettari complessivi è stato realizzato un impianto da 37,16 MWp, mentre le restanti aree sono state trasformate in zone boschive. La realizzazione della stazione di cold ironing e delle opere collegate è finanziata con 35 milioni di euro del PNRR. L’entrata in funzione dell’impianto è prevista entro la fine del 2026.

Prosegue il percorso di transizione energetica del Porto di Ravenna. L’Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Centro Settentrionale ha completato una fase fondamentale dei lavori per la realizzazione della nuova stazione di cold ironing destinata ad alimentare il Terminal Crociere di Porto Corsini. Il cantiere, avviato lo scorso aprile, ha interessato un lungo tratto di via Trieste, dove è stata ultimata la posa e l’interramento delle tubazioni che ospiteranno i cavi elettrici destinati a collegare il terminal alla futura infrastruttura di elettrificazione delle banchine. I lavori saranno ora sospesi fino a circa metà settembre, per evitare disagi alla viabilità durante il periodo di maggiore afflusso turistico verso i lidi ravennati. Con l’arrivo dell’autunno il cantiere riprenderà in un’area più circoscritta per completare le opere di connessione e di giunzione dell’intera rete sotterranea. Una volta operativo, il sistema di cold ironing consentirà alle navi da crociera ormeggiate a Porto Corsini di spegnere i motori durante la sosta in porto, alimentandosi direttamente dalla rete elettrica. Un intervento che permetterà di ridurre in modo significativo le emissioni atmosferiche e acustiche durante l’ormeggio. L’energia utilizzata sarà prodotta dal nuovo impianto fotovoltaico realizzato dall’Autorità Portuale nell’area dell’ex raffineria Sarom, oggetto di un importante intervento di rigenerazione urbana e ambientale. L’impianto, esteso su circa 34 ettari, ha una potenza complessiva di 37,16 MWp ed è in grado di produrre energia rinnovabile a zero emissioni. Le restanti aree dell’ex sito industriale, per complessivi 44 ettari, sono state invece trasformate in zone boschive con funzione di mitigazione ecologica e ambientale. L’intervento complessivo per la realizzazione della stazione di cold ironing e delle opere collegate è finanziato con 35 milioni di euro del PNRR. L’obiettivo è completare i lavori e mettere in funzione l’impianto entro la fine del 2026, segnando un ulteriore passo avanti verso un porto sempre più sostenibile e a basse emissioni.

RAVENNA – Entra nella fase conclusiva il progetto di elettrificazione delle banchine del Porto di Ravenna. L’Autorità di Sistema Portuale del Mare Adriatico Centro Settentrionale ha completato la posa e l’interramento dei cavidotti lungo via Trieste, infrastruttura necessaria per portare l’energia elettrica alla futura stazione di cold ironing destinata al Terminal Crociere di Porto Corsini. Il cantiere era stato avviato nell’aprile scorso e ha interessato un ampio tratto della principale direttrice di collegamento con le località costiere. Conclusa questa prima fase, le lavorazioni saranno sospese fino a circa metà settembre per evitare interferenze con i flussi di traffico della stagione estiva. Gli interventi riprenderanno quindi in autunno su un’area più circoscritta, dove saranno completate le opere di connessione e giunzione dell’infrastruttura sotterranea appena realizzata. L’obiettivo indicato dall’AdSp del Mare Adriatico Centro Settentrionale è arrivare all’entrata in funzione dell’impianto entro la fine del 2026. Un investimento PNRR da 35 milioni La realizzazione della stazione di cold ironing e delle relative opere accessorie può contare su un finanziamento PNRR da 35 milioni di euro e rappresenta uno degli interventi attraverso i quali Ravenna sta costruendo la propria infrastruttura energetica portuale. Una volta operativa, la stazione consentirà alle navi da crociera ormeggiate al Terminal di Porto Corsini di collegarsi alla rete elettrica terrestre durante la permanenza in banchina, spegnendo i generatori ausiliari di bordo normalmente utilizzati per garantire l’alimentazione dei servizi della nave. Dal punto di vista portuale, il cold ironing interviene quindi su una delle fasi più sensibili dell’attività crocieristica sotto il profilo ambientale: la permanenza della nave all’ormeggio. L’alimentazione da terra permette infatti di eliminare localmente le emissioni atmosferiche e ridurre quelle acustiche prodotte dai motori durante la sosta. Nel caso ravennate, tuttavia, il progetto assume una dimensione ulteriore perché l’elettrificazione del terminal viene inserita all’interno di una filiera energetica che comprende anche la produzione di energia rinnovabile. L’energia destinata all’infrastruttura potrà infatti essere prodotta anche dall’impianto fotovoltaico realizzato dall’Autorità portuale nell’area dell’ex raffineria Sarom. Dall’ex Sarom 37,16 MWp di energia fotovoltaica Il progetto ha interessato complessivamente 44 ettari di un’area industriale dismessa, sottoposta a un processo di rigenerazione ambientale e funzionale. Su circa 34 ettari è stato completato un impianto fotovoltaico con una potenza installata complessiva di 37,16 MWp, destinato alla produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile. Le restanti superfici sono state invece trasformate in aree boschive con funzioni di filtro e mitigazione ecologica. È proprio l’integrazione tra produzione fotovoltaica e infrastruttura di elettrificazione delle banchine a rappresentare uno degli elementi industrialmente più significativi del progetto. Il cold ironing, infatti, sposta il fabbisogno energetico della nave dai combustibili utilizzati a bordo alla rete terrestre. La sostenibilità complessiva del sistema dipende quindi non soltanto dall’esistenza della connessione nave-banchina, ma anche dal mix energetico utilizzato per produrre l’elettricità fornita durante l’ormeggio. A Ravenna il collegamento con una capacità fotovoltaica superiore a 37 MWp punta a inserire il terminal crocieristico in un sistema nel quale infrastruttura portuale e produzione rinnovabile vengono sviluppate in maniera coordinata. Il completamento dei cavidotti di via Trieste rappresenta dunque un passaggio tecnico, ma necessario, di un investimento più ampio che mette insieme infrastrutturazione elettrica, crocieristica e produzione energetica. Con la ripresa dei lavori prevista dopo la stagione estiva, il cronoprogramma entrerà nell’ultima fase: connessioni, giunzioni e completamento della stazione dovranno portare, secondo le attuali previsioni dell’Autorità portuale, all’avvio operativo del cold ironing di Porto Corsini entro la fine dell’anno.

Roma, 10 ago. (Adnkronos) - Prosegue il programma "Basket Bond Emilia-Romagna” con il perfezionamento di quattro nuove emissioni dal valore complessivo di oltre 12 milioni di euro. L’operazione si inserisce nell’ambito della strategia della Regione Emilia-Romagna volta a favorire l’accesso delle PMI al mercato dei capitali e a sostenere progetti di investimento, crescita e innovazione delle imprese del territorio. Il programma, promosso da Cassa Depositi e Prestiti e Bper Banca, beneficia della garanzia concessa dalla Regione Emilia-Romagna tramite il Fondo Garanzia Minibond, strumento regionale che affianca le imprese nell’accesso a forme innovative di finanziamento e contribuisce a mobilitare risorse private a sostegno dello sviluppo economico e della competitività del sistema produttivo, inserendosi nell’ambito del Programma Regionale Pr-Fesr Emilia-Romagna 2021-2027. Con queste ultime quattro emissioni, il programma, con una dotazione complessiva di 100 milioni di euro, raggiunge un ammontare cumulato di circa 30 milioni di euro coinvolgendo nove Pmi, attive in vari settori dell’economia italiana. Le nuove emissioni hanno interessato quattro società: Ecogest S.p.A., Lea-Renergy S.r.l., RM Multimedia S.r.l. e Senzani Brevetti S.p.A.. Ciascuna società ha emesso un minibond della durata di sei anni finalizzato a sostenere i rispettivi piani di crescita, investimento, sviluppo e acquisizione, sia sul mercato nazionale sia a livello internazionale. Nel dettaglio, Ecogest S.p.A., società attiva nei servizi di manutenzione del verde stradale e autostradale, ha emesso un minibond da 3 milioni di euro; Lea-Renergy S.r.l., azienda specializzata nella progettazione e realizzazione di impianti fotovoltaici e soluzioni per la transizione energetica, ha emesso un minibond da 3,5 milioni di euro; RM Multimedia S.r.l., realtà attiva nella distribuzione di tecnologie professionali per il settore dello spettacolo, degli eventi e dell'entertainment, ha emesso un minibond da 3,6 milioni di euro; infine, Senzani Brevetti S.p.A., storica impresa specializzata nella progettazione e produzione di macchine automatiche e linee complete per il packaging, ha emesso un minibond da 2 milioni di euro. Cdp e Bper Banca, in qualità di anchor investor del programma, hanno sottoscritto indirettamente ciascuna il 50% dell’ammontare complessivo delle emissioni. Bper Corporate & Investment Banking ha inoltre ricoperto il ruolo di Arranger dell’operazione.

Prosegue a passo spedito la transizione ecologica dello scalo marittimo con il completamento di una fase cruciale per il nuovo impianto di cold ironing al Terminal Crociere di Porto Corsini. I lavori avviati ad aprile lungo via Trieste, che hanno visto la posa e l’interramento delle tubazioni elettriche sotterranee, si fermano temporaneamente fino a metà settembre per evitare disagi alla viabilità estiva verso i lidi. In autunno le squadre torneranno al lavoro in un’area più ristretta per terminare le connessioni dell’opera, finanziata con 35 milioni di euro dal PNRR e con avvio previsto entro la fine dell’anno. Grazie a questo progetto le navi in sosta potranno spegnere i motori riducendo a zero le emissioni acustiche e gli inquinanti, alimentandosi direttamente con l’energia pulita prodotta dal maxi impianto fotovoltaico realizzato dall’Autorità di Sistema Portuale nell’ex raffineria Sarom, un intervento che ha permesso al contempo di riqualificare ben 44 ettari di area industriale dismessa arricchendola anche con nuove zone boschive.

ASCOLI Per garantire la massima sicurezza anche durante la Notte bianca in centro, in programma questa sera, l’Arengo ha deciso di potenziare con un’ulteriore ordinanza i provvedimenti riguardanti la somministrazione di alimenti e bevande, mirati ad evitare possibili episodi legati all’abuso di alcolici o all’utilizzo inappropriato dei contenitori. I destinatari Il nuovo provvedimento fa riferimento ai pubblici esercizi presenti in piazza Arringo, in piazza del Popolo, nel chiostro di San Francesco nonché in tutti i locali ricompresi nel perimetro tra corso Trieste, via Ceci, piazza Roma, via XX Settembre e via del Trivio, inclusi i distributori automatici e prevede il divieto di somministrazione e vendita (anche per asporto) «in contenitori pericolosi per la pubblica incolumità, quali ad esempio bottiglie, lattine, recipienti, bicchieri di vetro (tale divieto è imposto anche nelle occupazioni di suolo pubblico in aree in cui si svolgono spettacoli)». Inoltre, sono previsti anche provvedimenti riguardanti le emissioni acustiche che prevedono l’inibizione temporanea dell’esercizio di trattenimenti musicali di tutte le attività del centro storico nelle aree individuate con una specifica planimetria dalle ore 19.30 di oggi all’1.30 di domani 11 agosto e, comunque, fino al termine degli spettacoli. Le navette Sempre per oggi, in relazione alla notte bianca, l’amministrazione comunale, in collaborazione con Start, ha deciso di mettere a disposizione dei cittadini due navette gratuite per raggiungere il centro storico. Un servizio pensato per favorire la partecipazione alla manifestazione, agevolare gli spostamenti e consentire a cittadini e visitatori di vivere la serata senza dover utilizzare l’auto. La prima navetta partirà da Villa Pigna alle 20.30 e transiterà lungo via Picena Aprutina, via Mari e viale Marconi, con arrivo alla stazione ferroviaria. La seconda navetta, anch’essa in partenza alle 20.30, partirà da Monticelli e transiterà per lo stadio Del Duca e via delle Zeppelle, arrivando a piazza Giacomini. Per entrambe le linee, la frequenza delle corse sarà di una ogni 30 minuti circa, con ultima corsa di rientro prevista all’1. Le reazioni «Abbiamo voluto mettere a disposizione questo servizio - spiega il sindaco Marco Fioravanti – per permettere a quante più persone possibile di raggiungere il centro e vivere pienamente una serata che rappresenta uno degli appuntamenti più attesi dell’estate ascolana. Le navette gratuite sono un'opportunità per muoversi in maniera più semplice e sicura». «La collaborazione con Start – sottolinea l’assessore agli Eventi Giovanni Silvestri – ci consente di offrire un servizio straordinario. Abbiamo individuato due percorsi strategici per collegare le principali zone della città col centro». «La Notte, il Circo e la Luna – evidenzia l’assessora al commercio Laura Trontini - vuole essere anche una festa per il nostro commercio e un’opportunità per le attività del centro».

Una giornata destinata a segnare un passaggio importante nel percorso di transizione energetica del porto di Civitavecchia. Oggi nello scalo laziale è stata infatti effettuata la prima operazione di bunkeraggio Ship to Ship di Gas Naturale Liquefatto, Gnl, con il rifornimento di una nave da crociera direttamente da un’unità navale dedicata. L’operazione ha interessato la Silver Ray, rifornita presso la banchina 18 dalla nave rifornitrice Green Pearl. Complessivamente sono stati trasferiti circa 750 metri cubi di Gnl, secondo le modalità autorizzate dalla Capitaneria di Porto di Civitavecchia e nel pieno rispetto delle rigorose procedure di sicurezza previste dalla normativa nazionale e internazionale. Il risultato rappresenta un nuovo traguardo per la sostenibilità dello scalo e un importante passo nel percorso verso la decarbonizzazione del trasporto marittimo, con Civitavecchia che rafforza la propria capacità di supportare l’impiego di combustibili alternativi nelle attività portuali. Il nuovo Regolamento per il bunkeraggio di Gnl e Bio-Gnl La prima operazione di bunkeraggio è il concreto risultato del lavoro svolto dalla Capitaneria di Porto di Civitavecchia, che attraverso l’emanazione dell’Ordinanza n. 47 del 15 maggio 2026 ha adottato il nuovo Regolamento per la disciplina delle operazioni di bunkeraggio Ship to Ship di Gnl e Bio-Gnl nel porto di Civitavecchia. Lo scalo è stato così dotato di una disciplina organica e all’avanguardia destinata a regolamentare l’impiego dei combustibili alternativi, definendo le condizioni operative e di sicurezza necessarie per consentire questo tipo di attività. Il Regolamento è stato elaborato al termine di un articolato percorso tecnico che ha coinvolto l’Autorità di sistema portuale del Mar Tirreno centro-settentrionale, il Comando provinciale dei Vigili del Fuoco di Roma, i servizi tecnico-nautici, il consulente chimico del porto e la direzione del terminal crociere Rct. Sicurezza e valutazione dei rischi prima del rifornimento della Silver Ray L’attività di bunkeraggio della Silver Ray è stata preceduta da un articolato procedimento amministrativo coordinato dall’Autorità marittima. Il percorso ha previsto una dettagliata valutazione dei rischi, la verifica della compatibilità tra le unità coinvolte, la definizione delle operazioni simultanee consentite e l’adozione di tutte le misure di safety e security previste dalla normativa vigente. Un sistema di verifiche finalizzato alla tutela delle persone, dell’ambiente e della sicurezza della navigazione, garantendo allo stesso tempo la piena operatività del porto di Civitavecchia durante lo svolgimento delle attività. L’esecuzione del primo bunkeraggio di Gnl conferma così la capacità dello scalo laziale di rispondere alle esigenze del trasporto marittimo nazionale e internazionale, favorendo l’utilizzo di combustibili a minore impatto ambientale e contribuendo agli obiettivi europei di riduzione delle emissioni climalteranti. Nicastro: “una tappa storica per il porto di Civitavecchia” A sottolineare il valore dell’operazione è stato il comandante della Capitaneria di Porto di Civitavecchia, capitano di vascello Cosimo Nicastro, che ha evidenziato il significato strategico del primo rifornimento Ship to Ship effettuato nello scalo. “Il primo bunkeraggio ship-to-ship di Gnl, combustibile alternativo a basso impatto ambientale, rappresenta una tappa storica per il porto di Civitavecchia – ha dichiarato il comandante della Capitaneria di porto di Civitavecchia, capitano di vascello Cosimo Nicastro – . Per la prima volta il nostro scalo ospita un’operazione di questo tipo che – ha sottolineato Nicastro – coniuga innovazione, sostenibilità ambientale e i più elevati standard di sicurezza, confermando la capacità del porto di affrontare con successo le sfide della transizione energetica del settore marittimo. Un percorso che proietta Civitavecchia tra i porti del Mediterraneo più avanzati nell’utilizzo di combustibili alternativi e nel processo di decarbonizzazione del trasporto marittimo. Questo importante traguardo è il risultato di un intenso lavoro tecnico e di una stretta collaborazione tra tutte le Istituzioni e gli operatori coinvolti, frutto di un complesso percorso di pianificazione, coordinamento istituzionale e approfondimento tecnico che ha consentito di realizzare un quadro regolamentare capace di garantire i più elevati standard di sicurezza. Civitavecchia si conferma un porto moderno, pronto ad accompagnare la transizione energetica del settore marittimo, coniugando sviluppo, innovazione, tutela dell’ambiente e sicurezza della navigazione”. Civitavecchia punta sui combustibili alternativi e sulla decarbonizzazione Il primo bunkeraggio della Silver Ray rappresenta dunque un passaggio concreto nella trasformazione del porto di Civitavecchia verso un modello capace di integrare innovazione, sostenibilità e sicurezza. L’impiego del Gas Naturale Liquefatto rientra nel percorso di diffusione dei combustibili a minore impatto ambientale nel settore marittimo e nella strategia di riduzione delle emissioni legate alla navigazione. La possibilità di effettuare operazioni Ship to Ship permette inoltre allo scalo di rispondere alle nuove esigenze delle compagnie di navigazione e del comparto crocieristico internazionale, all’interno di un quadro regolamentare specificamente predisposto per garantire elevati livelli di sicurezza operativa. La Capitaneria di Porto continuerà a garantire, attraverso la costante attività di vigilanza e coordinamento, che anche le future operazioni di bunkeraggio siano svolte nel rigoroso rispetto delle disposizioni normative, assicurando i massimi livelli di sicurezza operativa, di protezione dell’ambiente marino e di sicurezza della navigazione.

Prende forma la nuova cabina primaria delporto di Salerno. Sono infatti iniziati i lavori di rivestimento della struttura realizzata in via Ligea, al di sotto del viadotto Gatto. L’opera consentirà di alimentare elettricamente tutte le banchine e i moli del porto commerciale, aprendo la strada a una significativa riduzione delle emissioni durante la sosta delle navi. Un intervento strategico per lo scalo salernitano e per il percorso di transizione energetica del porto del capoluogo. Le foto sono di Antonio Capuano ScegliSalernoTodaycome fonte preferita su Google News Vuoi navigaresenza pubblicità? Scopri come fare © Riproduzione riservata

Il porto di Civitavecchia ha compiuto un passo significativo verso la decarbonizzazione del trasporto marittimo, realizzando la sua prima operazione di bunkeraggio Ship to Ship (StS) di Gas Naturale Liquefatto (Gnl). Questa innovativa procedura ha visto protagonista la nave da crociera Silver Ray, che è stata rifornita alla banchina 18 dalla nave Green Pearl. Durante l'operazione, sono stati trasferiti circa 750 metri cubi di Gnl, un volume considerevole che sottolinea l'importanza dell'evento per lo scalo laziale. Civitavecchia: Un Traguardo Storico per la Sostenibilità Marittima L'evento è stato accolto con grande enfasi dalle autorità portuali. Il comandante della Capitaneria di Porto di Civitavecchia, Capitano di Vascello Cosimo Nicastro, ha infatti definito questa operazione "una tappa storica per il porto di Civitavecchia". Ha evidenziato come lo scalo abbia ospitato per la prima volta un'attività che rappresenta un connubio perfetto tra innovazione, sostenibilità ambientale e i più elevati standard di sicurezza. Nicastro ha inoltre sottolineato che questo "importante traguardo è il risultato di un intenso lavoro tecnico e di una stretta collaborazione tra tutte le Istituzioni e gli operatori coinvolti". Un percorso complesso di pianificazione, coordinamento istituzionale e approfondimento tecnico ha permesso di definire un quadro regolamentare robusto, capace di garantire la massima sicurezza durante l'operazione di rifornimento. L'adozione del Gnl come combustibile alternativo si inserisce pienamente nelle strategie del settore marittimo volte a ridurre l'impatto ambientale delle navi. Questa scelta è in linea con i crescenti obiettivi di transizione energetica e sostenibilità promossi a livello europeo e nazionale. L'utilizzo del Gas Naturale Liquefatto permette, infatti, una significativa diminuzione delle emissioni inquinanti rispetto ai combustibili fossili tradizionali, contribuendo attivamente alla tutela dell'ambiente marino e atmosferico. Il Gnl nei Porti Italiani: Un Panorama in Evoluzione Il successo dell'operazione a Civitavecchia si inserisce in un contesto nazionale di crescente interesse verso il bunkeraggio di Gnl. Altri porti italiani hanno già intrapreso percorsi simili, dimostrando una chiara tendenza verso l'adozione di soluzioni energetiche più pulite. Un esempio rilevante è il porto di Napoli, dove nel maggio 2026 è avvenuto il primo rifornimento di Gnl per la nave Sun Princess della compagnia Princess Cruises. In quell'occasione, la società Axpo ha operato come fornitore fisico e trader di Gnl, consolidando ulteriormente l'infrastruttura dedicata al gas naturale liquefatto per il settore crocieristico italiano. La Sun Princess, una nave di ultima generazione consegnata nel 2024 e costruita da Fincantieri in Italia, rappresenta un'eccellenza nel campo delle navi da crociera alimentate a Gnl, con una capacità di ospitare circa 4.300 persone. Questi sviluppi congiunti, da Civitavecchia a Napoli e oltre, evidenziano la determinazione dei porti italiani a investire in combustibili alternativi e a sviluppare le infrastrutture necessarie per supportare la transizione energetica del trasporto marittimo. Tale impegno è fondamentale per rispettare le direttive europee in materia di emissioni e per promuovere una maggiore sostenibilità ambientale nell'intero settore.

Vere protagoniste della transizione ecologica e traino dell’Italia verso la neutralità climatica, ma ai margini dell’agenda politica nazionale: parliamo delle aree protette che, insieme alla tutela della biodiversità, sono al centro della serata conclusiva di Festambiente, l’eco-festival nazionale di Legambiente in Maremma. Questa sera l’associazione ambientalista assegnerà 5 riconoscimenti per il Premio “Parchi Emissioni Zero” alle migliori buone pratiche nate nelle aree protette e realizzate da enti gestori, istituzioni, imprese e operatori locali che spingono territori verso la neutralità climatica entro il 2040. Per la categoria Acquisti Verdi il riconoscimento va al Parco nazionale del Vesuvio, in Campania, per aver raggiunto l’indice di performance del 90% nell’applicazione dei Criteri ambientali minimi (CAM). Per la Mobilità sostenibile per il turismo attivo, è il Parco nazionale d’Abruzzo, Lazio e Molise a fare scuola, premiato per il progetto “Il Parco per tutti – I sentieri di Dorotea”, che garantisce il servizio gratuito di carrozzine elettriche per accompagnare in natura le persone con disabilità presso tre aree turistiche del Parco: la Camosciara, la Val Fondillo e la Difesa di Pescasseroli. A vincere la categoria Economia circolare e rifiuti free è il Parco regionale Sassi di Roccamalatina, sulle colline del Medio Appennino Modenese, incoronato “Parco riciclone d’Italia” grazie al traguardo raggiunto dai suoi tre comuni, che toccano una media dell’89,1% di raccolta differenziata. Per l’Agroecologia, premiato il Parco nazionale delle Cinque Terre, in Liguria, per il recupero di 4 ettari di terrazzamenti per incrementare le aree agricole a vigneto e limoneto e il ripristino di 3.200 mq di muri a secco per contrastare il dissesto. Per la Gestione sostenibile delle foreste e delle filiere forestali il riconoscimento spetta al Parco nazionale dell’Appennino Tosco Emiliano, per aver ottenuto la doppia certificazione internazionale FSC e PEFC per la Gestione Forestale Sostenibile e i suoi Servizi Ecosistemici. Le esperienze dei premiati raccontano un’Italia dei Parchi virtuosa, che viaggia però a velocità doppia rispetto al Governo. Legambiente denuncia come la lottizzazione politica degli incarichi negli enti di gestione, la carenza di competenze e i continui tagli — da ultimo la riduzione del 23% del fondo per i parchi e le aree marine protette praticato dal MASE per finanziare le accise sui carburanti — abbiano ridotto i Parchi a semplici gestori di piccoli poteri locali, azzerandone il peso strategico. Senza risorse adeguate né strumenti di prevenzione e adattamento alla crisi climatica, le aree protette restano paralizzate dalla burocrazia e dai continui ricorsi al TAR per le nuove istituzioni come accaduto per il Matese prima, per gli Iblei e la Costa Teatina dopo, senza pronunciare contrarietà di fronte alla deregulation della caccia e senza strumenti per fronteggiare la piaga degli incendi che le tiene in costante stato di allerta. Secondo i dati aggiornati da Legambiente del suo report “Italia in fumo” dal 1° gennaio al 5 agosto 2026 oltre il 30% degli 80.325 ettari di territorio andati in fumo interessano le aree protette, con danni all’ecosistema e alla biodiversità; e l’87% dei terreni bruciati dai roghi sono concentrati nelle regioni del sud e le isole, con ferite che si riaprono in aree di pregio come il Parco nazionale del Pollino e del Gargano. Di fronte a questo quadro, Legambiente chiede al Governo un’immediata inversion e di rotta, restituendo la centralità ai Parchi, coninvestimenti mirati sulla prevenzione, piani forestali integrati e strategie di adattamento climatico. Altro appello, rivolto alle aree protette, è di dotarsi di un Piano d’azione #NetZero: una strategia condivisa per accompagnare le comunità e le imprese locali a essere più virtuose e sostenibili, promuovendo l’ azzeramento delle emissioni tramite la bioeconomia circolare, lo sviluppo delle energie rinnovabili, il modello Rifiuti Zero (Zero Waste), l’agroecologia, la gestione forestale sostenibile e la mobilità sostenibile. Stefano Ciafani, presidente di Legambiente dichiara: “Con il premio Parchi Emissioni Zero e le buone pratiche premiate oggi dimostriamo che le aree protette italiane sono già capaci di esperienze straordinarie: dagli acquisti verdi alla gestione forestale sostenibile, fino alla mobilità dolce e all’agroecologia. Ma occorre che i Parchi riacquistino la centralità che meritano nelle politiche nazionali. Per questo chiediamo al Governo risorse adeguate, investimenti in prevenzione e politiche di adattamento alla crisi climatica, per fermare le principali minacce che oggi rendono inermi i nostri territori, a partire dall’emergenza incendi”. Antonio Nicoletti, responsabile aree protette di Legambiente, aggiunge: “I Parchi sono motori di sviluppo del Paese e sono la nostra “banca della biodiversità”, dove la tutela dell’ambiente genera lavoro, innovazione e resilienza delle comunità e dei territori. Di fronte all’emergenza roghi e alla crisi climatica, le aree protette devono rivendicare un protagonismo assoluto, prendendo per mano la prevenzione dei rischi e l’adattamento ai cambiamenti climatici dei territori. Ogni area protetta si deve dotare di un Piano d’azione #NetZero, candidandosi a leader della transizione ecologica: una guida strategica per comunità e imprese locali per azzerare le emissioni e trasformare la sostenibilità in un modello economico vincente, tra rinnovabili, bioeconomia circolare, agroecologia, gestione forestale sostenibile e mobilità dolce.” Stefano Bigliazzi, presidente Legambiente Liguria conclude: “Il riconoscimento di Legambiente Nazionale al Parco Nazionale delle Cinque Terre come “Parco Emissioni Zero” è la conferma di un percorso virtuoso che come Legambiente sosteniamo e condividiamo da anni. La nostra collaborazione nasce da lontano ne è un esempio il progetto europeo Stonewallsforlife, grazie al quale abbiamo lavorato fianco a fianco per dimostrare come il recupero dei tradizionali muri a secco sia una straordinaria misura di adattamento basata sulla natura (Nature-based Solutions), fondamentale per la mitigazione e l’adattamento ai cambiamenti climatici. Proprio da questo percorso scientifico e partecipato è nato il nuovo Piano di adattamento ai cambiamenti climatici del Parco — primo in Italia per un’area protetta — che traccia una rotta innovativa per la resilienza della comunità e del paesaggio. Un premio meritato – conclude Bigliazzi – frutto di un impegno capace di unire la salvaguardia del paesaggio, la sicurezza delle comunità locali e la transizione ecologica»

No recent searches Download our 2025 World Air Quality Report now! Is your indoor air safe? Find out with a 7-Day Evaluation. Contact us on WhatsApp: +971 52 311 9457 No recent searches Data attribution 58* Moderate Main pollutant: PM2.5 12.8µg/m³ 27° 3 km/h 85 % Data attribution Port el Kantaoui air quality index (AQI⁺) forecast Now 58 27° 3 km/h 85% 05:00 58 27° 3 km/h 84% 06:00 58 26° 2 km/h 85% 07:00 58 27° 3 km/h 89% 08:00 58 28° 2 km/h 84% 09:00 58 29° 5 km/h 80% 10:00 58 30° 7 km/h 80% 11:00 57 30° 9 km/h 77% 12:00 57 31° 11 km/h 76% 13:00 57 31° 13 km/h 74% 14:00 56 31° 13 km/h 76% 15:00 55 31° 15 km/h 69% 16:00 54 31° 15 km/h 68% 17:00 53 31° 15 km/h 69% 18:00 53 30° 14 km/h 74% 19:00 53 29° 11 km/h 78% 20:00 52 29° 9 km/h 81% 21:00 52 28° 7 km/h 79% 22:00 52 28° 3 km/h 84% 23:00 52 27° 4 km/h 88% Tue 00:00 53 27° 5 km/h 89% 01:00 54 27° 6 km/h 87% 02:00 54 27° 7 km/h 86% 03:00 54 26° 7 km/h 88% 04:00 54 26° 7 km/h 86% 05:00 54 26° 7 km/h 87% 06:00 54 26° 7 km/h 87% 07:00 55 27° 7 km/h 84% 08:00 55 27° 9 km/h 80% 09:00 55 28° 9 km/h 80% 10:00 55 29° 8 km/h 76% 11:00 55 30° 8 km/h 76% 12:00 56 31° 9 km/h 78% 13:00 57 31° 10 km/h 75% 14:00 55 31° 10 km/h 75% 15:00 54 32° 11 km/h 72% 16:00 53 31° 11 km/h 72% 17:00 53 31° 11 km/h 74% 18:00 53 30° 10 km/h 75% 19:00 53 29° 8 km/h 79% 20:00 53 29° 9 km/h 81% 21:00 53 28° 8 km/h 84% 22:00 53 28° 6 km/h 84% 23:00 53 28° 5 km/h 85% Wed 00:00 53 28° 5 km/h 87% 01:00 54 28° 5 km/h 87% 02:00 54 27° 6 km/h 88% 03:00 54 27° 7 km/h 91% 04:00 55 27° 8 km/h 91% 05:00 54 27° 7 km/h 89% 06:00 54 27° 7 km/h 87% 07:00 54 27° 7 km/h 80% 08:00 53 29° 7 km/h 66% 09:00 52 31° 7 km/h 60% 10:00 52 32° 8 km/h 63% 11:00 52 32° 9 km/h 67% 12:00 52 33° 9 km/h 64% 13:00 53 33° 10 km/h 61% 14:00 54 33° 11 km/h 62% 15:00 56 33° 12 km/h 59% 16:00 58 33° 14 km/h 59% 17:00 57 32° 15 km/h 67% 18:00 56 31° 13 km/h 72% 19:00 56 30° 10 km/h 74% 20:00 55 29° 8 km/h 75% 21:00 54 29° 6 km/h 77% 22:00 54 29° 4 km/h 79% 23:00 54 28° 4 km/h 81% Thu 00:00 55 28° 4 km/h 83% 01:00 56 28° 4 km/h 86% 02:00 56 27° 4.3 km/h 87% 03:00 56 27° 4.7 km/h 89% Port el Kantaoui air quality index (AQI⁺) forecast 56 31° 26° 15 km/h 78% 55 32° 26° 11 km/h 78% 55 33° 27° 15 km/h 68% What is the current air quality in Port el Kantaoui? PM2.5 concentration is currently2.6times the World Health Organization annual PM2.5 guideline value. Health recommendations Sensitive groups should reduce outdoor exercise Close your windows to avoid dirty outdoor air Sensitive groups should wear a mask outdoors Sensitive groups should run an air purifier Health recommendations Sensitive groups should reduce outdoor exercise Close your windows to avoid dirty outdoor air Sensitive groups should wear a mask outdoors Sensitive groups should run an air purifier IQAir AirVisual app Stay updated on the air quality of your favorite places IQAir Earth Real-time, 3D animated air pollution map Deploy your own station Get a monitor and contribute air quality data in your city. Get exclusive articles, product updates, tips, and occasional offers delivered to your inbox. You can unsubscribe at any time.

The global energy transition has reached a critical juncture where the primary battleground is no longer defined solely by electron generation, but by the molecular carriers chosen to transport clean energy across oceans.As hard-to-abate heavy industries and global maritime fleets face unprecedented decarbonization mandates,Anhydrous Ammonia(NH₃) andMethanol(CH₃OH) have emerged as the leading contenders for green hydrogen derivatives. Yet, a profound structural divergence has opened between operational port terminal capacity and under-construction capital portfolios. While methanol currently commands the vast majority of operational liquid derivative terminals due to its ambient liquid handling, ammonia accounts for over two-thirds of greenfield export projects under construction. This structural shift represents a fundamental geopolitical, technological, and financial realignment across global trade corridors. The Strategic Axis The choice between ammonia and methanol is not merely a technical preference; it is an asset-allocation dilemma that dictates the capital expenditure profiles of sovereign wealth funds, energy conglomerates, and port authorities. At the center of this battle is a stark trade-off between immediate operational simplicity and long-term molecular purity.CH₃OHprovides an immediate bridge for the maritime sector. Operating as a stable liquid at ambient conditions (20°C at 1.013 bar), it leverages decades of established chemical logistics infrastructure at primary bunkering gateways like thePort of Rotterdam, thePort of Antwerp-Bruges, and thePort of Singapore. Container shipping giants, led byA.P. Moller – Maersk, have placed dual-fuel methanol vessels at the core of their fleet renewal strategies. Conversely,NH₃represents a carbon-free energy vector whose synthesis requires no carbon feedstock. BecauseCH₃OHsynthesis requires a continuous supply of concentrated biogenic carbon dioxide (CO₂) or direct air capture (DAC) inputs, its long-term scalability is bounded by carbon availability. Ammonia synthesis, driven by atmospheric nitrogen (N₂) separated via cryogenic air separation units (ASU), eliminates carbon dependencies entirely. As a result, mega-scale export projects being financed across theMiddle East,Western Australia, and theUS Gulf Coastare heavily weighted toward ammonia. The Thermodynamic Divide The physical state of these molecules at standard temperature and pressure determines the engineering complexity and auxiliary power demand of port terminals.CH₃OHremains liquid at ambient temperatures, boiling at 64.7°C, which allows storage in standard single-wall carbon steel tanks (ASTM A36) fitted with internal silicate or zinc linings and basic nitrogen blanketing systems. Fluid transfer relies on standard centrifugal pumps, consuming less than 15% of the auxiliary power required by cryogenic gas handling systems. In contrast,NH₃exists as a gas under ambient conditions, requiring mechanical liquefaction either through pressure containment above 8.5 bar or cryogenic refrigeration down to its atmospheric boiling point of -33.34°C. Utility-scale marine export and import terminals operate exclusively on full-refrigeration cryogenic principles. Tankage demands specialized low-temperature carbon-manganese or9% Nickel steel(UNS K81340) for inner containment to prevent low-temperature ductile-to-brittle transition failures, enclosed within prestressed concrete outer walls engineered to withstand catastrophic thermal shock. Furthermore, continuous heat ingress across storage shells and transfer lines liberates boil-off gas (BOG), necessitating multi-stage non-lubricated re-liquefaction compressor trains. These systems impose an ongoing parasitic power load of 35 to 65 kilowatt-hours per metric ton of throughput. Metallurgy must also address stress corrosion cracking (SCC), enforcing strict post-weld heat treatment (PWHT) on all primary structural welds. The Capital Dilemma The capital expenditure (CapEx) profiles of export and import facilities reflect this thermodynamic disparity. Constructing a greenfield cryogenicNH₃import terminal rated at 1.0 million metric tons per annum (MTPA) demands a capital investment between $380 million and $520 million. Full-refrigeration double-containment tanks account for up to 35% of total outlay, while BOG compression loops, stainless steel loading arms, and specialized flare stacks drive operational expenditure (OpEx) to $12–$18 per ton. Conversely, an equivalent 1.0 MTPACH₃OHfacility requires between $140 million and $210 million—a 60% CapEx reduction—with operating costs constrained to $3.50–$5.50 per ton. This cost differential gives methanol an undeniable early advantage in commercial deployment speed and project internal rates of return (IRR). Yet, project finance dynamics are shifting.In May 2023, theNEOM Green Hydrogen Company(NGHC)—an equal joint venture betweenACWA Power,Air Products, andNEOMchaired byNadhmi Al-Nasr—achieved financial close on an $8.4 billion green ammonia facility atOxagoninSaudi Arabia.Supported by $6.1 billion in non-recourse project financing from 23 regional and international banks, the project finalized an engineering, procurement, and construction (EPC) agreement valued at $6.7 billion withAir Products, led by CEOSeifi Ghasemi.By 2026, driven by 4 gigawatts of wind and solar capacity, the complex will synthesize 1.2 MTPA of green ammonia backed by a binding 30-year exclusive off-take agreement with Air Products.Long-term off-take contracts of this nature provide debt syndicates with the structural security needed to finance the higher CapEx of cryogenic ammonia terminals. The Infrastructure Factor Port developers across Europe and Asia are reallocating capital to secure strategic positioning along emerging energy trade routes. In June 2022, global chemical producerOCI N.V., under Chief ExecutiveAhmed El-Hoshy, reached a final investment decision (FID) to expand its ammonia import terminal at thePort of Rotterdam.The initial phase expanded throughput capacity from 400,000 metric tons to 1.2 MTPA, with secondary phase engineering designed to scale total throughput above 3.0 MTPA via a world-scale storage tank. InGermany, Norwegian fertilizer giantYara International, led by President and CEOSvein Tore Holsether, officially inaugurated its modified deep-sea ammonia import terminal inBrunsbüttel.Operating alongside itsRostockterminal on the Baltic Sea, theBrunsbüttelfacility provides handling capacity for up to 3.0 MTPA of low-emission ammonia.AsHans Olav Raen, CEO ofYara Clean Ammonia, noted at the launch, this infrastructure is engineered to supply approximately 530,000 metric tons of green hydrogen equivalent annually to accelerate German industrial decarbonization. Simultaneously, theMaritime and Port Authority of Singapore(MPA), directed by Chief ExecutiveTeo Eng Dih, has systematically implemented technical standards for multi-fuel bunkering.Following successful ship-to-ship methanol bunkering trials and terminal-to-ship ammonia transfers involving Fortescue’sGreen Pioneer, theMPAfinalized national methanol bunkering standards while advancing technical standards for ammonia bunkering.Singapore’s alternative fuel sales surpassed 1.34 million metric tons, underscoring its role as a key multi-fuel marine refueling hub.In East Asia, Japanese power giantJERA, under Chairman and Global CEOYukio Kani, launched commercial tenders to procure 1.4 MTPA of clean ammonia to execute a 20% fuel co-firing ratio at itsHekinan Thermal Power Station, establishing coastal utility receiving berths throughoutTokyo Bay. The Regulatory Imperative The speed of infrastructure adaptation is dictated by statutory regulatory frameworks. In maritime transport,CH₃OHis governed by theIMOinterim guidelines (MSC.1/Circ.1621) under theInternational Code of Safety for Ships Using Gases or Other Low-flashpoint Fuels(IGF Code). While its 11°C flashpoint requires double-walled fuel lines, nitrogen purging, andA-60boundary insulation, it permits simultaneous cargo operations (SIMOPS) with a standard safety exclusion zone restricted to a 25-to-30 meter radius. NH₃, however, falls under theInternational Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk(IGC Code). Classified as a severe atmospheric toxicant with an Immediately Dangerous to Life or Health (IDLH) threshold of 300 ppm (compared to 6,000 ppm for methanol), ammonia transfer demands stringent safety protocols. Dense-gas dispersion modeling mandates exclusion buffer zones from 500 meters to over 1.5 kilometers. These requirements restrict bunkering to offshore anchorages or isolated deep-water berths, adding 12 to 24 hours of operational turnaround time. InEurope, regional regulatory enforcement is accelerating fuel switching. Effective January 1, 2025, theEU FuelEU Maritimeregulation enforces progressive reductions in the Well-to-Wake (WtW) greenhouse gas intensity of energy used onboard ships above 5,000 gross tonnage, benchmarked against a 2020 reference baseline of 91.16gCO₂eq/MJ. Starting with a 2% reduction requirement and scaling to 6% by 2030 and 80% by 2050, the mandate penalizes non-compliant fossil fuels. Because fossil-derived methanol cannot meet these targets, operators must source certified bio-methanol or e-methanol. Conversely, green e-ammonia offers a zero-carbon molecular structure that satisfies intensity targets without carbon capture accounting. The Geopolitical Realignment The divergence in derivative capacity trajectories is reshaping international trade routes and macro-economic alliances. Methanol will continue to dominate near-term commercial vessel refueling along major container corridors linking East Asia, theSuez Canal, and Western Europe due to fast terminal retrofits and manageable port safety profiles. However, ammonia is establishing itself as the primary bulk energy carrier for inter-continental hydrogen transport. Mega-scale production hubs across theMiddle East, theUS Gulf Coast, andAustraliaare aligning with receiving terminals inGermany, theNetherlands,Japan, andSouth Korea. These import terminals are being designed as dual-purpose infrastructure: receiving cryogenicNH₃for chemical processing and co-firing, while integrating thermal cracking facilities operating at 550°C–700°C to yield high-purity gaseous hydrogen for distribution via pipeline networks like theEuropean Hydrogen Backbone. Ultimately, the global clean energy transition will not settle on a single winner. Instead, it is establishing a two-tier trade architecture. Ambient-liquid methanol will serve decentralized, fast-turnaround commercial shipping, while cryogenic ammonia anchors capital-intensive, high-volume energy trade corridors. Institutional investors and sovereign policymakers who recognize this functional division will capture the strategic high ground in the emerging global hydrogen economy. The global transition toward hydrogen-based energy vectors has initiated a fundamental divergence in port terminal development strategies, pittingAnhydrous Ammonia(NH₃) againstMethanol(CH₃OH) as the primary long-distance carriers of renewable energy. Operatively,CH₃OHcurrently holds a decisive structural advantage across global port infrastructure, owing primarily to its liquid physical state at ambient temperature and standard atmospheric pressure. Existing chemical storage facilities, bunkering barges, and pipeline networks across major global trade hubs—such as thePort of Rotterdam, thePort of Singapore, and thePort of Houston—require minimal technical retrofitting to accommodate low-carbonCH₃OH. The chemical handling protocol forCH₃OHmirrors that of conventional liquid refined petroleum products, allowing port authorities to leverage mature safety management systems, standard carbon steel containment, and established maritime logistics frameworks. In contrast,NH₃port infrastructure demands complex, capital-intensive engineering solutions to manage its physical properties.NH₃must be stored either in fully refrigerated tanks at -33.34°C under ambient pressure or in semi-refrigerated pressurized spheres. This thermodynamic reality introduces significant operational complexity, requiring high-alloy nickel steel containment, dedicated boil-off gas (BOG) compression and re-liquefaction units, and automated emergency shutdown systems. Consequently, whileCH₃OHterminal development focuses on expanding existing liquid bulk berths,NH₃terminal construction requires greenfield land allocations with extensive spatial safety buffers to mitigate catastrophic toxic vapor dispersion risks. Despite the baseline operational maturity ofCH₃OHterminals, under-construction capacity metrics demonstrate a pronounced structural shift towardNH₃as the primary vector for mega-scale international hydrogen trade. This transition is governed by upstream synthesis efficiency and carbon source availability. SynthesizingCH₃OHrequires a continuous, scalable stream of concentrated carbon dioxide (CO₂), sourced either through industrial point-source capture ordirect air capture (DAC). The geographical distribution of biogenicCO₂or industrial carbon capture infrastructure creates an operational bottleneck, inflating the long-term levelized cost of carrier production. Conversely,NH₃synthesis requires onlynitrogen(N₂), harvested directly from the atmosphere via energy-efficient cryogenic air separation units (ASU). As a result, mega-scale export projects currently under construction across the Middle East, Western Australia, and the US Gulf Coast overwhelmingly favorNH₃synthesis and export terminal configurations. Port developments in these regions are designing specialized high-flow loading arms capable of transferring refrigeratedNH₃at rates exceeding 3,000 metric tons per hour to match the scale of newly ordered Very Large Gas Carriers (VLGCs). This incoming wave of under-constructionNH₃capacity aims to fulfill heavy industrial demand—specifically co-firing in power generation and direct cracking back to gaseous hydrogen (H₂) in import regions—where carbon-bearing carriers likeCH₃OHface additional regulatory penalties and carbon-accounting complexities under frameworks such as theEuropean Union Emissions Trading System(EU ETS). From an economic perspective, the capital expenditure (CapEx) profiles ofNH₃andCH₃OHport terminals diverge significantly based on thermodynamic isolation and safety containment requirements. Constructing a greenfield cryogenicNH₃export terminal demands advanced double-containment full-refrigeration tankage, double-walled insulated transfer lines, specialized marine loading arms, and flare stacks designed for toxic vapor abatement. These requirements elevate terminal CapEx to elevated thresholds per million metric tons of annual throughput. Furthermore, the operational expenditure (OpEx) ofNH₃facilities is elevated by the continuous parasitic power consumption of re-liquefaction plants designed to manage thermal leakage and keep boil-off gas within safe pressure limits. Conversely,CH₃OHstorage terminals operate with substantially lower baseline capital expenditure, using conventional floating-roof or fixed-roof steel tanks equipped with vapor recovery systems. The capital efficiency ofCH₃OHextends to bunkering infrastructure: existing liquid product tankers and dual-fuel bunkering vessels can be adapted forCH₃OHdelivery with minimal modification, whereasNH₃bunkering requires purpose-built refrigerated vessels equipped with dynamic positioning, advanced vapor return lines, and water-curtain toxic spray suppression systems. The disparity in terminal CapEx creates a strategic trade-off for port developers:CH₃OHoffers immediate lower-cost deployment and faster commercialization, whereasNH₃requires higher initial capital commitments but provides a carbon-free molecular pathway directly aligned with deep decarbonization mandates. The regulatory environment governing port operations further dictates the physical footprint and location of operational versus planned terminals.NH₃is classified as a severe health hazard and acute toxic inhalation risk under theInternational Maritime Organization(IMO) codes, specifically theInternational Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk(IGC Code). Consequently, national maritime safety agencies and port authorities mandate expansive hazard zones, strict tug assistance protocols, and restricted navigation windows for vessels loading or unloadingNH₃. These safety zones limit the integration ofNH₃terminals inside high-density industrial port clusters, forcing developers to construct offshore berthing islands or remote deep-water jetties. On the other hand,CH₃OHis governed by theInternational Code of Safety for Ships Using Gases or Other Low-flashpoint Fuels(IGF Code). WhileCH₃OHpresents flammability hazards (flashpoint of 11°C) and moderate toxicity, its operational risks are readily manageable through standard nitrogen blanketing, explosion-proof electrical isolation, and standard flame arrestors. These manageable safety profiles permitCH₃OHbunkering and terminal operations to co-exist within standard multi-user liquid bulk terminals, significantly lowering land acquisition barriers and streamlining environmental impact assessment (EIA) approvals. Looking at midstream logistics and trade route evolution over a 5-year operational horizon, trade patterns are bifurcating into distinct geographic and industrial market segments.CH₃OHis establishing a dominant initial position in the maritime fuel sector, driven by container shipping lines procuring dual-fuel vessels that require immediate access to global bunkering points. Ports along major east-west trade corridors, including theStrait of Malacca, theSuez Canalcorridor, and major Northern European gateways, are rapidly expanding operationalCH₃OHstorage and barge delivery networks to service this demand. Simultaneously,NH₃trade flows are organizing around dedicated long-distance energy import-export corridors linking zero-carbon production hubs in the Middle East and Australia to power utilities and industrial consumers in Japan, South Korea, and Northwest Europe. Import terminals in these receiving regions are increasingly designed as dual-purpose facilities: functioning simultaneously as cryogenic storage hubs for chemical-gradeNH₃and as centralized thermal cracking facilities to yield high-purity gaseousH₂for regional pipeline distribution. This divergence in terminal engineering ensures that whileCH₃OHdominates immediate short-to-medium-term maritime fuel distribution networks, under-constructionNH₃infrastructure will anchor the structural, high-volume bulk energy trade routes of the future. The thermodynamic physics governing the storage, handling, and bulk transport ofAnhydrous Ammonia(NH3) andMethanol(CH3OH) establish the foundational engineering constraints that dictate port terminal design, operational footprint, and capital allocation across global maritime trade corridors.NH3exists as a gas under standard ambient temperature and atmospheric pressure (20°C and 1.013 bar), requiring mechanical liquefaction through either cryogenic cooling down to its atmospheric boiling point of -33.34°C (-28.01°F) or pressure containment exceeding 8.5 bar at ambient conditions. Full-refrigeration cryogenic storage at -33.34°C represents the globally dominant operational paradigm for utility-scale export and import terminals due to the volumetric energy density advantages and structural safety margins provided by atmospheric pressure tanks compared to large-scale pressurized vessels. In contrast,CH3OHremains a stable liquid at ambient conditions, possessing a boiling point of 64.7°C (148.5°F) and a freezing point of -97.6°C (-143.7°F) at standard atmospheric pressure. This fundamental physical divergence creates vastly different thermodynamic isolation requirements:CH3OHrequires standard atmospheric bulk liquid storage configurations utilizing conventional carbon steel tanks with basic fixed or internal floating roofs, whereasNH3demands complex, double-containment, full-refrigeration tank systems capable of continuously managing heat ingress, phase changes, and flash gas liberation. The enthalpy of vaporization forNH3stands at approximately 1,371 kilojoules per kilogram at its atmospheric boiling point, which acts as a thermal buffer during small operational heat leaks but necessitates high-capacity continuous re-liquefaction loops to capture, compress, cool, and recycle boil-off gas (BOG) back into the liquid mass, introducing ongoing parasitic auxiliary electrical loads to the terminal baseline. Materials science selection and metallurgical integrity for terminal storage containment are fundamentally dictated by the chemical reactivity, operating temperatures, and stress profiles of each liquid carrier. For cryogenicNH3terminal operations, containment structures must utilize specialized low-temperature carbon-manganese steel or9% Nickel steel(UNS K81340) for inner tanks to prevent low-temperature ductile-to-brittle transition failures, while outer containment structures employ reinforced prestressed concrete designed to withstand catastrophic inner tank breach without thermal shock collapse. A primary metallurgical threat inNH3storage systems is stress corrosion cracking (SCC), which occurs when high-yield-strength steels are exposed to liquidNH3containing trace oxygen levels below 0.2% by weight, particularly in areas exhibiting residual welding stresses. To mitigateSCC, terminal construction codes enforce strict post-weld heat treatment (PWHT) on all primary structural welds, require minimum dissolved moisture content of 0.2% H2O as an inhibitor, and specify low-yield-strength carbon steels (yield strength below 350 MPa) for wetted components. Conversely,CH3OHterminal metallurgy operates under significantly milder thermal conditions but presents distinct chemical compatibility requirements.CH3OHis non-corrosive to standard carbon steel (ASTM A36/ASTM A516 Grade 70) under anhydrous conditions, but the presence of atmospheric water ingress can accelerate uniform internal surface corrosion or pitting, while galvanic corrosion can occur if copper, brass, aluminum, or zinc alloys are integrated into piping or valve components. Consequently,CH3OHcontainment tanks rely on internal lining systems, such as zinc silicate or epoxy coatings, alongside dry nitrogen blanketing systems to exclude moisture and prevent vapor-space oxidation, achieving an operational equipment lifespan exceeding 30 years with routine maintenance, compared to the intensive inspection regimes mandated for cryogenicNH3full-refrigeration tanks underAPI 620 Appendix Rstandards. Pumping dynamics, fluid transfer kinetics, and boil-off gas management systems reflect the divergent thermodynamic complexity between ambient-temperature liquid bulk operations and cryogenic liquefied gas handling. InNH3import and export terminals, liquid transfer between storage tanks and marine berths is executed using submerged motor cryogenic centrifugal pumps mounted inside vertical pump columns, operating at flow rates ranging from 1,500 to 3,500 cubic meters per hour per loading arm. Thermal expansion and transient pressure surges during pump start-up require elaborate cool-down procedures for stainless steel (316L) transfer pipelines utilizing liquid recirculation loops to prevent line cracking, vapor locking, or destructive liquid hammer events. Heat ingress across insulated pipelines—typically protected by vacuum-insulated pipe (VIP) or high-density rigid polyurethane foam (PUR) with outer vapor barriers—inevitably generates continuous boil-off gas (BOG). To prevent over-pressurization of storage tanks, terminal architectures integrate multi-stage non-lubricated reciprocating or screw BOG compressors paired with seawater- or air-cooled condenser units. These re-liquefaction plants must be sized to handle both static heat leak BOG and dynamic operational displacement BOG during ship loading operations, consuming between 35 and 65 kilowatt-hours of electrical power per metric ton of re-liquefact produced. In stark contrast,CH3OHfluid transfer utilizes standard positive displacement or centrifugal pumps operating at ambient temperatures without pre-cooling cycles, requiring no re-liquefaction machinery or specialized thermal insulation. Vapor management inCH3OHtransfer systems is limited to balanced vapor-return lines between ship and shore tanks or low-pressure carbon absorption units and thermal oxidizers, resulting in an auxiliary power consumption profile that is less than 12% of an equivalent energy-capacityNH3cryogenic loading facility. Interactive 4-stage process flow tracing e-methanol synthesis from feed import to atmospheric storage and dual-fuel bunkering off-take. The lifecycle thermodynamic efficiency and total parasitic energy penalty of carrier handling across the terminal boundary reveal significant structural differences between zero-carbon and carbon-bearing hydrogen vectors over a 5-year outlook. SynthesizingNH3via theHaber-Boschprocess requires gaseous hydrogen (H2) and nitrogen (N2) from an atmospheric air separation unit (ASU), operating at pressures between 150 and 250 bar and temperatures between 400°C and 500°C, followed by mechanical refrigeration to achieve terminal storage state. The cumulative thermodynamic penalty from raw greenH2input to stored cryogenic liquidNH3at the export terminal ranges from 28% to 34% of the original lower heating value (LHV) of the hydrogen feed. Once at the import terminal, if the end-use application requires gaseousH2, theNH3must undergo endothermic catalytic cracking at temperatures exceeding 550°C to 700°C, consuming an additional 15% to 20% of the energy content contained within the ammonia molecules. In total, the round-trip well-to-gate energy efficiency for anNH3power or hydrogen supply chain drops to between 40% and 52%. Conversely,CH3OHsynthesis via catalytic reduction of carbon dioxide (CO2) withH2over copper-zinc-alumina catalysts requires lower operating pressures (50 to 100 bar) and temperatures (200°C to 300°C), but incurs a heavy energy penalty associated with capturing biogenic or atmosphericCO2. However, becauseCH3OHremains liquid without continuous cooling, its terminal handling and storage losses are negligible (<0.05% per month), avoiding the cumulative 0.1% to 0.3% daily volume loss typical of cryogenicNH3boil-off when re-liquefaction capacity is throttled. The geopolitical and regulatory dynamics governing terminal siting and environmental risk thresholds create distinct spatial footprints forNH3andCH3OHinfrastructure developments globally. Under national environmental protection acts and port authority zoning regulations,NH3is classified as a hazardous chemical with high acute inhalation toxicity (Immediately Dangerous to Life or Health [IDLH] threshold at 300 ppm). Atmospheric dispersion modeling required forNH3terminal permitting—utilizingSLABorPHASTdense-gas software—typically mandates exclusion buffer zones ranging from 1.5 to 3.0 kilometers from residential or non-industrial port zones to protect against catastrophic vessel puncture or line rupture scenarios. This requirement limits greenfieldNH3terminal construction to remote deep-water locations or heavily isolated industrial zones, such as thePort of NEOMin Saudi Arabia orPort Hedlandin Western Australia. Conversely,CH3OHis classified under low-flashpoint flammable liquid regulations, possessing an IDLH threshold of 6,000 ppm and a lower explosive limit (LEL) of 6.0% by volume. WhileCH3OHrequires vapor recovery systems, flame arrestors, and nitrogen blanketing underIMO IGF Codecompliance, its liquid dispersion behavior during an accidental release involves water solubility and rapid biological degradation without forming lethal toxic gas clouds. Consequently,CH3OHstorage and bunkering facilities can be integrated directly into existing chemical parcel terminals at high-density commercial gateways, such as thePort of Rotterdamor thePort of Singapore, utilizing established berths and significantly accelerating environmental impact assessment (EIA) approval timelines by 18 to 24 months compared to equivalentNH3export projects. Capital expenditure (CapEx) and operational expenditure (OpEx) cost modeling for terminal infrastructure reveals stark economic divergence between ambient liquid bulk and cryogenic gas facilities. Constructing a 1.0 million metric ton per annum (MTPA) greenfield cryogenicNH3export terminal requires an estimated total capital outlay between $380 million and $520 million, depending on soil conditions, seismic isolation needs, and jetty extension lengths. The primary CapEx drivers include full-refrigeration double-containment tanks ($120M–$160M), high-capacity BOG re-liquefaction compressor trains ($65M–$90M), nickel-alloy cryogenic piping and stainless loading arms ($45M–$65M), and safety flare/scrubbing systems ($30M–$45M). Operational expenditure is similarly elevated by continuous auxiliary power demand for tank cooling and line recirculation, averaging $12 to $18 per metric ton of throughput. In contrast, a 1.0 MTPACH3OHexport terminal requires a capital investment between $140 million and $210 million—representing a 60% reduction in upfront CapEx compared toNH3. Storage tanks constructed from carbon steel with internal silicate coatings represent less than $40 million of total outlay, while standard loading pumps, carbon steel manifolds, and vapor abatement hardware account for under $25 million. Terminal OpEx forCH3OHremains low, ranging between $3.50 and $5.50 per metric ton, driven almost entirely by standard pump electricity, routine maintenance, and administrative overhead. This CapEx/OpEx disparity means thatCH3OHinfrastructure projects achieve financial internal rates of return (IRR) at lower off-take contract prices, providing higher short-term commercial viability for early-stage hydrogen derivative trade routes. The 5-year operational trajectory of hydrogen derivative terminal infrastructure will be heavily influenced by advancements in cryogenic insulation materials, direct catalytic cracking efficiencies, and automated risk mitigation technologies. In the domain ofNH3storage, terminal operators are increasingly migrating from traditional perlite insulation beds toward multi-layer aerogel blankets and closed-cell rigid polyisocyanurate (PIR) matrix systems within the annular space of full-refrigeration double-containment tanks. This material evolution reduces thermal conductivity to values below 0.015 W/m·K, effectively suppressing static boil-off gas generation rates from historic benchmarks of 0.04% tank volume per day down to less than 0.015% per day. Concurrently, the deployment of modular, high-efficiency catalytic cracking units integrated directly into import terminal perimeters is transformingNH3receiving facilities into multi-carrier energy hubs. By utilizing noble-metal-free catalysts—such as nickel-molybdenum or cobalt-based alloys supported on ruthenium or rare-earth oxides—operating at reduced thermal thresholds (450°C to 520°C), modern terminal architectures can crackNH3directly into fuel-cell-grade gaseousH2with thermal efficiencies exceeding 82%. This eliminates the historical logistical requirement of shippingNH3inland before cracking, allowing port terminals to feed high-pressure gaseous hydrogen directly into regional trunk pipelines like theEuropean Hydrogen Backbone. These technological developments significantly narrow the operational efficiency gap between raw gaseous hydrogen distribution and derivative liquid handling over a 5-year projection window. RegardingCH3OHterminal evolution, technological innovation centers primarily on biogenic and atmospheric carbon management, closed-loop vapor control, and dual-fuel bunkering optimization. Because the long-term viability ofCH3OHas a net-zero energy carrier depends entirely on the provenance of its carbon backbone, export terminal facilities are establishing direct integration with biogenic carbon capture units at adjacent industrial facilities or co-located direct air capture (DAC) arrays. From a terminal handling perspective, managingCH3OHvapor during high-rate loading operations (exceeding 4,000 metric tons per hour) requires sophisticated closed-loop vapor balancing and cryogenic condensation units to prevent fugitive emissions of volatile organic compounds (VOCs). ModernCH3OHmarine loading arms are equipped with dry-break emergency release couplings (ERCs) and integrated nitrogen purge channels that completely isolate the transfer loop before disconnection, ensuring zero-emission berthing operations within environmental non-attainment zones. Furthermore, the development of floating storage and offloading (FSO) units and offshore bunkering hubs forCH3OHis accelerating rapidly. By modifying existing liquid bulk barge designs with nitrogen-inerted double hulls and dual-fuel pump drives, terminal developers are creating flexible, low-cost offshore refueling stations at major maritime crossroads such as theStrait of Gibraltarand theSuez Canalapproach, bypassing shore-side land constraints and enabling ship-to-ship bunkering at scales previously reserved for heavy fuel oil (HFO). To systematically evaluate competing hypotheses regarding terminal development leadership over the 5-year outlook, anAnalysis of Competing Hypotheses(ACH) matrix must analyze structural drivers across five primary operational frameworks. Hypothesis 1 (H1) posits thatCH3OHmaintains dominant terminal throughput through 2031 due to existing infrastructure retrofitting speed and lower CapEx. Hypothesis 2 (H2) asserts thatNH3overtakesCH3OHin total installed operational capacity driven by zero-carbon power generation demand in East Asia. Hypothesis 3 (H3) suggests regional market fragmentation whereCH3OHdominates maritime bunkering whileNH3commands bulk power energy import corridors. Hypothesis 4 (H4) assumes green liquid hydrogen (LH2) technology breakthroughs render both derivatives obsolete before terminal CapEx amortization. Hypothesis 5 (H5) argues that regulatory carbon accounting penalties on fossil-derivedCO2severely restrictCH3OHscale-up, forcing 85%+ of under-construction projects intoNH3terminal configurations. Evaluating these hypotheses against objective diagnostic evidence—such as current vessel orderbooks, terminal construction permits, biogenic CO2 supply curves, and IMO decarbonization milestones—demonstrates that Hypothesis 3 (H3) possesses the highest explanatory power and lowest inconsistency score.CH3OHcapitalizes on immediate commercial vessel conversion cycles where ambient handling minimizes shipboard and port complexity, whileNH3secures long-term institutional capital for mega-scale energy import infrastructure where carbon-free molecular composition is strictly required by regulatory mandates. The integration of shadow intelligence dimensions—including state-backed infrastructure subsidies, strategic maritime corridor chokepoints, and industrial cyber-physical security vectors—further shapes terminal development vulnerabilities. BothNH3andCH3OHimport terminals represent critical national energy infrastructure, making their automated industrial control systems (ICS) and Distributed Control Systems (DCS) primary targets for cyber-physical disruption. CryogenicNH3terminals are exceptionally vulnerable to operational control attacks targeting tank pressure relief valves, pump variable frequency drives (VFDs), and BOG compressor sequencing logic; a coordinated cyber attack overriding tank over-pressure safety interlocks could trigger catastrophic atmospheric venting or mechanical shell collapse. On the geopolitical liquidity front, sovereign wealth funds from theGulf Cooperation Council(GCC) and state-owned enterprises fromChinaare deploying patient capital to acquire equity stakes in strategic terminal nodes across South America, Africa, and Southeast Asia. These investments secure off-take rights and establish dominant positions along emerging green maritime corridors. Additionally, non-state maritime threat actors and sovereign shadow fleets operating unflagged or sub-standard gas carriers pose acute risks along narrow maritime chokepoints like theBab al-Mandaband theStrait of Malacca. An unflagged vessel accident involving anNH3carrier near a high-density port entrance could result in catastrophic localized toxicity events, prompting immediate regulatory port shutdowns and rerouting trade flows across alternative international maritime corridors. In conclusion, the thermodynamic, metallurgical, and economic realities ofNH3andCH3OHport terminal development define two distinct strategic pathways for the global clean energy transition. WhileCH3OHoffers an immediate, highly capital-efficient bridge for commercial maritime transport by leveraging existing liquid bulk storage infrastructure, its long-term expansion remains constrained by the finite supply of scalable, cost-competitive, net-zero carbon feedstocks. Conversely,NH3requires high upfront capital expenditure, complex cryogenic materials engineering, and stringent toxic hazard mitigation protocols, yet it presents an unconstrained, carbon-free molecular carrier pathway directly suited for utility-scale bulk energy trade. Over the next 5-year operational horizon, terminal architecture will continue to bifurcate along these technical lines: ambient liquid parcel terminals will expandCH3OHbunkering hubs across primary container shipping lanes, while greenfield cryogenic industrial megaprojects will construct deep-waterNH3jetties equipped with advanced BOG management and cracking systems to supply core power and heavy industrial grids across Europe and Asia. The global architecture of clean energy carrier logistics is undergoing a structural realignment, characterized by a sharp divergence between established operational port infrastructure and under-construction capital portfolios across major maritime trade hubs.Methanol(CH₃OH) currently maintains an overwhelming majority of global operational terminal capacity, supported by decades of chemical bulk liquid trade infrastructure across receiving nodes such as thePort of Rotterdam, thePort of Antwerp-Bruges, and thePort of Singapore. However, forward-looking empirical capacity trajectories indicate that under-construction export terminals and greenfield import projects are heavily weighted towardAnhydrous Ammonia(NH₃), driven by utility-scale decarbonization mandates inJapan,South Korea, and theEuropean Union. In theUnited States, natural gas production assets and proximity to geological carbon storage formations across theUS Gulf Coasthave catalyzed mega-scale blue ammonia export project developments, while green ammonia megaprojects across theMiddle EastandWestern Australiaare securing binding off-take agreements to lock in long-term project financing. This shift reflects a strategic trade-off:CH₃OHinfrastructure expands primarily through incremental retrofitting of brownfield chemical storage facilities, achieving fast time-to-market for dual-fuel container shipping, whereasNH₃terminal development requires massive upfront capital outlays to construct greenfield cryogenic storage tanks, high-capacity boil-off gas (BOG) compression trains, and dedicated deep-water jetties. In Northern Europe, thePort of Rotterdamand thePort of Antwerp-Brugesserve as primary focal points for terminal capacity expansion, reflecting theEuropean Unionstrategy to import up to 10 million metric tons of renewable hydrogen and hydrogen derivatives per annum by 2030. At thePort of Rotterdam, chemical infrastructure operatorOCI N.V.executed a final investment decision (FID) to expand its specializedNH₃import terminal capacity from an initial baseline of400,000 metric tons per annum(ktpa) to1.2 MTPA, with long-term phase plans aiming to scale total throughput above3.0 MTPAthrough the construction of a world-scale cryogenic storage tankOCI N.V. to Expand Port of Rotterdam Ammonia Import Terminal – OCI N.V. – June 2022. Simultaneously, inGermany, fertilizer and chemical majorYara Internationalexpanded European import infrastructure by commissioning its modified ammonia import terminal inBrunsbüttel, establishing a handling capacity of up to3.0 MTPAof low-emission ammonia across itsBrunsbüttelandRostockdeep-sea import facilitiesYara expands capacity for low-emission imports into Europe – Ammonia Energy Association / Yara International – October 2024. This expanded import capacity equals approximately530,000 metric tonsof green hydrogen equivalent annually, directly feeding industrial chemical manufacturing clusters and providing receiving nodes for emerging import trade routes originating in theMiddle East,North Africa, and North America. These European port expansions are designed with multi-modal hinterland connections, integrating receiving jetties directly with regional pipeline backbones to transport gaseous hydrogen derived fromNH₃cracking across the industrial heartlands ofGermany,Belgium, and theNetherlands. TheMiddle Eastenergy sector represents the largest concentrated source of under-constructionNH₃export terminal capacity globally, leveraging low-cost solar and wind resources paired with proximity to European and Asian shipping lanes. The landmark project in this region is theNEOM Green Hydrogen Company(NGHC) facility located atOxagonwithin theNEOMregion ofSaudi Arabia, formed as an equal joint venture betweenACWA Power,Air Products, andNEOMNEOM Green Hydrogen Project – ACWA Power – January 2025. Backed by a total investment of$8.4 billion, theNGHCcomplex integrates approximately 4 gigawatts (GW) of dedicated onshore solar and wind power generation to operate 2.2 GW of water electrolysis systems. Upon reaching full commercial operation, the facility is designed to synthesize 600 metric tons per day of carbon-free hydrogen, which will be converted into up to1.2 MTPAof greenNH₃for global export. Industrial gas majorAir Productsholds exclusive global off-take rights for the producedNH₃, utilizing a purpose-built marine export terminal jetty to load Very Large Gas Carriers (VLGCs) for distribution across international receiving hubs. TheNGHCterminal design incorporates advanced cryogenic loading arms, dedicated storage spheres, and automated vapor return logic to maintain transfer rates exceeding 3,000 cubic meters per hour, serving as an operational model for export mega-hubs currently being designed acrossOman,Qatar, and theUnited Arab Emirates. In theAsia-Pacificregion, theMaritime and Port Authority of Singapore(MPA) is driving bunkering infrastructure and port regulatory frameworks for bothCH₃OHandNH₃to preserve its standing as the world’s primary marine refueling hub.Singaporehas established standard operating guidelines and technical standards forCH₃OHbunkering, facilitating early ship-to-ship refueling tests for dual-fuel container vessels operated by major ocean carriers likeA.P. Moller – Maersk. To support the subsequent adoption of cryogenic zero-carbon fuels, theMPAgranted regulatory approvals for the development ofSingapore’sfirst commercial-scaleNH₃bunkering and power terminal facility onJurong Island, targeted for operational readiness by late 2027First Large-Scale Ammonia Bunkering Facility Approved for Singapore – Ports Directory / MPA – February 2026. TheMPAalso formalized comprehensive technical bunkering standards forCH₃OHandNH₃across 2024 and 2025, defining strict custody transfer protocols, crew safety standards, and atmospheric vapor monitoring controls under theSIBCONregulatory mandateSingapore Bunker Standards for Methanol, Ammonia to Come by 2025 – Maritime and Port Authority of Singapore – October 2024. Concurrently,JapanandSouth Koreaare pursuing utility-led off-take agreements to supply domestic power grids; Japanese utilityJERAinitiated international commercial tenders for up to1.4 MTPAof cleanNH₃to execute a 20% fuel co-firing ratio at itsHekinan Thermal Power Station, establishing long-term receiving terminal requirements at coastal utility berths throughoutTokyo BayandIse Bay. Interactive operational matrix analyzing inter-regional gas carrier transit corridors, strategic maritime chokepoints, and high-capacity import terminals across Europe and the Asia-Pacific. Capital allocation dynamics and project financing structures reveal a sharp contrast in final investment decision (FID) thresholds betweenCH₃OHandNH₃terminal assets. According to comprehensive market assessments by theClean Air Task Force, theUnited Statescurrently produces and consumes approximately 14 million metric tons of hydrogen annually, with over 90% concentrated in refining, ammonia synthesis, and methanol manufacturingU.S. Hydrogen Demand Assessment – Clean Air Task Force – December 2025. DomesticCH₃OHproduction capacity in theUnited Statesexceeds10 MTPA, concentrated along theUS Gulf CoastinTexasandLouisiana, positioning the nation as a net exporter of ambient liquid methanol using established bulk chemical shipping terminals. However, scaling low-carbon greenCH₃OHexport terminals globally requires massive capital commitments to secure scarce biogenic carbon dioxide (CO₂) feedstocks or expensive direct air capture (DAC) systems, creating revenue uncertainty for debt-financed infrastructure projects. Conversely, blue and greenNH₃export megaprojects secure long-term bankability by structuring 15-to-20-year take-or-pay off-take contracts with creditworthy international counterparties, such as major European industrial conglomerates or Japanese power utilities. This contractual structure allows debt syndicates, international development banks, and institutional infrastructure funds to finance up to 70% of greenfieldNH₃terminal development costs through non-recourse project debt, insulating developers from short-term spot market price volatility. From an operational risk and logistics management perspective, the growth of under-constructionNH₃capacity faces severe supply-chain bottlenecks in specialized cryogenic vessel availability, loading arm fabrication, and skilled labor constraints. Constructing a modern1.2 MTPAcryogenicNH₃export terminal requires specialized marine engineering components, including double-containment low-nickel inner tanks, high-capacity liquid loading arms equipped with powered emergency release couplings (PERCs), and continuous boil-off gas re-liquefaction compressor units. World manufacturing capacity for specialized cryogenic loading arms and cryogenic subsea transfer lines remains concentrated among a limited number of specialized engineering vendors across Europe and East Asia, leading to order lead times exceeding 24 to 36 months for long-lead equipment. On the maritime side, expanding long-distanceNH₃trade requires a rapid expansion of the global Very Large Gas Carrier (VLGC) and Very Large Ammonia Carrier (VLAC) fleet; purpose-built vessels with capacities ranging from 88,000 to 93,000 cubic meters are required to achieve economies of scale over long transit routes between theMiddle East,North America, and Asian consuming gateways. In contrast,CH₃OHlogistical expansion experiences zero vessel availability constraints, as standard chemical parcel tankers (IMO Type 2/Type 3) and conventional liquid bulk barges can transportCH₃OHwithout specialized thermal management equipment, enabling immediate flexibility across global maritime shipping routes. The structural trajectory of hydrogen derivative trade routes indicates that whileCH₃OHwill dominate early-stage maritime bunkering volumes through 2030,NH₃will solidify its position as the dominant bulk carrier for utility-scale regional energy trade over the next decade. The lower capital requirements and ambient storage properties ofCH₃OHallow port authorities to deploy bunkering barges and terminal storage with minimal regulatory friction, providing immediate low-carbon fuel access to dual-fuel container vessels, ferries, and cruise ships. However, as national carbon accounting schemes—such as theEU Emissions Trading System(EU ETS) and theCarbon Border Adjustment Mechanism(CBAM)—tighten life-cycle carbon tracking, the requirement for net-zero carbon feedstocks will favorNH₃for heavy industrial application, power generation co-firing, and direct hydrogen cracking. Furthermore, as mega-scale production hubs in theMiddle East,Australia, and North America complete construction between 2026 and 2029, the influx of low-cost, zero-carbonNH₃onto global markets will create the necessary volume liquidity to establish liquid spot market trading hubs across major maritime intersections. These operational receiving terminals—linked directly into regional gas pipeline networks across Western Europe and East Asia—will anchor the midstream infrastructure of the clean energy economy, ensuring that under-constructionNH₃port capacity transforms into the primary physical backbone for global low-carbon energy flows. Comprehensive infrastructure assessment mapping global hydrogen derivative supply chains, export megaprojects, maritime transit bottlenecks, receiving gateways, and analytical capacity trajectories. In Northern Europe, thePort of Rotterdamand thePort of Antwerp-Brugesserve as primary focal points for terminal capacity expansion, reflecting theEuropean Unionstrategy to import up to 10 million metric tons of renewable hydrogen and hydrogen derivatives per annum by 2030. At thePort of Rotterdam, chemical infrastructure operatorOCI N.V.executed a final investment decision (FID) to expand its specializedNH₃import terminal capacity from an initial baseline of400,000 metric tons per annum(ktpa) to1.2 MTPA, with long-term phase plans aiming to scale total throughput above3.0 MTPAthrough the construction of a world-scale cryogenic storage tank [OCI N.V. Press Release – June 2022]. Simultaneously, inGermany, fertilizer and chemical majorYara Internationalexpanded European import infrastructure by commissioning its modified ammonia import terminal inBrunsbüttel, establishing a handling capacity of up to3.0 MTPAof low-emission ammonia across itsBrunsbüttelandRostockdeep-sea import facilities [Ammonia Energy Association – October 2024]. This expanded import capacity equals approximately530,000 metric tonsof green hydrogen equivalent annually, directly feeding industrial chemical manufacturing clusters and providing receiving nodes for emerging import trade routes originating in theMiddle East,North Africa, andNorth America. These European port expansions are designed with multi-modal hinterland connections, integrating receiving jetties directly with regional pipeline backbones to transport gaseous hydrogen derived fromNH₃cracking across the industrial heartlands ofGermany,Belgium, and theNetherlands. TheMiddle Eastenergy sector represents the largest concentrated source of under-constructionNH₃export terminal capacity globally, leveraging low-cost solar and wind resources paired with proximity to European and Asian shipping lanes. The landmark project in this region is theNEOM Green Hydrogen Company(NGHC) facility located atOxagonwithin theNEOMregion ofSaudi Arabia, formed as an equal joint venture betweenACWA Power,Air Products, andNEOM[ACWA Power – January 2025]. Backed by a total investment of$8.4 billion, theNGHCcomplex integrates approximately 4 gigawatts (GW) of dedicated onshore solar and wind power generation to operate 2.2 GW of water electrolysis systems. Upon reaching full commercial operation, the facility is designed to synthesize 600 metric tons per day of carbon-free hydrogen, which will be converted into up to1.2 MTPAof greenNH₃for global export. Industrial gas majorAir Productsholds exclusive global off-take rights for the producedNH₃, utilizing a purpose-built marine export terminal jetty to load Very Large Gas Carriers (VLGCs) for distribution across international receiving hubs. In theAsia-Pacificregion, theMaritime and Port Authority of Singapore(MPA) is driving bunkering infrastructure and port regulatory frameworks for bothCH₃OHandNH₃to preserve its standing as the world’s primary marine refueling hub.Singaporehas established standard operating guidelines and technical standards forCH₃OHbunkering, facilitating early ship-to-ship refueling tests for dual-fuel container vessels operated by major ocean carriers likeA.P. Moller – Maersk. To support the subsequent adoption of cryogenic zero-carbon fuels, theMPAgranted regulatory approvals for the development ofSingapore’sfirst commercial-scaleNH₃bunkering and power terminal facility onJurong Island, targeted for operational readiness by late 2027 [Ports Directory / MPA – February 2026]. TheMPAalso formalized comprehensive technical bunkering standards forCH₃OHandNH₃across 2024 and 2025, defining strict custody transfer protocols, crew safety standards, and atmospheric vapor monitoring controls under theSIBCONregulatory mandate. Capital allocation dynamics and project financing structures reveal contrast in final investment decision (FID) thresholds betweenCH₃OHandNH₃terminal assets. According to market assessments by theClean Air Task Force, theUnited Statescurrently produces and consumes approximately 14 million metric tons of hydrogen annually, with over 90% concentrated in refining, ammonia synthesis, and methanol manufacturing [Clean Air Task Force – December 2025]. DomesticCH₃OHproduction capacity in theUnited Statesexceeds10 MTPA, concentrated along theUS Gulf CoastinTexasandLouisiana, positioning the nation as a net exporter of ambient liquid methanol using established bulk chemical shipping terminals. Conversely, blue and greenNH₃export megaprojects secure long-term bankability by structuring 15-to-20-year take-or-pay off-take contracts with creditworthy international counterparties. The transformation of global shipping corridors driven by the adoption of alternative energy carriers is triggering an unprecedented structural realignment of maritime trade routes, bunkering infrastructure, and statutory compliance frameworks. As international shipping prepares to meet the stringent decarbonization mandates outlined in the revised greenhouse gas (GHG) strategy of theInternational Maritime Organization(IMO)—which targets net-zero emissions by or around 2050 and intermediate checkpoints of at least 20% GHG reduction by 2030 and 70% by 2040—the industry faces a stark operational divergence betweenMethanol(CH₃OH) andAnhydrous Ammonia(NH₃). The commercial deployment of dual-fuel vessel fleets is reshaping global refueling hubs.CH₃OHhas secured a significant first-mover advantage across container line fleets, car carriers, and chemical tankers due to its ambient liquid state, manageable flashpoint profile, and compatibility with conventional bunkering supply chains. Conversely,NH₃represents a zero-carbon molecular alternative that eliminates direct tank-to-wake carbon dioxide (CO₂) emissions entirely, making it a primary long-term candidate for deep-sea bulk trade, raw material corridors, and utility-scale energy transport. However, the physical and chemical realities of handling a severe atmospheric toxicant versus a low-flashpoint flammable liquid dictate fundamentally different operational, safety, and regulatory pathways across global maritime supply chains. The international statutory framework governing alternative marine fuels centers upon theIMOsafety codes—specifically theInternational Code of Safety for Ships Using Gases or Other Low-flashpoint Fuels(IGF Code) and theInternational Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk(IGC Code). ForCH₃OH, regulatory integration progressed rapidly following the approval of interim guidelines by theIMO Maritime Safety Committee(MSC) underMSC.1/Circ.1621, which established technical safety provisions for low-flashpoint methyl/ethyl alcohol fuels. BecauseCH₃OHpossesses a flashpoint of 11°C, it falls outside standardSOLASrequirements mandating marine fuels to maintain a flashpoint above 60°C. However, statutory compliance is readily achieved through localized engineering barriers: nitrogen gas blanketing in fuel tanks, double-walled fuel supply lines with continuous inerting and gas detection, boundary insulation (A-60fire rating), and automated emergency shutdown (ESD) valves. Conversely,NH₃regulation presents complex statutory hurdles.NH₃is classified under theIGC Codeas a toxic gas, historically prohibiting its use as a marine fuel on commercial cargo ships outside of specialized gas carriers using boil-off cargo. Developing unified interim guidelines forNH₃-fueled vessels requires revolutionary engineering controls, including redundant double-walled piping operating under permanent vacuum or nitrogen purge, advanced toxic vapor scrubbing units, water-curtain deluge systems to absorb fugitive atmospheric emissions, and strict structural isolation of fuel preparation spaces from crew accommodation quarters. In the European operating theatre, regional regulatory mechanisms are acting as a powerful financial catalyst, enforcing compliance timelines faster than baseline globalIMOtrajectories. TheEuropean Unionhas integrated maritime transport into both theEU Emissions Trading System(EU ETS) and theFuelEU Maritimeregulation. UnderFuelEU Maritime, shipping companies operating vessels above 5,000 gross tonnage calling at European Economic Area (EEA) ports must progressively reduce the Well-to-Wake (WtW) greenhouse gas intensity of onboard energy used. The regulation sets an initial reduction target of 2% in 2025, accelerating to 6% by 2030, 14.5% by 2035, 31% by 2040, and reaching an 80% reduction by 2050 compared to a 2020 reference baseline of 91.16 grams ofCO₂equivalent per megajoule (gCO₂eq/MJ). Fossil-derivedCH₃OHfails to meet these intensity thresholds due to fossil carbon emissions during combustion, incurring heavy non-compliance financial penalties. Consequently, ship operators adoptingCH₃OHare required to procure certified bio-methanol or e-methanol synthesized from biogenicCO₂to achieveWtWemission factors below the regulatory ceiling. In contrast, green e-ammonia—synthesized using zero-emission renewable electricity and atmospheric nitrogen—exhibits a near-zeroWtWcarbon footprint, allowing vessels using e-ammonia to achieve immediate full compliance underFuelEU Maritimeand generate compliance surpluses that can be pooled or banked across fleets. Bunkering logistics and ship-to-ship (STS) transfer protocols differ markedly between ambient liquid alcohol fuels and toxic cryogenic liquefied gases.CH₃OHbunkering operations have transitioned from experimental pilots to routine commercial operations across major refueling hubs including thePort of Singapore, thePort of Rotterdam, thePort of Gothenburg, and thePort of Ulsan. StandardSTSbunkering ofCH₃OHrelies on specialized bunker tankers equipped with stainless steel or coated tanks, dry-break couplings, and closed-loop vapor return systems to eliminate volatile organic compound (VOC) venting. The operational safety envelope forCH₃OHpermits simultaneous operations (SIMOPS)—enabling cargo loading, passenger boarding, and container handling to occur concurrently during fuel transfer—subject to a standard safety exclusion zone typically restricted to a 25-to-30 meter radius around the bunkering manifold. This operational flexibility minimizes port stay duration for container ships, preserving tight liner schedules. TheEuropean Maritime Safety Agency(EMSA) and regional port authorities have established standardized guidelines and quantitative risk assessment tools (QRA) to harmonize safety distance calculations, crew training standards, and emergency response protocols forCH₃OHrefueling operations. Interactive operational matrix analyzing transfer methodologies, exclusion zones, simultaneous operations (SIMOPS), and commercial fleet adoption dynamics across Methanol (CH₃OH) and Ammonia (NH₃) maritime vectors. ExecutingNH₃bunkering operations requires an intensely restrictive safety management framework due to the severe acute inhalation risks posed by fugitive toxic vapor clouds. LiquidNH₃transfer requires insulated stainless steel or low-temperature carbon steel loading hoses equipped with powered emergency release couplings (PERCs) capable of dry-break isolation within milliseconds upon detecting over-pressure, movement drift, or line leakage. Bunkering vessels must be purpose-built semi-refrigerated or fully refrigerated gas tankers equipped with dynamic positioning systems (DP2), automated toxic gas detection arrays operating at sub-parts-per-million sensitivity, and high-capacity water spray curtain systems designed to knockdown airborneNH₃vapors through rapid dissolution into water. Ports preparing forNH₃bunkering—such asSingapore,Rotterdam, andYokohama—are establishing extensive safety exclusion zones ranging from 500 meters to over 1.5 kilometers depending on real-time atmospheric dispersion modeling, wind speed, and ambient relative humidity. These expansive exclusion zones largely preclude simultaneous cargo operations (SIMOPS) duringNH₃refueling at high-density container terminals, forcing vessels to undergo bunkering at offshore anchorages or isolated deep-water berths, thereby adding 12 to 24 hours of operational turnaround time to vessel port calls. The commercial fleet orderbook and dual-fuel engine technology pathways reflect the operational readiness and risk trade-offs between the two alternative fuels. Engine manufacturers such asMAN Energy Solutions,Wärtsilä, andWinGDhave commercialized two-stroke and four-stroke dual-fuelCH₃OHengines, utilizing high-pressure liquid injection systems operating on the Diesel combustion cycle. Major container shipping lines—led byA.P. Moller – Maersk,CMA CGM,COSCO Shipping, andHapag-Lloyd—have placed orders for hundreds of dual-fuelCH₃OHvessels, creating an immediate, guaranteed baseline demand for green methanol bunkering across major trade corridors linking East Asia, North America, and Europe. On the engine development front forNH₃, pilot-scale two-stroke dual-fuel engines operating on liquidNH₃with pilot diesel injection have completed factory acceptance tests, with commercial marine engine deliveries commencing across global shipyards. However,NH₃combustion introduces unique secondary emissions challenges: the low flame velocity and high auto-ignition temperature ofNH₃require precise pilot fuel optimization to prevent unburnedNH₃slip into the exhaust stream and to suppress the formation of nitrous oxide (N₂O)—a greenhouse gas with a global warming potential 273 times greater thanCO₂over a 100-year timescale. To comply withIMO Tier IIInitrogen oxide (NOx) limits and emergingN₂Olife-cycle accounting regulations,NH₃-fueled vessels must incorporate advanced Selective Catalytic Reduction (SCR) systems and specialized exhaust gas abatement technology. As maritime trade routes realign to accommodate alternative fuel supply chains, the geographic distribution of primary global bunkering nodes will undergo a significant shift. Traditional refueling hubs situated along major maritime chokepoints—such as theStrait of Malacca(Singapore), theSuez Canalapproach (Port Said/Damietta), theStrait of Gibraltar(Algeciras/Tanger Med), and thePanama Canal—are investing heavily in multi-fuel bunkering infrastructure to maintain their market dominance. Concurrently, new bunkering geographies are emerging in close proximity to mega-scale green hydrogen production sources. Ports in theMiddle East(Salalah,Duqm,Fujairah),Western Australia(Port Hedland,Dampier), and theUS Gulf Coast(Houston,Corpus Christi) are developing direct-from-facility bunkering jetties, allowing ships to refuel directly at the export origin of low-carbon fuels. This evolution is creating a multi-tiered refueling ecosystem:CH₃OHwill dominate high-speed container liner shipping requiring fast port turnaround times and simple urban-adjacent bunkering, whileNH₃will capture a dominant market share among heavy dry bulk carriers, iron ore transshipments, and dedicated energy tankers operating on fixed long-distance corridors where zero-carbon molecular compliance outweighs operational complexity. The financial calculus governing alternative marine fuel adoption is heavily impacted by the price spread between fossil fuels, bio-methanol, e-methanol, and e-ammonia, alongside carbon pricing penalties enforced by regional mandates. Under current market conditions, e-methanol carries a significant production premium due to the high cost of direct air capture (DAC) or biogenicCO₂procurement, resulting in delivered fuel costs ranging from $800 to $1,200 per metric ton. When adjusted for volumetric energy density—whereCH₃OHpossesses roughly half the energy content of Very Low Sulfur Fuel Oil (VLSFO)—the effective energy-equivalent fuel cost increases substantially. E-ammonia, while also carrying a premium over fossil fuels due to green hydrogen feedstocks, avoids carbon capture feedstock costs entirely. AsEU ETSallowance prices fluctuate above €80 to €100 per metric ton ofCO₂andFuelEU Maritimepenalty multipliers take effect, the total cost of operation (TCO) for fossil-fueled vessels will rise dramatically. Shipowners operating dual-fuel fleets will balance fuel switching decisions based on real-time regulatory penalty indices, blending green derivatives with conventional fuels to remain precisely below carbon intensity ceilings while minimizing total fuel expenditure. Over the 5-year outlook from 2026 to 2031, maritime trade patterns will demonstrate clear operational segregation dictated by vessel class, route length, and bunkering availability. High-capacity container vessels operating on East-West liner trades will rely predominantly on e-methanol and bio-methanol to maintain high-frequency port schedules without incurring toxic exclusion delays during cargo handling. Conversely, long-haul dry bulk carriers transporting iron ore from Western Australia to East Asia, or agricultural commodities from South America to Europe, will increasingly adopt e-ammonia dual-fuel propulsion. These bulk routes feature dedicated point-to-point shipping lanes with isolated marine terminals where large toxic exclusion zones can be safely managed without disrupting commercial container operations. As global shipyards deliver the next wave of Very Large Ammonia Carriers (VLACs) and dual-fuel bulkers, the establishment of dedicated green shipping corridors—supported by bilateral agreements between port authorities and regional energy producers—will lock in long-term e-ammonia off-take volumes, establishingNH₃as the primary bulk energy vector for deep-sea maritime transport. Statutory Mandates, Bunkering Methodology & Commercial Adoption Trajectory

PECHINO (CINA) (XINHUA/ITALPRESS) – I cieli azzurri di Pechino sono diventati un segno visibile dei progressi compiuti dalla città nella lotta all’inquinamento atmosferico e, alla base di questi risultati, le tecnologie digitali svolgono un ruolo sempre più importante. Nel 2025 Pechino ha registrato 311 giorni con una buona qualità dell’aria e un solo giorno di grave inquinamento, rispetto ai 58 giorni del 2013, quando la città ha iniziato ufficialmente a pubblicare i dati sul monitoraggio del PM2,5. La concentrazione media annua di PM2,5, un indicatore fondamentale della qualità dell’aria, è scesa dagli 89,5 microgrammi per metro cubo del 2013 ai 27 microgrammi per metro cubo del 2025, con un calo di quasi il 70%. I progressi hanno attirato l’attenzione internazionale. Il Programma delle Nazioni Unite per l’ambiente ha indicato l’esperienza di Pechino nel miglioramento della qualità dell’aria come un modello per altre città. Secondo gli esperti del Centro municipale di monitoraggio ecologico e ambientale di Pechino, l’aria più pulita è il risultato di un sistema completo che integra monitoraggio ambientale, analisi scientifica, elaborazione delle politiche, cooperazione regionale e applicazione delle norme, con le tecnologie digitali ormai presenti in ogni anello della catena. Una governance efficace parte da un monitoraggio accurato. Pechino ha istituito una rete multilivello per il controllo della qualità dell’aria. I dati mostrano che 35 stazioni di monitoraggio standard distribuite in tutta la città misurano continuamente sei principali sostanze inquinanti, mentre oltre 1.000 sensori compatti installati nelle comunità e nei centri urbani forniscono informazioni più dettagliate sulle variazioni locali della qualità dell’aria. Il sistema di monitoraggio è stato realizzato gradualmente dal Centro municipale di monitoraggio ecologico e ambientale di Pechino, una delle prime istituzioni cinesi per il monitoraggio ecologico e ambientale, responsabile del controllo dell’aria, dell’acqua, del rumore, del suolo e degli ecosistemi della capitale. Il centro ha sviluppato un sistema analitico in grado di identificare circa 125 componenti del PM2,5, coprendone la maggior parte della composizione e aiutando i ricercatori a risalire alle fonti dell’inquinamento. “L’analisi delle fonti ci aiuta a individuare i principali responsabili dell’inquinamento nelle diverse fasi, fornendo ai decisori una base scientifica per intervenire sulle principali fonti di emissione”, ha dichiarato Li Yunting, direttore tecnico del centro. Sotto il coordinamento dell’Ufficio municipale per l’ecologia e l’ambiente di Pechino, il centro ha condotto insieme ad altre istituzioni quattro cicli di studi sulle fonti del PM2,5, i cui risultati sono stati pubblicati nel 2014, nel 2018, nel 2021 e nel 2025. L’analisi più recente ha mostrato che il trasporto regionale ha contribuito per il 57% all’inquinamento da PM2,5 di Pechino. Tra le fonti locali, responsabili del restante 43%, le emissioni dei veicoli e quelle residenziali rappresentavano le quote maggiori, una caratteristica peculiare di una grande metropoli internazionale. I risultati del monitoraggio hanno fornito un sostegno scientifico a una serie di misure di controllo dell’inquinamento. Pechino, ad esempio, ha promosso i veicoli a nuova energia per ridurre le emissioni dei trasporti e ha adottato tecniche avanzate, tra cui strutture a membrana sostenute dall’aria, per contenere le emissioni di polveri. Nel frattempo, l’inquinamento prodotto dalla combustione del carbone, un tempo tra i principali fattori, è stato quasi eliminato e non figura più tra le fonti principali. Ciò riflette gli sforzi più ampi compiuti a livello nazionale per ridurre il consumo di carbone, promuovere l’energia pulita e ammodernare le industrie altamente inquinanti. Ora che le concentrazioni di PM2,5 si attestano su livelli relativamente bassi, ulteriori miglioramenti della qualità dell’aria dipenderanno da approcci più mirati e basati sulla scienza. Oltre al monitoraggio dell’inquinamento, Pechino ha costruito un sistema di governance ambientale basato sui dati, che collega monitoraggio, regolamentazione e applicazione delle norme in un circuito chiuso, dal rilevamento all’intervento fino alla successiva valutazione. Sviluppato dal centro e noto come innovativo modello di collegamento tra regolamentazione, monitoraggio e ispezione, il sistema integra intelligenza artificiale, Internet delle cose, telerilevamento satellitare e tecnologie di monitoraggio a bordo dei veicoli, riunendo su un’unica piattaforma dati ambientali provenienti da più fonti. “Il sistema riunisce su un’unica piattaforma informazioni che in precedenza erano distribuite tra diversi dipartimenti”, ha dichiarato Zhang Likun, direttore della divisione per i sistemi intelligenti del centro. Secondo Zhang, ciò consente di effettuare controlli a distanza e azioni congiunte tra diversi settori, tra cui edilizia abitativa, risorse idriche e trasporti, migliorando sensibilmente l’efficienza e la precisione della gestione ambientale. Utilizzando più di 30 algoritmi intelligenti, la piattaforma analizza automaticamente i dati e individua potenziali rischi di inquinamento. Su questa base, il personale addetto al monitoraggio identifica i problemi più urgenti e li trasmette ai dipartimenti responsabili dell’applicazione delle norme. L’approccio ha già attirato l’attenzione internazionale. Clean Air Asia, un’organizzazione non governativa internazionale impegnata nel miglioramento della qualità dell’aria in Asia, ha presentato il sistema come caso di studio rappresentativo nel rapporto “China Air 2025”. Il modello è stato inoltre illustrato alla Better Air Quality Conference 2026 e ha ricevuto il Certificate for Clean Air Best Practice Sharing. La Cina ha integrato la tutela ecologica nel proprio percorso di modernizzazione. Mentre il Paese accelera gli sforzi nell’ambito dell’iniziativa Beautiful China, l’esperienza di Pechino dimostra come la tecnologia possa sostenere una governance ambientale più precisa, coordinata e sostenibile. – Foto Xinhua – (ITALPRESS).

No recent searches Download our 2025 World Air Quality Report now! Is your indoor air safe? Find out with a 7-Day Evaluation. Contact us on WhatsApp: +971 52 311 9457 No recent searches Data attribution 55* Moderate Main pollutant: PM2.5 11.2µg/m³ 23° 3 km/h 73 % Data attribution Port-Sainte-Foy-et-Ponchapt air quality index (AQI⁺) forecast Now 55 23° 3 km/h 73% 06:00 55 30% 22° 2 km/h 76% 07:00 55 30% 22° 1 km/h 75% 08:00 56 23° 3 km/h 70% 09:00 56 26° 4 km/h 62% 10:00 57 29° 2 km/h 48% 11:00 57 31° 8 km/h 42% 12:00 57 33° 4 km/h 38% 13:00 58 35° 3 km/h 35% 14:00 58 37° 5 km/h 31% 15:00 58 37° 6 km/h 30% 16:00 57 37° 8 km/h 28% 17:00 57 37° 6 km/h 29% 18:00 58 37° 7 km/h 28% 19:00 59 36° 10 km/h 29% 20:00 60 35° 9 km/h 31% 21:00 60 32° 17 km/h 38% 22:00 60 27° 15 km/h 54% 23:00 61 50% 25° 7 km/h 70% Mon 00:00 60 24° 4 km/h 69% 01:00 59 23° 9 km/h 73% 02:00 59 50% 22° 7 km/h 80% 03:00 57 22° 4 km/h 84% 04:00 56 22° 4 km/h 83% 05:00 55 21° 6 km/h 84% 06:00 55 60% 21° 4 km/h 89% 07:00 55 60% 21° 10 km/h 89% 08:00 55 21° 4 km/h 90% 09:00 54 22° 9 km/h 87% 10:00 54 24° 7 km/h 78% 11:00 54 26° 7 km/h 73% 12:00 55 27° 6 km/h 66% 13:00 56 29° 3 km/h 59% 14:00 58 30° 3 km/h 54% 15:00 57 31° 2 km/h 49% 16:00 56 32° 3 km/h 47% 17:00 55 33° 5 km/h 45% 18:00 55 33° 7 km/h 45% 19:00 55 32° 8 km/h 44% 20:00 55 32° 10 km/h 47% 21:00 55 30° 9 km/h 53% 22:00 55 28° 7 km/h 60% 23:00 56 50% 25° 6 km/h 67% Tue 00:00 56 24° 5 km/h 74% 01:00 56 23° 7 km/h 79% 02:00 56 23° 6 km/h 81% 03:00 56 22° 4 km/h 82% 04:00 56 22° 3 km/h 84% 05:00 56 21° 2 km/h 87% 06:00 55 21° 4 km/h 89% 07:00 55 20° 3 km/h 89% 08:00 55 21° 4 km/h 89% 09:00 56 23° 4 km/h 77% 10:00 57 25° 7 km/h 69% 11:00 58 28° 3 km/h 61% 12:00 58 30° 5 km/h 52% 13:00 59 32° 4 km/h 46% 14:00 60 34° 3 km/h 42% 15:00 59 35° 2 km/h 38% 16:00 58 36° 2 km/h 36% 17:00 57 36° 5 km/h 36% 18:00 57 35° 7 km/h 36% 19:00 57 34° 3 km/h 38% 20:00 57 31° 17 km/h 51% 21:00 57 30° 8 km/h 50% 22:00 57 28° 6 km/h 62% 23:00 58 27° 2 km/h 68% Wed 00:00 58 26° 4 km/h 70% 01:00 58 25° 2 km/h 75% 02:00 59 25° 1 km/h 74% 03:00 58 24° 1.7 km/h 79% 04:00 58 23° 2.3 km/h 84% Port-Sainte-Foy-et-Ponchapt air quality index (AQI⁺) forecast 58 37° 22° 17 km/h 44% 56 33° 21° 10 km/h 63% 58 36° 20° 17 km/h 57% What is the current air quality in Port-Sainte-Foy-et-Ponchapt? PM2.5 concentration is currently2.2times the World Health Organization annual PM2.5 guideline value. Health recommendations Sensitive groups should reduce outdoor exercise Close your windows to avoid dirty outdoor air Sensitive groups should wear a mask outdoors Sensitive groups should run an air purifier What is the pollen count in Port-Sainte-Foy-et-Ponchapt today? Index Low Tree None Grass Low Weed Low Source: Health recommendations Sensitive groups should reduce outdoor exercise Close your windows to avoid dirty outdoor air Sensitive groups should wear a mask outdoors Sensitive groups should run an air purifier What is the pollen count in Port-Sainte-Foy-et-Ponchapt today? Index Low Tree None Grass Low Weed Low Source: IQAir AirVisual app Stay updated on the air quality of your favorite places IQAir Earth Real-time, 3D animated air pollution map Deploy your own station Get a monitor and contribute air quality data in your city. Get exclusive articles, product updates, tips, and occasional offers delivered to your inbox. You can unsubscribe at any time.

Thank you for reporting this station. We will review the data in question. You are about to report this weather station for bad data. Please select the information that is incorrect. See more (Reset Map) No PWS Reset Map, orAdd PWS. Current:30.0°in. -World Health Organization No Flu Data Available Aug 9, 2026

È stato definito il calendario delle emissioni straordinarie del mese di agosto 2026 NoiPa per quanto attiene agli stipendi dei docenti. Il momento più importante è rappresentato dall'emissione speciale dedicata all'applicazione del CCNL Istruzione e Ricerca 2025-2027, che consentirà di liquidare gli arretrati maturati nei mesi scorsi. Come avviene abitualmente per il calendario NoiPA, le date indicate rappresentano la programmazione prevista dal Ministero dell'Economia e potrebbero subire lievi variazioni tecniche. Per questo motivo i dipendenti interessati sono invitati a controllare periodicamente la propria area riservata sul portale NoiPA, dove saranno pubblicati gli aggiornamenti sulle emissioni e sullo stato dei pagamenti. Nelle seguenti schede lo scadenzario di emissioni e pagamenti previsti ad oggi.