Porti & ambiente — le notizie raccolte

Napoli – La transizione energetica non è più una prospettiva futura ma una realtà già visibile nei portafogli ordini dei traghetti europei e, soprattutto, italiani. È questo il messaggio emerso dall’intervento di Maria Garbarini, Head of Passenger Ships Excellence Centre di Rina, al Business meeting “Traghetti e Ro-Ro” organizzato da SHIPPING ITALY alla Stazione Marittima di Napoli, dove è stata presentata un’analisi aggiornata dell’evoluzione delle flotte ro-pax e ro-ro in Europa e in Italia. Il dato che colpisce maggiormente riguarda le nuove costruzioni. “Se analizziamo il portafoglio ordini delle navi ro-ro cargo – dice Maria Garbarini – vediamo che soltanto il 2% delle unità ordinate adotta una propulsione tradizionale. Significa che quasi tutti i nuovi progetti stanno già puntando su combustibili alternativi o su tecnologie predisposte alla decarbonizzazione”. Una tendenza che trova conferma nella composizione dell’orderbook mondiale, dove Gnl, metanolo e navi predisposte per l’utilizzo dell’ammoniaca stanno assumendo un peso sempre più rilevante. Secondo i dati illustrati da Rina, il comparto ro-ro cargo europeo continua a mostrare segnali di solidità nonostante le tensioni geopolitiche e il rallentamento economico di alcune aree del continente. “Il Mediterraneo – osserva Garbarini – si conferma particolarmente resiliente. I volumi di traffico continuano a mantenersi robusti e anche il mercato dei noleggi resta sostenuto da una disponibilità limitata di tonnellaggio”. La flotta europea è passata da 394 a 418 unità tra il 2019 e il 2023 e rappresenta oggi il 13,9% del numero totale di navi europee e il 28,5% della stazza complessiva. L’Italia si distingue per un dato particolarmente significativo: l’età media della flotta ro-ro cargo nazionale è pari a 11,9 anni contro i 18 anni della media europea e i 20 anni di quella mondiale. “Questo indicatore – hasottolineato Garbarini – dimostra che gli armatori italiani stanno investendo con continuità nel rinnovo delle flotte e stanno introducendo sul mercato navi più moderne ed efficienti”. Anche il settore ro-pax mantiene un ruolo centrale nello shipping europeo. Le navi passeggeri e ad alta velocità battenti bandiera europea rappresentano oltre il 30% della flotta mondiale per numero di unità e più del 50% della stazza complessiva. Tuttavia l’età media della flotta è salita da 28 a 29 anni nell’ultimo quinquennio. “Un’età media così elevata – è stato evidenziato – lascia prevedere una forte attività di rinnovo nei prossimi anni. Gli armatori stanno già pianificando nuove costruzioni e gli slot dei cantieri risultano sempre più richiesti”. L’Italia continua inoltre a occupare una posizione di primo piano nel trasporto marittimo passeggeri: “Il nostro Paese si conferma tra i protagonisti europei del settore e gli armatori italiani stanno crescendo sia attraverso commesse affidate ai cantieri nazionali sia tramite ordini firmati in Cina, che negli ultimi anni si è specializzata in queste tipologie di navi”. Tra le caratteristiche più evidenti delle nuove costruzioni emerge la ricerca di soluzioni energetiche alternative. “Praticamente ogni nuovo progetto – è stato spiegato – prevede l’impiego di un combustibile alternativo. Nel comparto passeggeri osserviamo una forte diffusione delle configurazioni ibride con batterie utilizzate per supportare i carichi di bordo, le manovre e le soste in porto, fino ad arrivare in alcuni casi a forme di elettrificazione completa”. Parallelamente cresce l’interesse per il metanolo e iniziano ad affacciarsi anche le prime applicazioni legate all’idrogeno. Nel settore cargo, invece, il combustibile che sta attirando maggiore attenzione è l’ammoniaca. “È interessante vedere – ha osservato Maria Garbarini – come molti armatori stiano già guardando a navi ammonia-ready. Se fino a poco tempo fa le principali criticità riguardavano la gestione della tossicità a bordo delle navi passeggeri, nel settore cargo questo ostacolo viene percepito in modo diverso e consente di esplorare con maggiore decisione questa opzione”. Alla base di queste scelte vi è soprattutto la pressione normativa: “L’entrata in vigore dell’Emission Trading System europeo, FuelEU Maritime e tutte le altre misure ambientali stanno modificando il quadro economico del trasporto marittimo. Una nave più efficiente permette di ridurre i costi legati alle emissioni e ogni grammo di CO₂ risparmiato genera un beneficio concreto per l’armatore”. La manager di Rina ha inoltre richiamato l’attenzione sulle nuove strategie industriali europee dedicate alla decarbonizzazione, specificando come “l’Europa considera il comparto dei traghetti un settore strategico sul quale investire. Tra i temi emergenti compare anche il concetto di traghetto dual-use, cioè unità che possano offrire, in determinate circostanze, un contributo anche alle esigenze logistiche e strategiche degli Stati membri”. I dati più recenti mostrano che la transizione energetica sta già producendo effetti misurabili. “Analizzando le statistiche dell’Imo e del sistema europeo Mrv osserviamo che le emissioni di CO₂ sono diminuite nonostante l’attività delle flotte sia rimasta sostenuta. Questo significa che l’utilizzo di combustibili alternativi sta aumentando”. Nel comparto ro-pax, in particolare, il Gnl continua a rappresentare la soluzione più diffusa e la categoria risulta quella con il maggiore consumo di questo combustibile a livello europeo. Maria Garbarini ha dedicato un focus allo sviluppo della filiera Gnl in Italia. “Negli ultimi anni – è stato ricordato – il Paese ha costruito un quadro tecnico e normativo che consente di effettuare operazioni di bunkeraggio in sicurezza. Sono state sviluppate linee guida nazionali, metodologie di analisi del rischio e procedure che oggi permettono ai porti italiani di gestire queste attività”. Dopo le operazioni effettuate a La Spezia, Messina, Monfalcone, Trieste, Genova e Ravenna, anche Napoli è entrata a far parte della rete nazionale. Ora anche il porto di Napoli e prossimante quello di Civitavecchia si aggiungono alla lista. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

Eni CCUS Holding, a strategic partnership between Italy’s energy giant Eni and Global Infrastructure Partners (GIP), a part of BlackRock, has expanded its financing sources to strengthen its carbon capture and storage (CCS) project platform. Eni CCUS Holding secured a financing facility of more than £500 million (around $670 million) from a pool of 13 international lenders encompassing Banco BPM, BNP Paribas, BPER, DNB, ING, Intesa Sanpaolo, Mediobanca, Mizuho, MUFG, NatWest, SMBC, Societe Generale, and UniCredit, with BNP Paribas acting as sole financial advisor. The new facility is said to reflect the strong confidence that the financial market places in the firm’s strategic vision and execution capabilities, which are considered crucial to supporting industrial decarbonization. The transaction also highlights the long-term commitment of Eni and GIP as the company’s shareholders, confirming their full alignment on the strategic role of CCS in the energy transition. Following theproject financingofLiverpool Bay CCS (LBCCS), the backbone infrastructure of theHyNetindustrial decarbonization cluster in the United Kingdom, the market continued to show a strong interest in Eni CCUS Holding, with participation requests significantly exceeding the initially targeted amount, according to Eni. The LBCCS project reachedfinancial closewith the UK government in April 2025 and is currently under development as a transportation and storage network serving industries within the HyNet Cluster. More than 30% of construction works have already been completed, in line with the original schedule. With a storage capacity of 4.5 million tonnes of CO2 per year in its first phase, and the potential to reach 10 million tonnes annually during the 2030s, LBCCS is expected to become operational in 2028, in line with the timeline of industrial emitters within the HyNet Cluster. The project will safely and permanently store CO2 in depleted gas reservoirs located beneath the seabed of Liverpool Bay. The construction program includes the efficient repurposing of part of the offshore platform infrastructure and existing onshore and offshore pipelines, as well as the construction of new pipelines to connect industries across North West England and North Wales. “Eni is pleased to note that the operation finalized by Eni CCUS Holding represents a further example of success of Eni’s satellite model, able to create entities that attract strategically aligned capital for its businesses related to the energy transition, confirming its growth potential and value creation,”highlighted the Italian player. The multimillion-dollar financing will enable other initiatives within Eni CCUS Holding’s portfolio, which includeL10-CCSin the Netherlands, said to be one of the leading storage sites in Northwest Europe, and theBacton CCSproject in the United Kingdom, which has the potential to support the progressive decarbonization of industries in South East England and continental Europe. The company, which also holds the right to acquire the 50% stake currently owned by Eni in theRavenna CCSproject in Italy, may integrate additional projects over time, including investigation of new initiatives, as part of a broader medium- to long-term CCS platform. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Ravenna – Tutti d’accordo, tutti uniti, nessuna polemica, nessuna lamentela, bando ai localismi o agli interessi di parte. A sentire le prime reazioni dei soggetti interessati, direttamente o indirettamente, dalla prossima riforma portuale intervenuti a De Portibus ci si annoia quasi nel registrare un coro unanime di consensi, perlomeno sull’impostazione del progetto, sulla visione che sta alle sue spalle e sui risultati che vuole ottenere. Del resto chi non vuole rafforzare la competitività del sistema logistico italiano, riportare l’Italia al centro dei traffici mondiali, snellire i processi, velocizzare le procedure, favorire gli investimenti e la realizzazione di nuove infrastrutture ecc ecc? Vedremo poi se nel prosieguo del cammino queste posizioni iniziali verranno confermate. Parte Roberto Petri, presidente Assoporti, forse il primo soggetto impattato: “Credo che sia stato trovato un equilibrio, la strada è quella giusta. La dotazione finanziaria della Porti d’Italia spa andrà a svantaggio delle autonomia? Non penso, è importante garantire stabilità economica ai soggetti, le Adsp sono aziende medio-piccole e i loro presidenti di fatto sono degli amministratori delegati. Bisogna trovare il coraggio di combattere due principi culturali che appesantiscono il nostro paese: campanilismo, inteso come difesa gretta di interessi territoriali, e burocrazia. Il concetto del ‘piccolo è bello’ non ha più significato in questa epoca”. Mario Zanetti, presidente di Confitarma, pone l’accento sul fatto che i km quadrati di retroterra che insistono dietro ai porti siano doppi rispetto ad esempio alla Spagna: “Qui ogni porto è un territorio. Noi guardiamo con interesse allo sviluppo delle nuove infrastrutture legislative e il confronto è di buon auspicio. Credo che la riforma debba andare ben oltre la legislatura, serve un assetto strategico. Non credo che la Porti d’Italia spa allunghi la catena decisionale, in un’azienda quando è chiara una strategia si velocizza l’esecuzione e non si rallenta. Se la riforma assegna bene ruoli e responsabilità si può andare verso un futuro con un’impalcatura legislativa che favorisce capacità decisionale e velocità”. Vivace e puntuale l’intervento di Alberto Rossi, segretario generale di Assarmatori, a ribadire l’insolita armonia fra tutti i soggetti emersa: “Se fossimo di fronte a un notaio bisognerebbe certificare le dichiarazioni delle varie associazioni, che oggi sono tutte d’accordo sull’impostazione della riforma e sull’esigenza di fare questo percorso “ ha esordito, in tono semi-scherzoso. “Credo sia importante anche il metodo, che è perfetto: mi fa piacere che Petri abbia ricordato che le Adsp sono imprese e servono per attrarre investimenti, oggi gli interessi localistici ci frenano, la logistica è un fenomeno globale e non possiamo essere local”. Rossi ha ammesso come sugli Ets il comparto marittimo abbia compiuto un “errore madornale”: “Non ci siamo occupati della legislazione ambientale, il rafforzamento di Assoporti in Europa è finalmente un segno di attenzione a dove sono fatte le norme più importanti per il nostro settore, e cioè a Bruxelles e a Londra, non a Roma”. Da Alessandro Pitto, presidente di Fedespedi, è arrivata un’interessante proposta concreta: “Nella riforma servirebbe inserire un comma di sette parole che dica: ‘E’ istituita la carta dei servizi portuali’. Il modello è quello aeroportuale, con indicazioni di Kpi dei servizi di un aeroporto: serve uno strumento flessibile e trasparente, che aiuti a valutare e misurare la qualità dell’offerta. Crediamo che aiuterebbe ad armonizzare l’offerta del sistema portuale”. La valutazione di Paolo Pessina presidente Federagenti è in linea con quella dei colleghi: “Noi rappresentiamo i clienti dei porti e quando ne scegliamo uno vogliamo vedere anche l’offerta a terra. Credo che la riforma vada in questo senso, serve per lo sviluppo della logistica del Paese. In passato abbiamo visto investimenti a pioggia, ora c’è una visione strategica, avere un coordinamento degli investimenti è fondamentale”. Secondo Fabrizio Zerbini, presidente vicario Uniport, la proposta è “interessante e propositiva”: “In futuro sarà il ministero delle Infrastrutture, in accordo con quello dello Sviluppo Economico, a dire quali sono le grandi opere da costruire, ai porti servono i collegamenti con retroporti, soprattutto ferroviari perché sono quelli che fanno la differenza”. Una richiesta precisa è arrivata da Tomaso Cognolato, presidente di Assiterminal: “Vorremmo avere chiaro chi è il nostro interlocutore: idealmente ne vorremmo uno o due, oggi ne abbiamo quarantasette… Sulla riforma preferirei fare piccoli passi, costruire i tasselli un poco per volta, servirebbe uniformità di norme e assenza di interpretazioni, se possibile”. “Trovare equilibrio fra g-local e local “ sarà la chiave del successo del sistema Italia secondo Paolo Guidi, presidente di Assologistica, mentre un appassionato Marcello Di Caterina, vicepresidente e direttore di Alis, ha ricordato come “Le audizioni si faranno in Parlamento come sempre. Il nostro sarà un supporto prima e dopo, per snellire le attività degli uffici legislativi. L’obiettivo del Governo è arrivare alla chiusura del percorso entro fine anno, teniamo presente che il modello non è nuovo perché Enav e Anas sono state concepite così”. 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Luxembourg-domiciled Subsea7 has picked up a new assignment with Vår Energi, a Norwegian oil and gas operator, for a gas export project in the Barents Sea off the coast of Norway. Subsea7 has secured the award of a substantial contract, worth between $150 million and $300 million, with Vår Energi for theGoliatGas Exportprojectin the Barents Sea, offshore Norway. This development will enable the export of gas from the Goliat field to theHammerfest LNGplant on the island of Melkøya through the existingSnøhvitpipeline system. Luxembourg-domiciled firm’s scope of work encompasses engineering, procurement, construction, and installation (EPCI) of a 12.7-kilometer 10‑inch uninsulated carbon steel pipeline, along with the installation of associated subsea infrastructure required to safely and reliably tie in the gas export system. This content is available after accepting the cookies. Vår Energi unveils $360 million investment in Barents Sea field Erik Femsteinevik, Vice President for Subsea7 Norway, commented:“We are proud to be awarded the Goliat gas export project, which represents the first contract awarded under our new strategic partnership agreement with Vår Energi. This is an important milestone that demonstrates the strong foundation of trust and collaboration already established between our organisations. “Together, we share a clear commitment to early engagement, predictable delivery, and safe, efficient execution. Working closely from the outset places us in a strong position to create value and deliver a high‑quality solution for this important development.” The strategic partnership agreement is a collaboration between Vår Energi, Subsea7, and OneSubsea, entered into in March 2026. The subsea player explains that project management and engineering activities will begin immediately from its office in Stavanger, while offshore operations are scheduled to take place during 2027–2028. Subsea7 recently lined up multiple new assignments, including the one as part of the Subsea Integration Alliance (SIA), which ExxonMobilhired to providethe EPCI scope of work for its oil project offshore Angola. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Brindisi non avrà un deposito costiero di Gnl. Con una nota Edison ha reso noto di aver “verificato che non sussistono più le condizioni per proseguire con l’investimento per la realizzazione” della struttura “in ragione della estrema volatilità del contesto economico-finanziario, geopolitico e di mercato attuali, anche alla luce dei ritardi accumulati e del conseguente incremento dei costi”. Edison è la controllante della Società Deposito Gnl Brindisi, che a novembre aveva ottenuto i 35 milioni di euro stanziati ad hoc dal Governo nel luglio 2025, dopo che il ritardo del programma Pnrr-Pnc dedicato a tale filiera aveva fatto saltare l’iniziale finanziamento. Entro l’inizio di maggio avrebbe dovuto far partire i lavori per non perdere il finanziamento. Un sostegno pubblico non sufficiente, però, per Edison, per cui i succitati “incidono in modo sostanziale sul profilo di rischio e sulla sostenibilità economica del progetto, nonostante esso stesso mantenga solidità progettuale e validità industriale”. E questo sebbene “la regione Puglia si confermi per Edison un territorio di elevata rilevanza strategica, nel quale la Società è presente lungo tutta la catena del valore dell’energia: dalla produzione elettrica da fonti rinnovabili e flessibili ai servizi a valore aggiunto per i clienti, fino ai green gas. Il Gruppo conferma il suo impegno a lavorare con le istituzioni, le imprese e le comunità locali per contribuire a una crescita sostenibile del territorio, generando valore condiviso nel pieno rispetto delle specificità e delle vocazioni locali, coniugando innovazione industriale, decarbonizzazione, sviluppo economico e sociale”. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

Hong Kong-headquartered Venture Energy, focused on the procurement and trading of clean fuels, has signed a memorandum of understanding (MoU) with CSSC Science & Technology (CSST) and China Shipbuilding Trading Co. (CSTC) that establishes a long-term offtake framework for green methanol supply. Under the agreement, the parties will expand their scope of cooperation in line with market demand, focusing on the development of green methanol production initiatives and integrated collaboration across production, procurement, technical development and investment. Representatives from the three companies attended the signing ceremony last month in Beijing, including Zheng Song, General Manager of CSST, Di Weibing, Assistant General Manager of CSTC, and Greg McMillan, Executive Director of Venture Energy. According to Venture Energy, the partnership aims to strengthen extensive engagement and technical dialogue, covering areas such as optimizing green methanol technology pathways, ISCC EU certification and full-chain delivery solutions, to secure future fuel supply. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Italy’s energy giant Eni has lined up three new long-term liquefied natural gas (LNG) supply agreements for its gas project duo in Indonesia, Southeast Asia. While disclosing the signing of three agreements with the LNG sellers ofSouth HubandNorth Hubgas projects for the purchase of liquefied natural gas in Indonesia, Eni explains that these contracts further strengthen its global LNG portfolio and reinforce the Southeast Asian country’s role as a strategic supplier to regional and international markets. Both projects are operated by the Italian energy giant with a material participating interest averaging in excess of 80% across the two hubs. The long-term deals, which relate to LNG volumes coming from Eni’soperated gas development projectsin the Kutei Basin, have cumulative volumes of approximately 2 million tons per year (mtpa). This content is available after accepting the cookies. Giant Southeast Asian gas discovery passes test with flying colors The firm emphasized:“The agreements confirm Eni’s integrated growth strategy, combining upstream gas development, efficient LNG infrastructure utilization, and global market access, while supporting the region’s growing energy needs and the energy transition through reliable lower carbon energy supplies.” The company underlines that LNG will be supplied through the existingBontang LNGfacilities in East Kalimantan, including through the reactivation of one train that has been idle for several years, thereby maximizing the utilization of Indonesia’s existing energy infrastructure. This content is available after accepting the cookies. Exclusive interview with Eni: Gas and LNG at crux of multiple FIDs as ‘game-changing phase’ edges closer These additional LNG volumes are expected to further diversify and strengthen Eni’s global integrated portfolio, supporting the company’sobjective of reachingover 20 mtpa of contracted LNG supply by 2030. The firm’s net production in Indonesia is approximately 90,000 barrels of oil equivalent per day, mainly from theJangkrikandMerakesfields offshore East Kalimantan. This content is available after accepting the cookies. Two deepwater gas hubs on the Asian energy horizon as Eni unveils FIDs Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Bper Corporate & Investment Banking ha sottoscritto un accordo di finanziamento con Grimaldi Euromed S.p.A., società del Gruppo Grimaldi, per supportarne il piano di sviluppo ed ammodernamento della flotta incentrato su innovazione, efficienza e riduzione dell’impatto ambientale. Il finanziamento, del valore di 55 milioni di euro e della durata di 10 anni, è volto a coprire parzialmente l’acquisto della nave Grande Manila, una Pure Car Track Carrier (Pctc) con una capacità di carico di oltre 9.200 veicoli. Il suo ingresso nella flotta Grimaldi, avvenuto lo scorso gennaio, è parte di un programma che complessivamente comprende la costruzione di 17 moderne unità della stessa categoria, tutte ammonia ready, ossia predisposte per il futuro utilizzo dell’ammoniaca come carburante alternativo a zero emissioni di carbonio. Nel complesso, la combinazione di tecnologie innovative installate consente una riduzione del 50% delle emissioni di CO₂ per carico trasportato, rispetto alle navi Pctc della precedente generazione. “Questa operazione – ha sottolineato Marco Mandelli, Chief Corporate & Investment Banking Officer di Bper – riveste per la nostra Banca un’importanza particolare perché, attraverso il lavoro specializzato del nostro Blue Economy Desk – Structured Finance, abbiamo affiancato il Gruppo Grimaldi in un investimento di grande rilevanza strategica per il trasporto marittimo internazionale. Si tratta di un progetto che coniuga sviluppo industriale, innovazione tecnologica e attenzione alla sostenibilità ambientale. Con questa iniziativa confermiamo il ruolo di Bper come partner finanziario di riferimento per le aziende che investono nella competitività di lungo periodo, a supporto di percorsi di crescita industriale e di riduzione dell’impatto ambientale”. “Accogliamo con soddisfazione il perfezionamento di questo finanziamento, che conferma il valore della collaborazione sviluppata con Bper nel corso degli ultimi anni” ha dichiarato Diego Pacella, Amministratore Delegato del Gruppo Grimaldi. “Il sostegno di Bper al nostro piano di ammodernamento della flotta rappresenta un segnale concreto di condivisione di obiettivi industriali orientati all’efficienza operativa, all’innovazione tecnologica e alla progressiva riduzione dell’impatto ambientale delle nostre attività”. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

The Arab Energy Fund (TAEF), a multilateral impact financial institution, has decided to expand its energy portfolio by investing in MidOcean Energy, a liquefied natural gas (LNG) player formed and managed by the U.S.-headquartered investment company EIG Global Energy Partners (EIG). As part of its current equity capital raise, MidOcean Energy has secured a $120 million equity investment from The Arab Energy Fund, which further strengthens the firm’s high-quality investor base, underscoring continued strong interest in the company’s strategy to build a diversified, resilient, and long-life global LNG business. De la Rey Venter, CEO of MidOcean, remarked:“This investment supports our strategy of building a diversified LNG portfolio and positions us well to execute on our identified growth opportunities. We welcome TAEF with its more than 50 years of experience in energy investing and focus on energy security and sustainability.” EIG’s LNG player sees significant further momentum from additional investors currently in documentation; thus, it will continue to raise capital, with a cumulative target of up to $2 billion from new investors. MidOcean Energyopted to increaseits stake in an LNG project off the northwest coast of Western Australia (WA) a few months ago. This content is available after accepting the cookies. Japanese player to pour $500 million into EIG’s LNG business Khalid Al-Ruwaigh, CEO of The Arab Energy Fund, said:“Our investment in MidOcean Energy reflects the Fund’s commitment to supporting strategic energy platforms that contribute to global energy security and a more sustainable energy mix. “LNG continues to play a critical role as a reliable and flexible energy source, and MidOcean’s disciplined approach and high-quality asset base align well with our long-term investment strategy. EIG is a great partner and we look forward to unlocking further value through collaboration across energy infrastructure, particularly in the Middle East.” With $25.9 billion in assets under management as of March 31, 2026, EIG, which specializes in private investments in energy and energy-related infrastructure globally, has committed $53.9 billion to the energy sector through 426 projects or companies in 44 countries across six continents. Blair Thomas, MidOcean Chairman and EIG CEO, commented:“We are delighted to welcome The Arab Energy Fund as a shareholder in MidOcean. Their significant expertise in energy investments is a strong validation of MidOcean’s strategy to build a leading global LNG business. “In parallel, EIG and TAEF are seeking collaboration opportunities across energy infrastructure in the Middle East, with the aim of further deepening our relationship.” The latest investment comes weeks after Tokyo-based Idemitsu Kosan decided topour $500 millioninto MidOcean Energy, followed by Shizuoka Gas, which announced its intention toinvest $100 millionin the LNG company soon after. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Offshore surveys are now underway at the Awel y Môr offshore wind farm in Wales following the project securing a contract for difference (CfD) in the UK’s seventh allocation round (AR7). RWE said the work marks the first package of contracts placed since the CfD award, with contractors Geo and TGS carrying out geotechnical and geophysical surveys across the project’s 78-square-kilometer array area and export cable route. TGS is conducting seabed imaging and geophysical investigations to map the seabed’s geology in detail and identify any major boulders and other seabed features that may impact offshore construction. Geo is undertaking cone penetration testing (CPT) and vibrocore sampling to assess seabed conditions. The company will deploy two vessels, including the newly built heavy-duty CPT rig GeoScope II, which will be used in the wind farm’s array area. The surveys will support further design refinements for the offshore wind farm and the export cable route to the landfall site between Rhyl and Prestatyn. “This additional survey data will enable the team to make design refinements and fine tune our methods for offshore construction, which is currently planned to begin in 2029”,saidJo Pickard, Senior Consents Manager for RWE. According to the developer, the next step for the project is reaching a final investment decision (FID). Onshore construction is planned to begin in 2027 with work on the onshore substation, followed by cable route construction in 2028. The offshore wind farm, expected to have an installed capacity of 775 MW, is planned to be built off the coast of North Wales, adjacent to the existing Gwynt y Môr offshore wind farm, and to comprise up to 50 turbines. Awel y Môr is one of the seven extension projects that wereawardeda seabed lease agreement by the Crown Estate in 2020. The UK Secretary of State for Energy Security and Net Zero granted development consent for the offshore wind project in 2023. In January this year,RWE secured CfDs for 6.9 GW of offshore wind projectsin the UK government’s AR7, including the Awel y Môr offshore wind farm. RWE is developing Awel y Môr with project partners Stadtwerke München (30%) and Siemens Financial Services (10%). Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Axpo, dopo l’esperienza ormai consolidata con i traghetti di Gnv nel porto di Genova, opererà come trader e soprattutto come fornitore fisico di Gnl anche a Napoli per approvvigionare una nave da crociera. Secondo quanto appreso da SHIPPING ITALY l’operazione in programma lunedì 24 maggio riguarderà la nave Sun Princess della compagnia Princess Cruises, parte di Carnival Corporation. La stessa port authority ha annunciato un evento in programma proprio per celebrare questa importante novità sia per lo scalo di Napoli che per la stessa Axpo che entra così per la prima volta nel bunkeraggio di gas naturale liquefatto a navi da crociera in Italia. Operazioni simili in passato erano avvenute in Italia solo a La Spezia (anni fa il primo test con una nave da crociera di Costa) e più recentemente nel porto di Trieste con protagoniste Edison e la nave Silver Muse di Silversea. Nei giorni scorsi era stato lo stesso presidente dell’Adsp della Campania, Eliseo Cuccaro, ad annunciare che ci sarebbe stato “il primo bunkeraggio ship to ship di Gnl. Partirà una bettolina da Barcellona che scenderà a Napoli per rifornire una nave da crociera”. Intervenendo durante i Capri Talks, il vertice della port authority aveva aggiunto: “A mio avviso in questa fase transitoria può essere una soluzione, che dà la possibilità agli armatori di rispettare quei parametri che l’Unione Europea ci richiede in termini di emissioni, dà la possibilità al sistema e al Paese Italia di avere un’infrastruttura adesso finalmente a Napoli, e dà una prospettiva. Ci darà il tempo infatti di capire se nel prossimo futuro potranno essere implementate nuove tecnologie, immagino l’idrogeno più che l’elettrico, per risolvere definitivamente i problemi di inquinamento nei porti italiani”. Sun Princess, con 178.000 tonnellate di stazza lorda e consegnata a Princess Cruises nel 2024, è la prima nave da crociera a Gnl costruita da Fincantieri in Italia, presso lo stabilimento di Monfalcone. Prima della classe Sphere, questa nave può ospitare a bordo circa 4.300 persone e si basa su un design di piattaforma di nuova generazione. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

Borr Drilling, an offshore drilling player with its corporate base in Bermuda, has secured 13 contracts year-to-date, enhancing its backlog by adding 2,250 days and $274 million in jack-up rig deals. Borr Drilling completed the acquisition offive premium jack-up rigsfrom Noble Corporation in January 2026 for a total purchase price of $360 million. The firm alsoentered into agreementsto acquire five more premium jack-up rigs via a new 50/50 joint venture for a total purchase price of $287 million. With 13 new deals in 2026, representing more than 2,250 days of backlog, the rig owner is optimistic about the offshore drilling market fundamentals in the future. The company also recognized contract commitments of a further 772 days upon completing its acquisition from Noble Corporation. After quarter-end, the company closed an offering of $300 million aggregate principal amount of senior unsecured convertible notes due 2033, with proceeds primarily used to repurchase existing convertible bonds due 2028. This content is available after accepting the cookies. Five Noble rigs change hands, expanding Borr Drilling’s fleet to 29 jack-ups TheGerdjack-up rig concluded operations with Lime Petroleum in Benin in mid-February 2026 and started work with Foxtrot International in the Ivory Coast in direct continuation of its previous assignment. TheGridrig finished work with New Age in Congo in mid-March 2026 and began operations withHalliburtoninAngolain late March 2026. TheNattrig ended its job with Eni in Congo in mid-March 2026 and commenced operations withSNEPCOinNigeriain late April 2026. TheGunnlodrig wrapped up its assignment withHLHV JOC in Vietnam in early April 2026 and kicked off operations withTLJOCin the same country in mid-May 2026. While theSkaldrig brought to an end its gig with Medco Energi in Thailand in mid-April 2026, theIdunrig drew to a close its job with PTTEP in Thailand in late April 2026, and theGroarig concluded operations with QatarEnergy in Qatar in late April 2026. On the other hand, theOdinrig’s assignment withCantiumhas been delayed to June 2026. TheForsetirig, which was released from its work with QatarEnergy LNG in May 2026, remains under a bareboat charter agreement with Noble until December 2026. This content is available after accepting the cookies. As Paratus closes its jack-up shop, Borr Drilling’s Mexican JV welcoming five rigs Bruno Morand, Borr Drilling’s Chief Executive Officer, commented:“Our operational performance in the first quarter of 2026 resulted in technical utilization of 99.4% and economic utilization of 97.0%. Revenue for the period was $247.0 million, while first-quarter adjusted EBITDA was $88.5 million, primarily impacted by the late contract start-up of the Odin, in addition to a credit loss provision of $8.4 million. “In the quarter, the Odin completed its mobilization from Mexico to the U.S. Gulf where operations were expected to start in February. However, start-up was delayed by additional contract preparation work and regulatory approvals. Looking ahead, we expect second quarter results to continue to be affected by the delayed start-up of the Odin, now anticipated to commence late June, as well as rigs transitioning between contracts.” Borr Drilling reported in its latest fleet status report that options were exercised for theJorojack-up rig from March 2026 to May 2026 bySiemens EnergyinGermany. TheRanrig secured an extension from April 2026 to September 2026 withEniinMexico. TheSkaldrig won a contract from June 2026 to November 2026 withVestigo PetroleuminMalaysia. TheThorrig obtained not only a contract from July 2026 to October 2026 withPVEP-CuulonginVietnambut also another deal from October 2026 to March 2027 with an undisclosed player in the same country. TheSifrig secured a letter of intent (LOA) from July 2026 to October 2026 with an unnamed company inSuriname. TheProspector 5rig got an LOA from July 2026 to May 2027 withBW EnergyinGabon. This content is available after accepting the cookies. Borr Drilling’s rig quartet lines up work in four corners of the world Morand elaborated:“Our contracting strategy continues to focus on covering near-term uncontracted days, balancing day rates with contract tenor. Since our last earnings report, we have secured eight contract commitments, representing over 1,100 days of additional firm work. Our full-year 2026 contract coverage increased to 71% at an average day rate of approximately $137,000 and coverage in the second half of the year now stands at 65%, as compared to 48% in our prior earnings report. “In the first quarter, we entered into an agreement for the acquisition of five premium jack-up rigs through a new joint venture in Mexico with an attractive valuation and financing structure. Upon closing, our fleet will in effect expand to 34 modern rigs. In April, we strengthened our capital structure through a $300 million convertible note offering, used to largely repurchase our existing 2028 convertible bonds. This transaction extended our maturity profile, lowered our financing cost, and increased the conversion price.” The firm’s unaudited results for the three months that ended on March 31, 2026, show a total operating revenue of $247 million, a decrease of $12.4 million or 5% compared to the fourth quarter of 2025. The first quarter adjusted EBITDA was $88.5 million, a drop of $16.7 million or 16% compared to the fourth quarter of 2025. This content is available after accepting the cookies. Borr Drilling anticipates step-up in rig contracting game Morand emphasized:“While the Middle East conflict has created near-term uncertainty, key tenders in the region continue to progress, with some modest delays. More broadly, in our view, recent events have strengthened the longer-term outlook for the sector, providing for a higher oil price and a renewed focus on energy security. “Shallow-water basins continue to represent an attractive resource, offering low-cost, short-cycle barrels that enable our customers to respond rapidly to the market backdrop. Due to the planning and budgeting processes of our customers, we expect that improved activity and day rates will lag the oil price development by 6 to 12 months, as evidenced after the military invasion of Ukraine, when day rates strongly increased. “Therefore, we are increasingly confident about the company’s prospects for 2027 and 2028 as we expect the disruptions from the conflict in the Middle East to be both substantial and long-lasting. With this backdrop, Borr Drilling’s expanded fleet is well placed to support our customers’ demand and deliver long-term shareholder value as the cycle develops.” This content is available after accepting the cookies. Four Borr Drilling rigs’ ops in Middle East on ‘standby’ Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Japan’s exploration and production (E&P) company Inpex has shed light on the progress made in advancing discussions for liquefied natural gas (LNG) and pipeline gas offtake deals from a planned LNG project in Indonesia’s Masela block, which is seen as a way to fortify Southeast Asia’s energy security. Inpex has reached multiple agreements in principle with energy players, includingPT Pupuk Indonesia (Persero)forpipeline natural gas supply from theAbadi LNGproject andBP,PT Perusahaan Gas Negara,PT PLN Energi Primer Indonesia, andShell Eastern Tradingfor LNG offtake from the same project in the Masela Block offshore Indonesia. The Japanese player is currently advancing the large-scale LNG project as operator through its subsidiary, Inpex Masela, in partnership with its joint venture partners, PT Pertamina Hulu Energi and Petronas Masela. The production sharing contract (PSC) is valid until November 15, 2055. The company intends to work with prospective customers toward finalizing sale and purchase agreements (SPAs) that are collectively expected to cover a significant portion of the project’s anticipated LNG production volume. The firm claims that the agreements in principle relating to LNG offtake represent an important milestone for the project and contribute to steadyprogresstoward a final investment decision (FID). The agreement in principle regarding pipeline natural gas supply is expected to lead to a gas sales agreement (GSA). The Abadi gas field is anticipated to support efficient development and stable production of LNG and pipeline gas over the long term. “The discussions are also aligned with the Indonesian government’s focus on optimizing domestic natural resource utilization and are expected to support energy demand growth across the Asia-Pacific region,”underlined Inpex. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

UK-headquartered energy giant BP and its partners have penned three production sharing contracts (PSCs) for oil and gas blocks off the coast of Indonesia, Southeast Asia. The British player is also participating in another offshore block, which Japan’s exploration and production (E&P) company Inpex secured offshore Eastern Java in Indonesia. The three new PSCs bring the UK firm’s total participation in oil and gas blocks in Indonesia to 11. Two of the latest PSCs are for theBintuniandDrawaexploration blocks, which are located near the existing BP-operatedTangguh LNGin Papua Barat, creating potential for short-cycle development. The company also confirmed its participation in the Inpex-operatedBarongblock in East Java. The agreements, part of the second Indonesia Petroleum Bidding Round 2025 hosted by the Ministry of Energy and Mineral Resources of Indonesia, which were signed between BP and the government of Indonesia, represented bySKK Migas, were witnessed byBahlil Lahadalia, Minister of Energy and Mineral Resources. At the Bintuni and Drawa blocks, BP’s partners compriseCNOOC Southeast Asia,MI Berau, a joint venture between Inpex andMitsubishi Corporation, andIndonesia Natural Gas Resources Muturi, anLNG Japan Corporation. The UK player also holds a 49% stake in the Barong block, where Inpex acts as the operator with a 51% interest. William Lin, EVP Gas & Low Carbon Energy, commented:“These agreements demonstrate our ongoing investment in Indonesia’s energy security and economic growth. We already have world-class assets in the country, and, subject to success, the proximity of two of these new blocks to our existing infrastructure could support the potential future development and production of these resources. “This year marks BP’s 60th in Indonesia and, through our dedicated regional team and continuous focus on safety and operational performance, we look forward to working with the government and our partners to continue supporting the country’s energy resilience and development objectives for years to come.” The Barong working area is situated off the coast of East Java, where several oil and gas fields have been discovered; thus, Inpex underlines that East Java Province is expected to generate stable energy demand in the medium to long term. The Japanese player and its partner anticipate an early transition to development and production if exploration activities are successful. The company expects that its upstream exploration activities in the Barong area will contribute to the expansion of its natural gas and LNG business. This content is available after accepting the cookies. Inpex coming aboard Australia’s huge multibillion-dollar gas project Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Following what was described as the world’s first type approval (TAT) and factory acceptance testing (FAT) for this type of engine some three months ago, Swiss marine power company WinGD has completed another FAT for its ammonia-fueled two-stroke marine engine. Built by Yuchai Marine Power (YCMP), the X52DF-A-1.0 engine underwent testing in April, in the presence of China Classification Society. This latest FAT follows the completion of TAT and the first FAT of the ammonia-fueled engine platform at the HD Hyundai Heavy Industries’ Engine & Machinery (HHI-EMD) facility in South Korea,as announced in February. According to WinGD, the testing took place on the 52-bore engine to be installed on a 25,000m3 LPG/ammonia carrier and demonstrated stable engine performance and encouraging emissions results. NOx emissions during ammonia operation were significantly lower than those from conventional fuels, while N2O emissions remained minimal, contributing to an improved overall greenhouse gas profile. The engine will be installed on the first vessel for Tianjin Southwest Maritime in a series of four LPG/ammonia carriers currently under construction at CSSC Huangpu Wenchong Shipbuilding in China. “The successful completion of Factory Acceptance Testing in China provides further validation of our X-DF-A platform across key performance and safety parameters. The results demonstrate continued progress in the development and validation of ammonia-fuelled engine technology,”saidPeter Krähenbühl, VP Product Center at WinGD. “Bringing ammonia propulsion into commercial service depends on close cooperation across the maritime value chain, particularly between engine designers and engine builders. Working closely with partners such as YCMP allows us to translate development progress into reliable manufacturing and testing outcomes, supporting the safe and efficient deployment of ammonia-fuelled propulsion technologies.” Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Auramarine, azienda tecnologica finlandese specializzata in sistemi di alimentazione, è stata selezionata per la fornitura di sistemi di alimentazione a metanolo per le sei nuove navi Ro-Pax ordinate dal Gruppo Grimaldi al cantiere navale China Merchants Jinling (Weihai). Le navi opereranno nel Mediterraneo con i marchi Grimaldi Lines e Minoan Lines e saranno equipaggiate con motori in grado di funzionare a metanolo, a supporto degli obiettivi di emissioni zero del Gruppo Grimaldi. Auramarine fornirà i sistemi di alimentazione a metanolo per tutte e sei le navi. Ogni fornitura comprende l’intero sistema di alimentazione a metanolo, inclusi i sistemi di controllo e di arresto di emergenza (Esd). I sistemi sono progettati per garantire un funzionamento sicuro in aree a rischio di esplosione, integrando concetti di inertizzazione e drenaggio e soddisfacendo i rigorosi requisiti di classificazione e normativi per il metanolo come combustibile marino. Oltre ai sistemi di alimentazione a metanolo, Auramarine fornirà unità di alimentazione a carburante convenzionale per motori principali e ausiliari, consentendo a queste navi a doppia alimentazione di operare in modo affidabile utilizzando Hfo, Mgo e biocarburanti. Queste sei navi Ro-Pax batteranno bandiera italiana e greca. Tutte le navi saranno consegnate tra il 2028 e il 2030 e saranno dotate di un’ampia gamma di tecnologie ecocompatibili, tra cui design ottimizzati dello scafo e delle eliche, sistemi di gestione energetica efficienti, predisposizione per l’alimentazione da terra e rivestimenti dello scafo a base di silicio, riducendo complessivamente le emissioni di CO₂ per unità di carico trasportato di oltre il 50% rispetto al tonnellaggio attuale sulle stesse rotte. Questo nuovo ordine rafforza ulteriormente la collaborazione di Auramarine con il Gruppo Grimaldi e si basa sul contratto precedentemente annunciato per la fornitura di sistemi di alimentazione a metanolo, biocarburanti e olio combustibile pesante (Hfo) per tre navi Ro-Pax “Hansa Superstar” di Finnlines operanti sulla rotta Finlandia-Germania. “Auramarine è orgogliosa di supportare l’ambizioso piano di decarbonizzazione del Gruppo Grimaldi con la sua comprovata esperienza nella fornitura di metanolo” ha affermato John Bergman, Ceo di Auramarine . “Queste nuove navi dimostrano come i combustibili alternativi come il metanolo, supportati da sistemi di alimentazione avanzati e altre tecnologie verdi, possano garantire riduzioni sostanziali delle emissioni nel Mediterraneo”. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

Il trasporto ferroviario merci italiano continua a perdere terreno. Dopo il rimbalzo post-pandemia, il 2025 conferma una nuova fase di contrazione: i volumi scendono a 49,4 milioni di treni-km, in calo del 3,5% rispetto al 2024 e del 7,8% rispetto al picco del 2021. Più stabile invece il dato delle tonnellate-km, fermo a 22,6 miliardi, segnale di un sistema che migliora l’efficienza dei convogli ma che non riesce comunque a invertire il declino strutturale del comparto. È la fotografia scattata dal rapporto Annuale Fermerci 2026. Il paradosso italiano L’Italia dispone della quarta rete ferroviaria più estesa d’Europa e della terza per densità territoriale. Eppure, il trasporto merci su ferro continua a occupare una quota marginale rispetto alla strada. La gomma resta dominante e continua a crescere: tra il 2016 e il 2024 le tonnellate-km movimentate su strada sono aumentate del 35,5%, passando da 116,8 a 152,7 miliardi. Il ferroviario, invece, mostra un andamento più fragile, discontinuo e fortemente esposto alle criticità infrastrutturali e operative. Secondo Fermerci, oltre al problema congiunturale, pesano gap infrastrutturali storici, interoperabilità ancora limitata rispetto agli standard europei e soprattutto l’impatto crescente dei cantieri ferroviari, che riducono capacità e affidabilità del servizio. Il risultato è un servizio meno affidabile e meno flessibile rispetto alla strada. I cantieri del Pnrr Uno dei punti centrali del rapporto riguarda proprio il tema delle interruzioni infrastrutturali. Secondo i dati Rfi riportati da Fermerci, il 2026 sarà l’anno più critico per numero di chiusure e limitazioni della rete merci, con effetti che resteranno pesanti anche nel 2027. Solo dal 2028 è previsto un miglioramento, quando una parte rilevante degli interventi finanziati dal Pnrr dovrebbe essere completata. Nel frattempo, però, la rete vive una fase di forte pressione. Le direttrici merci più strategiche risultano spesso congestionate o in competizione con traffico passeggeri regionali e alta velocità. Fermerci parla apertamente di necessità di una “prioritizzazione della capacità ferroviaria”, soprattutto lungo gli assi dove merci e AV insistono sulle stesse tratte. Nord dominante, Sud quasi assente La geografia del traffico ferroviario merci continua a riflettere quella del sistema industriale italiano. Il 70% dei treni-km si concentra nel Nord Italia: il Nord Est vale da solo il 47% dei volumi, mentre il Nord Ovest pesa per il 23%. Centro e Sud restano distanti, rispettivamente al 18% e all’11%, mentre le isole incidono appena per l’1%. La concentrazione territoriale emerge anche osservando i principali nodi logistici. Trieste si conferma il primo porto ferroviario italiano con oltre 7.600 treni annui, seguito da La Spezia e Ravenna. Valichi alpini in sofferenza Anche il traffico internazionale mostra segnali di rallentamento. Nel 2025 i volumi ferroviari attraverso i valichi alpini calano del 5,2%, passando da 23,1 a 21,9 miliardi di tonnellate-km. A pesare sono sia i cantieri lungo le direttrici transalpine sia le limitazioni infrastrutturali che stanno interessando diversi corridoi europei. Resta predominante il collegamento con l’Austria, che sale al 60% dei traffici transfrontalieri italiani, mentre arretra la quota della Svizzera, scesa dal 26% al 22%. Francia e Slovenia restano sostanzialmente stabili. Ferro ostaggio della crisi Ue Il rallentamento del cargo ferroviario si inserisce inoltre in un contesto industriale europeo molto debole. Il rapporto sottolinea come l’Italia registri nel 2025 un indice di produzione industriale pari a 94,1, in calo continuo dal 2022 e inferiore del 6,5% rispetto ai livelli pre-pandemia. Automotive, metallurgia e chimica restano tra i comparti più in difficoltà. Sul quadro pesano anche i nuovi shock geopolitici: tensioni nel Mar Rosso, crisi di Hormuz, costi energetici elevati, dazi americani e crescente competizione industriale cinese. Tutti fattori che stanno ridisegnando supply chain e flussi logistici globali. Lo shift modale resta lontano Il paradosso evidenziato da Fermerci è che proprio mentre l’Europa accelera sugli obiettivi climatici, il trasporto ferroviario fatica ancora a diventare realmente competitivo. Il Pniec assegna infatti un ruolo centrale allo shift modale dalla gomma al ferro per ridurre emissioni e consumi energetici. Eppure, i numeri restano distanti dai target europei. Secondo il rapporto, raggiungere l’obiettivo Ue di trasferire su ferro il 30% del traffico stradale oltre i 300 km entro il 2030 richiederebbe un aumento del traffico ferroviario merci pari a circa due terzi dei volumi attuali. Un salto che oggi appare difficilmente raggiungibile senza una strategia industriale e infrastrutturale molto più coordinata. Efficienza in crescita, ma non basta Nel quadro negativo emerge comunque un segnale positivo: i treni merci stanno diventando più efficienti. Le tonnellate-km calano molto meno dei treni-km, segnale che gli operatori stanno aumentando il carico medio dei convogli e migliorando la saturazione dei treni grazie anche a strumenti digitali e pianificazione più avanzata. Ma per Fermerci questo non basta. Il settore continua a soffrire l’assenza di una roadmap nazionale di lungo periodo capace di integrare infrastrutture, incentivi, digitalizzazione e politica industriale. E senza un cambio di passo, il rischio è che il trasporto ferroviario merci resti strategico sulla carta, ma marginale nei volumi reali. I porti che tengono in piedi il ferro Se il traffico ferroviario merci italiano continua a rallentare, ci sono alcuni nodi logistici che continuano a sostenere buona parte del sistema. È il caso dei porti, dove il ferro resta fondamentale per collegare manifattura, intermodalità e corridoi europei. Anche nel 2025, infatti, i principali scali ferroviari italiani confermano una forte concentrazione dei volumi su pochi hub strategici. Trieste si mantiene il primo porto ferroviario italiano, con 7.673 treni movimentati nell’anno, in lieve crescita rispetto al 2024 (+0,3%), pur restando sotto i livelli del 2023. Subito dietro si conferma La Spezia con 7.416 treni, in flessione del 2,5%. Ravenna scende invece a 6.750 treni (-6,9%), interrompendo la crescita osservata l’anno precedente. Ma il dato più pesante riguarda Genova Voltri, che registra un crollo del 28% fermandosi a poco più di 4 mila treni annui. Il quadro complessivo mostra quindi un traffico ancora fortemente polarizzato: pochi grandi nodi reggono la struttura del traffico ferroviario nazionale, mentre molti altri scali restano marginali o caratterizzati da volumi troppo bassi per generare economie di scala significative. Alcuni porti minori, come Monfalcone o San Ferdinando, mostrano comunque segnali di crescita, a testimonianza di una certa vivacità diffusa, seppur su dimensioni ancora contenute. Dietro questi numeri emerge un tema più profondo: la competitività del trasporto ferroviario italiano passa sempre di più dalla capacità di integrare porti, interporti e rete ferroviaria. Non a caso Fermerci insiste molto sul tema della digitalizzazione dei nodi logistici e dell’integrazione intermodale, considerati ormai fattori decisivi tanto quanto le infrastrutture fisiche. Italia contro Europa Nel confronto europeo l’Italia mantiene una posizione intermedia. Con circa 22,9 miliardi di tonnellate-km trasportate nel 2024, il Paese si colloca al quarto posto in Europa, dietro Germania, Polonia e Francia. Berlino resta nettamente dominante con oltre 126 miliardi di tonnellate-km, più di cinque volte il dato italiano. Eppure, il dato italiano contiene anche un elemento positivo: nel lungo periodo il traffico ferroviario merci nazionale è cresciuto più di quello di molti competitor europei. Tra il 2012 e il 2024 l’Italia registra infatti un incremento del 36%, superiore a Germania (+15%), Polonia (+21%), Austria (+22%) e Spagna (+14%). La Francia è addirittura in lieve calo. Questo significa che il problema italiano non è tanto la mancanza assoluta di domanda ferroviaria, quanto la difficoltà di trasformare il potenziale in quota modale stabile. Secondo Fermerci, esiste un mercato contendibile dal ferro pari almeno al 15% delle tonnellate-km nazionali, ben superiore ai livelli attuali. Ma servirebbero maggiore regolarità del servizio, più capacità infrastrutturale e soprattutto una rete meno frammentata e meno esposta alle interruzioni. La vera sfida resta però quella dello shift modale europeo. Gli obiettivi comunitari prevedono il trasferimento su ferro del 30% del traffico merci oltre i 300 km entro il 2030 e del 50% entro il 2050. Per l’Italia significherebbe aumentare il traffico ferroviario di circa due terzi entro i prossimi cinque anni. Il ferro come leva climatica Dietro la partita del trasporto ferroviario c’è soprattutto la questione energetica e climatica. Il settore dei trasporti è oggi responsabile del 34,6% delle emissioni nazionali di gas serra, pari a circa 111 milioni di tonnellate di CO2 equivalente. Secondo il Pniec, entro il 2030 questo valore dovrebbe scendere a 72 milioni di tonnellate. Per raggiungere questo obiettivo, il trasferimento delle merci dalla strada al ferro viene considerato una delle leve principali della strategia italiana ed europea. Il Pniec punta infatti su elettrificazione, biocarburanti, idrogeno e soprattutto shift modale verso rotaia e trasporto marittimo. Il problema è che il percorso resta molto più lento del previsto. Le emissioni del trasporto stradale merci continuano a concentrarsi soprattutto nelle aree più industrializzate del Paese, come Milano, Brescia e Bologna, dove il peso della gomma resta dominante. Le mappe elaborate nel rapporto mostrano chiaramente come PM10 e NOx derivanti dall’autotrasporto si concentrino nelle principali direttrici produttive del Nord. In questo scenario, conclude Fermerci, la ferrovia continua a rappresentare una delle poche alternative realistiche per ridurre contemporaneamente emissioni, congestione e dipendenza energetica.

Japanese shipping major Kawasaki Kisen Kaisha (K Line) has confirmed the naming ceremony for a newly built liquefied natural gas (LNG) vessel, which is destined for an LNG export terminal in Kitimat, British Columbia, Canada, operated by LNG Canada, a joint venture company encompassing Shell, Petronas, PetroChina, KOGAS, and Mitsubishi. K Line, which disclosed a naming ceremony for a 174,000 cubic meter (cbm) membrane-type LNG vessel, explained the ship was namedDiamond Gas Jadeat Samsung Heavy Industries for Mitsubishi Corporation’s subsidiary, Diamond Global Energy, on May 19, 2026. The vessel is owned by a joint venture company and is scheduled to be used at theLNG Canadaproject in which Mitsubishi Corporation participates. The naming ceremony was attended byTetsuro Wada, Chief Executive Officer of Diamond Global Energy, andYukikazu Myochin, Director and Chairperson of K Line’s board. The LNG carrier, which was named by Wada, got its name due to jade being a renowned specialty of British Columbia, where the LNG Canada project is located. In addition, jade is traditionally associated with long-lasting prosperity; thus, the vessel was named to express the companies’ hopes for the project’s enduring success and prosperity. This content is available after accepting the cookies. JGC and Fluor cheer handover of second train at Canada’s mega LNG export project The charter party between DGE and K Line is said to represent the first long-term charter contract for a newly built LNG vessel, which is expected to play an important role in supporting the global energy supply chain through the safe and efficient seaborne transportation of LNG amid the continued increase in global energy demand. The Japanese player positioned the LNG business as a top priority area in future investments in its medium-term management plan published in May 2022. K Line claims that it will continue to respond to the diverse needs of its customers to expand its long-term contracts and accommodate the growing energy demand. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

L’elettricità dovrà coprire il 35% dei consumi energetici globali entro il 2035, per superare il 50% nel 2050. Ma la transizione richiederà anche più di 38 TW di rinnovabili installate, investimenti nelle reti per 1.200 miliardi di dollari l’anno, accumuli su larga scala e un’accelerazione senza precedenti sull’efficienza energetica. È lo scenario delineato dal nuovo rapporto dell’Agenzia internazionale per le energie rinnovabili, “Electrification to lead the next phase of energy transition”, pubblicato in vista della Cop30 brasiliana. Il documento evidenzia che siamo entrati in una nuova fase dove non basta più installare pannelli solari ed eolico. Ora il nodo centrale diventa l’elettrificazione dell’economia: nei trasporti significa diffusione dei veicoli elettrici; negli edifici, sostituzione di caldaie e apparecchi a gas con pompe di calore e tecnologie elettriche; nell’industria, conversione dei processi a bassa e media temperatura e crescente ricorso all’idrogeno verde nei comparti più difficili da decarbonizzare. È qui che si giocherà la vera riduzione strutturale dei combustibili fossili. Il documento aggiorna lo scenario compatibile con l’obiettivo di 1,5°C e avverte che il sistema energetico globale, così com’è oggi, non è ancora preparato ad affrontare contemporaneamente crescita della domanda, sicurezza energetica e decarbonizzazione. Per riuscirci, sottolinea Irena, la quota di elettricità nei consumi finali mondiali dovrà superare il 50% nel 2050. Parallelamente, il peso dei combustibili fossili dovrà ridursi drasticamente: dall’attuale 80% del sistema energetico globale a circa il 50% nel 2035, fino a scendere sotto il 20% entro metà secolo. L’Agenzia però ricorda che la decarbonizzazione dei consumi funziona solo se l’elettricità viene prodotta sempre più da fonti rinnovabili. Per questo Irena stima che la capacità rinnovabile installata dovrà crescere fino a 18,4 terawatt entro il 2035 e a 38,2 terawatt nel 2050. Nello stesso periodo, la quota delle rinnovabili nella generazione elettrica mondiale dovrà salire al 78% entro il 2035 e superare il 90% entro metà secolo. Lo scenario disegnato dall’Agenzia riflette anche il nuovo contesto geopolitico: tensioni internazionali, volatilità dei mercati energetici, crescita dei consumi elettrici legata all’AI e ai data center, aumento della domanda di raffrescamento e timori sulla sicurezza degli approvvigionamenti. In questo quadro, l’elettrificazione viene descritta come una leva non solo climatica, ma anche industriale e strategica. Un altro punto centrale riguarda le reti elettriche, considerate oggi il principale collo di bottiglia della transizione. Secondo Irena, circa 2.500 GW di progetti eolici, solari e storage nel mondo sono bloccati nelle code di connessione alla rete. Senza un’accelerazione drastica sugli investimenti infrastrutturali, avverte Irena, il rischio è quello di avere rinnovabili disponibili ma impossibilitate a entrare nel sistema. Per sostenere la nuova domanda elettrica, gli investimenti annuali nelle reti dovranno più che raddoppiare: da circa 500 miliardi di dollari nel 2025 a 1.000 miliardi l’anno nel periodo 2026-2035 e fino a 1.200 miliardi annui tra 2036 e 2050, per un totale cumulato di circa 29 trilioni di dollari. Parallelamente, la capacità globale di accumulo dovrà passare da 416 GW nel 2025 a oltre 2.500 GW nel 2035 e quasi 6.900 GW nel 2050. Il rapporto insiste anche sulla necessità di accelerare l’efficienza energetica. Secondo lo scenario Irena, il miglioramento annuale dell’efficienza dovrà attestarsi intorno al 3% fino al 2035 e al 2,5% successivamente, ben oltre il ritmo attuale globale. La combinazione tra elettrificazione ed efficienza potrebbe evitare circa 110 gigatonnellate di CO2 cumulative entro il 2050. La trasformazione, tuttavia, non sarà uniforme. L’Europa viene indicata come una delle aree più avanzate nel percorso di elettrificazione, con una quota dell’elettricità nei consumi finali destinata a raggiungere il 64% entro il 2050. In Africa e in molte economie emergenti, invece, la sfida resta anche quella dell’accesso all’energia e dello sviluppo delle infrastrutture di base. Infine, Irena avverte che la transizione non significherà l’eliminazione totale dei combustibili fossili nel breve periodo. Settori come aviazione, shipping, cemento e siderurgia continueranno ad avere quote residue difficili da elettrificare. Per questo serviranno anche biocarburanti avanzati, idrogeno e carburanti sintetici. Ma la direzione, secondo l’Agenzia, è ormai definita: la velocità del phase-out dei fossili dipenderà soprattutto dalla rapidità con cui il mondo riuscirà a elettrificare consumi, industria e infrastrutture.

The fourth liquefied carbon dioxide (LCO2) carrier destined for the Northern Lights CO2 project in Norway has been christened in China. Northern Purpose has been custom-designed to transport liquefied CO2 as part of the world’s first cross-border CO2 transport and storage infrastructure. Itwas built at China’s Dalian Shipbuilding Offshore Co. (DSOC)and was christened on May 19. This is Bernhard Schulte’s first LCO2 carrier and the fourth for Northern Lights. All four are sister vessels with the same design and have a cargo capacity of 7,500 m3 each, distributed across two cylindrical pressure tanks. The four ships will transport CO2 from European emitters to Northern Lights’ CO2 receiving terminal at Øygarden, before it is permanently stored beneath the Norwegian Continental Shelf (NCS). “Our new LCO2 carrier marks the exciting expansion of Bernhard Schulte’s fleet portfolio into this innovative tanker segment. We are delighted to be part of Northern Lights’ industry-leading project to provide CO2 transport and storage infrastructure,”saidJohann Schulte, Majority Shareholder of the Schulte Group and Chief Commercial Officer of Bernhard Schulte.“The close collaboration with DSOC as selected shipbuilding partner underscores our long-standing relationships with Chinese shipyards.” The 130-meter-long Northern Purpose is equipped with an LNG dual-fuel propulsion system, a wind-assisted rotor sail and an air lubrication system for lower CO2 emissions. The vessel is managed by Bernhard Schulte Shipmanagement (BSM). To remind, Equinor, Shell and TotalEnergies injected and stored the first CO2 volumes as part of the Northern Lights project in August 2025, markingthe start of operationsof what is said to be the world’s first third-party CO2 transport and storage facility. Northern Lights, the joint venture (JV) encompassing the three European oil majors,announced in Januarycharter deals with Mitsui O.S.K. Lines (MOL) and a consortium between Kawasaki Kisen Kaisha (K Line) and MISC for four more CO2 vessels. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

La bettolina, predisposta per il trasporto e la fornitura di metanolo, opererà nel porto e nella rada di Singapore Nuovo ingresso nella flotta di Fratelli Cosulich. La compagnia armatoriale parte del gruppo logistico con sede a Genova ha infatti celebrato la consegna di Anna Cosulich, prima di una serie di quattro bunker tanker Imo II predisposte per il trasporto e la fornitura di metanolo alle navi. “Consegnata presso il cantiere navale Taizhou Maple Leaf (Cina), l’imbarcazione rappresenta un’altra importante pietra miliare per la divisione Marine Energy. La consegna di successo riflette la continua collaborazione e l’impegno di tutte le parti coinvolte durante l’intero processo di costruzione e consegna” ha spiegato una nota. La nave inizierà ora i preparativi per il suo viaggio inaugurale a Singapore, dove supporterà le attività di bunkeraggio del Gruppo e rafforzerà ulteriormente la sua presenza in uno dei principali hub mondiali per il bunkeraggio. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

== COMUNICAZIONE AZIENDALE == Il metanolo si sta affermando come uno dei più importanti carburanti alternativi per la transizione energetica del trasporto marittimo. Sviluppare un’infrastruttura globale per il suo trasporto e stoccaggio rappresenta una sfida strategica. Con la nuova nave bunker Green Heart, Genova Trasporti Marittimi compie un passo decisivo per garantire la disponibilità di combustibili sostenibili nell’area del Mediterraneo, una delle regioni a più intenso traffico marittimo in Europa. Progettata con il supporto di K‑Ships e costruita presso il cantiere San Giorgio del Porto, l’unità misura 91,3 metri di lunghezza per 15,7 metri di larghezza e offre una capacità di carico di 5.000 dwt. Le operazioni di bunkeraggio del metanolo, che comportano la movimentazione di merci pericolose, richiedono sistemi di posizionamento dinamico e una propulsione estremamente precisa e affidabile. Per rispondere a questi requisiti operativi, la Green Heart si affida alle soluzioni propulsive SCHOTTEL, già ampiamente collaudate a livello internazionale. Manovrabilità superiore per la gestione di merci pericolose La nave è dotata di un sistema di propulsione ibrido con batterie, che consente operazioni a zero emissioni nei porti europei e riduce l’impatto ambientale nelle aree toccate dal servizio. Il sistema permette di generare fino al 25% della spinta in modalità completamente elettrica, affiancato da motori dual‑fuel alimentati a metanolo e bio‑metanolo. La propulsione principale è composta da due unità SCHOTTEL SRP 360 in configurazione L‑Drive, ciascuna con una potenza in ingresso di 1.200 kW e un’elica da 2,1 metri di diametro, che consentono alla nave di raggiungere una velocità massima di 12,5 nodi. Grazie alla rotazione a 360 gradi, gli SRP garantiscono manovrabilità e stabilità di rotta eccellenti in navigazione libera, assicurando spinta in ogni direzione. A completamento del sistema, la nave sarà equipaggiata con un’unità ausiliaria SCHOTTEL STT 1 da 400 kW con elica da 1,2 metri, che incrementerà ulteriormente la precisione nelle manovre. L’intera soluzione propulsiva conferisce alla Green Heart capacità di manovra senza precedenti, un elemento cruciale nella gestione di prodotti pericolosi come il metanolo. Design compatto ed elevata efficienza La variante L‑Drive dello SCHOTTEL RudderPropeller integra un motore elettrico compatto direttamente nella struttura di supporto del modulo azimutale, riducendo l’altezza complessiva del thruster. Questa configurazione, particolarmente adatta a spazi ristretti o a sale macchine già densamente equipaggiate, elimina la necessità dell’albero orizzontale e del riduttore superiore, migliorando l’efficienza nella trasmissione della potenza dal motore all’elica. La combinazione di design compatto ed elevata efficienza rende l’SRP una soluzione ideale per le esigenze operative di una nave bunker di nuova generazione. SCHOTTEL Il gruppo SCHOTTEL, con sede a Spay sul Reno, è tra i principali produttori mondiali di sistemi di propulsione orientabili per navi e applicazioni offshore. Fondato nel 1921, sviluppa e realizza da oltre 75 anni sistemi azimutali e soluzioni propulsive complete fino a 30 MW per unità di ogni tipologia e dimensione. Una rete di circa 100 sedi commerciali e di assistenza garantisce supporto globale ai clienti. SAN GIORGIO DEL PORTO San Giorgio del Porto, parte del Gruppo Genova Industrie Navali, è uno storico cantiere genovese attivo dal 1928. È tra i leader europei nelle riparazioni, refitting e conversioni di navi passeggeri, ro‑ro, cargo, tanker, LNG carrier e unità offshore, oltre che nella costruzione di navi di media dimensione. Grazie a oltre novant’anni di esperienza e a un team composto da architetti navali, ingegneri, tecnici specializzati e squadre di pronto intervento, il cantiere vanta un portafoglio ricco di progetti prestigiosi e collaborazioni con armatori di fama internazionale. Negli ultimi anni ha rafforzato la propria presenza nel settore del green shipping con progetti innovativi, tra cui una nave per il trasporto e bunkeraggio LNG e una chimichiera ibrida alimentata con tecnologia dual‑fuel. San Giorgio del Porto opera da sempre con un forte impegno verso sicurezza, salute e sostenibilità ambientale.