Porti & ambiente — le notizie raccolte

SK Innovation, an affiliate of South Korean conglomerate SK Group,Vietnam’s state-run power company PV Power (PetroVietnam Power), and local partner NASU, an affiliate of TH Group, have held a groundbreaking ceremony for a liquefied natural gas (LNG) project, which is anticipated to support Vietnam’s industrial advancement through artificial intelligence (AI) infrastructure and community engagement initiatives. SK Innovation, PetroVietnam Power, and NASU held theQuynh Lap LNG project launch and infrastructure groundbreaking ceremony on May 18, 2026, in Nghe An Province, Vietnam. The event, which took place in the Tan Mai area of Quynh Lap District, was attended by approximately 300 guests, including Choo Hyeong-Wook, President and CEO of SK Innovation, senior officials from Vietnam’s central and local governments, and key representatives from the consortium partners. Among attendees wereLe Tien Chau, Deputy Prime Minister of Vietnam;Doan Minh Huan, Director of the Ho Chi Minh National Academy of Politics;Nguyen Khac Than, Secretary of the Party Committee of Nghe An Province; andVo Trong Hai, Chairman of the People’s Committee of Nghe An Province. The list of representatives from the consortium includedHoang Van Quang, Chairman of PV Power;Le Nhu Linh, President & CEO of PV Power;Thai Huong, Chairwoman of TH Group; andNgo Van Tu, President of NASU. Choo Hyeong-wook, President & CEO of SK Innovation, commented:“This groundbreaking marks a historic first step toward the successful completion of the Quynh Lap project, while also laying the foundation for strengthening Vietnam’s power infrastructure and fostering an advanced industrial ecosystem. We will continue working closely with our partners, including PV Power and NASU, to ensure the project achieves its goal of commencing commercial operations in 2030 and serves as a key pillar of Vietnam’s energy security.” The Quynh Lap LNG project is described as a large-scale energy infrastructure project that will develop a 1.5 GW LNG combined-cycle power plant and LNG terminal in Nghe An Province, approximately 220 kilometers south of Hanoi. With a total investment of approximately $2.3 billion, the project is targeted to begin commercial operations by December 2030. According to SK Innovation, the project represents a key milestone in realizing SK Group’s specialized energy-industry cluster (SEIC) model proposed to the Vietnamese government to create an advanced industrial ecosystem by supplying stable power to nearby high-tech industrial complexes while supporting the development of AI data centers and related infrastructure through a Korea-style AI full-stack value chain. Upon completion, the LNG project is expected to enhance power supply stability through the national grid while serving as a catalyst for industrial development in the region. Ahead of the ceremony, the consortium also carried out community outreach activities, delivering donations and supplies to residents as part of its commitment to shared growth with the region. Building on the Quynh Lap project, SK Innovation aims to strengthen its position as a future energy solutions provider in Vietnam and expand its global power business portfolio by integrating LNG, energy storage systems (ESS), renewable energy, and small modular reactor (SMR) technologies in collaboration with local partners and government stakeholders. 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!

Poland’s gas transmission system operator (TSO), Gaz-System, has unveiled a new milestone in the construction of a new floating storage and regasification unit (FSRU), destined to be part of a liquefied natural gas (LNG) terminal located in the Gulf of Gdańsk. Gaz-System has confirmed that a new FSRU vessel, which was launched at theHD Hyundai Heavy Industriesshipyard in South Korea, will arrive at the Gulf of Gdańsk by the end of 2027 to work at Poland’s first FSRU terminal. The launch is described as one of the most symbolic moments in the shipbuilding process, which marks the completion of the main structural work and the transition to the next phase of the project. Miłosz Motyka, Poland’s Minister of Energy, commented:“Poland is implementing its bold strategy to build a modern and resilient energy system that strengthens its own security and that of the entire Central and Eastern European region. We are developing infrastructure that not only allows us to effectively diversify our natural gas supply sources, but also increasingly consolidates our position as a regional energy hub and a key link in the European security of supply chain. “The FSRU programme and successive investment projects undertaken by Gaz-System are increasing our import capacity, opening up new prospects for international cooperation and building a lasting strategic advantage for Poland in the energy sector. The launch of the FSRU vessel marks an important stage in implementing this strategy and serves as further proof that we are consistently strengthening the energy resilience of Poland and the region.” A few months ago, the TSO announcedthe layingof the keel, and now the structure has been taken to the water for the first time, which is perceived as a clear sign that the FSRU terminal program is steadily approaching completion. The vessel is nearly 295 meters long and 46 meters wide. This content is available after accepting the cookies. First steel cut for Poland’s FSRU at HD Hyundai Heavy Industries shipyard Wojciech Wrochna, Government Plenipotentiary for Strategic Energy Infrastructure, underlined:“Launching the FSRU vessel is a symbolic moment in the implementation of one of the most important investment projects for Poland’s energy security. Our coastline is now becoming a gateway for Central and Eastern European countries to the global LNG market and the FSRU Terminal in Gulf of Gdańsk enhances Poland’s position as a regional gas hub. “We are consistently building a modern energy system based on diversified sources and supply routes for natural gas. The project is strategic from the perspective of the state, the security of its citizens and the future of both the Polish economy and the regional gas market.” The FSRU’s tanks will hold 170,000 cubic meters (cbm) of LNG, and once operational, the terminal’s regasification capacity will exceed 6 billion cubic meters of natural gas per year. The LNG delivered to the Gulf of Gdańsk by sea will then be transported as natural gas to the national transmission system. Gas-System claims that he contractors still have a lot of complex work to perform that is related to the outfitting and integration of the process systems, with one of the most important stages being the installation of the membrane system in the LNG tanks, responsible for the safe storage of liquefied natural gas, and the installation of the regasification module, enabling the conversion of LNG back into a gaseous state. Sławomir Hinc, President of Gaz-System, emphasized:“The launch of the FSRU vessel is one of the key moments in the implementation of the entire FSRU Programme and, at the same time, confirmation that Poland’s strategic energy infrastructure is being developed according to plan. “We are consistently developing a system that will increase the security of gas supplies and give Poland access to additional volumes of gas delivered by sea from various parts of the world. In parallel, we are working on both the offshore and onshore components of the project, thereby gradually building successive elements of the country’s modern and resilient energy infrastructure.” This content is available after accepting the cookies. Poland’s FSRU project taking shape as onshore segment makes new inroads The Polish TSO elaborates that the coming months will involve the start-up and integration of the vessel’s systems, including connection to shore power, the commencement of generators and boilers, and tests of the vessel’s power systems, which will be followed by testing at sea and gas to confirm the correct operation of the propulsion system, safety systems and regasification plants under operational conditions. The completed FSRU will arrive at the Gulf of Gdańsk at the end of 2027, and the beginning of regasification services is scheduled for the first quarter of 2028. Gas-System is adamant that the work is also progressing on the onshore component of the FSRU program in Poland, as the TBM arrived in Górki Zachodnie near Gdańsk, where it will bore a more than a kilometer long microtunnel to accommodate the offshore gas pipeline being constructed for the terminal. The tunnel will run beneath the coastal forest, the dunes, the beach, and the seabed of the Gulf of Gdańsk, enabling connection of the terminal to the national gas transmission system. Major construction work is expected to begin on the FSRU terminal jetty in the Gulf of Gdańsk in the coming months. The work on the onshore gas pipelines along the Gdańsk-Gustorzyn route is also well advanced, with all elements of the investment project – from the offshore infrastructure to the onshore transmission network – being carried out in parallel and on schedule. This project represents an important element in the expansion of the national gas transmission infrastructure and in enhancing the resilience of the Polish gas market. 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!

United Arab Emirates-headquartered energy heavyweight Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) has struck new strategic alliances with India-based energy partners, fortifying bonds between the UAE and India through agreements across crude oil, liquefied natural gas (LNG), and liquefied petroleum gas (LPG) supply and storage, as well as strategic reserves. ADNOC has secured two strategic collaboration agreements, which are perceived to build on the UAE player’s expanding partnerships with Indian companies across crude, LNG, and LPG supply, as well as energy storage opportunities, supporting India’s growing energy demand and long-term economic growth. Dr. Sultan Al Jaber, ADNOC Managing Director and Group CEO, commented:“India’s scale and growth trajectory make it one of the defining energy markets of our time. As demand accelerates alongside a rapidly expanding population, the strength of the UAE–India energy partnership becomes ever more critical. “These agreements reinforce supply security, deepen our strategic ties, and underscore ADNOC’s role as a dependable and reliable partner in powering India’s long-term economic growth.” This content is available after accepting the cookies. ADNOC casts the die for gas project as FID seals path to development The company sealed a strategic collaboration agreement withIndian Strategic Petroleum Reservesto explore a range of opportunities spanning crude oil, LNG, and LPG storage as well as strategic reserves, including a potential increase in the UAE firm’s crude oil storage in India up to 30 million barrels, encompassing existing storage at Mangalore and potential new storage opportunities at Vishakhapatnam and Chandikol. In addition, the agreement explores potential crude storage in Fujairah as part of India’s strategic petroleum reserve, alongside potential LNG and LPG storage opportunities in India, supporting energy security and enhancing the resilience of the UAE-India energy supply chains amid a challenging global shipping environment. ADNOC has entered into a strategic collaboration agreement withIndian Oil Corporationto explore expanded LPG supply and trading opportunities, including through ADNOC Global Trading, building on the companies’ existing LPG term contract in place since 2023 and supporting the development of a potential long-term LPG sale and purchase agreement. This content is available after accepting the cookies. ADNOC rakes in $3 billion for LNG offtake deal with Indian player The deal is said to reinforce the UAE giant’s role as a reliable LPG supplier to India and enable deeper integration across supply and shipping spheres. The UAE and India are described as sharing a deep and enduring relationship underpinned by a comprehensive strategic partnership that has expanded significantly in recent years across trade, energy, and infrastructure. ADNOC highlighted:“Bilateral economic ties have strengthened further following the comprehensive economic partnership agreement, which entered into force in 2022, with both countries targeting $200 billion in trade by 2032. “As one of the world’s fastest-growing major economies and a key driver of global energy demand, India continues to be a strategic priority for ADNOC and sits at the center of key global energy growth trends.” 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!

Karpowership, Türkiye’s floating power solutions provider and owner and operator of powerships, is setting the stage to elevate the energy infrastructure game in Mexico’s Yucatán Peninsula with a project that will include a powership and a liquefied natural gas (LNG) terminal vessel (LNGTS). Karpowership has unveiled a three-year project, operating on natural gas, which is seen as the lowest-carbon hydrocarbon fuel. This will enable the firm to deploy a 250 MW powership along with an LNG terminal vessel in Mexico’s Yucatán Peninsula to provide dispatchable electricity in partnership with the country’s independent systems operator, CENACE. The project, which is anticipated to support energy security in one of the country’s fastest-growing regions, is said to mark a new milestone in the expansion of the Türkiye-based company’s presence in the Americas, positioning it as an important energy partner in the region. Zeynep Harezi Yılmaz, Commercial Director of Karpowership, underlined:“It is an honor for Karpowership to begin operations in Mexico, a strategic market for our long-term presence in the Americas. We are committed to supporting energy security on the Yucatán Peninsula by providing reliable capacity when communities and businesses need it most.” The firm explains that the project will strengthen the electricity supply and improve grid resilience in the region. Karpowership’s integrated LNG-to-power model is currently operating in Brazil andSenegal, building on previous such projects in Indonesia. This content is available after accepting the cookies. Four years in the making: Africa’s first LNG-to-power project up and running off Senegal The company expects the powership and the LNGTS to arrive in Mexico in the coming weeks, with commercial operations anticipated to begin in coordination with state and federal authorities. The Yucatan Peninsula is deemed to be one of Mexico’s fastest-growing economic regions, which is expected to register the highest growth in electricity demand, at 3.8% annually, according to the National Electricity System Development Program 2024-2038 (PRODESEN). The floating power solutions player elaborated:“Economic growth, population increases, and heat waves have placed sustained pressure on the region’s electricity system, highlighting the need for additional capacity. Karpowership’s powerership and LNGTS infrastructure will help provide resilience during peak demand periods and other supply disruptions.” The project will operate under environmental safeguards aligned with Mexican regulations, including the requirements of SEMARNAT and ASEA, as well as international maritime standards, with special attention to the protection of coastal and marine ecosystems. Karpowership’s entry into Mexico is based on its recentacquisitionof a shipyard in Brownsville, Texas, and on existing operations in Brazil, Ecuador, Guyana, and the Dominican Republic, reinforcing its long-term commitment to the Americas. This content is available after accepting the cookies. Karpowership’s affiliate dishes out millions to take over Seatrium’s US shipyard The firm is adamant that its modular and integrated infrastructure can be deployed in months rather than years and relocated as energy needs evolve, avoiding the construction footprint associated with traditional ground-based thermal plants. The company owns and operates 45 powerhips with over 8,500 MW of installed capacity, along with 11 LNG terminal vessels, serving 14 countries across four continents. 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!

An international consortium led by Stillstrom, part of A.P. Moller – Maersk, has secured €5 million from the EU’s Horizon Europe research and innovation program to develop and demonstrate offshore charging infrastructure for stationary vessels at anchor with their engines running. The three-year SPARK project brings together eight partners across five countries to deploy and test a pilot offshore power zone solution in Skagen, described as one of Northern Europe’s busiest anchorage hubs, targeting greenhouse gas (GHG) emissions generated by idling ships between operations. The offshore power zone will enable vessels to plug into an at-sea power point with electricity provided via the nearby Port of Skagen. The pilot will initially support a single ship connection to prove the concept in a live operational environment, with the goal of expanding the solution globally. Besides technical delivery, the project will assess commercial viability and regulatory pathways to support wider adoption across the maritime industry. “Near-shore idling vessels represent a significant and often overlooked source of GHG emissions, making them a clear and immediate opportunity for decarbonisation,”said Stillstrom CEOKristian Borum Jørgensen. “Project SPARK brings together partners from across the maritime ecosystem, enabling us to collectively accelerate offshore power from concept to real-world deployment, delivering a practical and economical solution for the maritime sector.” Integrated vessel charging technology firm Stillstrom is leading the project with partners being Aalborg University, DNV, Maersk, MARIN, Port of Malta, Port of Skagen and University College London. The project will begin in June and will have an expected duration of 36 months. Port of Skagen CEOWilly B Hansensaid:“This is a significant opportunity for Skagen as one of Northern Europe’s key anchorage hubs. By hosting this pilot Offshore Power Zone, we are helping to demonstrate how collaborative innovation can directly reduce emissions from idling vessels and support the industry’s transition to cleaner operation. It also brings opportunities for local employment and skills development as new infrastructure is deployed and tested in the port environment.” 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!

Due Newcastlemax da 325.000 dwt per Shandong Shipping e Vale saranno equipaggiate con i nuovi propulsori X-DF-M/E. Consegne previste nel 2029 La società svizzera WinGD ha ricevuto i primi ordini al mondo per motori a due tempi alimentati a etanolo destinati a navi oceaniche. I propulsori saranno installati su due bulk carrier Newcastlemax da 325mila dwt commissionate dall’armatore cinese Shandong Shipping Corporation e destinate a operare con contratti di lungo termine per il gruppo minerario brasiliano Vale. Le due unità saranno costruite dal cantiere cinese Beihai Shipbuilding e saranno equipaggiate ciascuna con un motore 6X82DF-M/E a sei cilindri e alesaggio da 820 mm, progettato per funzionare principalmente a etanolo. Si tratta della prima applicazione della piattaforma X-DF-M/E ottimizzata per l’utilizzo prevalente di etanolo. WinGD ha spiegato che il sistema di alimentazione e la pressione d’iniezione saranno modificati rispetto al concetto di motore a metanolo già in servizio, per compensare la diversa densità energetica dei due combustibili, che condividono proprietà e caratteristiche di combustione simili. Il contratto include inoltre opzioni per ulteriori consegne di motori nel caso in cui la serie di navi venga ampliata. “Questi primi motori X-DF-M/E alimentati a etanolo – ha detto Volkmar Galke, direttore vendite di WinGD – si basano su oltre un decennio di approfondite ricerche sui combustibili alcolici, inclusi etanolo e metanolo. Ottenere ordini da parte di un noleggiatore e operatore navale di primo livello rappresenta la migliore conferma possibile di questi sforzi. È un chiaro segnale che la tecnologia di bordo e le infrastrutture per l’utilizzo dell’etanolo come combustibile marino sono pronte, dando fiducia anche ad altri operatori che stanno valutando l’etanolo come opzione per la decarbonizzazione marittima”. Secondo la società, l’etanolo sta attirando crescente interesse nel trasporto marittimo grazie alla sua ampia disponibilità e competitività economica in diversi mercati, tra cui il Brasile, da dove le nuove navi trasporteranno minerale di ferro verso la Cina. In base alle analisi svolte da Vale, l’impiego dell’etanolo potrebbe ridurre le emissioni di gas serra di circa il 90% rispetto all’olio combustibile pesante, a seconda della tipologia di carburante e delle ipotesi considerate sul ciclo di vita. “L’adozione dell’etanolo – ha commentato Rodrigo Bermelho, direttore della divisione Shipping di Vale – come combustibile alternativo fa parte della strategia di Vale per combinare flessibilità ed efficienza nelle navi che trasportano il nostro minerale e colloca la società in una posizione unica nella transizione energetica dello shipping globale nei prossimi decenni, promuovendo allo stesso tempo iniziative analoghe nel settore”. Con l’introduzione della capacità di utilizzare etanolo sulla piattaforma X-DF-M/E, WinGD amplia ulteriormente la flessibilità della propria gamma di motori diesel-cycle a due tempi. La piattaforma si affianca ai motori X-DF-A alimentati ad ammoniaca e agli X-DF-HP a Gnl ad alta pressione, tutti sviluppati sulla stessa architettura di base e sul medesimo concetto di iniezione. Le consegne dei motori sono previste all’inizio del 2029, in funzione del programma del cantiere. 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

Norway’s state-owned energy giant Equinor has struck a multi-year agreement with the Netherlands-based energy company Eneco for the supply of Norwegian gas to the Dutch player’s wholly owned German subsidiary, LichtBlick. Equinor has signed a five-year agreement with Eneco for the delivery of natural gas volumes from the Norwegian Continental Shelf (NCS) to LichtBlick. This deal, which runs until the end of 2030, covers annual volumes of around 2.2 terawatt‑hours (around 0.2 bcm/year). The deliveries to Germany started in April 2026, and the gas supplied under the agreement is said to have a greenhouse gas (GHG) intensity lower than alternative supply into the German grid. This content is available after accepting the cookies. Equinor’s Norwegian activity across energy and decarbonization realms remaining ‘robust’ up to 2035 Helle Ø. Kristiansen, Senior Vice President Gas & Power at Equinor, commented:“Norwegian gas plays an important role in supporting Europe’s energy security while also contributing to lower emissions compared with other gas sources. “We are very pleased to strengthen our long‑standing partnership with Eneco through another agreement, supplying gas with a documented lower upstream emissions footprint than alternatives to support LichtBlick’s customers in Germany.” Eneco will purchase from the Norwegian giant guarantees of origin, named ‘sustainability qualities’, via the Attributes SAS platform. LichtBlick claims that gas under this contract has around 9% lower greenhouse gas intensity than its alternative sources. Equinor is considered to be the largest supplier of pipeline gas to Europe, with production from the NCS among the lowest‑emitting in the global gas industry. Thanks to the electrification of offshore facilities and improvements across the value chain, emissions from production and transport have been reduced over time. This content is available after accepting the cookies. Electrification tops Norway’s list of ‘most efficient’ oil & gas decarbonization tools Jonas Beck, Director of Green Energy Markets at LichtBlick, underlined:“Since its foundation, LichtBlick has been committed to the energy transition, and we work every day towards the goal of a fully renewable energy system. But we also bear responsibility for ensuring a secure energy supply for our customers – here and now. “As long as gas is still needed, we are taking targeted measures to reduce emissions as much as possible. The agreement between Eneco and Equinor is one such measure. At the same time, the contract strengthens our security of supply in geopolitically uncertain times.” The Norwegian state-owned player emphasizes that natural gas is expected to remain part of Europe’s energy mix during the transition to a low‑carbon energy system, providing flexibility to support growing shares of renewable power and contributing to security of supply in a volatile geopolitical environment. This content is available after accepting the cookies. North Sea field’s start-up augments Europe’s gas arsenal 48-years after discovery The most recent deal with Eneco is part of Equinor’s broader portfolio oflong‑term gas salesagreements with European customers, reflecting continued demand for reliable energy supplies with lower emissions while energy systems are transformed. 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!

Glenfarne Alaska LNG, a subsidiary of Glenfarne Group, has confirmed that the first segment of its liquefied natural gas (LNG) export development in Alaska is at a critical juncture, with sufficientNorth Slope natural gas volumes locked in for a final investment decision (FID), following its latest three-decade-long deal with the U.S.-headquartered energy player ConocoPhillips. Glenfarne and ConocoPhillips have signed a 30-year gas sales precedent agreement to supply natural gas produced on Alaska’s North Slope for Phase One of theAlaska LNGproject. This development has now secured precedent agreements for enough volumes to support a Phase One final investment decision and supply enough natural gas to meet Alaska’s energy needs. The Alaska LNG project isbeing developedin two financially independent phases to accelerate project execution. While Phase One consists of the 739-mile, 42-inch pipeline to transport natural gas to Alaska consumers to strengthen long-term energy security and address looming supply shortfalls resulting from declining Cook Inlet production, Phase Two will add the LNG export facilities in Nikiski. Adam Prestidge, President of Glenfarne Alaska LNG, commented:“All major North Slope producers have now committed enough natural gas to support a Phase One final investment decision. Today’s milestone agreement establishes the commercial terms for ConocoPhillips to supply gas and help Phase One of Alaska LNG provide energy security for Alaska. I appreciate Erec and his team for their continued collaboration and support as we advance this transformational energy project for Alaska.” This content is available after accepting the cookies. $44 billion LNG project in Alaska pulls off hat trick deal as new partner enters the scene Alaska LNG consists of an 807-mile 42-inch pipeline to deliver natural gas from Alaska’s North Slope to meet the country’s domestic needs and produce 20 million tonnes per annum (mtpa) of LNG for export. Glenfarne holds a 75% stake in the project, with the State of Alaska, through the Alaska Gasline Development Corporation, owning the remaining 25%. Thanks to the latest deal, Alaska LNG has agreements with all three major North Slope producers, encompassing ConocoPhillips, ExxonMobil, and Hilcorp Alaska, as well as Great Bear Pantheon, a wholly owned subsidiary of Pantheon Resources. Glenfarne’s permitted North American LNG portfolio totals 32.8 mtpa of capacity under development in Alaska, Louisiana, and Texas. Erec Isaacson, ConocoPhillips Alaska President, outlined:“ConocoPhillips shares Glenfarne’s commitment to developing Alaska’s resources for the long-term benefit of Alaskans. Our participation in Alaska LNG supports reliable access to responsibly produced North Slope natural gas while complementing our ongoing investment in Alaska.” 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!

America’s integrated gas and liquefied natural gas (LNG) company Caturus, controlled by the energy-focused alternative investment manager Kimmeridge, has unveiled a final investment decision (FID) for its LNG export project under development in Louisiana, United States. Caturus has made a positive final investment decision for its $13-billionCommonwealth LNGproject that includes the closing of $9.75 billion in project financing for construction of the 9.5 million tonnes per annum (mtpa) LNG export facility in Cameron Parish, Louisiana. Ben Dell, Managing Partner of Kimmeridge and Chairman of Commonwealth LNG, commented:“This landmark occasion, in parallel with continued growth of Caturus’ upstream platform, is the culmination of years of strategic planning, strong partnerships and commitment to delivering a fully integrated ‘wellhead-to-water’ project.” The FID is said to mark the start of full construction, advancing what is considered to be one of the most cost‑competitive and efficient LNG projects in the United States, according to the developer, which underlines that the transaction garnered strong interest from both equity and debt investors, resulting in total commitments of $21.25 billion. The company underlines that long‑term offtake agreements have been secured with a diversified group of global energy and industrial counter-parties, includingEQT,Glencore,Mercuria,Petronas, andAramco Trading. Phase 1 development is anticipated to generate more than $3 billion in annual export revenue when operations start in 2030. Mubadala Energy, which already holds a 24.1% stake in the Caturus platform that entails Commonwealth LNG and upstream operations, is also an equity participant in the project’s financing. Mansoor Mohamed Al Hamed, Managing Director and Chief Executive Officer of Mubadala Energy, underscored:“This FID announcement is a major milestone for Commonwealth LNG and is a critical step in realizing its strategy for a fully integrated ‘wellhead-to-water’ operation. “For Mubadala Energy, we have been delighted to play an active role in helping achieve this vision while building further momentum to our international growth strategy. The investment adds to our existing global gas-weighted portfolio and expands our exposure across the full gas value chain – an important driver of our longstanding growth plans.” Canada Pension Plan Investment Board (CPP Investments) will contribute $1.2 billion in financing to increase its total stake in the Caturus platform to 31%, including previous investments. In addition, major financial partners in the project encompass EOC Partners, funds and accounts managed by BlackRock, and an Ares Infrastructure Opportunities fund. Bill Rogers, Managing Director, Head of Sustainable Energies at CPP Investments, emphasized:“Caturus stands out for its integrated approach across natural gas production and LNG export, and the platform is well placed to support energy reliability and resilience in its core markets over time. “This increased investment in Caturus alongside our partners represents a compelling opportunity to extend our commitment to a differentiated energy platform in pursuit of delivering long-term value for the CPP Fund.” Caturuspreviously authorizedFrance’sTechnip Energies, Commonwealth LNG’s engineering, procurement, and construction (EPC) partner, to order major long-lead equipment for the facility. The partnership will leverage the European firm’s global LNG expertise and a modular approach to improve safety and efficiency across the site. The facility will include sixBaker Hughesmixed-refrigerant compressorspowered by LM9000 gas turbines, sixHoneywellmain cryogenic heat exchangers, and four Titan 350 gas turbine-generators fromSolar Turbines. The Commonwealth LNG project will also be capable of loading LNG carriers up to 216,000 cubic meters. This content is available after accepting the cookies. Technip Energies in the clear to work on $12.5B LNG project in Louisiana David Lawler, Caturus’ Chief Executive Officer, noted:“Global gas demand is unquestionably accelerating and Caturus is positioned to be a differentiated leader across the value chain from upstream production to LNG export. In partnership with our best-in-class team, blue chip investors and Kimmeridge, Caturus will continue to exemplify the value of being the nation’s leading independent and integrated natural gas company.” The Commonwealth LNG facility is a central component of Caturus’ integrated natural gas strategy to meet an expanding global energy market seeking reliable power on demand with a lower-carbon footprint to have direct oversight and accountability for exploration and production of natural gas, as well as liquefaction capabilities to market LNG for export. The company recently expanded its upstream holdings with the acquisition of Galvan Ranch natural gas assets from SM Energy; thus, the firm is now producing more than 1 billion cubic feet equivalent per day on a net basis. The U.S. player claims to rank among the top ten private U.S. natural gas pure-play producers. The Commonwealth LNG project is described as the $100 billionth dollar of invested capital in the State of Louisiana during GovernorJeff Landry‘s tenure leading the state. Dell stated:“We wish to thank the Trump Administration, Secretary Wright and the Department of Energy, Governor Jeff Landry and the State of Louisiana, U.S. House Speaker Mike Johnson and all those who have recognized just how impactful Commonwealth will be for advancing U.S. energy leadership into the future while generating tremendous value for local communities in Louisiana.” 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!

Argent LNG, a U.S.-based liquefied natural gas (LNG) export developer headquartered in Louisiana, has signed on the dotted line with Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. (BOTAŞ), the state-owned natural gas company of the Republic of Türkiye, to supply LNG to Türkiye. BOTAŞ and Argent LNG have inked a memorandum of understanding (MoU), which will establish a framework for the delivery of U.S.-origin LNG into Türkiye, with onward transmission of gas into neighboring markets. The American player, which describes the U.S. LNG as abundant, competitive, and geopolitically neutral, underlines that Türkiye’s existing and expanding gas infrastructure, pipelines, LNG terminals, and storage capacity, make it the natural hub through which that supply can flow to the nations that need it most. Jonathan Bass, Chairman & CEO of Argent LNG, commented:“Argent LNG was built to serve exactly this kind of partnership, long-term, strategic, geopolitical and grounded in a genuine commitment to the energy security of entire regions, not just individual buyers. BOTAŞ is the right partner to make that real.” Argent LNG is advancing a large-scale liquefaction and export terminal at Port Fourchon. The company is focused on delivering reliable, competitively priced U.S.-origin LNG into global markets through long-term strategic supply partnerships that support energy security and diversification. This content is available after accepting the cookies. More acreage secured for Louisiana’s LNG export project The MoU comes after Tecnimont, Maire’s company, opted toenter the LNG marketthrough an agreement with Argent LNG, which will have an initial capacity of 12 million tons per annum (mtpa) of LNG, with the potential expansion up to 25 mtpa as part of the project’s Phase 2. 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!

An underwater data center (UDC) connected directly to an offshore wind farm has been put into operation off the coast of China’s Lingang Special Area of China (Shanghai) Pilot Free Trade Zone,Chinese media reports. The project, said to be the world’s first of this kind, wasofficially launched in June 2025with the signing of a cooperation agreement between the administrative committee of the Lingang Special Area of China (Shanghai) Pilot Free Trade Zone, Shanghai Lingang Special Area Investment Holding Group, and HiCloud Technology. According to information from June 2025, the project is being developed in two phases. The first phase is set up as a demonstration facility with a capacity of 2.3 MW, which is scaled up to 24 MW through the project’s second phase. In October 2025,the Chinese government announcedthat the construction of“the world’s first wind-powered underwater data center (UDC) project”was completed, with the project providing“a demonstration for the green and low-carbon development of computing infrastructure and for the local consumption of offshore wind power.” In February this year,Lingang Special Area saidthe CNY 1.6 billion (approximately $228 million) UDC with a total capacity of 24 MW was launched. The data center is located 10 meters under water, between the first and second phases of Lin-gang’s offshore wind farm, with the UDC modules positioned adjacent to offshore wind turbines, using seawater for natural cooling and electricity supplied directly by the wind farm. According to the project developers, the system reduces electricity consumption by 22.8%, eliminates water use, and cuts land use by more than 90%. The facility’s power usage effectiveness (PUE) is maintained at around 1.15, which is among industry-leading levels, according to its developers. The GPU servers installed within the underwater modules support applications ranging from big data annotation to the development of domestic large language models (LLMs), while enabling coordinated allocation of computing resources between offshore and onshore facilities. Computing clusters from companies, including China Telecom, have already been deployed, alongside local computing service providers such as LinkWise, Lingang Special Area said earlier this year. 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!

The Netherlands-based exploration and production player ONE-Dyas and Italy’s energy giant Eni are expected to undertake more offshore drilling activities in the Dutch sector of the North Seabefore the year ends. Tenaz Energy, which holds 33.3% working interest in theN05-Apool, part of the so-calledGateway to the Ems (GEMS)area, explained that production from the N05-A-01 well continued during the first quarter of 2026 at a stable gross production rate of 74 million cubic feet per day (cf/d), while the operator, ONE-Dyas, finished drilling the first development well, N05-A-03, and begun production in Q2 2026 at a stabilized production rate of 40 million cf/d. The company confirmed the start of gas production from the second production well on theN05-A platformin April 2026. While the first production well produced approximately 700 million cubic meters of natural gas per year, the commissioning of the second production well increased annual gas production to around 1 billion cubic meters per year, as a further step toward fully utilizing the platform’s production capacity of 2 billion cubic meters per year. This corresponds to 7% of the Netherlands’ and 2.5% of Germany’s gas demand. Given current drilling activities, the firm expects maximum production to be reached in the fourth quarter, before the onset of winter. The wider cross-border GEMS area, in which N05-A is located, has an estimated potential of about 50 billion cubic meters of natural gas, originating from several smaller fields that collectively contribute to a stable energy supply for both countries. Chris de Ruyter van Steveninck, CEO of ONE-Dyas, commented:“By increasing production from N05-A, we are boosting the supply of locally produced natural gas with minimal emissions. This is precisely the aim of the Dutch small-field policy: to meet existing demand as much as possible with domestic natural gas. It is responsible, reliable, and serves as an important pillar for the energy transition.” ONE-Dyas points out that the commissioning of the second well signals the shift from start-up to a phase of scaling up production, with additional gas resulting in less dependence on imported gas, a reliable contribution to the energy supply during the energy transition, use of existing North Sea infrastructure, all within current environmental and safety standards. The N05-A platform is said to produce natural gas with virtually zero CO2 emissions, as it operates entirely on electricity from the nearbyRiffgatoffshore wind farm. Tenaz disclosed that drilling also commenced on the next development well, N05-A-02, during Q1 2026. Following completion of the well, the company expects ONE-Dyas to drill an extension well and an exploratory well from the platform during the second half of 2026. This content is available after accepting the cookies. Europe’s gas goes green: North Sea offshore wind-powered project earns top methane rating Meanwhile, Eni completed the drilling of the L10-M4, also known asMalachite, well at theL10 license, where Tenaz has a 21.4% working interest. The well was tested at a rate of 14.5 million cf/d at a 1,755 psi flowing wellhead pressure during a seven-hour well test. The company elaborates that the L10 facility is being prepared to connect the well. The drilling rig has been moved to another area in which Tenaz does not have an interest. Based on current planning, the firm expects a new sidetrack well to be executed by Eni on theK12 licenselate in the second half of 2026. Tenaz plans to drill an additional horizontal, stimulated K17 well in the Dutch North Sea and then continue drilling operations elsewhere on its operated licenses; thus, it recentlyextended the contractfor ADES’Shelf Drilling Winnerrig. 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!

Eidesvik Offshore’s platform supply vessel (PSV) Viking Energy has entered the dock at Halsnøy Dokk to start conversion to ammonia-powered operations. The conversion is planned to be completed in autumn, when the 95-meter-long vessel will continue operating for Equinor,with whom it has been on continuous contract since delivery in 2003. Work to be carried out includes prefabrication of steel and piping systems, major structural modifications, installation and integration of a new ammonia dual-fuel engine, ammonia tank and fuel systems, and technical upgrades. Wärtsilä Marine will deliver its 25 dual-fuel engine capable of operating on ammonia and marine gas oil, while Breeze Ship Design is responsible for ship design and engineering. The design package also received apreliminary assessment from the Norwegian Maritime Authority. The conversion is said to have the potential to reduce greenhouse gas emissions by 70% or more. According to Eidesvik, upon completion of the retrofit, Viking Energy will be the first offshore vessel to be able to operate on ammonia, and this is the first actual project in the industry testing out ammonia as fuel for a vessel in normal operation. “This milestone represents a decisive step forward in advancing low-emission offshore operations and demonstrates how industrial partnerships can accelerate the energy transition at sea,”Eidesvik Offshore said.“With the potential to significantly reduce greenhouse gas emissions, this project highlights how industrial partnerships, technology and operational experience can come together to accelerate the energy transition at sea.” 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!

Questo articolo è gratis. Per leggerne altri, ricevere le newsletter e avere libero accesso ai contenuti scelti dalla redazione Registrati È un settore, quello delle crociere, che sta vivendo una crescita esponenziale. Quasi seimila navi nel mondo, oltre 180 nei porti italiani, milioni di passeggeri a bordo (in Italia si stima che nel 2025 siano stati 1,1 milioni). Un settore che punta sempre più sul lusso, o quantomeno, spesso, un’imitazione del lusso. Interni barocchi, dorati e scintillanti, infiniti buffet di cibo, piscine a gogo, intrattenimenti di ogni tipo. Se sempre più turisti scelgono questa vacanza un motivo di sarà e dunque va compreso. Tuttavia, ci sono tanti buoni motivi per evitare le crociere… come la peste. Eccone cinque. 1) Forse non sarà il tema che più interessa i viaggiatori, ma le crociere sono vere e proprio “bombe ecologiche” nonostante i tentativi di renderle sostenibili. Il carburante, anzitutto, viste le tonnellate di combustibile che consumano. Combustibile che serve non solo per i motori, ma anche per alimentare l’immensa quantità di energia che occorre a bordo e che certo non è rinnovabile. Le navi, dunque, producono una grande quantità di emissioni, non solo di CO2, ma anche ossidi di azoto e ossidi di zolfo e il cosiddetto black carbon, una componente del particolato fine. Queste ultime sostanze sarebbero ridotte con l’uso di gas liquefatto, che però non rappresenta certo una strategia di decarbonizzazioine, quale potrebbe essere l’idrogeno verde, lungi dal venire. Ci sono anche prototipi di navi sostenibili, con pannelli fotovoltaici ed emissioni ridottissime, come la norvegese Sea Zero, ma ancora non sono in acqua e difficilmente saranno “di massa”. 2) Le navi da crociera inquinano ma anche ingombrano. La loro presenza nei porti o vicino ai porti, oltre a portare inquinamento e rumore nei porti stessi, spesso rischia di rovinare ecosistemi fragili. Caso emblematico, quello di Venezia, dove da anni, se non decenni, cittadini e associazioni combattono la loro presenza. Una questione che non è ancora del tutto risolta. Dove ci sono navi da crociera, crescono anche immensi porti come quello, abnorme e allucinante, che, in spregio a ogni vincolo ambientale ma anche giuridico, in quanto porto privato, dovrebbe sorgere a Fiumicino in una zona naturalistica fragile, per ospitare le navi da crociera della Royal Caribbean. Con la benedizione del Comune di Fiumicino e anche del Comune di Roma, che lo ha inserito addirittura nei progetti del Giubileo, nonostante non sia neanche iniziato. E nonostante la vicinanza del Porto di Civitavecchia. La battaglia delle associazioni è totale, lo scandalo di amministrazioni come quella di Roma, targate Pd, che lo appoggiano, anche. 3) Le navi da crociera non solo inquinano, ma anche sprecano. Immense quantità di acqua, immense quantità di cibo. Certo, anche negli alberghi normali si spreca acqua e cibo, ma in crociera lo spreco è all’ennesima potenza perché la crociera, per antonomasia, non può essere un’economia circolare. Anche la discesa in massa in luoghi magari incontaminati danneggia in primo luogo i luoghi stessi, calpestati da migliaia di persone tutte insieme e per poche ore. Ma può danneggiare anche l’uomo stesso, com’è accaduto, ad esempio, all’ornitologo olandese, di sicuro appassionato di natura, morto a causa dell’hantavirus, contratto durante una discesa dalla nave. Che, appunto, può portare i passeggeri in luoghi che andrebbero lasciati incontaminati. 4) Chi non ha scrupoli ecologici potrebbe comunque riflettere sul fatto che, sempre visto l’isolamento, le navi da crociera funzionano letteralmente da incubatrici di virus o batteri. Virus come appunto quello recente, l’hantavirus, o come il norovirus, che provoca sintomi diversi. Ma anche intossicazioni alimentari magari per cibo avariato, anche perché in crociera tutti mangiano, appunto, lo stesso cibo. Inoltre, non oso pensare alla gestione di un arresto cardiaco o di complicanze acute e acutissime, mentre si viaggia di notte e ore di distanza dalla terra. Nonostante ci siano medici a bordo e persino a volte sale operatorie, non tutte le navi sono davvero attrezzate per gestire questi eventi, né eventuali focolai pandemici. 5) L’ultima considerazione è di tipo morale, ma spero non moralistico. In verità, nasce da uno stupore, magari del tutto personale. Che tipo di fascino ha una vacanza intrappolati dentro una nave di lusso o simil lusso, intrattenuti da spettacoli o siparietti vari e senza vedere nulla del mondo? E’ un problema di immaginario: non riusciamo più a pensare le vacanze come uno spostarci da un luogo all’altro scegliendo noi cosa vedere, i modi, i tempi, fermandoci un po’ più a lungo nei luoghi che riteniamo più suggestivi. Una vacanza con uno spazio e un tempo, non come in crociera, dove queste due dimensioni appaiono quasi annullate. Ipotizzo: forse la crociera è diventata quasi uno status symbol. L’emblema del viaggio di lusso o quasi perfetto per rilassarsi, ma anche vivere “come se”. Come se fossimo ricchissimi influencer, come se fossimo vip o attrici, insomma una sorta di settimana tra piscina con vista oceano e selfie. Imitazione dei ricchi che non fa diventare ricchi nella vita, ma almeno per una settimana sì, convergendo su un’opulenza che ormai occupa le nostre menti colonizzate da pubblicità e messaggi sui social media. Non una gran trovata, visto che scesi dalla nave ci si ritrova nella propria zucca, per citare la favola di Cenerentola. Il problema comunque è che dovremmo andare verso un futuro con meno navi da crociera, non con più. Perché davvero non sono sostenibili. La metafora è facile, mi rendo conto, eppure opportuna. Queste navi sono un perfetto simbolo della nostra civiltà. Un’immagine della terra e dei suoi abitanti, appunto come una nave che consuma tonnellate di petrolio, energia, cibo e acqua, e tra musica, orchestre e balli di gruppo, poco si rende conto di quanto le acque intorno si stiano facendo scurissime. Sarebbe meglio buttare un’occhiata dal ponte, invece che optare per l’ennesimo drink a bordo piscina.

Nel documento si chiede l’estensione delle attuali esenzioni dal sistema Ets oltre il 2030, una revisione dell’attuale soglia demografica, l’applicazione automatica delle esenzioni sia ai servizi interinsulari che ai collegamenti tra le isole e la terraferma. Confitarma, insieme alle associazioni degli armatori francesi, tedeschi e spagnoli, ha presentato in Europa un contributo congiunto nell’ambito della consultazione pubblica della Commissione europea sulla futura strategia dell’Ue per le isole Dopo la deludente esperienza dei fondi (quasi totalmente inutilizzati) derivanti dal cosiddetto decreto ‘Rinnovo flotte’ italiano, le speranze di ammodernamento del naviglio italiano impiegato sulle rotte di cabotaggio sono ora appese ai programmi di Bruxelles. Sia in termini di incentivi che di sostegno alle nuove costruzioni. Nei giorni scorsi Lorenzo Matacena, amministratore delegato di Caronte&Tourist, è intervenuto con discorso sul tema in qualità di presidente della Commissione short sea di Ecsa (European Community Shipowners Association), durante una manifestazione organizzata dalla rappresentanza permanente greca a Bruxelles. Nell’occasione l’armatore italiano ha espressamente chiesto ai funzionari della Commissione Europea di destinare i fondi per le infrastrutture e quelli raccolti dall’Ets attraverso il trasporto marittimo al rinnovamento delle flotte impiegate come infrastrutture al servizio delle isole. “Negli ultimi anni in Europa si è parlato molto di resilienza e sovranità industriale. Ma la realtà è molto semplice: non esiste un’Europa resiliente senza un forte settore marittimo europeo. E certamente non esiste un Mediterraneo resiliente senza il trasporto marittimo a corto raggio. Per paesi come l’Italia e la Grecia questa non è teoria. È la vita di tutti i giorni” ha affermato Matacena. L’armatore siciliano ha invitato l’Europa a prestare molta più attenzione al ruolo specifico del trasporto marittimo per le isole e le regioni remote: “Non può ignorare gli svantaggi strutturali che le isole devono affrontare a causa della loro dipendenza dal trasporto marittimo” che “sta già compiendo enormi sforzi in termini di innovazione, nuove tecnologie, carburanti alternativi e rinnovo della flotta”. Oggi la combinazione di Ets e FuelEu Maritime rischia di mettere sotto enorme pressione i settori più esposti alla concorrenza stradale — in particolare i servizi marittimi per il trasporto ro-ro e ro-pax. “Solo in Italia le ultime stime mostrano che il settore marittimo dovrà affrontare costi legati all’Ets per oltre 300 milioni di euro nel 2024 e oltre 620 milioni nel 2025. Secondo le attuali proiezioni, questi costi potrebbero superare i 6 miliardi di euro in totale entro il 2030. E i servizi di traghetto — essenziali per le isole e la mobilità dei passeggeri — sono tra i segmenti più esposti” è stato il monito lanciato dal rappresentante di Ecsa e di Confitarma, che ha sottolineato anche il rischio di distorsioni con conseguente effetto opposto a quello che l’Europa sta cercando di ottenere. “Purtroppo questo sta già accadendo. Oggi assistiamo a segnali crescenti di quello che chiamiamo ‘modal backshift’. In altre parole, il trasferimento delle merci dal trasporto marittimo a quello su gomma. Le stime attuali indicano che, solo in Italia, tra il 2024 e il 2025 circa 68.000 unità di carico sono state trasferite dal trasporto marittimo a quello su gomma, generando oltre 82 milioni di chilometri in più sulle strade europee. Si tratta di un paradosso” ha sottolineato l’armatore italiano. Al contempo il settore deve ancora affrontare “una disponibilità molto limitata di carburanti alternativi, costi del carburante estremamente elevati e un divario di prezzo ancora significativo rispetto ai carburanti convenzionali. Ecco perché la prossima revisione della direttiva Ets sarà estremamente importante”. Secondo Matacena l’Europa “deve trovare il giusto equilibrio tra ambizione climatica e competitività industriale”. Altrimenti si rischia di “indebolire proprio quei servizi marittimi che l’Europa dovrebbe invece proteggere e rafforzare. Ciò vale in particolare per le isole. L’attuale quadro di esenzioni, compresa la soglia dei 200.000 abitanti, non riflette adeguatamente le reali esigenze di connettività di molte isole europee”. Isole di grandi dimensioni come la Sicilia e la Sardegna rimangono pienamente esposte ai costi del sistema Ets nonostante la loro totale dipendenza dal trasporto marittimo “e questo crea chiaramente uno squilibrio”. Si tratta di “una preoccupazione sempre più condivisa in tutta Europa”. Tanto che nelle scorse settimane Confitarma, insieme alle associazioni degli armatori francesi, tedeschi e spagnoli, ha presentato un contributo congiunto nell’ambito della consultazione pubblica della Commissione europea sulla futura strategia dell’Ue per le isole. Nel documento si chiede l’estensione delle attuali esenzioni dal sistema Ets oltre il 2030, una revisione dell’attuale soglia demografica, l’applicazione automatica delle esenzioni sia ai servizi interinsulari che ai collegamenti tra le isole e la terraferma. Per Matacena la revisione dell’Ets rappresenta anche una grande opportunità “per garantire che i proventi dell’Ets siano effettivamente reinvestiti nel settore marittimo. Queste risorse dovrebbero sostenere: le iniziative di trasferimento modale verso il mare, il rinnovo della flotta, le attività di retrofit e refitting e misure in grado di ridurre l’enorme divario di prezzo tra i combustibili alternativi e quelli tradizionali. Ed è altrettanto importante – ha concluso il rappresentante di Ecsa – che le risorse del Fondo per l’Innovazione diventino concretamente accessibili all’intero settore marittimo, tenendo conto delle realtà operative dei diversi segmenti del trasporto marittimo”. N.C. 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

"La logistica portuale nazionale crea e dà lavoro svolgendo un ruolo rilevantissimo e insostituibile negli scali italiani, che sono il perno della nostra economia blu e della nostra economia". Lo afferma il ministro dell'Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin in un videomessaggio inviato all'assemblea annuale di Assiterminal, che celebra i 25 anni di attività. Nel suo intervento il ministro sottolinea come "tra i primi impegni del Governo ci sia la riaffermazione della centralità del mare, patrimonio da custodire per la biodiversità ma anche da valorizzare come risorsa per la crescita". Pichetto evidenzia inoltre il ruolo strategico dei porti italiani e del Mediterraneo in una fase segnata da forti tensioni geopolitiche: "Sul Mediterraneo si riversano le più profonde crisi geopolitiche di questo periodo storico, che negli ultimi mesi hanno inciso sulla tenuta dei sistemi economici e sociali". Il ministro richiama poi le sfide che il comparto si trova ad affrontare: "I porti affrontano trasformazioni profonde: transizione, digitalizzazione, sicurezza delle catene logistiche, intermodalità e capacità di adattamento delle infrastrutture al clima che cambia". Ampio spazio anche agli investimenti del Pnrr sui cosiddetti porti verdi. "Voglio ricordare il lavoro nato con il Pnrr che ha sviluppato interventi importanti sulle rinnovabili, sull'efficienza, sulla nuova illuminazione e sull'elettrificazione delle infrastrutture portuali. I progetti attivati sono 111, tra autorità di sistema portuale e terminalisti", spiega Pichetto, aggiungendo che "i contributi del Pnrr hanno consentito lo sviluppo di progetti con un valore medio del 120% rispetto ai finanziamenti, con un chiaro effetto positivo sullo sviluppo del sistema portuale". Nel videomessaggio il titolare del Mase affronta anche il tema della decarbonizzazione del trasporto navale e dell'impatto del sistema Ets europeo: "L'obiettivo è ridurre le emissioni anche attraverso carburanti innovativi. Serve una capacità sempre più avanzata di utilizzare dati, nuove tecnologie e strumenti previsionali". Da qui il riferimento al Sims, il Sistema integrato di monitoraggio e previsione finanziato dal Pnrr: "Non è solo un contenitore di dati, ma un sistema che sa connettere e valorizzare informazioni usando tecnologie come il gemello digitale e modelli avanzati di intelligenza artificiale". Secondo il ministro, questi strumenti consentiranno "una migliore prevenzione dei rischi, una tutela più efficace degli ecosistemi terrestri, marini e costieri e una maggiore resilienza delle infrastrutture". Pichetto conclude con un ringraziamento "a tutti i lavoratori impegnati ogni giorno in un settore delicato come quello della logistica portuale, garantendo servizi efficienti al servizio del Paese".

Vivo all’Elba ed ho lavorato per più di 40 anni come psichiatra; dal 1991 al 2017 sono stato primario e dirigente di secondo livello. Dal 2017 sono in pensione e ho continuato a ricevere persone in crisi alla ricerca della propria autenticità. Ho tenuto numerosi gruppi ed ho preso in carico individualmente e con la famiglia persone anche con problematiche psicosomatiche (cancro, malattie autoimmuni, allergie, cefalee, ipertensione arteriosa, fibromialgia) o con problematiche nevrotiche o psicotiche. Da anni ascolto le persone in crisi gratuitamente perché ritengo che c’è un limite all’avidità. Alcune domande da esordiente agli esperti che decidono le sorti dell’Elba di Adolfo Santoro - Sabato 16 Maggio 2026 ore 08:00 Confesso che sono un esordiente nel senso che non sono addentro alle motivazioni che sottendono le decisioni politiche e tecniche della Regione Toscana e dell’isola d’Elba. Mi muove solo la curiosità di conoscere le conseguenze di tali decisioni sul piano della salute e dell’ecologia, perché temo che, se prevale la monocultura della paura nella scelta e dello sviluppo del guadagno, queste decisioni possano portare gradualmente a ridurre la qualità della vita all’Elba. Da esordiente ho così provato simpatia rispetto alla proposta di Transport & Environment (T&E) di organizzare un convegno a Portoferraio sull’elettrificazione dei traghetti tra Piombino e Portoferraio. T&E afferma che quella dell’elettrificazione è una soluzione vantaggiosa per tutti – Cittadini, Operatori dei traghetti e portuali, Armatori, Politici -, ma io, che sono un esordiente, posso pormi con mente critica nell’esplorare questa affermazione di T&E … che però è in continuità, ad esempio, con gli studi del carbon footprint prodotti dall’Autorità del Sistema Portuale del Mar Tirreno Settentrionale … con gli esiti del convegno L’Isola che vorrei, tenuto un paio di mesi fa a Portoferraio … e, soprattutto, con l’imminente completamento dell’elettrificazione delle banchine (cold ironing) di Piombino e di Portoferraio e con la messa in funzione del terzo cavo sottomarino che trasporta energia elettrica da Piombino a Portoferraio. Da esordiente, ben sapendo che le risposte le avrò solo partecipando al convegno che si terrà lunedì 15 giugno alla Gattaia, posso allora provare a mettermi nei panni dei tecnici di T&E, che conosco solo alla lontana … posso così cercare di comprendere, al di là della simpatia viscerale, il loro ragionamento sulla prospettiva delle conseguenze, vantaggiose per tutti, dell’elettrificazione dei traghetti. Io, se fossi un tecnico di T&E, partirei dal prospettare i vantaggi nel tempo di acquisire una nuova flotta, frazionata in più traghetti di dimensioni medio-piccole. Questa non sarebbe solo una scelta ecologica, ma una strategia finanziaria più solida, che scardina il pregiudizio secondo cui l’elettrico costa troppo. Da esordiente io guarderei anzi tutto al futuro della nuova flotta, al ciclo di vita di un traghetto elettrificato rispetto ad un traghetto diesel, adattato a hybrid. Mentre un traghetto elettrico nasce per una vita utile almeno 30 anni partendo da zero, un traghetto trasformato in ibrido è spesso un’operazione di fine carriera per estendere la vita di uno scafo che ha già alcuni anni di attività alle spalle. La comparazione tra un traghetto full electric di nuova costruzione e uno ibrido convertito (retrofit) sulla rotta Piombino-Portoferraio non riguarda però solo gli anni di servizio futuro, ma anche la sostenibilità economica e tecnologica nel lungo periodo. Ma andiamo con ordine. Un Traghetto Elettrico di nuova costruzione viene progettato con materiali moderni e tecniche anticorrosione avanzate per operare 30-35 anni: il suo motore è quasi eterno e richiede pochissima manutenzione. Ha pacchi batterie modulari, che devono essere sostituite ogni 10-12 anni). La sua complessità è bassa: meno fluidi, meno calore, meno parti mobili. L’assenza di un grande motore a combustione riduce le vibrazioni strutturali, il che può preservare l’integrità dello scafo più a lungo rispetto a un mezzo tradizionale. Un Traghetto Ibrido (retrofit) subisce una trasformazione che non ringiovanisce lo scafo: la sua prospettiva di vita utile difficilmente supererà i 10-15 anni aggiuntivi, poiché i costi di manutenzione della struttura metallica (affaticamento dei materiali, corrosione) diventerebbero antieconomici … e questo è il cuore della differenza col Traghetto Elettrico. Il motore è a doppio sistema, perché devono essere mantenuti sia i motori Diesel che quelli elettrici. Le batterie sono Battery Energy Storage Systems (BESS), più piccole, spesso usate solo per manovre in porto. La complessità è alta … e questo è un altro vincolo importante, che merita un ragionamento a parte. L’alta complessità in un traghetto retrofit non è solo una questione di quanti cavi ci sono a bordo, ma di come due tecnologie nate a decenni di distanza debbano forzatamente convivere. È come installare il motore e i sensori di una Tesla dentro una vecchia Fiat Panda: è fattibile, ma con quali conseguenze? Una prima conseguenza è che la manutenzione è doppia, per cui i costi si raddoppiano. In un traghetto full electric è eliminata quasi del tutto la manutenzione meccanica pesante (cambi d’olio, filtri, iniettori, turbine), mentre in un ibrido deve la manutenzione ordinaria e straordinaria sui vecchi motori Diesel, che restano la fonte primaria di potenza o di emergenza; a ciò si aggiunga la manutenzione specialistica del sistema elettrico (inverter, sistemi di raffreddamento delle batterie, software di gestione) col risultato che l’equipaggio di macchina deve avere competenze doppie e il magazzino ricambi deve gestire componenti di due ere tecnologiche diverse. Una seconda conseguenza è la difficile integrazione dei software: il sistema di controllo del vecchio motore (spesso analogico o con elettronica datata) deve integrarsi col BMS (Battery Management System) moderno. Il software deve decidere in millisecondi quando staccare il termico e attaccare l’elettrico senza che i passeggeri avvertano cali di potenza o vibrazioni. Ma più il sistema è complesso e stratificato, più è alta la probabilità di falsi allarmi o blocchi del sistema propulsivo, che, su una rotta trafficata come la Piombino-Portoferraio, possono causare ritardi a catena. Una terza conseguenza è la gestione dei Pesi e degli Spazi. Le navi sono progettate con un equilibrio preciso (centri di massa e di spinta). Aggiungere tonnellate di batterie a una nave che non era stata progettata per ospitarle significa dover spesso sacrificare spazio commerciale (garage o aree passeggeri) o dover aggiungere zavorra per bilanciare i pesi. Se la nave diventa più pesante a causa del sistema ibrido, quando naviga in modalità Diesel consumerà più di quanto facesse prima della trasformazione, vanificando parte dei benefici ambientali e aumentando il tempo di percorrenza della tratta. Una quarta conseguenza è costituita dalla sicurezza antincendio e dalla ventilazione. Le batterie agli ioni di litio richiedono protocolli di sicurezza completamente diversi dai motori a gasolio. Installare un pacco batterie in una sala macchine concepita anni fa richiede l'installazione di nuovi sistemi di ventilazione forzata, sensori di gas specifici e sistemi antincendio (come il water mist ad alta pressione) che spesso costringono a tagliare ponti e paratie originali, indebolendo potenzialmente la struttura o aumentando i costi di certificazione. Installare un water mist ad alta pressione su un retrofit richiede, infatti, tubazioni in acciaio inox (perché la pressione è così alta che i vecchi tubi in ferro non reggerebbero) e pompe dedicate (servono pompe ad alta pressione molto costose e un sistema di filtraggio dell'acqua perfetto: anche un granello di sabbia potrebbe ostruire i micro-ugelli). Una quinta conseguenza è il rischio di obsolescenza precoce. Poiché l’integrazione è così complessa, spesso si scelgono soluzioni di compromesso per far funzionare il tutto. Il rischio è che, in pochissimi anni, un pezzo del sistema ibrido diventi fuori produzione o incompatibile con i nuovi standard, rendendo la riparazione di una nave vecchia eccessivamente costosa rispetto al suo valore residuo. Ma ora passo ad altre considerazioni! La tratta Piombino-Portoferraio è di circa 12 miglia nautiche, una distanza considerata ideale per il full-electric, che può ricaricare alle colonnine ad alta potenza durante le operazioni di carico/scarico (cold ironing). La sua prospettiva di vita economica è altissima perché il risparmio sul carburante ripaga l'investimento iniziale in circa 8-12 anni. L’investimento Iniziale (CAPEX) fa sembrare la flotta elettrica più onerosa: un traghetto elettrico costa circa il 25-40% in più di uno diesel, principalmente a causa del pacco batterie. Ma ordinare 4-6 unità medio-piccole identiche (serie) permette di abbattere i costi di progettazione e di beneficiare di economie di scala nella produzione, il che non avviene con i grandi traghetti spesso costruiti come pezzi unici. Il sorpasso del full electric rispetto all’ibrido avviene, però, soprattutto nei costi operativi (OPEX), specialmente in un contesto di alta frequenza come l’Elba: il break-even point (il punto di pareggio) tra l’investimento iniziale più alto e i risparmi operativi è stimato tra gli 8 e i 10 anni: se un traghetto resta in servizio 30 anni, il Ritorno dell’Investimento (ROI) permette un enorme risparmio netto per l’armatore e, potenzialmente, tariffe più basse per i residenti. Ma ci sono altri aspetti! Un motore diesel ha un’efficienza termica del 40-45%, mentre un motore elettrico supera il 90%. L’elettricità ha un costo per miglio nautico inferiore al Marine Gas Oil (MGO): con il Cold Ironing, le navi elettriche eliminano totalmente il costo del carburante bruciato in porto per i servizi di bordo. Si stima una riduzione dei costi di manutenzione del 60-70%. Mentre la flessibilità operativa dell’ibrido è bassa (consuma quasi uguale se il traghetto è pieno o vuoto), quella della flotta del full electric è alta (in inverno si userebbe solo un traghetto con riduzione dei costi variabili). La resilienza/avaria dell’ibrido è critica (se si ferma, la tratta salta), mentre se un’unità di full electric è in manutenzione, le altre coprono il servizio. Il costo delle batterie è enorme per l’ibrido perché la sostituzione è complessa), mentre per il full electric è graduale (pacchi batterie più piccoli e standardizzati); a ciò si aggiunga che dopo 10 anni, le batterie dei traghetti (che mantengono circa l'80% della capacità) non sono rifiuti: possono essere spostate a terra per diventare i sistemi di accumulo per il porto di Portoferraio (buffer per la rete elettrica dell’isola), il che trasforma un costo di smaltimento in un valore residuo attivo, migliorando il bilancio a lungo termine. Anche il personale avrebbe un vantaggio, perché nella flotta piccola ci sono più equipaggi, ma con turni più snelli. Un’altra considerazione riguarda l’obsolescenza tecnologica e normativa. Il full electric non emette CO2, ossidi di azoto o particolato nel porto di Portoferraio, rispettando le normative ambientali più severe previste per il 2030-2050, mentre l’ibridoriduce le emissioni ma non le azzera, per cui nei prossimi decenni ci potrebbero essere tassazioni sulle emissioni (ETS - Emissions Trading System) che le renderebbero ancora meno competitive rispetto a mezzi a emissioni zero. Ma chi sono io per parlare di queste cose? Meglio andare a sentire direttamente quello che hanno da dire i tecnici di T&E al convegno del 15 giugno! Sarebbe una scelta sensata non solo per me, che sono un esordiente, ma – credo - anche per quei politici che decideranno il futuro dell’Elba! Ma i vantaggi del full electric non si fermano qui. Ci sono infatti i vantaggi del totale superamento di un sistema basato sul fossile. Ne trarrebbe vantaggio non solo il biglietto da visita totalmente green per i turisti! Ne trarrebbe vantaggio la salute degli elbani e dei turisti! Ne trarrebbe vantaggio la salute dell’ambiente della terra elbana e del mare ... Se non si guarda al futuro potremmo ritrovarci con l’ibrido quella situazione che il comico siciliano Pino Caruso descriveva così: "Un mare limpido, cristallino, trasparente... senza pesci!". Ne tratterò la prossima volta, ma sempre da esordiente! Adolfo Santoro

Si…può…fareee! Così un esuberante Gene Wilder esclamava in quel gioiello di film che è ‘Frankestein Junior’, più di 50 anni fa. La stessa esclamazione che, con le dovute differenze, hanno fatto anche Eni e MSC Cruises nel commentare i risultati della campagna sperimentale relativa all’utilizzo del diesel HVO (Hydrogenated Vegetable Oil) di Enilive per l’alimentazione dei motori delle navi da crociera. Le due realtà hanno infatti confermato la fattibilità tecnica dell’impiego del biocarburante in forma pura nel settore marittimo. L’intento dell’iniziativa era quello di mettere in risalto il valore dell’HVO come vettore energetico strategico a supporto della decarbonizzazione del trasporto marittimo e della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra (GHG) lungo l’intero ciclo di vita, consentendo agli armatori di ridurre significativamente i costi legati alle emissioni e di rispettare gli obiettivi fissati dal regolamento FuelEU Maritime. La sperimentazione è stata condotta congiuntamente da Eni e MSC Cruises: durante i test, uno dei motori della nave da crociera MSC Opera è stato alimentato per circa 2.000 ore con HVO puro, senza alcuna modifica al motore; allo stesso tempo sono stati rilevati i dati relativi alle prestazioni e alle emissioni. Il test ha dimostrato che l’HVO rappresenta una soluzione immediatamente applicabile anche ai motori marini, senza necessità di significativi aggiornamenti tecnologici, garantendo prestazioni in linea con quelle dei tradizionali combustibili fossili marini. La prova ha inoltre registrato una riduzione delle emissioni sia di NOx (-16%) sia di particolato, nonché una significativa diminuzione delle emissioni di GHG pari a circa -80% rispetto all’uso del carburante tradizionale, riduzione legata all’utilizzo nel processo di produzione dell’HVO di materie prime al 100% di origine biogenica. I dati tecnici sulle prestazioni del motore e sulle emissioni associate sono stati raccolti e valutati con il supporto di Wärtsilä, costruttore del motore, e di Bureau Veritas, che ha agito come ente certificatore indipendente per la validazione dei risultati sperimentali. ENI e MSC per l’HVO. I commenti “La sperimentazione con MSC ha dimostrato come il biocarburante diesel HVO possa contribuire immediatamente alla decarbonizzazione del trasporto marittimo”, ha esordito Stefano Ballista, Amministratore delegato di Enilive. “L’HVO può infatti essere utilizzato in forma pura nei motori marini validati per il suo impiego, consentendo una riduzione delle emissioni climalteranti calcolate lungo l’intera filiera compresa tra il 65% e il 90% rispetto ai tradizionali combustibili fossili marini. L’HVO è prodotto nelle bioraffinerie Enilive di Venezia e Gela, principalmente a partire da materie prime di scarto come oli alimentari esausti, grassi animali e residui dell’industria agroalimentare”. “Da alcuni mesi, l’HVO diesel per la marina di Enilive è disponibile nei porti di Genova, Ravenna e Venezia per consegne dirette dal deposito alle navi tramite bettolina. L’impiego di questo carburante rappresenta una soluzione concreta ed efficace per la decarbonizzazione del trasporto marittimo, contribuendo al rispetto degli obblighi previsti dal regolamento FuelEU Maritime e alla riduzione dei costi legati alle emissioni.” A Ballista ha fatto eco Michele Francioni, Chief Energy Transition Officer di MSC Cruises: “Siamo molto soddisfatti di aver confermato con esito positivo la fattibilità tecnica dell’utilizzo al 100% di HVO su una nostra nave da crociera, nell’ambito dei nostri continui sforzi di decarbonizzazione. Riteniamo che l’HVO possa svolgere un ruolo importante nella decarbonizzazione dello shipping e che, insieme ad altri combustibili immediatamente disponibili come LNG e bio-LNG, rappresenti un’opportunità concreta già attuabile a bordo delle navi da crociera per accelerare la transizione verso i combustibili rinnovabili, avvicinandoci di un ulteriore passo al nostro obiettivo finale di raggiungere emissioni nette di GHG pari a zero entro il 2050”.

(Adnkronos) – “E’ fondamentale ascoltare i ragazzi e coinvolgerli in percorsi che li aiutino a sentirsi parte della comunità, anche perché loro rappresentano il futuro, le nuove generazioni e, soprattutto, la futura classe dirigente. Oggi si parla sempre troppo spesso di un disinteresse da parte dei giovani riguardo il proprio territorio e la politica attiva. Invece, cercare di coinvolgerli fin da giovanissimi è molto importante perché saranno loro a ritrovarsi il mondo che lasceremo loro, e dovranno dargli, quindi, una direzione nuova”. Così Alessandro Verri, consigliere del Comune di Milano, partecipando oggi nel capoluogo lombardo all’evento finale del progetto ‘Ciak si crea – Trame di periferia’, iniziativa nazionale di sensibilizzazione sui temi della salute respiratoria e dell’ambiente, attraverso il linguaggio cinematografico, promossa dall’associazione 3 Elle Ets e sostenuta da Chiesi Italia. “E’ importante coinvolgerli fin da subito – rimarca Verri – insegnare loro la cura del territorio e ad avere cura del proprio quartiere, della propria zona e del luogo in cui si nasce, si cresce e, speriamo, anche in cui si possa creare un futuro. Attività come queste sono molto utili perché parlano un linguaggio”, quello visivo e cinematografico, “molto vicino a quello dei giovani” e li aiutano nella comprensione di “messaggi importanti del prendersi cura di se stessi, del loro territorio, dove andranno a vivere e dove costruiranno il loro futuro”. — cronaca webinfo@adnkronos.com (Web Info)

Japan’s exploration and production (E&P) company Inpex has set the wheels in motion to join an offshore development project, which is described as Australia’s largest untapped conventional gas resource. The Japanese player, through its subsidiary, Inpex Mirai Upstream, has entered into a sales and purchase agreement (SPA) to acquire a 10.67% participating interest that PetroChina International Investment (CNPC) holds in the Woodside-operatedBrowse joint venture, including titles covering theBrecknock,Calliance, andTorosagas fields offshore Western Australia. The completion of the transaction is conditional on several matters, including regulatory and Browse joint venture approvals. The Browse fields, which were discovered between 1971 and 2000, are estimated to contain a combined contingent resource of about 13.9 trillion cubic feet of dry gas and approximately 390 million barrels of condensate. As a result, the development of Browse has the potential to make a significant contribution to energy security in Australia and in the Asia-Pacific region, as confirmed byan economic impact assessmentby Deloitte Access Economics. This assessment estimates that theBrowse to North West Shelf (NWS)project could contribute a long-term uplift of around A$147 billion ($102.9 billion) in gross state product for Western Australia and more than A$141 billion ($98.7 billion) in gross domestic product (GDP) nationally. Located almost 300 kilometers offshore in deep waters, the Browse gas project is intended to backfill the NWS as supply from existing fields declines. The capital expenditure for this offshore energy development could reach $25 –$30 billionbetween 2019 and 2063, based on energy analysts’ projections. The addition of Browse will enrich Inpex’s Australian energy portfolio, which already includesIchthys LNG, where it actsas operator, and participating interests in thePrelude FLNG, Darwin LNG,Van Gogh, andRavensworthprojects. 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!

Société des Pétroles du Sénégal (Petrosen), Senegal’s state-owned oil and gas company, has shed light on the investment required to bring a deepwater gas field to life, which is estimated to hold recoverable resources of approximately 25 trillion cubic feet (tcf) of gas. U.S.-headquartered Kosmos Energy, which was in charge of theYakaar-Terangagas field off the coast of Senegal, confirmed in December 2025 that it was making arrangements with Petrosen to find a suitable partner and agree on a commercially viable development concept for the field, while pointing out that it would work with the African country’s state-owned player in the absence of a new partner to transfer the block back to the Senegalese state on or before the license expiry in July 2026. The country’s Ministry of Energy, Petroleum and Mines emphasized that there wasno intention to nationalizethe project. While disclosing the results for the fourth quarter of 2025, the American firm underlined that it was still working with Petrosen to withdraw from the block as it had not been able to attract a suitable partner and agree on a commercially attractive development concept with the African nation’s government. Senegal took over the Yakaar-Teranga field in April 2026, following the U.S. player’s exit, granting Petrosen exclusive rights without compensation. The move was interpreted to prioritize domestic energy over exports within the Greater Cayar Offshore Profond block north of Dakar. Based on the latest information from Petrosen, the development of the Yakaar-Teranga gas field is expected to require around $7.5 billion to bring the estimated recoverable resources of 25 trillion cubic feet of gas to market. However, the multibillion-dollar gas project is anticipated to lend Senegal a helping hand in curbing its annual $1 billion energy subsidy costs, while supporting efforts to reduce the need for imports, after the new gas supply starts flowing to the domestic market. This comes nearly a year after Senegal startedproducing energyfrom its floating power plant, known as a powership, off the coast of Dakar. Among other significant energy projects in the African country are Woodside’sSangomarfield, which is the nation’s firstoffshore developmentthatachieved first oilin June 2024 with MODEC’sFPSO Léopold Sédar Senghor, and BP’sGreater Tortue Ahmeyim (GTA)Phase 1projectoffshore Mauritania and Senegal. Related Article This content is available after accepting the cookies. Four years in the making: Africa’s first LNG-to-power project up and running off Senegal Birame Souleye Diop, Senegal’s Minister of Energy, Petroleum and Mines, paid a working visit to Petrosen on April 30, 2026, to discuss projects, such as Yaakaar-Teranga. During the meeting, the asset’s development progress was considered, including the methodology, technical options, resource assessment, social and environmental impacts, the financial package for a final investment decision (FID), as well as aspects related to marketing and communication. The state-owned company was urged to accelerate the pace of the project’s development, as the asset is deemed to be of national interest. The work done so far on the project is perceived to represent a substantial step forward. Petrosen confirmed a development concept, based on an integrated gas chain architecture and an advanced level of technical maturation, setting the stage for the entry into the front-end engineering design (FEED) phase. The firm elaborated a few weeks ago that the project demonstrated economic viability, backed by a robust model and a secure offtake strategy, highlighting:“Yakaar-Teranga is no longer a project in design. It is a structured project, ready to take the next decisive steps.” Senegal’s state-owned player claims that the broader trajectory revolves around the gradual ramp-up of production, anticipation of future energy needs, and the country’s position within the sub-regional energy dynamic. Petrosen underscored:“Yakaar-Teranga thus goes beyond the framework of an energy project. It is part of a broader ambition for economic transformation, energy sovereignty and the strategic repositioning of Senegal. “Petrosen, as a central player in this dynamic, continues its commitment with method, high standards and a sense of responsibility. A new phase is beginning.” 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!

VENEZIA – Il trasporto marittimo sarà più “verde”. Eni e Msc hanno testato il bio carburante Hvo diesel che si produce a Porto Marghera e a Gela, disponibile a Genova, Ravenna e Venezia. Il diesel “Hydrogenated Vegetable Oil” è stato testato nell’alimentazione di navi da crociera, evidenziando come questo combustibile possa effettivamente funzionare. Una notizia che farà felici soprattutto gli armatori, come spiegano le due società in una nota congiunta, visto che consentirà un abbattimento dei costi delle emissioni, rispettando il regolamento FuelEu Maritime. Duemila ore di alimentazioni senza modifiche al motore, che hanno portato a una riduzione delle emissioni sia di NOx (ossido di azoto -16%) sia di particolato, nonché una significativa diminuzione delle emissioni di Ghg (gas a effetto serra) pari a circa -80% rispetto all’uso del carburante tradizionale. Riduzione legata all’utilizzo nel processo di produzione dell’Hvo di materie prime al 100% di origine biogenica. I dati tecnici sulle prestazioni del motore e sulle emissioni associate sono stati raccolti e valutati con il supporto di Wärtsilä, costruttore del motore, e di Bureau Veritas, che ha agito come ente certificatore. «La sperimentazione con Msc ha dimostrato come il biocarburante possa contribuire immediatamente alla decarbonizzazione del trasporto marittimo. L’Hvo può infatti essere utilizzato in forma pura nei motori marini validati per il suo impiego, consentendo una riduzione delle emissioni climalteranti calcolate lungo l’intera filiera compresa tra il 65% e il 90% rispetto ai tradizionali combustibili fossili marini. L’Hvo – ha commentato Stefano Ballista, amministratore delegato di Enilive – è prodotto nelle bioraffinerie Enilive di Venezia e Gela, principalmente a partire da materie prime di scarto come oli alimentari esausti, grassi animali e residui dell’industria agroalimentare. Da alcuni mesi, l’Hvo diesel per la marina di Enilive è disponibile nei porti di Genova, Ravenna e Venezia per consegne dirette dal deposito alle navi tramite bettolina» Michele Francioni, Chief energy transition officer di Msc Cruises ha aggiunto: «Siamo molto soddisfatti di aver confermato con esito positivo la fattibilità tecnica dell’utilizzo al 100% di Hvo su una nostra nave da crociera, nell’ambito dei nostri continui sforzi di decarbonizzazione. Riteniamo che l’Hvo possa svolgere un ruolo importante nella decarbonizzazione dello shipping e che, insieme ad altri combustibili immediatamente disponibili come Lng e bio-Lng, rappresenti un’opportunità concreta già attuabile a bordo delle navi da crociera per accelerare la transizione verso i combustibili rinnovabili, avvicinandoci di un ulteriore passo al nostro obiettivo finale di raggiungere emissioni nette di Ghg pari a zero entro il 2050».