Porti & ambiente — le notizie raccolte

Secondo l’indagine 2025 della Banca d’Italia sui trasporti internazionali di merci, l’incidenza dei costi di trasporto sull’interscambio di beni è rimasta stabile in Italia per le esportazioni (pari al 2,6%, dal 2,5% dell’anno prima) ed è lievemente scesa per le importazioni (ora al 4,1%, dal 4,2%). Un andamento sostanzialmente stazionario che però nasconde dinamiche diverse. Nel trasporto via mare, il rallentamento della domanda insieme alla espansione dell’offerta ha contribuito a una diminuzione dei noli in primis nel segmento container (dopo le fiammate dovute agli attacchi degli Houthi), con un calo più alto nei prezzi alla importazione (-26%) e più contenuto per l’export (-13%). Tuttavia l’aumento del costo dei servizi ausiliari e la riduzione dei carichi medi per container, segnala il rapporto, hanno determinato una flessione meno accentuata dei costi complessivi in euro per tonnellata. Anche per le rinfuse (liquide e solide), il report segnala un significativo calo, in dollari/tonnellata, per il petrolio greggio e un modesto aumento per i prodotti chimici. Per quelle solide, grazie a una domanda poco dinamica e un’offerta di stiva abbondante, il costo del trasporto pure ha segnato un calo. Una lieve riduzione è stata registrata, nei costi in euro per tonnellata, comprensivi dei servizi ausiliari, anche per il trasporto via mare di general cargo. Controcorrente infine il trasporto via ro-ro, dove gli incrementi dovuti alla decarbonizzazione (leggasi Ets) hanno portato a una crescita dei costi medi, che esercitano un impatto maggiore sui segmenti a corto raggio realizzati da navi di dimensioni minori. L’analisi ha evidenziato nel dettaglio un aumento medio ponderato del 27,8% (inclusi i costi dei servizi ausiliari), con picchi del +68% nelle tratte da e per il Nord Europa, del 36% verso la Francia e del 28% verso il Nord Africa (a eccezione della Tunisia). Passando al trasporto stradale, l’indagine ha riscontrati costi per tonnellata in aumento in media del 10%, con livelli tornati a quelli del 2022. A spingere verso l’alto è stato l’incremento dei costi operativi, principalmente dovuto alla crescita dei salari dei conducenti. L’aumento, segnala l’analisi, ha riguardato tutte le aree geografiche. Al netto dei servizi ausiliari, i noli hanno registrato un aumento medio di oltre il 6% per i carichi completi e dell’11% per quelli parziali (groupage). Spostandosi su quello ferroviario, l’indagine ha poi evidenziato come i costi medi a tonnellata, al netto della trazione stradale, siano nel complesso rimasti stabili. Scendendo nel dettaglio, l’analisi rileva come siano moderatamente cresciuti quelli di container e calati quelli del trasporto di rinfuse. Nel 2025, segnala Bankitalia, sono scesi inoltre i volumi e i noli dell’interscambio con la Cina per la contestuale riduzione di quelli marittimi, il cui forte aumento nel 2024 aveva indotto un parziale spostamento modale su ferro. In termini reali, i costi medi complessivi sono rimasti sostanzialmente stabili all’esportazione e lievemente cresciuti all’importazione. Per ultimo, lo studio ha considerato i costi medi del trasporto aereo merci, rilevando cali in import e in export, in relazione a una flessione dei costi operativi. In termini reali, i noli aerei hanno proseguito la fase di discesa per le esportazioni, avvicinandosi a livelli bassi nel confronto storico, mentre per le importazioni hanno ripreso a calare sia pure a un ritmo inferiore rispetto al triennio 2021-23. 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

Mozambique Rovuma Venture, guidata da Eni, ha lanciato un bando internazionale per la manifestazione di interesse relativo alla costruzione e all’installazione di una terza unità galleggiante di produzione di gas naturale liquefatto (Flng). Secondo il bando di manifestazione d’interesse il consorzio guidato dalla compagnia petrolifera italiana sta cercando di individuare aziende interessate a realizzare un contratto Epcic (Engineering, Procurement, Construction, Installation and Commissioning) per una nuova unità Flng di grandi dimensioni da installare nelle acque profonde dell’Area 4 del Bacino di Rovuma, al largo della costa di Cabo Delgado, con una capacità fino a sei milioni di tonnellate metriche all’anno (mtpa) di gas naturale liquefatto (Gnl). L’ambito di lavoro per questa gara d’appalto, aperta fino al 3 luglio, comprende la fornitura completa dell’unità Flng, dalla progettazione e approvvigionamento fino alla costruzione, trasporto, ormeggio, messa in servizio, avviamento operativo e collaudo delle prestazioni, per l’utilizzo in acque profonde circa 2.000 metri. I partecipanti alla gara devono dimostrare di aver maturato esperienza in progetti Flng o in iniziative offshore comparabili realizzate negli ultimi dieci anni, presentare soluzioni tecnologiche per la liquefazione e identificare i fornitori dei sistemi di ormeggio e stoccaggio che saranno utilizzati sulla futura piattaforma. La gara d’appalto arriva poco più di un mese dopo che Eni ha confermato di essere impegnata nella valutazione dello stato di avanzamento di un terzo progetto Flng in Mozambico, dopo Coral Sul – in produzione dal 2022 – e Coral Norte, per il quale la decisione finale di investimento è stata firmata nell’ottobre 2025. Secondo Eni infatti il bacino di Rovuma “possiede significative riserve di gas naturale, che consentono non solo la realizzazione dei progetti in corso, ma creano anche opportunità per nuovi sviluppi. In questo contesto, Eni sta attualmente valutando la possibilità di procedere con un terzo progetto basato sulla tecnologia Flng, il cui successo è stato dimostrato dal progetto Flng Coral Sul (sud)”. Coral South, la prima piattaforma galleggiante per la liquefazione di gas naturale in acque ultraprofonde dell’Africa, produce attualmente circa 3,4 milioni di tonnellate di Gnl all’anno. La seconda unità, Coral North, che rappresenta un investimento di 7,2 miliardi di dollari (6,2 miliardi di euro), dovrebbe entrare in funzione nel 2028 e raddoppiare la capacità di produzione di Gnl dell’Area 4. In occasione della firma della decisione finale di investimento per Coral Norte a Maputo, l’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, ha dichiarato che la nuova piattaforma avrebbe portato il Mozambico al terzo posto tra i produttori africani di gas naturale liquefatto, dopo Nigeria e Algeria. Secondo Eni, Coral Sul ha già effettuato oltre 120 spedizioni di Gnl dall’inizio della produzione e si prevede che genererà circa 16 miliardi di dollari (13,7 miliardi di euro) di entrate fiscali nel corso della vita utile del progetto. Si prevede che Coral Norte contribuirà con circa 23 miliardi di dollari (20,1 miliardi di euro) di entrate fiscali allo stato mozambicano nei suoi 30 anni di attività. Mrv è l’entità che rappresenta i concessionari nell’Area 4 del Bacino di Rovuma, tra cui Eni, la National Hydrocarbons Company (Enh), la cinese Cnpc, la sudcoreana Kogas e la statunitense Xrg degli Emirati Arabi Uniti. Il Mozambico ha tre megaprogetti approvati per lo sfruttamento delle riserve di gas naturale nel bacino di Rovuma, considerato tra i più grandi al mondo. Tra questi figurano il progetto Mozambique Lng di TotalEnergies, ripreso dopo diversi anni di sospensione a causa dell’insicurezza a Cabo Delgado, e il progetto Rovuma Lng, guidato da ExxonMobil, per il quale si attende la decisione finale di investimento entro la fine dell’anno. 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

France’s energy giant TotalEnergies and Malaysia’s Petronas have kicked off a multimillion-dollar oil and gas exploration campaign off the coast of Papua New Guinea, Oceania. The duo is said to be drilling the country’s first ultra-deepwater exploration well in the Gulf of Papua. TotalEnergies and Petronas previously disclosed a plan to drill theMailu-1exploration well, as Papua New Guinea’s first deepwater well, within Block PL 576 in 2025. However, the well waslaterexpected to be spudded in 2026usingNoble Corporation’sNoble Vikingseventh-generation drillship. The arrival of the Noble Viking drillship and the start of offshore drilling operations in Papua New Guinea were confirmed byJames Marape, the nation’s Prime Minister, who commended TotalEnergies and its partner Petronas for their continued confidence in the country. Marape describes the drilling program as a“major”offshore oil and gas exploration campaign near Kupiano in Central Province, which, in his view, demonstrates that Papua New Guinea remains an attractive destination for global energy investment. Given that Mailu-1 is deemed to be a frontier wildcat, a commercial discovery has the potential to open up a new deepwater frontier. With a maximum drilling depth of 40,000 feet, the Noble Viking drillship, which can accommodate 230 people, can work in water depths of 12,000 feet. Jimmy Maladina, Minister for Petroleum, represented the national government aboard the Viking drilling vessel on June 23, where he joined project partners and stakeholders to mark the commencement of the exploration program. Prime Minister Marape underlined:“The presence of the Viking offshore near Kupiano is a strong signal of confidence in Papua New Guinea’s resource potential. “I commend TotalEnergies and Petronas for continuing to invest in our country, not only through the development of existing projects but also through exploration that could unlock the next generation of oil and gas resources.” According to Marape, the campaign represents a significant investment in the country’s future, with TotalEnergies and Petronas committing $100 million to $200 million towards offshore exploration activities. “Exploration is the foundation of our resource sector. Without exploration there can be no new discoveries, no new projects, no new jobs and no future revenue streams for our people,”added Papua New Guinea’s Prime Minister. “Our resource industry must continue to grow beyond the projects we know today. Companies that invest in exploration are investing in Papua New Guinea’s future and helping to create opportunities for generations to come.” Marape believes that the offshore drilling program highlights the importance of maintaining a stable and competitive investment environment that encourages companies to commit capital to high-risk exploration activities. He pointed out:“Deep-water exploration requires substantial investment, advanced technology and confidence in the future of our country. We welcome this commitment and look forward to the results of the programme.” Prime Minister Marape is adamant that continued exploration is essential to sustaining long-term growth in the petroleum sector, while attention remains focused on major developments, such asPapua LNGand theP’nyang gas project. The Papua LNG development is integrated with thePNG LNG projectthrough a downstream agreement, allowing liquefaction to take place at the Caution Bay site. This content is available after accepting the cookies. LNG capacity boost emerging in Oceania as new gas project gets the green light TotalEnergies operates several licenses in Papua New Guinea, including PRL-15, which covers the Elk and Antelope discoveries, PPL-576, and PPL-589, while also participating as a partner in PPL-339. The company is focused on developing the Elk and Antelope gas fields through the Papua LNG project, while also building an exploration portfolio in both the foothills and deep-water regions of the country. 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!

Malaysian offshore site investigation specialist Helms Geomarine has secured a long-term contract to deliver offshore soil investigation services for Petronas’ carbon capture and storage (CCS) developments across Malaysia. The contract was awarded by Petronas CCS Solutions (PCCSS) for an initial three-year period with an option to extend for a further two years and covers offshore geotechnical investigations for future CCS infrastructure, including carbon storage facilities, injection wells, offshore platforms, subsea pipelines and related offshore developments. Helms will deliver offshore drilling and sampling, downhole CPTu testing, laboratory testing, pile capacity and jack-up assessments, drivability analysis, and geotechnical reporting services to support engineering design and project execution. The company said it would deploy its newly commissioned DP2 and four-point mooring geotechnical vessel Keyfield Itqan, equipped with advanced offshore drilling, sampling, downhole CPT and onboard geotechnical laboratory facilities, for the work. “We are honoured by the trust and confidence placed in HELMS by PETRONAS CCS Solutions. This award reflects our technical capabilities, operational excellence and commitment to safety. As CCS becomes an increasingly important part of Malaysia’s low-carbon future, we are proud to contribute our experience and capabilities towards supporting this strategic national initiative,”saidDato’ Ir. Helmi Zulkawi, Managing Director of Helms. 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!

French engineering, advisory, and project management services company DORIS is working alongside Perenco Brazil, part of Anglo-French oil and gas player Perenco, to bring two offshore platforms that have been offline since 2020 back to life, while employing electrification to cut greenhouse gas (GHG) emissions. DORIS has confirmed that it is working on the preliminary front-end engineering design (pre-FEED) and advanced FEED phases of theChernerevitalization and electrification project for two offshore platforms,PCH1andPCH2, which had between 15,000 and 18,000 tonnes of topsides commissioned in 1984 and have been offline since 2020. “Beyond the return to production, electrifying these facilities directly addresses a core challenge: optimizing the energy footprint of mature fields. A complex brownfield project, and a concrete expression of one of our core convictions at DORIS: transforming existing assets is one of the most tangible ways to make conventional energies cleaner,”emphasized the French firm. The company elaborates that its teams are supporting Perenco from concept through detailed engineering as Cherne enters a new chapter, in collaboration with DORIS MMC. Perenco shed light ona $250 million redevelopmentprogram in September 2025 to reactivate and revitalize the mothballed PCH-1 and PCH-2 platforms in Brazil’s Campos Basin to boost production to 15,000 barrels of oil per day and unlock over 50 million stock tank barrels of reserves. The announcement came shortly after the companycompletedthe acquisition of the Cherne and Bagre concessions from Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) in August 2025. The multi-dimensional, two-year reactivation program was designed to be executed in three linked stages with operational safety as the main guideline. The first step, which is already underway, entails the full integrity revitalization of the PCH-1 and PCH-2 platforms, systems and associated equipment, with workstreams ranging from the replacement or renovation of turbines and the water treatment systems to the modernisation of the metering systems and maintenance or replacement of the upper deck flowlines. The second phase consists of installing a new 10” pipeline connecting the 27-kilometer distance from PCH1 to the Pargo platform, and from there to the FSO Pargo through the existing export line. As part of the plan to upgrade the water injection system, Perenco will also install a water injection line between the PCH1 and PCH2 units. The third stage is designed to focus on well interventions and re-entries to enable the resumption of production with 36 wells set to come back on stream, which entails 21 workover campaigns and a further evaluation effort for the best application of gas lift or ESP methods. 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!

Ukraine’s state-owned energy company Naftogaz Group and Poland’s Orlen have teamed up to fortify the liquefied natural gas (LNG) arsenal and efforts to curb greenhouse gas (GHG) emissions in a bid to bolster Ukraine’s energy security and support its energy transition. Orlen and Naftogaz have signed two memoranda of understanding (MoU) laying out a framework for their further collaboration in LNG trading, use of regasification and transmission infrastructure across the Baltic Sea and Central and Eastern Europe (CEE) regions, as well as the exchange of expertise in sustainability, decarbonization, sustainable transition financing, and ESG governance. Sergii Koretskyi, Chief Executive Officer of Naftogaz, commented:“Amid the ongoing war, reliable, flexible, and diversified gas supplies remain essential for Ukraine’s energy security. This memorandum builds on our cooperation with Orlen and creates a framework for further practical steps to strengthen the resilience of Ukraine’s energy system.” The first agreement provides the duo with the ability to assess opportunities to increase gas supply volumes and jointly use regasification terminals and gas transmission infrastructure across the Baltic region and CEE to help expand gas supply routes to Ukraine, enhance their flexibility, and provide broader access to the global LNG market. On the other hand, the second MoU covers emissions reduction, including methane emissions, improvements in energy efficiency, the mobilization of green financing, and the preparation of reporting in line with European standards. Both deals build on existing cooperation between the two players in diversifying gas supplies and modernizing Ukraine’s energy sector. Ireneusz Fąfara, President of the Management Board of Orlen, emphasized:“Today, energy security is no longer just about delivering raw materials. It is about the ability to respond quickly, diversify sources, ensure flexible logistics and rely on infrastructure that remains resilient even in wartime conditions. The cooperation between Orlen and Naftogaz reflects exactly this approach to the future of Ukraine and the wider region. “We want to use our capabilities in LNG, trading, infrastructure access and the energy transition to support not only current gas supplies, but also the development of a more modern, diversified and resilient energy system in Ukraine. Reconstruction should not simply mean rebuilding what has been destroyed, but creating solutions that will strengthen the security of Ukraine and Central and Eastern Europe for decades to come.” The cooperation with Orlen comes shortly after Naftogazobtained LNG capacityat Lithuania’s LNG terminal, operated by KN Energies. 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!

Norway’s state-owned energy giant Equinor has submitted a proposed program for the environmental impact assessment (EIA) of a potential field development in the Barents Sea for public consultation. Equinor and its partners’ proposal for an environmental impact assessment program has been submitted for a 16-week public consultation as part of the continued maturation of theWisting field developmentproject, which is still at an early stage; thus, further progress will depend on additional improvements to achieve a profitable and viable project. Wisting is described as the largest oil discovery on the Norwegian Continental Shelf (NCS) yet to be developed, with estimated recoverable volumes of just under 500 million barrels of oil equivalent. The partnership has selected a floating production, storage, and offloading (FPSO) vessel for the project. The project will also assess the potential for carbon capture and storage (CCS) to curb CO2 emissions from production, given the size of the power facility and the fact that the installation is being developed as a newbuild. Further maturation work and sub-studies are now underway, according to the Norwegian giant. Equinor elaborates that any continuation of a CCS solution will depend on the necessary technological and regulatory conditions being in place within acceptable cost and time frames, both for the power turbine and for a possible CCS facility. This content is available after accepting the cookies. Subsea7 and OneSubsea hired to work on Wisting and Bay du Nord oil projects While the partnership plans to decide on the final concept selection and possible continuation towards the end of 2026, the solutions need to meet requirements for safe and efficient operations in the Barents Sea, with a final investment decision (FID) planned for the end of 2027. Trond Bokn, Equinor’s Senior Vice President for Project Development, commented:“We have made significant improvements to Wisting since the postponement in 2022, but considerable work remains before we can determine whether there is a basis for a final investment decision. “Power from shore has been thoroughly assessed but was ruled out due to technical complexity and high costs. We are now continuing our work on power generation based on an energy-efficient gas turbine solution.” Wisting has the potential to generate substantial revenues for Norwegian society if developed, creating significant ripple effects in the country’s supplier industry, both during the development phase and throughout operations. This content is available after accepting the cookies. Equinor unveils key document for Barents Sea project with development plan due by year-end The largest and most lasting ripple effects from the project are anticipated to come from around 30 years of operations, as nearly all activity related to operations will take place in Norway and contribute to value creation and jobs in industry nationally and regionally for decades to come. While the drilling and wells, together with the subsea development, account for around half of the total investment in the Wisting development, the majority of the activity will generate value creation in the Norwegian industry, with local suppliers given an exclusive opportunity to demonstrate competitiveness in the engineering, procurement, and construction of the modules for the production vessel. In addition, procurement activity is set to create significant opportunities for many equipment suppliers in Norway, but the hull itself cannot be built at Norwegian yards due to size and the necessary infrastructure. This content is available after accepting the cookies. Equinor-Aker BP pact accelerating development of oil & gas discoveries The licensees in Wisting are Equinor (42,5%), Aker BP (27,5%), Petoro (20%), and Inpex Idemitsu Norge (10%), after the first two playerscomplete their previously disclosed transactions, pending government approval. Located around 310 kilometers north of Hammerfest in a water depth between 390 and 418 meters, Wisting in PL 537 was discovered in 2013 in the Hoop area of the Barents 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!

Following contracts awarded to Saipem and TechnipFMC, Azule Energy, a joint venture between Italy’s Eni and the UK’s BP, has selected Baker Hughes to deliver subsea production systems for its ultra-deepwater development in Angola. The Greater PAJ project is described as Angola’s first integrated cross-block development, with first oil expected in less than three years, in the first half of 2029. The development brings together five offshore fields across two blocks, Palas, Astraea and Juno in Block 31 and Urano and Dione in Block 31/21. Eni reported on June 22 that the FID had been reached for the oil development located in Blocks 31 and 31/21 offshore Angola, operated by Azule Energy, the company equally owned by Eni and BP, and participated in by Sonangol E&P and Equinor. Baker Hughes will supply its deepwater horizontal tree systems to optimize production in the ultra-deepwater, greenfield development, as well as subsea control modules and intervention workover control systems, along with associated connection, distribution and topside equipment. The company shall also provide integrated tooling and services to support installation, commissioning and ongoing production performance from its facilities in Angola. Delivery of subsea trees is anticipated to start in 2027. According to Baker Hughes, the deepwater horizontal tree systems are engineered for ultra-deepwater environments with an operating threshold of up to 10,000 psi and depths of 10,000 feet. “Ultra-deepwater developments demand unmatched reliability and performance to ensure that production is safe, efficient and sustained over the life of the field,”said Baker Hughes Executive Vice President of Oilfield Services & EquipmentAmerino Gatti.“By combining Baker Hughes’ industry-leading offshore production technology with expertise honed through decades of experience of operating Angola’s deepwater fields, we can help Azule optimize production and deliver energy more effectively across Sub-Saharan Africa.” The concept of the Greater PAJ project consists of 17 wells connected to a new floating production, storage and offloading (FPSO) vessel with a nameplate capacity of 95,000 barrels of oil per day and a gas export capacity of 70 million standard cubic feet of gas per day, which will be delivered to Angola LNG (ALNG) plant via a new gas export line that will be tied-in to the existing Block 31 gas export network. Saipemsecured a $1 billion contractfor the project entailing the engineering, fabrication, transportation and installation of approximately 180 kilometers of rigid pipelines and subsea facilities, as well as the transportation and installation of 38 kilometers of flexible flowlines and jumpers and 54 kilometers of umbilicals. In a separate announcement, TechnipFMC reported that it had won a contract to design and manufacture flexible flowlines and risers to connect wells in water depths approaching 2,000 meters to a new floating production unit (FPU). 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!

Qatar’s state-owned oil and gas giant QatarEnergy has confirmed the launch of a probe into an explosion and fire incident that occurred at its liquefied natural gas (LNG) production and export hub, in which multiple workers lost their lives and sustained injuries. An operational incident took place during the start-up of operations at the QatarEnergy LNG-operatedRas Laffan Industrial City, which resulted in an explosion and fire at theBarzanlocal gas supply facility in the evening hours of Sunday, June 21, 2026. In response to the incident, emergency response teams were deployed immediately to contain the fire, which was brought under control. QatarEnergy shed more light on the tragic incident the following day, confirming the deaths of 13 people. The company explained that 66 more workers were injured and receiving medical treatment, none of whom are believed to be in a life-threatening condition. The Persian Gulf state’s giant extended its heartfelt condolences to the families, friends, and colleagues of those who lost their lives, while praying for the swift recovery of those injured and pledging its full support to those affected by the tragedy. The people who lost their lives in this incident are of Indian and Pakistani nationalities, while the injured are of Qatari, Indian, Pakistani, Bangladeshi, Kenyan, Ghanaian, Tanzanian, Nigerian, and Nepalese nationalities. “QatarEnergy would like to emphasize that this was an operational accident and not sabotage or hostile in nature,”the firm underlined, while pointing out that Barzan production was intentionally completely stopped since December 2025 due to urgent maintenance requirements, and was first restarted two days before the incident. The company’s emergency response team and Qatar’s Civil Defense swiftly and fully extinguished the fire onsite. Work is underway to assess the damage to Barzan and neighboring facilities. The project processes sour gas from wells on the North field offshore Qatar, which is delivered to the existing onshore gas plant at Ras Laffan Industrial City. While elaborating that QatarEnergy’s LNG facilities, Ras Laffan Port, other logistics operations, and its export capabilities remain unaffected in the aftermath of this explosion and fire, the firm highlights that a full investigation has begun to determine the cause of the incident. Saad Sherida Al-Kaabi, Qatar’s Minister of State for Energy Affairs, President and CEO of QatarEnergy, visited the Embassy of the Republic of India in Doha to offer condolences on the tragic loss of 12 Indian nationals in the incident in the Barzan gas supply facility in Ras Laffan. Expressing solidarity with the people of India, QatarEnergy’s CEO said:“The loss of innocent lives is a tragedy that touches all of us. Our thoughts and prayers are with the families and loved ones of those who lost their lives during this tragic incident. We pray for the speedy recovery for those who were injured.” The company revealed that one Pakistani national was among the 13 people who lost their lives in the unfortunate explosion and fire at the Barzan local gas supply facility at Ras Laffan Industrial City; thus, Al-Kaabi also visited the Embassy of the Islamic Republic of Pakistan in Doha to offer condolences. After the U.S. and Israel launched a military campaign against Iran, which responded with the closure of theStrait of Hormuz, QatarEnergyhalted LNG productionand associated products at some of its assets and followed the move with a declaration offorce majeureto its LNG buyers. Iran also carried outattacks on oil and gas facilitiesacross the Gulf region, including the Ras Laffan Industrial City on March 18, in direct response to Israel’s attack on its giantSouth Parsgas field, which is known as the North field on Qatar’s side. The attack caused significant damage to thePearl GTL (gas-to-liquids) facilityand was followed by furthermissile strikesin the early hours of March 19, 2026, on several of QatarEnergy’s LNG facilities, which suffered“sizeable fires and extensive further damage.” This content is available after accepting the cookies. QatarEnergy: Missile attacks spur $20 billion loss with drop in LNG exports 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!

Brazil’s state-owned energy giant Petrobras has signed on the dotted line to look into establishing a collaboration with Mexico’s state-owned petroleum heavyweight Petróleos Mexicanos (Pemex) in the hydrocarbon realm. Petrobras has signed a memorandum of understanding (MoU) with Pemex for strategic and technical cooperation for the assessment, development, and joint execution of projects in the hydrocarbons industry, including the development of opportunities in the exploration and production (E&P) and industrial processes areas, as well as the exchange of experiences on regulatory and institutional aspects of the sector. The Brazilian giant underlined:“The agreement does not constitute a binding investment commitment, nor does it create a partnership, consortium or joint venture between the parties. “Any opportunities identified may be subject to future negotiations and will depend on the execution of specific instruments, subject to feasibility analyses, approvals by the competent bodies and the governance rules applicable to each party.” This content is available after accepting the cookies. Multibillion-dollar oil project getting new operator as Pemex passes the baton to Harbour Within the E&P segment, the two players will evaluate initiatives aimed at the revitalization of mature fields, seismic reprocessing and exploratory and development opportunities in deepwater and ultra-deepwater areas, including assets in the Gulf of Mexico. The partnership entails the exchange of technical knowledge, technologies and best practices, leveraging the Brazilian firm’s expertise in highly complex offshore operations. The MoU is valid for two years and may be renewed. The deal covers cooperation opportunities in refining, petrochemicals, fertilizers, gas processing and liquids recovery, energy efficiency, emissions reduction, carbon capture and the production of lower-carbon-intensity fuels in the industrial area, in addition to the sharing of best practices related to safety, operational reliability and environmental protection. This MoU comes after Petrobras’427 million orderwith the Estaleiro Rio Grande shipyard for four medium-range oil tankers. 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’analisi che svela la verità tra la crisi di Hormuz, navi ombra e superyacht. Perché una ‘red flag’ non basta più Nello shipping commerciale, l’attuale complessità dello Stretto di Hormuz e la proliferazione delle navi ombra stanno mettendo alla prova i tradizionali sistemi di tracciamento Ais, mostrandone i limiti di monitoraggio ‘a scatola chiusa’ con il rischio di falsi allarmi o involontarie violazioni sanzionatorie per assicuratori, armatori e uffici compliance. In questo scenario, la tech-company Huax ha sviluppato l’approccio ‘glass-box’, un sistema di analisi finalizzato a verificare l’autenticità dei segnali satellitari isolandoli da anomalie tecniche o interventi di jamming e spoofing. SHIPPING ITALY ne ha parlato con Arsenio Longo, fondatore e amministratore delegato della società, e con Maria Grazia Del Prete, responsabile del team analitico, analizzando l’applicazione dei modelli comportamentali alla sicurezza marittima ed esaminando come questi strumenti si estendano dalla flotta mercantile fino al comparto dei superyacht. Arsenio Longo, le agenzie segnalano un aumento dei transiti a Hormuz dopo l’accordo provvisorio tra Usa e Iran. Cosa emerge dai vostri monitoraggi satellitari? “I nostri flussi satellitari confermano una forte variabilità e fluttuazioni giornaliere sul campo: la situazione non è affatto normalizzata. Registriamo un calo netto dei transiti rispetto ai flussi ordinari e, soprattutto, un numero elevatissimo di unità commerciali che rimangono ferme in attesa nell’area mantenendo i sistemi Ais completamente spenti. C’è una diffusa sfiducia tra i marittimi e gli armatori, che temono un precipitare improvviso degli eventi nonostante le intese politiche temporanee. Questa incertezza ha un impatto diretto sui costi assicurativi per il transito, che rimangono molto alti e di fatto bloccano la vera ripresa del traffico ordinario.” In questo contesto si muove la ‘dark fleet’. Quali sono i rischi operativi e logistici reali che riscontrate analizzando queste imbarcazioni? “Abbiamo già censito più di 1.200 navi appartenenti alla dark fleet. Si tratta di unità vecchie che cambiano continuamente bandiera – un giorno risultano registrate sotto una giurisdizione e il giorno dopo sotto le Marshall Islands – per muoversi nei mari fuori dai radar. Ma andando oltre l’aspetto politico ed economico, il danno è enorme sotto il profilo ambientale e logistico. Le anomalie nei segnali e le soste forzate creano colli di bottiglia nei porti, dove spesso registriamo dai 2 ai 3 giorni di ritardo. Per l’utente finale e per l’intera catena dello shipping, anche un singolo giorno di sosta ha costi finanziari elevatissimi e, inoltre, comporta tonnellate di emissioni di CO2 disperse inutilmente. Il nostro algoritmo analizza questi comportamenti e rileva le anomalie prima ancora che queste navi vengano ufficialmente inserite nelle liste sanzionatorie.” Molti operatori lamentano inefficienze e lacune nei sistemi Ais. Come si distingue un semplice errore tecnico da una manipolazione intenzionale della rotta? “I dati Ais non arrivano quasi mai in modo lineare. In alcune zone, come la costa dell’Africa occidentale, i segnali saltano continuamente sia per ragioni ambientali e condizioni del mare, sia per interventi umani sul sistema. Un semplice bollino rosso automatico non è in grado di fare distinzioni e genera falsi allarmi. Per questo, attraverso il lavoro costante della dottoressa Maria Grazia Del Prete e del nostro team di sviluppo, abbiamo implementato un software proprietario che riceve e pulisce i dati grezzi, ricostruendo la cronologia effettiva dei segnali per identificare se si parli di anomalie tecniche o di dati falsificati tramite jamming, trolling o spoofing. Questo ci permette di fornire una ‘glass box’: non diamo solo un punteggio di rischio, ma spieghiamo la motivazione verificabile dietro a quella valutazione. È un servizio d’analisi storica – su cui stiamo preparando accordi importanti per entrare nel mercato con partner come Polestar Global –, sfruttato da operatori del mercato assicurativo londinese/Lloyd’s market per le ricerche su navi e merci, mantenendo tutti i dataset protetti su server europei.” Come si ricalibra il modello di rischio per imbarcazioni che si muovono per scopi puramente privati come nel diporto? “Per il diporto serve un approccio basato su principi totalmente diversi rispetto al commerciale, per questo abbiamo creato un algoritmo dedicato. Uno yacht ha una sua stagionalità, può fare charter privato e tornare ripetutamente nelle stesse posizioni. Questo comportamento, che per una nave commerciale rappresenterebbe un alert, nel privato è la norma e il sistema sa ricalibrarlo. La nostra analisi effettua uno screening su una finestra temporale che va dai 12 ai 18 mesi. Andiamo a verificare la traccia operativa dello yacht per capire se ha navigato in acque non coperte dalla propria assicurazione – come il Mediterraneo orientale, Cipro, Israele, o se si è spinto verso Dubai, il Mar Rosso e la Somalia. Inoltre, analizziamo dove la nave è registrata, ad esempio a Barbados o alle Cayman, per verificare se il profilo tributario sia pienamente coerente con i movimenti reali tracciati in mare.” Nel diporto la privacy è considerata un diritto fondamentale. Come si concilia questa riservatezza con la trasparenza richiesta oggi da banche e assicurazioni? “Il nostro sistema non annulla la privacy necessaria, ma mantiene il giusto equilibrio con la trasparenza basandosi sul contesto e sulla proporzione. Si può tutelare la riservatezza delle persone a bordo e, nello stesso tempo, fornire alle compagnie uno storytelling lineare e coerente della storia della barca. Oggi avere una storia chiara è un valore aggiunto fondamentale sia per chi vende sia per chi compra. Ci siamo trovati a parlare con un armatore esperto che anni fa acquistò una nave senza sapere che nel passato avesse avuto problematiche legali; si è ritrovato in forte difficoltà quando le autorità hanno avviato le indagini. Lo abbiamo visto anche in casi complessi e sensibili come la vicenda dello yacht Amadea. Quando si va ad assicurare o a finanziare un megayacht tramite una società di intermediazione, poter dimostrare una storia operativa pulita ed esente da sanzioni pregresse tutela l’armatore da brutte sorprese e permette alle compagnie assicurative e agli istituti di credito di approvare le pratiche con molta più facilità.” 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

Ancona – Lo stabilimento Fincantieri di Ancona si conferma uno dei poli strategici del gruppo per la costruzione di navi da crociera di fascia alta e ultra-lusso. Il sito marchigiano, che negli ultimi quindici anni ha completato la propria trasformazione da cantiere specializzato in traghetti, chimichiere e unità mercantili a centro produttivo dedicato alla crocieristica premium, opera oggi con un modello industriale che consente la costruzione simultanea di quattro navi in differenti fasi di avanzamento. L’attuale capacità produttiva è calibrata sulla consegna di due unità all’anno, una nella prima metà dell’esercizio e una a fine anno. Per sostenere questo ritmo, il cantiere mantiene in lavorazione quattro navi contemporaneamente: una prossima alla consegna, una in fase avanzata di allestimento, una appena varata e una quarta in costruzione prima dell’ingresso nel bacino. Il sito si estende su una superficie complessiva di 360mila metri quadrati, dei quali 65mila coperti tra officine e magazzini. L’organizzazione industriale è strutturata secondo una logica di prefabbricazione spinta. Le lamiere in acciaio vengono lavorate in un’officina dotata di due impianti di taglio plasma, seguite dalle operazioni di curvatura e assemblaggio dei pannelli strutturali. I blocchi, dal peso tipico di circa 100 tonnellate, vengono progressivamente completati con impianti elettrici, tubazioni, carpenterie e sistemi di allestimento prima dell’unione in sezioni più grandi. La movimentazione delle sezioni avviene tramite una gru a portale da 500 tonnellate, che consente l’assemblaggio di moduli da circa 400 tonnellate destinati al bacino di costruzione. La strategia produttiva punta a massimizzare il livello di preallestimento prima della posa in bacino, riducendo tempi e lavorazioni successive. Il cuore del processo è il bacino lungo 240 metri, infrastruttura originariamente progettata per unità mercantili e oggi utilizzata per navi da crociera fino a circa 54mila tonnellate di stazza lorda. Proprio questo limite rappresenta uno dei principali temi di sviluppo del sito. Fincantieri ha infatti avviato un piano di investimenti, concordato con le amministrazioni pubbliche, per adeguare le infrastrutture alla crescente domanda di navi da crociera di lusso di dimensioni maggiori. L’intervento prevede l’estensione del bacino fino a 305 metri e il potenziamento delle banchine operative. L’obiettivo è consentire la costruzione di unità che raggiungano le 100mila tonnellate di stazza lorda, segmento che registra una domanda crescente da parte degli operatori del mercato luxury. Attualmente il portafoglio ordini dello stabilimento si estende fino al 2031 e comprende circa una dozzina di unità destinate principalmente ai marchi Viking e Four Seasons. Si tratta di navi che si collocano nella fascia più alta del mercato crocieristico, con capacità inferiori ai mille passeggeri e standard assimilabili a quelli dei grandi yacht. Tra i progetti che hanno segnato il cambio mission del cantiere, figurano le unità expedition realizzate per Ponant, progettate per operare in aree polari grazie alle dimensioni contenute e alle caratteristiche tecniche dedicate alla navigazione in ambienti sensibili. Più recentemente Ancona ha sviluppato la serie Viking Ocean Cruises, navi per Regent e SilverSea ed ha consegnato il prototipo della nuova classe Four Seasons Yacht. Quest’ultima rappresenta uno dei progetti più complessi realizzati dal cantiere. Con circa 35mila tonnellate di stazza lorda e una lunghezza di 207 metri, la nave integra soluzioni tecniche avanzate per il comfort acustico e vibrazionale. Particolare attenzione è stata dedicata all’isolamento delle strutture mediante la costruzione di un cofano motore sospeso, che limita la trasmissione delle vibrazioni agli ambienti abitativi. La nave è inoltre dotata di sistema di posizionamento dinamico, utilizzato durante le soste in rada e quando apre due portelloni laterali a filo galleggiamento, per ricreare una marina. Dal punto di vista occupazionale, il sito mobilita ogni giorno circa 3mila persone. A fronte di circa 700 dipendenti diretti, la maggior parte della forza lavoro è costituita da personale delle imprese appaltatrici. Operano stabilmente circa 250 aziende e lavoratori provenienti da 53 nazionalità differenti, un elemento che richiede un’organizzazione articolata anche sotto il profilo della sicurezza e della formazione. Il programma produttivo attualmente in esecuzione ad Ancona è concentrato principalmente sulle navi da crociera di lusso e ultra-lusso per Viking e Four Seasons. Lo stabilimento mantiene contemporaneamente in lavorazione quattro unità, ciascuna in una diversa fase del ciclo costruttivo: una prossima alla consegna e alle prove finali, una in avanzato allestimento in banchina, una appena uscita dal bacino dopo il varo e una quarta ancora nella fase di assemblaggio delle sezioni. Tra i programmi più rilevanti figurano le nuove unità della serie Viking Ocean Cruises, navi da circa 55mila tonnellate di stazza lorda che rappresentano ormai la produzione consolidata del sito marchigiano. Tra le unità, verrà consegnata a fine anno Viking Libra, prima nave da crociera al mondo alimentata a idrogeno stoccato a bordo, utilizzato sia per la propulsione che per la generazione di energia elettrica a bordo. La nave sarà in grado di navigare e operare a zero emissioni, consentendole di accedere anche alle aree più sensibili dal punto di vista ambientale. Si tratta di un nuovo sistema di propulsione a idrogeno di ultima generazione che, combinato con una tecnologia avanzata a celle a combustibile, sarà in grado di generare fino a sei megawatt di potenza, stabilendo un nuovo standard per gli sforzi di decarbonizzazione del settore. it procede la costruzione della seconda unità della classe Four Seasons Yacht, successiva al prototipo consegnato nel febbraio 2026, con l’avveniristica Funnel suite con vetrate curve che si estende su quattro piani differenti, nella parte anteriore del fumaiolo, con una visione privilegiatissima sul mare. Si tratta di una nave lunga 207 metri e caratterizzata da standard di ospitalità tipici del settore yachting più che della crocieristica tradizionale. “Four Seasons I” rappresenta non solo un nuovo riferimento per il lusso in mare, ma è anche la prima nave ultra-lusso intelligente al mondo, segnando un passo decisivo nell’evoluzione digitale dell’industria navale. Il programma Navis Sapiens, sviluppato da Fincantieri Ingenium – la joint venture tra Fincantieri NexTech e Accenture – apre la strada a una nuova generazione di smart ship, basate su un’architettura digitale integrata e in continua evoluzione, che sfrutta l’intelligenza artificiale e i dati in tempo reale per garantire operazioni più sicure, efficienti e proiettate al futuro. Il design aperto e scalabile consente inoltre di integrare funzionalità e tecnologie emergenti, senza impattare sull’esperienza degli ospiti a bordo. Il ciclo produttivo di queste unità richiede circa 23 mesi dal primo taglio della lamiera alla consegna. Per rispettare le scadenze, il cantiere applica una logica di preallestimento molto spinta: gli impianti elettrici, le tubazioni, le canalizzazioni Hvac, le carpenterie secondarie e parte degli arredi vengono installati già nella fase di costruzione dei blocchi e delle sezioni. L’obiettivo è trasferire in bacino moduli il più possibile completi, riducendo le attività successive e migliorando la produttività complessiva. Questo approccio industriale consente ad Ancona di mantenere un ritmo costante di due consegne all’anno e, allo stesso tempo, di gestire programmi caratterizzati da elevata complessità impiantistica e da requisiti sempre più stringenti in termini di comfort, isolamento acustico e qualità degli allestimenti. 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

Sinolam International, a Singapore-based investment company focused on oil, gas, and power investments in emerging markets in Asia and Latin America, has confirmed the formation of an independenttribunal in an arbitration case related to the cancelation of permits for a gas-to-power development in Panama, spurring concerns over regulatory risk in the Latin American energy markets, the future of liquefied natural gas (LNG)-to-power infrastructure, and the impact of investment disputes on cross-border energy capital. The World Bank’s International Centre for Settlement of Investment Disputes (ICSID) has officially constituted its tribunal in Sinolam International versus Republic of Panama (Case No. ARB/26/12), a move said to mark a pivotal step inthe arbitration processregarding the revocation of permits for a gas-to-power development in Panama, a 441 MW power generation project and LNG terminal in Colón. The three-member panel, chaired by Anglo-Spanish arbitratorJoseph Tirado, alongside Spanish expertsAntolín Fernández AntuñaandLluís Paradell Trius, will now hear claims that Panama’s 2024 cancelation of Sinolam’s energy license amounted to unlawful expropriation under the Panama-Singapore free trade agreement (FTA). “The naming of the panel acknowledges the validity of Sinolam’s claim. It signals the 2024 revocation of the company’s energy license is worthy of a formal international treaty dispute review into the merits of the allegation the cancelation was an unlawful asset expropriation rather than a routine regulatory decision,”emphasized the firm. A U.S. Federal District Court in Virginia remanded itslawsuitagainst AES Corporation, originally filed on December 19, 2025, in the Circuit Court for Arlington County, back to the Virginia state court on April 24, 2026, granting Sinolam’s request over the other player’s objections. Sinolam LNG TerminalandSinolam Smarter Energy LNG Power Co., which are energy infrastructure developers focused on LNG-to-power solutions in emerging markets, previouslywelcomedthe $33.4 billion AES acquisition by the BlackRock-led consortium, as it could strengthen financing in the context of any future resolution of the litigation. The dispute now transitions from the initial registration phase to the formal tribunal constitution phase under a fully operational, independent three-member international judiciary panel. Assembling this panel of jurists is interpreted as a recognition by the international legal community that thedisputeis active and significant. Kenneth Zhang, CEO of Sinolam International, commented:“Sinolam enthusiastically welcomes the official constitution of this distinguished ICSID tribunal. The seating of this panel instills confidence in our case. “This milestone validates our resolve to protect international investments and ensures our search for justice will be evaluated by a world-class tribunal of independent legal minds.” 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!

A fronte di un tetto massimo di contribuzione di 30 centesimi per veicolo/km, la prima annualità del Sea Modal Shift garantirà ai richiedenti solo 6 centesimi, dato il divario tra l’alto fabbisogno espresso dalle imprese dell’autotrasporto (pari a 240 milioni di euro) e la scarsa dotazione finanziaria dell’incentivo (52,9 milioni). Per questo, è necessario che alla misura siano destinati i proventi dell’Ets, come fissato in linea di principio dal Dl Bollette, non solo per il futuro ma con effetto anche sulle annualità già rendicontate. È questa, in estrema sintesi, la posizione espressa da Fiap a seguito di un riscontro ufficiale ottenuto dal Mit sul tema che porta la data del 15 giugno. Secondo la ricostruzione, per la prima annualità del Sms – ovvero quella 2023-2024 – il contributo spettante (calcolato sulla base degli imbarchi previsti, moltiplicati per il massimo di 0,30 euro/km, tetto fissato dalla Commissione Europea in base alla normativa in materia di Aiuti di Stato per il sostegno) ha evidenziato un fabbisogno di circa 240 milioni di euro. Il quale però si è scontrato con una dotazione – frutto di stanziamenti fissati nel 2023 e nel 2025 – di soli 52,9 milioni di euro. Sulla base dello stesso Decreto 166/2923 del Mit che aveva istituito la misura, le risorse sono state riparametrate quindi a soli 6 centesimi per veicolo/km, con una riduzione dell’80% rispetto al massimo teorico previsto. Un importo irrisorio, sottolinea a SHIPPING ITALY il presidente di Fiap Alessandro Peron, considerato che nell’ultimo biennio, per effetto dell’aumento della quota Ets ma non solo, i noli base per trasporti sulla tratta Ravenna – Catania sono aumentati del 73%, mentre parallelamente quelli sulla Livorno – Olbia sono passati da 600 a 1.200 euro. Se per i traffici con la Sicilia, l’effetto spesso è quello di spingere i mezzi dal mare sulla strada, per rotte dove non esiste alternativa alla via marittima inizia a porsi il tema della sostenibilità economica dei trasporti, in particolare per merce a basso costo, “quale ad esempio quello delle acque”. Il tema, aggiunge Peron, resterà di attualità considerando che per la seconda annualità (stanziamenti 2024 e 2026) la dotazione resterà di 52,9 milioni di euro, mentre per la terza (2027) addirittura scenderà a 21,4 milioni Oltre alla insufficienza delle risorse, l’Sms sconta anche delle farraginosità a livello contabile. “I fondi Sms – spiega la federazione – sono allocati su un capitolo di parte corrente (cap. 1245) e non di parte capitale. Questo significa che le risorse stanziate in ciascun anno devono essere impegnate entro il 31 dicembre dello stesso anno, pena la loro economia — cioè la perdita”. Altro aspetto critico, il fatto che i benefici previsti nel 2023, frutto di stime costruite su piani previsionali degli imbarchi, siano stati consolidati solo nel 2025, all’esito dell’istruttoria sulle rendicontazioni effettive. “È quindi l’elenco del 2025 ad aver definito gli importi complessivi erogabili”. Un meccanismo che però, secondo quanto appreso dal ministero, è destinato a cambiare, dato che per la terza annualità (relativa a imbarchi effettuati tra dicembre 2025 e dicembre 2026), sarà pubblicato un solo elenco nel 2027, con importi definitivi. Al di là degli aspetti tecnici, Fiap evidenzia ancora come, in particolare per le imprese che lavorano nei trasporti da e per le isole, la riduzione del contributo rispetto alle attese non sia solo un “aggiustamento contabile”, ma “un colpo su una voce di costo che non si può eliminare, perché il mare non è un’alternativa, è l’unico percorso possibile”. Sebbene il Mit abbia fatto un passo avanti chiarendo pubblicamente la meccanica della riparametrazione, secondo Peron resta il fatto la misura è sottodimensionata rispetto alla domanda reale del mercato. Da qui il richiamo agli impegni assunti dal viceministro Rixi “sulle risorse aggiuntive e sulla destinazione di una quota dei proventi Ets a sostegno del Sea Modal Shift e del Ferrobonus” affinché questi “si traducano in fatti concreti, subito e con effetto anche sulle annualità già rendicontate. Il tavolo attuativo – conclude il presidente di Fiap – va convocato: senza modalità operative e cifre certe, anche il principio più giusto resta carta.” 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

Azule Energy, a joint venture between Italy’s Eni and the UK’s BP, has awarded Saipem and TechnipFMC with contracts for an ultra-deepwater development in Angola, following the announcement of the final investment decision (FID). Eni reported on June 22 that the FID had been reached for the Greater PAJ offshore oil development located in Blocks 31 and 31/21 offshore Angola, operated by Azule Energy, the company equally owned by Eni and BP, and participated in by Sonangol E&P and Equinor. The project is described as Angola’s first integrated cross-block development, with first oil expected in less than three years, in the first half of 2029. The development brings together five offshore fields across two blocks, Palas, Astraea and Juno in Block 31 and Urano and Dione in Block 31/21. The concept consists of 17 wells connected to a new floating production, storage and offloading (FPSO) vessel with a nameplate capacity of 95,000 barrels of oil per day and a gas export capacity of 70 million standard cubic feet of gas per day, which will be delivered to Angola LNG (ALNG) plant via a new gas export line that will be tied-in to the existing Block 31 gas export network. Saipem secured a $1 billion contract for the Greater PAJ project entailing the engineering, fabrication, transportation and installation of approximately 180 kilometers of rigid pipelines and subsea facilities, at a water depth reaching up to 2,000 meters, as well as the transportation and installation of 38 kilometers of flexible flowlines and jumpers and 54 kilometers of umbilicals. As part of the contract that has a duration of around 40 months, the company shall perform the fabrication activities at its Ambriz yard in Angola, and plans to deploy its construction vessels FDS and Castorone for the campaign. In a separate announcement, TechnipFMC reported that it had won a contract for Greater PAJ to design and manufacture flexible flowlines and risers to connect wells in water depths approaching 2,000 meters to a new floating production unit (FPU). The contract has been defined as significant, which TechnipFMC says is worth between $75 million and $250 million. Jonathan Landes, President of Subsea at TechnipFMC, said:“This award builds on expertise we have developed on large, deepwater projects in the region, including our proven flexible pipe technology. We are proud to be chosen to deliver a technically robust solution on an accelerated timeframe that creates value for our client.” 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!

Rem Offshore’s second energy subsea construction vessel (ESCV) is currently on its way from Vietnam to Norway, where it will undergo outfitting and final completion. The Norwegian shipping company reported that REM Ocean was delivered from the hull yard in Song Cam, Vietnam, on June 15. The tow started from the Hai Phong area on June 17, and the vessel will proceed via Singapore before continuing towards Europe. In Norway, REM Ocean will be outfitted with all major systems and mission equipment at Myklebust Verft. Once delivered in 2027, the vessel will enter aneight-year contract with DeepOcean, providing subsea inspection, maintenance and repair (IMR) services for Equinor. “The scope of work has been completed to a very high shipbuilding standard. In my assessment, this is among the finest hulls ever delivered to the Sunnmøre region, providing a strong foundation for a smooth and efficient outfitting phase at Myklebust Verft,”saidKristian Stavset, Head of Projects at Rem Offshore. REM Ocean will have dual-fuel engines capable of running on bio-methanol and biodiesel, along with a battery energy storage system and regenerative energy systems. Developed as a collaboration between DeepOcean, Rem Offshore, Skipsteknisk and other key suppliers, the 111.7-meter-long vessel will be equipped with anautonomous inspection drone (AID), set to accelerate the digitalization of subsea asset inspection. It will featureBrunvoll’s thruster package, a 250-ton electrical crane, two electric work-class remotely operated vehicles (WROVs) in hangars, a 1,000-square-meter outside deck area, and an inside hangar area of 350 square meters, in addition to accommodation for 120 people. The first vessel, named REM Pioneer, is scheduled for delivery this year. Initial steel cutting for this vessel took place on July 3, 2024,with the keel laying ceremony on October 24, 2024. Furthermore, REM Offshore also announced that REM Power had been launched at Vard Vung Tau and is now afloat. 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!

Australian green technology, energy, and metals company Fortescue is set to charter a fleet of 12 ammonia-capable vessels from Bocimar, CMB.TECH’s dry bulk shipping operator, under a newly signed agreement. Fortescue will charter 12 Newcastlemax dry bulk vessels (210,000 dwt), with up to three to be delivered with dual-fuel ammonia engines and expected to enter service by the end of the year. The remaining nine will be ammonia-ready and can be converted to operate on ammonia in the future. “Fortescue’s Green Pioneer demonstration vessel has already shown that ammonia can be used safely and effectively in marine operations. The next challenge is scaling the use of green ammonia,”said Fortescue Director Integrated Operations,Katie Charuga.“By investing in ammonia-capable vessels and working with partners who share our ambition, we are helping create demand for green ammonia and supporting the technologies needed to reduce emissions from global shipping.” If fuelled by green ammonia, the combined fleet could reduce carbon dioxide emissions by approximately 250,000 tons a year compared to conventional marine fuels, Fortescue said. “This agreement marks an important step in showcasing ammonia as a viable marine fuel and advancing the transition to zero-emission shipping. It also sends a powerful signal to the market, particularly at a time when there is doubt about the decarbonisation of shipping: our sector can decarbonise at scale. It just takes like-minded, determined partners who walk the talk,”CMB.TECH CEO,Alexander Saverys, said. 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!

Marina di Carrara (Massa) – Organizzato dalla famiglia Grendi insieme all’Autorità di sistema portuale del Mar Ligure Orientale per celebrare i dieci anni di attività del Gruppo nel porto toscano, il convegno “Specializzazione e identità portuale: Marina di Carrara e la sfida della competitività mediterranea”, ha fatto emergere dati che fanno riflettere sulle capacità, e soprattutto sul destino, della logistica indipendente italiana, che per crescere e mantenere la propria identità deve confrontarsi con il mercato globale dominato dai grandi player multinazionali che verticalizzano ogni attività. I contributi dei relatori hanno chiarito che la salvezza della produzione nazionale passa dall’agilità dei ‘porti di rete’, scali di medie dimensioni capaci di trasformarsi in hub logistici ad alta specializzazione e di fare squadra. Nel contesto dello scalo toscano, l’attività del Gruppo Grendi – giunta al traguardo dei dieci anni – si confronta oggi con la necessità di superare gli stop burocratici per ottenere nuovi spazi e sbloccare un Piano Regolatore Portuale fermo dal 1981; un’esigenza rimarcata anche dall’amministrazione locale. Il quadro dell’attività dei porti del sistema descritto dal presidente Bruno Pisano, vede l’asse La Spezia-Marina di Carrara come un esempio virtuoso in cui i due scali valorizzano le proprie specializzazioni senza cannibalizzarsi, trasferendo flussi e banchine a seconda delle necessità operative, ma – di fatto – lo scalo apuano senza un nuovo layout portuale corre il rischio della saturazione. Il disegno del nuovo porto, che – ha detto il presidente Pisano – rappresenta “una mediazione al ribasso” rispetto ai progetti industriali originari e di cui non si possono stimare le tempistiche, è attualmente bloccato da una serie di osservazioni presso il Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici a Roma e sta impegnando l’Adsp insieme alla Regione Toscana, anche su questioni tecniche legate all’erosione costiera con l’obiettivo di dare spazi reali alle imprese e, inoltre, di includere una banchina dedicata alle crociere di nicchia ed esperienziali. Le attuali turbolenze nel panorama geopolitico globale – dal dimezzamento dei transiti a Suez alle tensioni nello stretto di Hormuz, fino all’impatto economico della nuova tassa ambientale europea Ets – stanno delineando un Mediterraneo molto instabile, ma anche una crescita strutturale della capacità impiegata nello Short Sea Shipping e nei mercati regionali. In questo scenario, l’analisi presentata da Alessandro Panaro, capo del Centro Studi Srm (Gruppo Intesa Sanpaolo), evidenzia come i porti medio-piccoli italiani – definiti ‘porti della rete’ – non siano affatto realtà marginali, poiché rappresentano un quarto del traffico nazionale con oltre 100 milioni di tonnellate di merci dove il comparto Ro-Ro domina con il 43,2%. In questo contesto, quando le navi perdono tempo in mare a causa delle deviazioni geopolitiche intorno al Capo di Buona Speranza, la vera sfida del recupero dei tempi si sposta a terra, e la digitalizzazione dei processi doganali, l’automazione dei terminal e la sostenibilità diventano le uniche armi per mantenere competitivi i distretti industriali italiani, capaci di generare, nel solo territorio toscano, ben 22,5 miliardi di export. Bruno Musso, capostipite della famiglia, da 64 anni attivo sulle banchine, ha parlato degli effetti del salto tecnologico e dimensionale compiuto dallo shipping mondiale con il passaggio da 2.000 a 8.000 Teu giorno-nave nei grandi hub globali che costringe a una velocità operativa del porto tale che, se non raggiunta, fa aumentare il costo della nave e il transit time del 60%, determinando l’esclusione dello scalo dalle rotte oceaniche. Non esistendo in Italia spazi fisici per i mega-hub da milioni di Teu, i porti di rete devono avere un ruolo decisivo quale presidio di conoscenza industriale. Bruno Musso ha concluso ricordando che “a Genova e in altri grandi scali gli operatori indipendenti italiani sono stati progressivamente espulsi o fagocitati. Difendere l’identità e gli spazi di Marina di Carrara significa proteggere l’ultimo baluardo di un’imprenditoria logistica nazionale.” I numeri complessivi del Gruppo Grendi esposti da Antonio Musso, amministratore delegato insieme alla sorella Costanza, vedono al 2025 un fatturato consolidato di 158 milioni di euro, 337 dipendenti diretti e un indotto stabilizzato di oltre 500 persone. Sul territorio apuano, considerando i dati dello scorso anno, il Gruppo ha superato tutti gli obiettivi stabiliti dalla concessione demaniale: a fronte di un piano di 8,2 milioni di euro, ne ha già realizzati 11,7 milioni (+43%); dal lato dei volumi di linea ha movimentato 3,45 milioni di tonnellate complessive (91.200 Teu e 56.000 unità rotabili, per un totale di 1.350.000 metri lineari di carico) mentre l’occupazione diretta sul terminal è salita a 41 persone superando del 71% le 24 unità previste. L’economia reale però chiede che le aziende logistiche crescano, inoltre, l’imminente arrivo a Carrara della nuova nave Grendi Horizon – 3.000 metri lineari di capacità, con consumi ridottissimi e già predisposta per il metanolo – mette l’azienda di fronte al limite della saturazione, ed anche sul versante ferroviario il Gruppo è stato costretto a studiare soluzioni e aree di sfogo esterne al porto. Per questo Musso ha chiesto spazi adeguati alle dimensioni della nuova flotta oppure l’impresa sarà costretta a guardare altrove per non vedere soffocati i propri piani di sviluppo, che prevedono investimenti per 33,5 milioni di euro nel triennio 2026-2028 aggiungendo comunque, nella conclusione, di avere aspettative ottimistiche. Una quota importante dello sviluppo Grendi è dovuta al legame strategico con il gruppo Dario Perioli. Michele Geromini, azionista e manager del gruppo spezzino e vertice di Mdc Terminal, ha informato sul futuro consolidamento dello scalo apuano come hub di riferimento del Nord Tirreno per i traffici intramed verso il Nord Africa, integrandosi nel network del Gruppo che sfrutta anche il collegamento quotidiano con Cagliari. Oltre alla joint venture societaria con lo Stato algerino tramite la compagnia Cnan Med, e alle linee regolari su Sousse e Sfax in Tunisia, Geromini ha annunciato lo sviluppo di un progetto pilota con le dogane italiane e tunisine per anticipare le operazioni doganali di esportazione alla partenza, recuperando quindi tempo a terra. L’idea è realizzare un unicum logistico tra le competenze Perioli e Grendi, puntando ad allargare presto il network delle linee anche verso la Libia. Del percorso storico del Gruppo Grendi ha parlato anche l’ex presidente del porto Francesco Messineo, rievocando la crisi del 2012 quando lo scalo rischiava la soppressione legale dell’ente con la legge 84/94 che imponeva la soglia minima di 3 milioni di tonnellate per il mantenimento dell’autonomia istituzionale, mentre i traffici locali superavano di poco il milione. In quel contesto l’accordo fiduciario con Grendi fu una scommessa durissima, ma capace di invertire la rotta, salvaguardare l’autonomia dello scalo e tutelare l’occupazione. Sul piano della governance e delle infrastrutture, l’onorevole Marco Simiani ha indicato nel Pnrr l’occasione per finanziare l’ultimo miglio ferroviario contro i rischi di isolamento e centralizzazione gestionale, mentre la deputata Maria Grazia Frijia ha promosso il modello Spezia-Carrara come riferimento per la riforma portuale nazionale. Ha chiuso l’incontro Costanza Musso soffermandosi sulla transizione del Gruppo verso lo status di Società Benefit e l’ottenimento della certificazione B-Corp, ritenuti asset strutturali: un approccio che – ha spiegato – cerca il ‘consenso della comunità’ dal lato reputazionale ed operativo e che si costruisce attraverso la mitigazione degli impatti acustici, gli investimenti nel cold ironing e lo shift modale delle merci verso la ferrovia. Infine, rispetto ai grandi carrier globali, Costanza Musso ha evidenziato una differenza dal lato valoriale: “I player multinazionali rispondono a logiche esclusivamente finanziarie e possono abbandonare un territorio in tempi rapidissimi se mutano i flussi macroeconomici, come purtroppo abbiamo già visto accadere a Cagliari. Al contrario, le imprese familiari fortemente radicate affrontano le complessità del mercato investendo sulla stabilità e rimboccandosi le maniche nei momenti difficili, proprio perché legate a doppio filo alle persone, alla filiera dei fornitori e alla storia stessa del territorio” ha concluso. Nella foto in evidenza Antonio Musso, Bruno Pisano, Bruno Musso e Costanza Musso 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

L’Italy Branch of The Nautical Institute, organizzazione professionale internazionale per professionisti marittimi, con sede nel Regno Unito, fondata nel 1971 e presente in oltre 50 Paesi, ha scelto Sant’Agnello (Napoli) per il lancio ufficiale in Italia. Domani, presso l’Its Accademia Marittima Meridionale, la presentazione, di un’intera giornata, riunirà leader internazionali del settore, politici, rappresentanti dei centri di formazione marittima e delle associazioni di categoria per confrontarsi sulle priorità strettamente interconnesse per il settore marittimo: la transizione energetica nell’ambito dell’industria marittima e dell’istruzione e della formazione marittima, professionisti, studenti e cadetti. Il presidente, Com.te Gennaro Arma, dichiara: “È un grande privilegio rappresentare in Italia il Nautical Institute, in un momento di profonda e costante trasformazione del settore marittimo, alle prese con tensioni geo-politiche internazionali e ricambio generazionale. Il nostro obiettivo è fornire la massima attenzione professionale al miglioramento degli standard dei professionisti del mare, mantenendo il Nautical Institute come centro internazionale di eccellenza nautica, promuovendo un elevato standard di qualificazione, competenza e conoscenza tra coloro che vivono il mare ogni giorno in prima persona, e collaborare con i dipartimenti governativi e altri enti interessati alle qualifiche statutarie, con le università e altri istituti e autorità educative nella promozione dell’istruzione e della formazione nella scienza e nella pratica nautica”. Le discussioni si concentreranno sulle sfide e sulle opportunità che ne derivano: decarbonizzazione, adozione di nuove tecnologie e combustibili alternativi, e lo sviluppo delle abilità, delle competenze e dei quadri formativi richiesti da centri di formazione marittima, accademie e istituzioni per supportarli ed incentivarli nelle trasformazioni del settore In apertura dei lavori: Sig. Walter Vervloesem Fni, Presidente dell’Istituto Nautico; Comandante Gennaro Arma, Afni, Presidente – Sezione Italiana Nautical Institute; Capitano Giuseppe Spera, Rappresentante Permanente Supplente dell’Italia presso l’Imo; Ing. Gianpaolo Dalla Vedova, Senior VP (Italia, Monaco e Malta) e Legale Rappresentante per l’Italia – Lloyd’s Register; Dott. Giovanni Consoli, Vice Segretario Generale – Assarmatori; rappresentanti di Iam Istruttori Associati Marittimi, Sirm Italia, Gnv, Accademia Marittima Meridionale. Partecipazione gratuita e aperta a tutti i soci dell’Istituto Nautico e dei rappresentanti del settore. 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 unveiled a concept for a development that aims to combine several discoveries in the North Sea into a single project, with estimated gross resources of approximately 240 million barrels of oil equivalent, making it one of the largest early-phase development projects on the Norwegian Continental Shelf (NCS). Equinor and its partners have agreed on the concept forRingvei Vest, a large subsea development project linked to theTroll B platformin the Norwegian sector of the North Sea. This project entails theGrosbeak,Swisher,Mulder,Kveikje,Toppand,Røver Sør, andRøver Norddiscoveries, alongside the prospectGrønngylt, with resources spread across eight licences, which have a total of seven owners. Following the company’s recentlyannounced transactionswith Aker BP, pending government approval, the ownership structure in Grosbeak within PL 090JS includes Equinor (operator, 21%), Inpex Idemitsu Norge (40%), Wellesley Petroleum (5%), Vår Energi (15%), and Aker BP (19%). While Grosbeak in PL 925 partners are Equinor (operator, 66%), Wellesley Petroleum (5%), Vår Energi (10%), and Aker BP (19%), Grosbeak in PL248I includes Equinor (operator, 36%), Petoro (40%), Wellesley Petroleum (5%), and Aker BP (19%). The owners of Kveikje in PL 293B/CS are Equinor (operator, 51%), DNO Norge (20%), Inpex Idemitsu Norge (10%), and Aker BP (19%). Swisher in PL 24BC entails Equinor (operator, 26%), Petoro (40%), Wellesley Petroleum (15%), and Aker BP (19%). The partners in Mulder within PL 090 are Equinor (operator, 45%), Inpex Idemitsu Norge (15%), and Vår Energi (40%). Toppand in PL 630 includes Equinor (operator, 76%), Wellesley Petroleum (5%), and Aker BP (19%). Røver Nord/Røver Sør in PL 923 encompasses Equinor (operator, 61%), Petoro (20%), and Aker BP (19%). Grønngylt in PL090 is owned by Equinor (operator, 45%), Inpex Idemitsu Norge (15%), and Vår Energi (40%). This content is available after accepting the cookies. Equinor-Aker BP pact accelerating development of oil & gas discoveries As the operator of all the licences, Equinor has acted as the area architect, and together with partners has evaluated different solutions to decide which discoveries to include in the development as well as host platform. This concept agreement is said to mark an important milestone in the maturation of the project, establishing a development solution for seven discoveries and one prospect, while paving the way for a potential common field development. Kjetil Hove, Executive Vice President for Exploration and Production Norway at Equinor, commented:“We estimate that Ringvei Vest will contribute 240 million barrels of oil equivalent. A solid effort has been put in over a long period, and I am confident that together with partners and authorities, we have arrived at the best development solution, which also ensures optimal resource utilisation. “The Norwegian Continental Shelf is maturing, new discoveries are smaller and costs are increasing. To maintain a high activity level and reliable energy supplies to Europe, it is important to develop marginal discoveries near existing infrastructure and collaborate across licenses. Equinor aims to increase our equity production from the Norwegian Continental Shelf to 1.3 million barrels per day in 2035.” Ringvei Vest covers a large area, and the plan is to drill a total of 13 wells through six templates. The well stream will be separated on the seabed before being transported to Troll B, which also provides power for the subsea facilities. The wells are planned to be controlled from the platform, with the oil then transported to Mongstad and the gas to Kollsnes. The plans also include a new compressor on Troll B to increase processing capacity at the platform, which is partially powered from shore, enabling oil and gas in Ringvei Vest to be produced with low greenhouse gas (GHG) emissions. Equinor claims that the decision on continuation (DG2) is planned for the end of the year, while the timeline for a final investment decision (FID), submission of the plan for development and operation, and production start-up is yet to be decided. 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’80% dei traghetti che oggi bruciano carburanti fossili nei loro motori, al 2035 potrebbe essere sostituito – in termini di capacità tecnologica – da versioni full-electric o ibride, che in tre casi su quattro risulterebbero anche più economicamente convenienti da operare per gli armatori, nell’intero arco di vita dell’imbarcazione. È quanto emerge da una recente analisi presentata a Portoferraio da T&E, ong europea per la decarbonizzazione dei trasporti, che oggi, a Portoferraio, sull’Isola d’Elba. La flotta di traghetti che opera in Italia ha un’età media di 33 anni (circa 7 in più rispetto alla media europea), e causa l’emissione di circa 2,4 Mt annui di CO 2 , pari al 40% di quanto emesso da tutti i traghetti nell’intero Mar Mediterraneo. Queste imbarcazioni, in un anno, passano più di 800.000 ore nelle prossimità dei porti, anche da ferme, causando l’emissione di inquinanti tossici come ossidi di zolfo (SOx), di azoto (NOx) e particolato (PM₂.₅). L’analisi rileva che Napoli è la città che ha registrato i livelli più elevati di inquinamento da SOx causato dai traghetti in Italia, un valore 4 volte superiore a quanto emesso cumulativamente dalle oltre 500.000 auto che circolano nel capoluogo campano. Ugualmente, nelle città portuali che collegano lo Stretto di Messina le emissioni di SOx causata dai traghetti sono tra le 10 e le 170 volte superiori all’inquinamento causato dalle auto che, così come per Portoferraio (circa 165 volte l’inquinamento delle auto), Piombino (circa 72 volte in più) e Livorno (17 volte più elevati). Sebbene nel 2025 sia entrata in vigore una Seca, un protocollo internazionale che fissa limiti severi di emissioni di zolfo e che stimola gli operatori ad adottare carburanti più puliti o ricorrere all’uso di scrubber, permettendo di ridurre sensibilmente i livelli di inquinamento atmosferico, l’elettrificazione è l’unica tecnologia che permette di azzerare la produzione di tali sostanze secondo T&E. Per l’associazione, sostituire gli attuali traghetti con versioni full-electric (o ibride, per le rotte che non possono essere totalmente elettrificate), permetterebbe di abbattere drasticamente tanto le emissioni di CO 2 , quanto quelle di inquinanti locali che affliggono le città portuali italiane, consentendo a chi opera traghetti di risparmiare sul costo totale di possesso del mezzo lungo la vita utile. Si tratta di una soluzione win-win che fa bene al clima, alla salute dei cittadini delle città portuali, ai bilanci delle aziende di trasporto marittimo; e che persegue un paradigma di turismo sostenibile. L’analisi della fattibilità tecnica – in funzione della stazza delle navi e delle rotte servite – evidenzia che già nel 2030 sarebbe possibile sostituire l’80% dei traghetti con versioni elettriche o ibride, sebbene in un 22% dei casi questa opzione risulterebbe più onerosa per gli armatori. Ma al 2035, la sostituzione con mezzi elettrici sarebbe l’opzione più economica nei tre quarti (76%) dei casi, facendo coincidere gli interessi di chi opera le rotte e con la tutela del clima e dell’ambiente. Tanto al 2030 quanto al 2035, rimarrebbe circa un 20% dei traghetti tecnicamente impossibile da elettrificare: si tratta di quelle navi di stazza molto maggiore, che servono rotte nazionali o internazionali di lunga percorrenza, come la connessione Civitavecchia-Barcellona o Ancona-Patrasso, e per le quali l’opzione dell’elettrificazione diretta risulterebbe impraticabile. La maggior efficienza energetica della navigazione elettrica, secondo l’analisi di T&E, si traduce in un vantaggio dal punto di vista dei costi operativi per le società che operano i traghetti: il passaggio a mezzi a batterie alimentate da elettricità permette di ridurre considerevolmente i consumi energetici (nonché di sottrarsi alla volatilità di prezzo dei carburanti fossili) e di azzerare i costi per conformarsi alle normative europee, che richiedono uno sforzo di decarbonizzazione al comparto. La sostituzione degli attuali traghetti, con versioni elettriche e ibride, permetterebbe di risparmiare circa 1,7 miliardi di euro, su un periodo di 30 anni rispetto alle alternative, pari a circa il 20% dei costi operativi. Risparmi che, T&E ricorda, sarebbe opportuno fossero riflessi sul costo del biglietto, a beneficio dei cittadini e viaggiatori. “L’Italia ha il più evidente problema di inquinamento causato dai traghetti in Europa, ma ha anche il potenziale per risolverlo. I nostri traghetti utilizzano una tecnologia ormai superata; hanno decenni di vita, bruciano fonti fossili che inquinano l’aria e causano emissioni di CO2 e sono costosi da gestire. L’elettrificazione del comparto risolverebbe ognuno di questi problemi ed è un’opportunità che l’Italia non deve perdere” ha dichiarato Carlo Tritto, Sustainable Fuels Manager di T&E Italia. L’analisi di T&E guarda anche alle altre opzioni disponibili per decarbonizzare, ossia la miscelazione di quote crescenti di biocarburanti alle fonti fossili per rispettare gli obblighi fissati dai regolamenti europei per gli armatori, evidenziando come tale soluzione sia più costosa ed emissiva. La vedono però in maniera diametralmente opposta i committenti associati ad Assarmatori che nei giorni scorsi, dal palco dell’annual meeting, per voce del presidente Stefano Messina hanno detto: “A proposito di fuel, vorrei evidenziare con grande chiarezza, che il nostro trasporto marittimo non può essere elettrificato. Sono chimere che vengono sostenute dal Nord Europa e che non sono esportabili nei nostri mari. È unitile investire in questa ricerca che è ontologicamente non adatta al nostro mercato” sono state le parole dell’armatore genovese. “Piuttosto siamo favorevoli, proprio mentre in Parlamento si discute della Legge Delega al Governo su questo argomento, a che i numerosi progetti pilota legati al comparto marittimo con al centro il nucleare di IV Generazione e i cosiddetti Small Modular Reactors, vengano sostenuti con i fondi generati dal regime Ets. Essi almeno dimostrano una certa fattibilità tecnica e presentano benefici in termini di decarbonizzazione”. 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