Porti & ambiente — le notizie raccolte

La realizzazione di un sistema di cold ironing completo per il porto di Gioia Tauro si avvicina. Dopo il primo step, un appalto da 18,3 milioni di euro aggiudicato nel 2024 e concluso nei mesi scorsi, in questi giorni l’Autorità di sistema portuale dello scalo calabrese sta procedendo all’aggiudicazione del secondo lotto, nella forma di un accordo quadro di durata biennale del valore di quasi 29 milioni di euro che potrebbero salire, con quinto d’obbligo e ulteriori opzioni, a oltre 76 milioni di euro: 9 le offerte giunte all’amministrazione L’intero intervento è coperto da più di 66 milioni di euro afferenti a fondi Pnrr, dopo una rimodulazione resasi necessaria per il definanziamento delle risorse stanziate col Fondo complementare. Un aspetto che chiama in causa la tempistica del succitato secondo lotto, che ovviamente non potrà rispettare la prevista scadenza dell’entrata in funzione delle opere coperte da fondi Pnrr entro la fine di giugno di quest’anno, pena il rischio di dover restituire a Bruxelles i finanziamenti. Rischio inesistente secondo l’Adsp: “Entro giugno 2026 devono essere raggiunti gli obiettivi fissati e non tutte le opere. Pertanto non tutte le opere vanno completate. Il Ministero di competenza individua le opere che possono essere completate dopo giugno 2026” fa sapere l’ente. Tale individuazione non risulta tuttavia essere stata effettuata, come la stessa Adsp ammette: “Non c’è un decreto Mit al momento, ma solo indicazioni ai tavoli tecnici”. Resta infine da capire come il Mit, che pure ha garantito all’Adsp la necessaria copertura finanziaria e sottoscritto con l’ente calabrese un accordo procedimentale con apposito schema giuridico (sostanzialmente basato su una suddivisione in lotti e sulla previsione del rispetto del termine solo per il primo di essi), intenderà regolarsi con la Commissione Europea in merito alla dimostrazione di aver rispettato i termini previsti dal regolamento con cui nel 2021 venne istituito il dispositivo per la ripresa e la resilienza post pandemia. A.M. 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

Primo bunkeraggio di gas naturale liquefatto (Gnl) per una nave da crociera nel porto di Napoli. A realizzarlo Axpo Italia con destinazione la nave Sun Princess di Princess Group, parte di Carnival Corporation. Il bunkeraggio di Gnl, sottolinea una nota della Capitaneria di Porto di Napoli, dell’Autorità di sistema portuale del Mar Tirreno Centrale e di Axpo, “segna un passaggio rilevante nello sviluppo delle infrastrutture e dei servizi legati ai combustibili alternativi per il trasporto marittimo”. L’operazione di rifornimento ship-to-ship effettuata ieri, domenica 24 maggio, presso l’ormeggio 09-10-11 della Stazione Marittima di Napoli, è stata realizzata da Axpo mediante la bettolina Green Zeebrugge, già impiegata in attività di bunkeraggio Gnl nel porto di Genova inaugurate a fine 2025. Il trasferimento di Gnl alla nave da crociera Sun Princess “rappresenta un ulteriore passo avanti nel percorso di diffusione del Gnl come soluzione per supportare l’abbattimento delle emissioni nel comparto marittimo”. L’iniziativa è frutto della collaborazione di Axpo Italia con la Capitaneria di Porto di Napoli, l’Autorità di Sistema portuale del Mar Tirreno Centrale e Terminal Napoli Spa, che hanno coordinato le attività operative e autorizzative legate al bunkeraggio, fino al provvedimento finale adottato dal comandante del porto in linea con il Regolamento sulle operazioni di rifornimento di Gnl, approvato nei giorni scorsi dall’Autorità marittima. Sicurezza energetica e diversificazione degli approvvigionamenti Il bunkeraggio realizzato a Napoli si inserisce in uno scenario internazionale in cui il Gnl sta assumendo un ruolo sempre più centrale nella sicurezza energetica, favorendo la diversificazione degli approvvigionamenti. Secondo l’Analysis of the European Lng market developments – 2026 Monitoring Report, pubblicato da Acer1, nel 2025 l’Unione Europea ha importato 146 miliardi di metri cubi di Gnl. L’Italia ha registrato una crescita particolarmente significativa, raggiungendo 20,6 miliardi di metri cubi di GNL importato, con un incremento di 6 miliardi rispetto al 2024, risultando il secondo Paese europeo per aumento delle importazioni dopo il Belgio. La crescente diffusione del Gnl è legata alla necessità di ridurre progressivamente l’intensità emissiva del settore marittimo supportando la transizione verso combustibili a minor impatto, in linea con gli obiettivi internazionali di decarbonizzazione, come quelli regolamento FuelEU, che prevedono una diminuzione dell’80% entro il 2050 rispetto ai livelli rilevati nel 2020. Pertanto, lo sviluppo di infrastrutture di bunkeraggio e l’attivazione di nuovi servizi nei porti italiani rappresentano un elemento strategico per accompagnare l’evoluzione del settore logistico e crocieristico. Il futuro dei combustibili a basse emissioni Per Axpo Italia, “l’operazione di Napoli rappresenta un tassello del più ampio percorso di sviluppo delle attività nel segmento Small Scale Lng e Bio-Lng, attualmente in via di sviluppo sia Italia che in Spagna. La società è infatti impegnata nella costruzione di una filiera dedicata ai combustibili a basse emissioni per il comparto marittimo e dei trasporti pesanti, che ha visto l’entrata in esercizio nel 2026 della Green Pearl, unità da 7.500 mc destinata alle operazioni di bunkeraggio ship-to-ship e ship-to-truck nei porti italiani e di Alisos Lng, nuova nave per il bunkeraggio di combustibili a basse emissioni con una capacità di 12.500 mc, che ha segnato l’inizio delle sue attività operative nel marzo scorso in Spagna”. “Si tratta di un traguardo di assoluto rilievo per il porto di Napoli, che vede lo scalo partenopeo affiancarsi a quelle poche realtà portuali del Mediterraneo dove già si effettuano operazioni di rifornimento di Gnl”, commenta il direttore marittimo della Campania e comandante del porto, ammiraglio Giuseppe Aulicino. “L’iter tecnico-amministrativo condotto dalla Capitaneria di porto, con il coinvolgimento degli altri attori con i quali da mesi ci confrontiamo per valutare ogni aspetto e permettere l’esecuzione del bunkeraggio ship to ship – aggiunge – ha sempre avuto l’obiettivo di assicurare la sicurezza delle operazioni che oggi andiamo a presentare, garantendo al contempo la prosecuzione degli ordinari traffici marittimi di ogni altro operatore portuale. Un’operazione che, appunto, diventerà verosimilmente ordinaria anche a Napoli, sulla quale continueremo naturalmente a vigilare per mantenere il più rigoroso rispetto degli standard di sicurezza previsti e da noi regolamentati con l’Ordinanza n. 52/2026 che ho firmato pochi giorni fa”. “L’ingresso del Gnl nel nostro porto rappresenta un passaggio strategico verso una logistica marittima più sostenibile, con benefici diretti e immediati in termini di riduzione concreta delle emissioni per chi vive e lavora intorno allo scalo. Questo traguardo rafforza inoltre la competitività del porto, consolidandone il ruolo di hub innovativo e protagonista della transizione energetica del sistema portuale italiano”, dichiara Eliseo Cuccaro, presidente dell’Autorità di Sistema portuale del Mar Tirreno Centrale. Per Tomaso Cognolato, ceo e general manager Terminal Napoli spa, si tratta di “un traguardo importante che proietta Terminal Napoli, secondo terminal crocieristico italiano, in avanti nel percorso di decarbonizzazione che si completerà con l’avvio dell’onshore power supply. Il polo crocieristico napoletano rappresenta una delle porte prinicipali di accesso al cuore del turismo campano. Con questa nuova opportunità si potrà quindi offrire un ulteriore stimolo allo sviluppo dell’industria crocieristica di Napoli, e quindi della Campania, puntando non solo sulle già note attrattive turistiche, ma ampliando l’elevata qualità di servizi tecnici offerti alla nave garantendo un’ulteriore possibilità di rifornimento in grado di assistere nuovi itinerari e rotazioni ad oggi non possibili”. Lo sviluppo del mercato Gnl nella filiera marittima italiana “Questa operazione rappresenta un passaggio particolarmente significativo per lo sviluppo del mercato del GNL nel settore marittimo italiano”, aggiunge Simone Demarchi, ad di Axpo Italia. “Il comparto dello shipping e delle crociere – spiega – sarà chiamato nei prossimi anni ad accelerare il proprio percorso di decarbonizzazione e il GNL costituisce oggi una delle soluzioni più concrete e immediatamente disponibili per accompagnare questa transizione. Per Axpo, contribuire allo sviluppo di infrastrutture, servizi e competenze in ambito Small Scale, significa rafforzare un’area strategica del proprio business, supportando, allo stesso tempo, l’evoluzione sostenibile del sistema portuale e logistico nazionale”. John Haeflinger, senior vicepresident Maritime Policy and Analysis di Carnival Corporation, conclude: “Questo traguardo rappresenta un progresso importante per Carnival Corporation mentre continuiamo ad espandere l’utilizzo del GNL sulle nostre compagnie da crociera di classe mondiale, inclusa Princess Cruises. Ampliare l’accesso ai carburanti alternativi nei principali porti è essenziale per supportare i nostri sforzi nella riduzione delle emissioni, e questo obiettivo riflette la forza della collaborazione nel nostro settore”.

Non solo il primo bunkeraggio nel porto di Napoli a una nave da crociera grazie alla bettolina Green Zeebrugge, Axpo Italia nelle ultime ore ha visto anche concretizzarsi il primo carico e trasporto di Gnl con la nuova bunkering tanker Green Pearl fra il porto di Barcellona e il deposito Higas di Oristano. La nave, di proprietà di G&H Shipping (management tecnico affidato a K-Ships) appena costruita dal cantiere San Giorgio del Porto in collaborazione con Gas&Heat, è noleggiata a lungo termine (10 anni) ad Axpo e, per la prima volta, si è trasferita dal capoluogo ligure entrando in servizio con un primo viaggio verso il porto catalano. Secondo quanto reso noto dal noleggiatore l’attuale scenario, in attesa di evoluzioni rispetto a nuovi accordi e prossimi sviluppi di mercato, vede l’attività di bunkeraggio focalizzarsi sull’utilizzo della Green Zeebrugge ma l’operatività di Green Pearl, ufficialmente partita con il primo carico a Barcellona, troverà continuità a partire da questa estate. La notizia del momento per l’azienda guidata dall’aministratore delegato Simone Demarchi è però il primo rifornimento di gas naturale liquefatto (Gnl) portato a termine con successo a favore della nave da crociera Sun Princess di Princess Cruises nel porto di Napoli. Una nota dell’azienda spiega che l’operazione di rifornimento ship-to-ship, effettuata domenica 24 maggio presso l’ormeggio 09-10-11 della Stazione Marittima del capoluogo campano, è stata realizzata da Axpo mediante la bettolina Green Zeebrugge, già impiegata in attività di bunkeraggio Gnl nel porto di Genova inaugurate a fine 2025. “Il trasferimento di Gnl alla nave da crociera Sun Princess, rappresenta un ulteriore passo avanti nel percorso di diffusione del Gnl come soluzione per supportare l’abbattimento delle emissioni nel comparto marittimo. L’iniziativa è frutto della collaborazione di Axpo Italia con la Capitaneria di Porto di Napoli, l’Autorità di Sistema Portuale del Mar Tirreno Centrale e Terminal Napoli Spa, che hanno coordinato le attività operative e autorizzative legate al bunkeraggio, fino al provvedimento finale adottato dal Comandante del porto in linea con il Regolamento sulle operazioni di rifornimento di Gnl, approvato nei giorni scorsi dall’Autorità marittima” si legge nella comunicazione. Più in generale Axpo sottolinea che l’Italia ha registrato una crescita particolarmente significativa, raggiungendo 20,6 miliardi di metri cubi di Gnl importato, con un incremento di 6 miliardi rispetto al 2024, risultando il secondo Paese europeo per aumento delle importazioni dopo il Belgio. “La crescente diffusione del Gnl è legata alla necessità di ridurre progressivamente l’intensità emissiva del settore marittimo supportando la transizione verso combustibili a minor impatto, in linea con gli obiettivi internazionali di decarbonizzazione, come quelli regolamento FuelEu, che prevedono una diminuzione dell’80% entro il 2050 rispetto ai livelli rilevati nel 2020. Pertanto, lo sviluppo di infrastrutture di bunkeraggio e l’attivazione di nuovi servizi nei porti italiani rappresentano un elemento strategico per accompagnare l’evoluzione del settore logistico e crocieristico” sottolinea la società di traading e di trasporto di Gnl. Per Axpo Italia, l’operazione di Napoli rappresenta infatti un tassello del più ampio percorso di sviluppo delle attività nel segmento Small Scale Lng e Bio-Lng, attualmente in via di sviluppo sia Italia che in Spagna. La società è infatti impegnata nella costruzione di una filiera dedicata ai combustibili a basse emissioni per il comparto marittimo e dei trasporti pesanti, che ha visto l’entrata in esercizio nel 2026 della Green Pearl, unità da 7.500 mc destinata alle operazioni di bunkeraggio ship-to-ship e ship-to-truck nei porti italiani e di Alisos Lng, nuova nave per il bunkeraggio di combustibili a basse emissioni con una capacità di 12.500 mc, che ha segnato l’inizio delle sue attività operative nel marzo scorso in Spagna. “Si tratta di un traguardo di assoluto rilievo per il porto di Napoli che vede lo scalo partenopeo affiancarsi a quelle poche realtà portuali del Mediterraneo dove già si effettuano operazioni di rifornimento di Gnl” ha commentato il Direttore marittimo della Campania e Comandante del porto, Ammiraglio Ispettore (CP) Giuseppe Aulicino. “L’iter tecnico-amministrativo condotto dalla Capitaneria di porto, con il coinvolgimento degli altri attori con i quali da mesi ci confrontiamo per valutare ogni aspetto e permettere l’esecuzione del bunkeraggio ship to ship, ha sempre avuto l’obiettivo di assicurare la sicurezza delle operazioni, garantendo al contempo la prosecuzione degli ordinari traffici marittimi di ogni altro operatore portuale. Un’operazione che, appunto, diventerà verosimilmente ordinaria anche a Napoli, sulla quale continueremo naturalmente a vigilare per mantenere il più rigoroso rispetto degli standard di sicurezza previsti e da noi regolamentati con l’Ordinanza n. 52/2026 che ho firmato pochi giorni fa”. Per Eliseo Cuccaro, presidente Autorità di Sistema Portuale del Mar Tirreno Centrale, “l’ingresso del Gnl nel nostro porto rappresenta un passaggio strategico verso una logistica marittima più sostenibile, con benefici diretti e immediati in termini di riduzione concreta delle emissioni per chi vive e lavora intorno allo scalo. Questo traguardo rafforza inoltre la competitività del porto, consolidandone il ruolo di hub innovativo e protagonista della transizione energetica del sistema portuale italiano”. Tomaso Cognolato, amministratore delegato di Terminal Napoli Spa, ha parlato di “un traguardo importante che proietta Terminal Napoli, secondo terminal crocieristico italiano, in avanti nel percorso di decarbonizzazione che si completerà con l’avvio dell’onshore power supply. Il polo crocieristico napoletano rappresenta una delle porte prinicipali di accesso al cuore del turismo campano. Con questa nuova opportunità si potrà quindi offrire un ulteriore stimolo allo sviluppo dell’industria crocieristica di Napoli, e quindi della Campania, puntando non solo sulle già note attrattive turistiche, ma ampliando l’elevata qualità di servizi tecnici offerti alla nave garantendo un’ulteriore possibilità di rifornimento in grado di assistere nuovi itinerari e rotazioni ad oggi non possibili”. Secondo Simone Demarchi, amministratore delegato di Axpo Italia, “questa operazione rappresenta un passaggio particolarmente significativo per lo sviluppo del mercato del Gnl nel settore marittimo italiano. Il comparto dello shipping e delle crociere sarà chiamato nei prossimi anni ad accelerare il proprio percorso di decarbonizzazione e il Gnl costituisce oggi una delle soluzioni più concrete e immediatamente disponibili per accompagnare questa transizione. Per Axpo, contribuire allo sviluppo di infrastrutture, servizi e competenze in ambito Small Scale, significa rafforzare un’area strategica del proprio business, supportando, allo stesso tempo, l’evoluzione sostenibile del sistema portuale e logistico nazionale”. 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

Si è tenuta nel porto di Wallhamn (Svezia) la cerimonia di battesimo della nave Grande Svezia. Presa in consegna a dicembre 2025, l’unità ha ampliato la flotta di Pctc (Pure Car & Truck Carrier) ammonia ready del Gruppo Grimaldi: navi di ultima generazione predisposte per il futuro utilizzo dell’ammoniaca come carburante alternativo a zero emissioni di carbonio. Il porto di Wallhamn è l’unico porto privato della nazione, ed è gestito proprio dal gruppo armatoriale partenopeo. Lo scalo è parte dello storico servizio EuroMed del Gruppo Grimaldi, sul quale è impiegata la Grande Svezia, che collega regolarmente i principali porti del Mediterraneo e del Nord Europa, con scali in Italia, Spagna, Grecia, Turchia, Egitto, Cipro, Marocco, Portogallo, Regno Unito, Danimarca, Svezia, Belgio, Paesi Bassi e Germania. All’evento hanno partecipato diversi rappresentanti di clienti e partner svedesi di lunga data del Gruppo Grimaldi, tra cui importanti produttori di veicoli come Volvo Cars e Volvo Trucks, che hanno potuto visitare le principali aree della nave accompagnati dal Comandante e dall’equipaggio. La cerimonia di battesimo si è aperta con i saluti di Sven-Göran Sjöström, Amministratore Delegato di Grimaldi Maritime Agencies Sweden, e di Costantino Baldissara, Automotive Atlantic Director del Gruppo Grimaldi. Dopo il rito della benedizione della nave, a tagliare il nastro per la tradizionale rottura della bottiglia è stata la madrina della Grande Svezia Francesca Gamboni, Chief Industrial Operations Officer di Volvo Cars. Costruita dal cantiere China Merchants Heavy Industries Jiangsu, la Grande Svezia è lunga 220 metri e larga 38 metri, ha una stazza lorda di 91.611 tonnellate ed una velocità di crociera di 18 nodi. Sui suoi 14 ponti può trasportare sia veicoli elettrici che quelli alimentati da combustibili fossili, per una capacità massima di 9.000 Ceu. All’elevata capacità si affiancano le numerose tecnologie green: la Grande Svezia è una delle unità Pctc ammonia ready della flotta del Gruppo Grimaldi, che oggi conta ben 11 navi, e sarà ulteriormente ampliata con l’arrivo di altre sei unità entro il 2027. Per azzerare le emissioni durante le soste in porto, la nave è dotata di mega batterie al litio dalla capacità totale di 5 MWh, e di un sistema che le consente di ricevere energia elettrica da terra durante le soste in porto (cold ironing) negli scali dotati dell’infrastruttura necessaria. 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

Australia’s oil and gas player Beach Energy has dropped its plan to drill and complete a development well or pursue the subsea tie-in to the Otway gas plant, unlocking over $500 million in estimated near term capital to redeploy into higher-return opportunities. Afterentering into an agreementto sell its 60% operated interest in VIC/L35, including theArtisangas discovery, to Amplitude Energy (50%) and O.G. Otway (10%), Beach Energy has chosen not to proceed with drilling and completing theLaBella 2development well, as part of theTransocean Equinoxcampaign, or pursuing the subsea tie-in to the Otway gas plant. The firm claims that this portfolio optimization enables it to redirect more than $500 million of capital previously estimated for Artisan and La Bella to more value-accretive opportunities. The company is adamant that the Otway gas plant backfill options remain through low-cost nearshore prospects targeting. While emphasizing that its divestment delivers cash proceeds at completion, retains economic exposure to future production through a royalty, and improves capital allocation flexibility across its growth portfolio, the Australian player elaborates that it is currently completing the Artisan discovery as part of the current Transocean Equinox rig campaign. Subject to meeting the objective well completion criteria and the satisfaction of customary conditions precedents, Beach will transfer the VIC/L35 permit interest to Amplitude and O.G. Otway, which intend to develop the Artisan field through the Athena gas plant. This content is available after accepting the cookies. Drilling ops with Transocean rig pushed forward: New operator taking the helm at Australian gas field The transaction is perceived to monetize the Artisan discovery, allowing its commercialization for the East Coast domestic gas market through existing regional infrastructure. The company also retains strategic optionality for Otway gas plant backfill through nearshore prospects, longer-dated offshore opportunities within its operated acreage, and potential third-party gas tolling arrangements. Brett Woods, Beach Managing Director and CEO, commented:“This transactiondemonstrates Beach’s capital discipline, monetising Artisan while preserving exposure to future development through the production royalty. It is also a positive outcome for Otway participants and domestic customers, with the gas still expected to be developed into the East Coast market through the Athena gas plant. “Importantly, the optimisation of our Otway Basin portfolio unlocks more than $500 million of capital previously planned for FY26 to FY29 and enables us to redeploy that capital into opportunities with stronger returns and lower development cost. We continue to see compelling Otway backfill options through low-cost nearshore prospects and longer-dated offshore opportunities of scale, supporting our strategy to be a low-cost, high-margin producer.” 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!

Amplitude Energy (formerly Cooper Energy), an Australian gas production company focused on supplying the Southeast domestic gas market, has set the wheels in motion to take over the operatorship of an offshore gas field in the Otway Basin off the coast of Australia. Amplitude has disclosed a binding sale and purchase agreement (SPA) to purchase a 50% interest in VIC/L35, which contains theArtisan gas fieldin the offshore Otway Basin, fromBeach Energy, thereby accelerating target gas production to 2028, together with theEast Coast Supply Project (ECSP). As part of the SPA,O.G. Energyhas agreed to purchase a 10% stake in Artisan on the same commercial terms, such that each company has a 50% interest in the asset. This gas field is situated approximately 17 kilometers southeast of Amplitude Energy’s existing offshore Otway Basin pipeline. The Artisan discovery was made by the Beach Energy (60%) and O.G. Energy (40%) joint venture in March 2021, with the well suspended at that time for future development. In September 2024, a production licence, VIC/L35, covering the Artisan field, was granted. Jane Norman, Managing Director and CEO, commented:“Producing Artisan through Amplitude Energy’s existing infrastructure allows faster and lower-costdevelopment of this gas for the east coast domestic market. “Artisan development costs will significantly benefit from leveraging the existing ECSP program and our readily-available infrastructure. This is a win-win for Amplitude, O.G. Energy and Beach with respect to optimising our respective Otway Basin positions.” This content is available after accepting the cookies. More oil & gas drilling ops in the pipeline offshore Australia The company’s net share of acquisition consideration consists of an upfront cash payment of $58.3 million on completion of the SPA, plus a royalty of A$3.75/GJ (nominal) over its share of future Artisan production, capped at 62 PJ gross, or 31 PJ net to AEL. Norman underlined:“We expect to rapidly move to FID on the development phase of the ECSP over the next few months while the drilling of the Juliet and Annie wells is conducted, with Juliet now brought forward and drilling expected to commence by late July or early August. “Annie and Artisan together provide the base resource for the ECSP, with project economics potentially further improved by Juliet and/or Nestor discoveries. This transaction provides significant value and optionality for the ECSP and provides customers with certainty in an uncertain market.” The development concepts, which are being progressed, involve the tie-in of Artisan to Amplitude Energy’s existing Otway Basin infrastructure in 2028, in conjunction with the development phase of the ECSP. The initial technical work indicates the composition of the field’s gas is compatible for processing through the firm’sAthenagas plant, alongside the discoveredAnnieresource and any other discoveries made in ECSP exploration targets. With the primary offshore approvals and licenses for Artisan in place, project-level approvals for the development of the field through the Australian player’s infrastructure will be integrated with other ECSP approvals, subject to a final investment decision (FID). Amplitude claims that the development of Artisanthrough its infrastructureallows significant cost advantages due to the proximity to its tie-in to theCasino-Henry-Netherbypipeline. The short tie-in distance, preexisting pipeline tee pieces, and ability to use flowlines ordered with ECSP for the tie-in enable integration of the field into existing ECSP development activities, bolstering the gas available to southern market customers. The company underlines that proximity to demand centers in Victoria and South Australia provides greater certainty of deliverability, ability to support longer-term offtake confidence, and lower delivered cost through avoidance of long-haul transportation exposure. According to Amplitude, the parties have agreed to amend theTransocean Equinoxrig’s drilling schedule to enable the Artisan development well to be brought forward, with activities on the well starting earlier this month. Beach Energy will fund the well and completion activity, and remain as the operator while this is undertaken, with the SPA conditional on the completion of the well with a subsea tree. The amendment of the drilling schedule is expected to result in Amplitude Energy receiving the Transocean Equinox rig during July-August to conduct theJuliet-1exploration well, followed by theAnnie-2development well. In addition, a decision on whether to drill theNestorprospect will be made by the Australian firm and O.G. Energy at a later date. The company emphasizes that exploration success at Juliet and/or Nestor would further improve project economics and have synergies with Artisan. 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!

Napoli – Il cold ironing è destinato a diventare uno dei pilastri della decarbonizzazione del trasporto marittimo europeo, ma la sua concreta applicazione nei porti italiani presenta ancora numerose incognite. È questa la fotografia emersa dal Business Meeting “Traghetti e Ro-Ro” organizzato da SHIPPING ITALY a Napoli, dove armatori, autorità portuali, fornitori di tecnologia e operatori logistici hanno evidenziato come il settore stia investendo per adeguare le flotte, mentre restano aperte le questioni legate alle infrastrutture energetiche, ai costi e alle procedure operative. Il tema centrale emerso dal confronto riguarda proprio il divario tra la disponibilità delle navi e quella delle infrastrutture di terra. Molti armatori hanno infatti già predisposto le proprie unità al collegamento elettrico in banchina, ma attendono che i porti siano in grado di offrire energia sufficiente e condizioni operative certe. “Abbiamo già sei navi predisposte per il collegamento al cold ironing, due di nuova costruzione e quattro in retrofit – dice Giovanni Giustiniano, direttore tecnico della flotta Moby – ma la transizione non può essere considerata soltanto dal punto di vista della nave. Deve coinvolgere l’intero sistema: porto, logistica, passeggeri, merci e operatori. Restano ancora da chiarire aspetti fondamentali come le procedure operative, i costi, le responsabilità dei soggetti coinvolti e soprattutto la formazione delle persone che dovranno gestire questi collegamenti. La tecnologia deve semplificare il lavoro, non renderlo più complesso. Per questo è necessario preparare tutto il sistema e non soltanto le navi”. Anche Guido Raso, managing director di Dfds-Samer Terminal, ha sottolineato come il problema non sia esclusivamente tecnologico. “A Trieste l’infrastruttura per il cold ironing è già disponibile – dice Raso – ma manca ancora una disciplina operativa chiara. Occorre stabilire chi collega fisicamente il cavo alla nave, quali standard applicare, quali siano le responsabilità in caso di malfunzionamenti, come viene misurata l’energia consumata e chi sostiene determinati costi. Senza un quadro normativo e procedurale definito il rischio è di avere infrastrutture realizzate ma non pienamente utilizzabili”. Se le compagnie navali chiedono regole certe, le autorità portuali richiamano l’attenzione su un’altra questione: la disponibilità dell’energia. “Analizzando i report sullo stato dell’arte dell’elettrificazione delle banchine ho sempre espresso alcune perplessità sulla concreta applicazione del cold ironing nel settore marittimo – dice Eliseo Cuccaro, presidente dell’Autorità di sistema portuale del Mar Tirreno Centrale -. Nel porto di Napoli sarebbe necessaria una nuova cabina primaria che dovrebbe essere realizzata in pieno centro cittadino e sia Terna sia Enel hanno evidenziato notevoli difficoltà per un intervento di questo tipo, tra l’altro in un edificio sottoposto ai vincoli della Soprintendenza. Inoltre, oggi non produciamo ancora abbastanza energia realmente pulita per soddisfare questi fabbisogni. Diversa è la situazione di Salerno, dove stiamo realizzando una cabina primaria e saremo presto in grado di offrire questa possibilità”. Lo stesso interrogativo è stato posto dagli armatori che già operano con navi predisposte alle nuove tecnologie. “La domanda che ci poniamo come operatori è molto semplice – afferma Ivana Melillo, energy transition manager di Gnv -: dove troveremo tutta l’energia necessaria? A Genova, ad esempio, dovremo alimentare contemporaneamente tre navi da crociera e sei traghetti con richieste energetiche enormi. Le nostre nuove navi sono già predisposte per il cold ironing e stiamo investendo per adeguare anche quelle esistenti, ma il collo di bottiglia resta rappresentato dalla disponibilità di energia, dalle reti di distribuzione, dalle tariffe e dalle infrastrutture necessarie per portare questa potenza in banchina. Armatore e porto oggi dialogano molto più di prima proprio perché queste sfide possono essere affrontate soltanto insieme”. Accanto ai problemi infrastrutturali emerge poi il tema dell’effettiva applicabilità del cold ironing alle diverse tipologie di traffico. È il caso dei collegamenti veloci, dove i tempi di permanenza in porto rendono particolarmente complessa l’elettrificazione. “Spesso si tende a trasferire nel Mediterraneo modelli sviluppati nel Nord Europa – osserva Pino Musolino, amministratore delegato di Alilauro – senza considerare le differenze operative. Nel nostro caso parliamo di unità veloci che effettuano soste di pochi minuti tra una corsa e l’altra (alle isole del Golfo di Napoli, ndr). Non esistono oggi le condizioni tecniche per effettuare ricariche significative in tempi così ridotti e non esistono nemmeno infrastrutture adeguate per garantire le potenze necessarie. Il Mediterraneo ha caratteristiche completamente diverse rispetto al Mare del Nord, dove magari un traghetto resta in sosta sei ore, e richiede soluzioni costruite sulle proprie specificità operative”. Dal lato tecnologico il messaggio è invece quello della complementarità delle soluzioni. “Il cold ironing è certamente uno degli strumenti disponibili per la decarbonizzazione – spiega Daniele Bindella di Abb – ma non esiste una soluzione unica. Serve un approccio multitecnologico che integri elettrificazione, batterie, sistemi ibridi e altre tecnologie. Le batterie possono avere un ruolo importante sia a bordo sia a terra, contribuendo a gestire i picchi di domanda energetica e a supportare le infrastrutture portuali. L’aspetto fondamentale è individuare di volta in volta la tecnologia più adatta al profilo operativo di ciascuna nave e di ciascun porto”. Il settore non contesta l’obiettivo del cold ironing e sta già investendo per adeguarsi alle nuove normative. Le criticità riguardano piuttosto la capacità delle infrastrutture energetiche nazionali di sostenere questa trasformazione, la definizione delle regole operative e la necessità di tenere conto delle peculiarità del traffico marittimo mediterraneo. Il problema, quindi, non è più se collegare le navi alla rete elettrica in porto, ma come garantire che energia, infrastrutture e procedure siano realmente disponibili quando l’obbligo entrerà a regime. 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

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

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

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

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

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

Norwegian oil and gas player Aker BP has obtained a drilling permit for an exploration well in the Norwegian sector of the North Sea, which is slated to be drilled next month using a semi-submersible rig owned by Italy’s Saipem. The Norwegian Offshore Directorate has granted Aker BP a drilling permit for the wellbore 15/6-17 inproduction license 979, which was awarded on March 1, 2019, and is valid until the same date in 2029. This comes months after the Norwegian Ocean Industry Authority (Havtil) gave the firmconsent for exploration drillingin block 15/6. While the license is operated by Aker BP with a 60% interest, its partner, Equinor, holds the remaining 40% stake. The company is expected to spud the well 15/6-17, also known as theSvarteknippaprospect, in June 2026 in a water depth of 102 meters. The drilling operations in the North Sea will be undertaken with the 2012-builtScarabeo 8sixth-generation dual-derrick deepwater semi-submersible drilling rig, whichsecured a contract extensionwith Aker BP a few months ago. The rig has an accommodation capacity for 140 people and a maximum drilling depth of 35,000 feet (about 10,668 meters). The semi-submersible is staying with the Norwegian player for an additional year, taking the deal into 2028. 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!

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!

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!

Boskalis will invest in a new high-capacity cable-laying vessel (CLV) targeting the offshore wind and interconnector markets, the company said on May 18. According to the company, the vessel is designed to support growing demand for long-distance cable installation, particularly for high-voltage direct current (HVDC) cables, driven by the electrification of energy demand and grid expansion. The newbuild CLV will feature two 12,000-ton cable carousels, including a concentric carousel, giving the vessel a total cable carrying capacity of 24,000 tons. Boskalis said the design will enable the installation of longer continuous cable sections, reducing the need for offshore joints. “Cross-border interconnectors and offshore wind transmission systems increasingly require long-distance cable solutions, which this vessel can deliver”,the company said in a press release. The vessel is scheduled to enter service in 2029. Boskalis currently operates three CLVs, a trenching support vessel and a portfolio of trenching equipment. The company recently expanded its fleet with a new subsea rock installation (SRI) vessel, described by the company as the largest in the industry, which arrived in the Netherlands in April for final outfitting and commissioning ahead of its first assignment later 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!

"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

Norway’s oil and gas player DNO has received the go-ahead from the country’s authorities for drilling activities in the Norwegian Sea with a semi-submersible rig managed by Odfjell Drilling, an offshore drilling contractor. The Norwegian Ocean Industry Authority (Havtil) has granted DNO consent to use theDeepsea Yantai, formerly known as the Beacon Atlantic, semi-submersible rig for production drilling at theMarulkfield in the Norwegian Sea, 25 kilometers southwest of the Norne field. The rig is working on the Norwegian Continental Shelf (NCS) ondrilling assignmentswith DNO, Wellesley Petroleum, and Well Expertise. The 2019-built Deepsea Yantai GM4D harsh environment semi-submersible rig is owned by China’s CIMC and managed by Odfjell Drilling. Discovered in 1992, with the plan for development and operation (PDO) approved in 2010, the Marulk field is developed with a subsea template tied back to the production, storage, and offloading vessel (FPSO)Norne. The field came online in 2012. The water depth in the area is 370 meters. This content is available after accepting the cookies. DNO continues North Sea ‘hot streak’ with fresh oil & gas find 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!

Reggio Protagonista presenta la propria visione per il futuro del porto di Reggio Calabria: trasformare un’area oggi segnata da degrado, tir e abbandono in un moderno porto turistico aperto ai cittadini, al commercio e al turismo internazionale. "La proposta - afferma il prof. Simone Antonio Veronese, promotore e coordinatore della lista civica - parte da un intervento strategico immediato: l’elettrificazione del porto per consentire l’attracco delle navi da crociera nella banchina nord, inserendo finalmente Reggio Calabria nei circuiti del turismo crocieristico del Mediterraneo. Il progetto prevede inoltre: aree dedicate a piccole e medie imbarcazioni turistiche; piste ciclabili e percorsi pedonali sicuri tra il centro città e la zona nord, senza passare dalla sopraelevata; un’area commerciale e un mercato rionale settimanale; il rilancio di ristoranti, chioschi e attività sul waterfront". Secondo il prof. Simone Veronese, tutto questo può essere realizzato grazie agli investimenti già finanziati, compresi i circa 15 milioni ottenuti tramite il lavoro parlamentare di Francesco Cannizzaro. “Il porto deve tornare ai reggini - dichiara Veronese - e non essere più un’area invasa dai tir nel cuore della città. Il traffico pesante deve tornare a Villa San Giovanni, mentre Reggio deve puntare sul turismo, sul mare e sullo sviluppo legato anche al Ponte sullo Stretto”. Per Reggio Protagonista il porto rappresenta una delle più grandi opportunità di rinascita economica, turistica e urbana della città. ReggioToday è anche su Mobile!Scarical’App per rimanere sempre aggiornato. © Riproduzione riservata

Contship compie un ulteriore e concreto passo nel proprio percorso di decarbonizzazione con l’introduzione del primo trattore elettrico presso La Spezia Container Terminal (LSCT).Il nuovo mezzo sarà impiegato da Hannibal per le attività di navettaggio all’interno del terminal spezzino come un primo progetto pilota di valutazione della progressiva elettrificazione della flotta dei trattori di banchina, in ottica della riduzione delle emissioni dirette generate dalle operazioni in porto. L’elettrificazione dei trattori portuali si presta per l’applicazione in terminal: i mezzi, infatti, operano vicino alle stazioni di ricarica e gli avviamenti frequenti massimizzano i vantaggi della frenata rigenerativa. Questo modello di ralla elettrica a zero emissioni ottimizza inoltre i consumi nelle manovre di movimentazione container. La bassa rumorosità e le vibrazioni ridotte garantiscono condizioni di lavoro più sicure e confortevoli, migliorando la produttività e la qualità delle operazioni quotidiane. L’investimento è stato co-finanziato nell’ambito del progetto “Green Ports PNRR”, attraverso un bando promosso e gestito dall’Autorità di Sistema Portuale del Mar Ligure Orientale. L’iniziativa rientra nel programma “Porti verdi: interventi di energia rinnovabile ed efficienza energetica nei porti”, sostenuto dall’Unione Europea con risorse Next Generation EU che mira a ridurre le emissioni di CO2 e migliorare la qualità dell’aria nelle città portuali. “Il programma di transizione energetica che abbiamo messo in campo mira a decarbonizzare le attività portuali”, ha commentato Simone Pacciardi, Responsabile del Servizio Rapporti con UE, Gestione Progetti Comunitari e Fondi PNRR dell’Autorità di Sistema Portuale del Mar Ligure Orientale. “L’introduzione del trattore elettrico rappresenta un tassello concreto della strategia di sostenibilità del Gruppo”, ha aggiunto Denise Sofia, Head of ESG di Contship. L’iniziativa si colloca in un più ampio piano di innovazione tecnologica intrapreso da Contship nel terminal spezzino, che include digitalizzazione dei processi, nuovi investimenti infrastrutturali e upgrade degli equipment per massimizzare l’efficienza operativa ad ogni livello.

UK-headquartered energy giant BP and the State Oil Company of the Republic of Azerbaijan (SOCAR) have signed on the dotted line to strengthen their energy bonds. BP has signed two new memoranda of understanding (MOUs) in Azerbaijan. The first one was inked with the country’s Ministry of Economy on the high-performance computing (HPC) infrastructure, and the second with SOCAR to further bolster the two oil and gas players’ long-standing energy partnership. Meg O’Neill, Chief Executive Officer at BP, commented:“I’m just back from two productive days in Azerbaijan– a country where BP has deep roots and a long-term commitment. This was my first visit to Azerbaijan, and I was impressed – from the deep history to the amazing architecture and impressive infrastructure of the country. “We were honoured to meet President Aliyev, Prime Minister Asadov, and Ministers Jabbarov and Shahbazov. Our conversations covered the breadth of our partnership – from oil and gas development to solar energy and electrification.” This content is available after accepting the cookies. BP fires up more gas wells off Trinidad as terminal electrification works continue in Azerbaijan Among the people O’Neill met areMikayil Jabbarov, Azerbaijan’s Minister of Economy, andRovshan Najaf, SOCAR’s President, during her trip to Azerbaijan, where BP’s CEO visited theSangachal terminal, which she describes as one of the world’s largest oil and gas complexes and a critical hub connecting Caspian energy to global markets. While confirming the visit, Jabbarov elaborated that the participants exchanged views on the UK-headquartered giant’s global business operations, its long-term fruitful cooperation with Azerbaijan, and the energy projects being implemented in the region. The minister emphasized:“The MoU between SOCAR and BP will expand energy cooperation between the parties and further reinforce Azerbaijan’s position as a global energy hub.” This content is available after accepting the cookies. Oil & gas boost on the horizon: SOCAR taps SLB for Caspian Sea duo’s revamp 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!

While a specialist panel is being set up to review appeals, clouds still obscure the exact timing of hydrocarbon exploration activities, which are poised to begin once an environmental go-ahead is in hand, enabling the first well to be spud at an offshore block in South Africa’s Orange Basin. The Department of Mineral Resources and Energy for the Republic of South Africa granted an environmental authorization on September 16, 2024, for exploration activities on Block 3B/4B in the Orange Basin, covering up to five exploration wells. However, the legislative notification and appeals process in the country was suspended pending a Supreme Court of Appeal judgment in respect ofBlock 5/6/7, held by TotalEnergies and Shell, which set in motion an application forleave to appeal the decision. This content is available after accepting the cookies. Shell and African country push back after court halts offshore drilling plans Meren Energy, formerly Africa Oil, explained that the suspension was lifted in March 2026. As a result, a specialist panel is being appointed to review the environmental authorization appeals process and make a recommendation to the Minister. Despite the progress made so far, the timing of this review process remains uncertain. TotalEnergies and QatarEnergy acquired participating interests in Block 3B/4B, with the former taking over the operatorship from Africa Oil at the end ofAugust 2024. The deal wascompletedsix months after it was initially announced. This content is available after accepting the cookies. Obtaining production right for offshore block key to oil & gas firm’s South African expansion The operator has stated that the current plan is to drill the first exploration well on Block 3B/4B as soon as the environmental authorization is confirmed. The block is located between 120 and 250 kilometers off the coast of western South Africa. The firm has identified theNaylaprospect in the northwest of the license area as the potential drilling target. Encompassing an area of 17,581 square kilometers, Block 3B/4B lies in water depths ranging from 300 to 2,500 meters. This block in the Orange Basin is located directly south of the multi-billion-barrel discoveries offshore Namibia, which were made by Shell (GraffandJonker) and TotalEnergies (Venus). This content is available after accepting the cookies. TotalEnergies’ 750-million-barrel project offshore Namibia targets first oil in 2030 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!

Comunità energetica e Hydrogen Valley guidano Civitavecchia verso un futuro sostenibile Idrogeno, vento e comunità energetica: Civitavecchia costruisce la transizione energetica ambiziosa. Questa mattina il sindaco Marco Piendibene ha visitato l’area dell’Interporto di Civitavecchia dove sta prendendo forma la Hydrogen Valley Intermodale, uno dei progetti di transizione energetica più avanzati del panorama nazionale. Al suo fianco, il presidente della Compagnia Portuale di Civitavecchia e l’assessore ai Lavori Pubblici Patrizio Scilipoti. A illustrare il progetto sono stati Steven Clerckx, Managing Director e CEO di CFFT Spa, e Sergio Serpente, del cda di CFFT, la società promotrice dell’iniziativa, che hanno guidato la delegazione attraverso un’area che fino a poco tempo fa era industrialmente abbandonata e che oggi si prepara a diventare un polo energetico di rilevanza nazionale. La visita non riguarda un singolo impianto, ma il tassello centrale di un disegno più grande: trasformare Civitavecchia nella prima città italiana ad avere un sistema integrato di produzione, distribuzione e consumo di energia pulita, capace di mettere insieme idrogeno verde, eolico offshore e comunità energetica in una strategia coerente e già in fase di attuazione. Dove per decenni ha dominato il carbone, oggi si costruisce il futuro. All’Interporto sorgerà un impianto capace di produrre 160 tonnellate annue di idrogeno verde grazie a elettrolizzatori alimentati dal sole, con una potenza complessiva di 4,1 megawatt. Numeri che significano concretamente rifornimento di mezzi pesanti e leggeri a emissioni zero, integrazione con la rete logistica del retroporto europeo, e una catena produttiva interamente locale che servirà ad avviare la fase di cold ironing di alcune attività del porto. Non un esperimento: un’infrastruttura industriale vera, già sostenuta da lettere di intesa firmate dal Comune di Civitavecchia, dall’Autorità di Sistema Portuale del Mar Tirreno Centro Settentrionale, da Aeroporti di Roma, da Porcarelli, Port Mobility e ISAM. Ma la Hydrogen Valley è solo una parte del quadro. Entro fine mese prenderà il via la comunità energetica cittadina, mentre è alle fasi conclusive il percorso dell’autorizzazione VIA dell’impianto dell’eolico offshore del consorzio DiVento, con l’obiettivo strategico di creare un hub per l’assemblaggio delle grandi strutture in mare: un’opportunità industriale che proietterebbe Civitavecchia in una posizione unica nel Mediterraneo. «Stiamo costruendo un sistema, non un impianto» ha dichiarato il sindaco Piendibene. «Idrogeno, energie rinnovabili, comunità energetica: tre gambe dello stesso tavolo. Civitavecchia vuole essere protagonista della transizione energetica. E farlo con i cantieri aperti». Comunicato stampa Comunicato stampa Comune di Civitavecchia Riceviamo e pubblichiamo.