Porti & ambiente — le notizie raccolte

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.

With the first phase on track for start-up in 2028, an oil project in the North Falkland Basin (NFB) is looking into expediting a capacity boost through the development of subsequent phases in the Falkland Islands. Following afinal investment decision (FID),a financial closewas secured for Navitas’Sea Lion oil projectin the North Falkland Basin, which willrequirean investment of $1.8 billion to lay the groundwork for first oil and $2.1 billion to project completion. The first two development phases are going to use theFPSO Aoka Mizu, which will have a production capacity of 55,000 barrels of oil per day (bopd). Navitas, as the operator of the project, is investigating ways to accelerate the development of subsequent phases of the Sea Lion project. To this end, the firm signed a memorandum of understanding (MOU) for an additional FPSO, which could increase the production capacity by a further 125,000 bopd. “There is no guarantee that this MOU will convert to legally binding agreements,”highlighted Navitas’ partner, Rockhopper Exploration, while disclosing that the operator has decided to change the location for the upgrades of the FPSO Aoka Mizu from the Middle East to Asia due to the conflict in Iran. While the location change will add an approximate $45 million to the current development budget, Rockhopper claims to benefit from a loan from Navitas, covering 2/3 of its 35% equity requirement for Phase 1 of the Sea Lion development. The firm elaborates that its net increase in equity costs is $5.25 million, but emphasizes that it remains funded for Phase 1 of the project. According to Navitas, development works in the Falkland Islands have begun and are focused on preparing the dock and shore base at this stage. This content is available after accepting the cookies. Sea Lion’s roar unlocks the funding vault: Falkland Islands’ $2.1B oil project stands at development threshold Later this year, construction of worker accommodation and additional infrastructure will also begin in preparation for drilling. The manufacturing of long lead items for Phase 1 is ongoing. The owner of the FPSO Aoka Mizu confirmed in early May 2026 that the production with the current operator had concluded; thus, disconnection works are expected to be completed by the end of May. Afterward, the FPSO will sail to the shipyard for upgrade work to adapt it to Sea Lion’s requirements. While the drilling and completion works are scheduled to kick off at the beginning of 2027, the first oil from the Phase 1 is still currently slated for H1 2028. Samuel Moody, Chief Executive Officer of Rockhopper, commented:“We are delighted that the project is on track having taken the prudent decision in the light of the security situation arising from the Iran conflict to move the FPSO work from the Middle East to Asia. “We are equally excited at the prospect that the development of additional barrels might be accelerated with the signing of the MOU for a second FPSO giving the opportunity to add a further 125,000 barrels per day of production to the 55,000 barrels per day from the first two phases.” 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!

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

I nuovi mezzi avranno 80 tonnellate di tiro al punto fisso, quelli ordinati in autunno, già nominati, arriveranno a settembre. Negoziazioni per una chiatta e uno yacht Dopo un primo investimento dell’autunno scorso, Fratelli Neri ha nuovamente scelto l’Egitto per un ordine di altri due rimorchiatori. È stata una nota della Suez Canal Authority, azionista del cantiere a rendere nota la firma fra Suez Canal Company for Modern Boats e la compagnia livornese di un contratto che prevede la fornitura, sotto la supervisione della società di classificazione italiana Rina, di due rimorchiatori Asd di classe Tractor da 80 tonnellate di tiro a punto fisso, progettati dalla Robert Allen. Le specifiche di entrambi i rimorchiatori sono identiche: 30 m di lunghezza, 12,8 m di larghezza, 4,9 m di profondità, una velocità massima di 12 nodi e una capacità di tiro a punto fisso di 80 tonnellate. A margine della cerimonia di firma, l’ammiraglio Ossama Rabiee, presidente e amministratore delegato dell’Autorità del Canale di Suez ha incontrato il signor Piero Neri per fare il punto sullo stato di avanzamento della costruzione dei due rimorchiatori RAstar 3200-W ASD di classe Azm da 90 tonnellate di tiro a punto fisso, attualmente in costruzione presso il cantiere navale Suez Canal Company per Modern Boats e in consegna a settembre (si chiameranno Giacomo Neri e Tirreno). Rabiee ha sottolineato che l’Sca punta a trasformarsi in un polo regionale per la costruzione di unità navali con lo slogan “Made in Egypt at World-Class Quality”, evidenziando a tal proposito che la continua collaborazione con il Gruppo Neri rappresenta un nuovo passo a dimostrazione del potenziale del cantiere navale per l’esportazione verso i mercati europei. Neri dal canto suo ha ventilato il possibile esercizio dell’opzione per altri due mezzi di classe Azm, mentre le due parti stanno negoziando la costruzione di una chiatta dotata di una gru da 200 tonnellate e di uno yacht turistico di 35 metri. 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

Singapore’s Yinson Production, a subsidiary of Kuala Lumpur-based energy infrastructure and technology company Yinson, has opened the doors of its new office in Shanghai to fortify and support closer collaboration with shipyards, suppliers, fabrication partners, and technology providers in China, while enhancing execution capabilities and responsiveness to serve clients in key energy markets. The opening of the Shanghai office is expected to strengthen Yinson Production’s presence within one of the world’s leading offshore engineering and fabrication hubs, supporting the company’s projects and operations globally. The firm’s engagement with the China shipyard ecosystem dates back more than a decade, including partial work and support linked to theFPSO John Agyekum Kufuorfrom around 2014. The Asian player has a diversified portfolio of offshore assets and a contract backlog of approximately $19.3 billion extending through 2050. This content is available after accepting the cookies. Exclusive interview with Yinson Production: Deepwater plays setting the stage for ‘robust’ FPSO and FSO market dynamics Flemming Guiducci Grønnegaard, Yinson Production’s Chief Executive Officer, commented:“The Shanghai office reflects the company’s long-term commitment to strengthening execution capabilities and building deeper partnerships within China’s engineering, fabrication and maritime industries. “China has become an increasingly important part of our global project ecosystem over the years. As our projects have grown in scale and complexity, closer collaboration with shipyards, suppliers and engineering partners has become more critical to delivering projects safely, on time, on budget and to the quality standards our clients expect.” Yinson Production’s collaboration with Chinese yards expanded significantly from around 2020 onwards as projects increased in scale and complexity. Over the years, various stages of work across the company’s FPSO and FSO projects – including fabrication, integration, upgrades, construction, and modification support – have involved Chinese shipyards and industrial partners. This is illustrated by collaborations with COSCO Shipping Heavy Industry yards in Shanghai and Qidong, Nantong Strongwind Shipyard, CIMC Raffles, Huarun Dadong Dockyard, and Jiangsu Libert INC on multiple projects supporting the firm’s fleet across Brazil, West Africa, and Vietnam. This content is available after accepting the cookies. Yinson Production and PTSC lock in financing for Southeast Asian gas project’s FSO Grønnegaard added:“The offshore energy industry is becoming increasingly complex. Clients today expect safe and reliable execution, lower emissions, greater efficiency, stronger digital integration and faster delivery timelines. “Meeting those expectations requires organisations that are global, agile and collaborative, and this office strengthens exactly that for Yinson Production.” Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

Italy-based offshore survey specialist Next Geosolutions (NextGeo) has been awarded a contract worth approximately €9 million by Dutch transmission system operator (TSO) TenneT for marine survey work on the Nederwiek 3 offshore wind grid connection in the North Sea. According to the company, the contract covers geophysical and geotechnical surveys along the planned Voordelta–Nederwiek 3 export cable corridor. The export cable route, and the converter station at Standhazensedijk in the municipality of Geertruidenberg, is a preferred alternative for the Nederwiek 3 grid connectionselected at the beginning of 2025. The underground cable follows the inland waterway route through the Voordelta, the Haringvliet, the Hollands Diep, and the Amer, according to information available on TenneT’s website. The Nederwiek 3 zone will house both new offshore wind capacity and LionLink, an interconnector between the Netherlands and the UK. For NextGeo, the work scope on the project includes seabed mapping, deep geotechnical sampling and analysis down to 40 meters, as well as identification of unexploded ordnance (UXO) and other seabed obstacles along the route. The surveys are intended to support the technical feasibility assessment, design and engineering of the export cable infrastructure connecting the offshore wind area to onshore facilities, while reducing installation risks, the company said. Operations will be carried out in nearshore and tidal areas within the Voordelta–Nederwiek 3 zone, with completion scheduled for the third quarter of 2026. Construction of the Nederwiek 3 offshore grid connection is expected to start in 2027 and to be completed in 2031. Take the spotlight and anchor your brand in the heart of the offshore world! Join us for a bigger impact and amplify your presence at the core hub of the offshore energy community!

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

Abu Dhabi-headquartered MCS Group has been appointed to support the installation of a subsea pipeline for the FIRST Integrated Gas Supply System (FIGSS) development in Nigeria. The project’s EPCIC contractor, Marine Platforms Limited (MPL), selected MCS Group for the work on behalf of FIRST Exploration and Petroleum Development Company Limited (FIRST E&P). The FIGSS development forms part of FIRST E&P’s offshore gas infrastructure program within PML 53 and PML 54 in the Niger Delta region. MCS Group’s scope includes the installation of a 22-kilometer, 10-inch subsea pipeline using the NOV Tuboscope Zap-Lok mechanical interference fit connection. According to the Emirati player, the pipeline will be installed using the Modular Pipelay System (MPS+), deployed from MPL’s DP3 construction vessel. Project management and engineering will be undertaken between the MCS Group’s Cairo office in Egypt and MPL’s office in Lagos, Nigeria. 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!

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!

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

Israel’s Navitas Petroleum has signed on the dotted line to get a stake in a block off the coast of South Africa by exercising an option to farm into the block with Eco (Atlantic) Oil & Gas, an AIM-listed and Canada-headquartered oil and gas company focused on the Atlantic Margin. On December 3, 2025, Eco, through its subsidiary, Azinam South Africa, signed an exclusive option agreement with its local partner, OrangeBasin Energies, formerly Tosaco Energy, to acquire a further 20% participating interest inBlock 1 CBKfor a cash and shares consideration. Navitas had the right to acquire 50% of this option, exercisable at any point throughout the term of the initial exploration period expiring in February 2028. Eco has now inked a definitive agreement to farm down a 37.5% working interest in Block 1 CBK offshore South Africa to Navitas, as a key milestone in the duo’sstrategic framework agreement, which enabled this option. Following a review of geological data, the Israel-based firm elected to exercise the Block 1 CBK option through the execution of a definitive farm-out agreement on May 19, 2026. The agreement is conditional on receipt of customary regulatory approvals from the Petroleum Agency of South Africa, the TSX Venture Exchange, and receipt of a $4 million cash payment from Navitas to Eco. Upon completion, the Israeli player will become the operator of Block 1 CBK with 37.5% stake, and up to 47.5% pending exercise of the Eco-OrangeBasin Energies option, upon completion of the transaction. Eco will retain a remaining interest of 37.5%, and up to 47.5% assuming the exercise of the option with OrangeBasin Energies. The company will be carried by Navitas for the work program, with the value of the carry being capped at $7.5 million net to the AIM-listed firm. The amounts carried by the Israeli company will be repaid via Eco’s share of proceeds from future production on the block. Gil Holzman, President and Chief Executive Officer of Eco Atlantic, commented:“We are incredibly excited about the successful exercise of the Block 1 CBK Option by Navitas, marking a significant advancement of our strategic relations. This quick exercise of the option not only strengthens the bond between Eco and Navitas but also propels us toward a promising future in South Africa’s offshore oil and gas landscape and puts us in an active and enhanced exploration mode. “Eco and Navitas’ technical and operational teams have been working closely to analyse this block and the wider region along with other assets and areas of interest. Together, we are primed to leverage our combined expertise and resources to maximise our potential in the region and beyond.” Navitas is actively engaged in offshore oil and gas exploration and production, with a portfolio of established oil and gas assets primarily in North America within the Gulf of America (U.S. Gulf of Mexico) and the South Atlantic in the Falkland Islands, where afinal investment decision (FID)was made on theSea Liondevelopment in December 2025. This content is available after accepting the cookies. Sea Lion eyes bigger bite with second FPSO deal to speed up oil uptick In January 2026, the company furtherexpandedits South Atlantic footprint through the execution of an agreement to acquire a 65% stake in the PL001 North Falkland Basin licence, alongside Eco Atlantic’s plannedacquisition of JHI Associatesto secure the remaining 35% interest. Holzman added:“Importantly, this agreement not only adds cash to our strong balance sheet, but more importantly signifies the continued progress Eco has made in advancing its projects. Building on our recent farm down to BP in Namibia, we have now further deepened our strategic partnership with Navitas, working not only in South Africa but also in highly prospective acreage offshore the Falkland Islands in PL001, which Eco will gain further exposure to upon the upcoming completion of our acquisition of JHI Associates Inc. “Additionally, Navitas also holds options to acquire 80% of Eco’s interests in the Guyana Orinduik Block where we are progressing advanced discussions with the Government over the terms of the next exploration and appraisal stages, offering scope for our partnership to extend further. Overall, these milestones highlight how Eco has successfully executed its strategy of de-risking its portfolio of world-class assets through partnering with carrying, tier-one operators across the Atlantic Margins.” 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!

Adura Operations, an incorporated joint venture (IJV) between the UK’s Shell and Norway’s Equinor, has selected Norwegian Shearwater GeoServices to perform ocean bottom node (OBN) seismic acquisition at its field in the UK North Sea. Shearwater’s scope covers approximately 220 km2 of seismic acquisition at the Jackdaw field using the SW Tasman, with SW Gallien to provide source capabilities. According to the Norwegian firm, the two-month survey will deliver high-resolution OBN data to support reservoir understanding across the field. “We look forward to working with Adura on this OBN project. The award reinforces Shearwater’s leading position in the global OBN market and its long-standing technical capability to serve operators in the basin,”saidIrene Waage Basili, CEO of Shearwater. Adurawas set up in December 2025by combining Shell and Equinor’s offshore oil & gas operations on the UK Continental Shelf (UKCS). The JV assumed interests in 12 producing assets and projects in execution, including Mariner, Rosebank, Buzzard, Shearwater, Penguins, Gannet, Nelson, Pierce, Jackdaw, Victory, Clair and Schiehallion. 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!

Oslo-listed oil and gas exploration and production (E&P) player BW Energy is embarking on an oil production expansion push by making a final investment decision (FID) for a project off the coast of Gabon and pursuing an infill well campaign in Brazilian waters. BW Energy has disclosed a final investment decision for theBourdonoffshore development in Gabon’sDussafu licenseand a campaign of new infill wells in theGolfinholicense offshore Brazil, with the combined total 2P reserves estimate of 68 million barrels of oil equivalent (boe). The two sanctioned projects are said to reflect the firm’s growth strategy based on infrastructure-led phased developments, minimizing capital at risk, and delivering high returns. These projects are anticipated to increase the operator’s net production target by approximately 10% to more than 100,000 barrels of oil per day in 2028, and contribute to the company sustaining that production level into the next decade. Bourdon Phase 1, with 25 million boe in gross 2P reserves, is targeting first oil in Q1 2028. This content is available after accepting the cookies. 25‑year licence extension opens doors to output and investment boost at BW Energy’s asset The project entails the conversion of theAkoum rig,formerly Jasmine Alpha, to a new wellhead platform with a 12-slot wellbay. While the initial production is expected from three wells, there is capacity for future phases with additional potential of about 200 million boe in place near Bourdon. The firm has revealed a net capex of $300 million, with the pre-first-oil spend of about $100 million supported by a recent sale-and-leaseback agreement with Minsheng. BW Energy confirms that a term sheet was signed for a long-term lease, expected to cover 100% of wellhead platform capex before first oil. The internal rate of return (IRR) is above 25% at $60 per barrel and breakeven at $45 per barrel at 10% discount rate. The partners at the Bourdon project are BW Energy (operator, 73.5% working interest), Panoro (17.5%), and Gabon Oil Company (GOC) (9.0%). This content is available after accepting the cookies. African multi-well offshore drilling campaign on BW Energy’s agenda in July On the other hand, the new Golfinho wells encompass 50 million boe in 2P reserves, of which 42% is oil and 58% gas, with the targeted first oil at the end of 2028. This is set to triple production from the area to approximately 30,000 barrels of oil per day (boped) from 2029. The campaign encapsulates four new wells, including three in the Golfinho license and one in the Camarupim license, in proven locations, which will be tied back to theFPSO Golfinho, leveraging the existing gas export pipeline from the FPSO to shore. The net capex is $450 million, of which $170 million is committed to long-lead items and $280 million has the optionality on timing of spend up to six months ahead of first oil. The company claims that the low development cost of around $9 per barrel is enabled by existing infrastructure. This content is available after accepting the cookies. Oil uplift coming up next on Brazilian field’s horizon Carl K. Arnet, CEO of BW Energy, commented:“These two projects add highly profitable production in licenses with proven reserves and multiple growth opportunities. “Through the repurposing of existing energy assets and a phased approach, BW Energy has optimised the development solutions supported by low-cost infrastructure-backed financing. This yields high return-projects, increasing our net production to above 100 kbopd in 2028 and positioning us to sustain this level into the next decade.” The internal rate of return is above 50% at $60 per barrel and breakeven at $40 per barrel at 10% discount rate. BW Energy is the operator with a 100% working interest. 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!

Nel 2025 ammontano a oltre 82 miliardi di euro le entrate raccolte dall’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli per l’Erario, due miliardi in più rispetto all’anno precedente. Il dato è stato reso pubblico in occasione degli Stati Generali dell’Adm voluti dal direttore Roberto Alesse ed è così ripartito: 21,7 miliardi di euro riferibili all’attività delle Dogane, di cui l’83% da Iva all’importazione; 33,7 miliardi di euro dalle accise provenienti da prodotti energetici e alcolici, 15,6 miliardi di euro incluso l’Iva dai Tabacchi (il valore più alto degli ultimi cinque anni); 11,5 miliardi di euro dai giochi pubblici. A proposito di controlli e legalità nel 2025, l’Agenzia ha annunciato che un’analisi dei rischi mirata ha reso i controlli più performanti, con più di 4 mila tonnellate di merci sequestrate per un valore di circa 336 milioni di euro, con sanzioni irrogate per quasi 139 milioni di euro. Nel campo dell’e-commerce le dichiarazioni doganali sono aumentate di circa il 18% rispetto allo scorso anno, passando da poco più di 89 milioni a quasi 105 milioni. A proposito di proiezione internazionale, l’Adm ha siglato Protocolli d’intesa con il Regno del Bahrain e con l’Amministrazione doganale brasiliana, per la facilitazione degli scambi con l’estero degli operatori economici nazionali. Con l’obiettivo di tutelare gli interessi commerciali del nostro Paese, poi, l’Agenzia ha consolidato la propria partecipazione ai progetti unionali di cooperazione con i Paesi partner della regione dei Balcani Occidentali e l’assistenza tecnica resa a favore di Tunisia ed Egitto. 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

Dal quartier generale del gruppo armatoriale d’Amico al momento non sono arrivati né conferme né commenti alla notizia ma, secondo quanto riportato da alcuni broker marittimi internazionali, la nave cisterna High Tide sarebbe in procinto di lasciare la flotta della d’Amico International Shipping. La tanker in questione è una Medium Range da 51.768 tonnellate di portata lorda costruita nel 2012 dal cantiere navale sudcoreano Hyundai Mipo e destinata ora a passare di mano (la consegna risulta programmata a ottobre) al prezzo di 28,45 milioni di dollari. L’amministratore delegato Carlos Balestra di Mottola nelle scorse settimane aveva in effetti annunciato l’imminente dismissione di quella che è oggi la nave cisterna più vecchia (nonostante i suoi 14 anni) della flotta. Queste le parole dell’a.d. pronunciate il mese scorso: “Oggi abbiamo 28 navi controllate ma ne abbiamo vendute 5 proprio per beneficiare di un mercato molto favorevole e al tempo stesso abbiamo reinvestito per ringiovanire la nostra flotta. Questo ciclo positivo è durato molto più di quanto ci aspettavamo all’inizio. Abbiamo ancora una nave non-eco design nella nostra flotta che puntiamo a vendere probabilmente entro la fine dell’anno, mentre le altre navi ‘Eco’ le terremo anche oltre i 15 anni d’età”. Secondo fonti di stampa estera ad acquistare la nave High Tide dovrebbe essere la shipping company thailandese di navigazione Precious Shipping, tramite la partecipata (al 45%) Nusantara Maritime. Questa acquisizione rappresenta un ulteriore passo nella strategia di diversificazione di Precious Shipping ceh dal trasporto marittimo di rinfuse solide sta progressivamente investendo anche nel liquid bulk. “L’acquisizione della nave rientra nella strategia aziendale volta a diversificare e stabilizzare i flussi di entrate attraverso investimenti al di fuori del settore del trasporto di rinfuse secche” ha dichiarato Precious Shipping in un comunicato alla borsa. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

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

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

Genova e Trieste i due porti privilegiati secondo il Governo italiano per accogliere i flussi del futuro corridoio Imec fra Medio Oriente ed Europa. Lo ha detto il deputato e viceministro alle Infrastrutture e Trasporti, Edoardo Rixi, a margine del vertice Italia-India svoltosi a Roma alla presenza della premier Giorgia Meloni e di Narendra Modi. “Italia e India sono due grandi potenze marittime e hanno tutto l’interesse a rafforzare la cooperazione in un settore strategico come quello portuale, logistico e infrastrutturale. Il Memorandum firmato oggi rappresenta un punto di arrivo importante di un percorso avviato circa due anni fa, che ha visto una serie di incontri e missioni istituzionali in India, e apre ora una fase nuova di collaborazione concreta tra i due sistemi Paese” ha affermato Rixi. “L’Italia – ha poi aggiunto – guarda con grande attenzione all’Indo-Pacifico e al ruolo sempre più centrale che questa macro-regione riveste per lo sviluppo economico globale, la sicurezza delle rotte marittime e la resilienza delle catene di approvvigionamento. In questo scenario il nostro Paese rappresenta il terminale naturale del corridoio Imec e può offrire un sistema logistico unico in Europa. Possiamo contare su due direttrici strategiche fondamentali: quella occidentale che collega Genova al Reno attraverso la Svizzera e quella orientale che, partendo da Trieste, raggiunge Austria, Germania, Polonia e l’Europa centro-orientale. A questo si aggiunge una rete articolata di porti, interporti e infrastrutture che consente di offrire soluzioni logistiche competitive e diversificate. Per queste ragioni crediamo di poter essere il partner di riferimento dell’India in Europa, costruendo una collaborazione stabile e strategica capace di generare crescita, occupazione e sviluppo per entrambi i Paesi”. 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

Dati preoccupanti per il comparto logistico ferroviario sono emersi dal Rapporto Annuale 2026 presentato al Cnel da Associazione Fermerci. Nel 2025 il trasporto ferroviario merci ha perso circa il 3,5%, in termini di treni/km, rispetto al 2024. Il calo conferma una serie negativa iniziata nel 2022 con una riduzione complessiva di circa 7,8% nell’arco del triennio 2022-2025. La stessa diminuzione è stata registrata anche nel traffico ferroviario merci con origine e destino nei porti nazionali e in tutti gli interporti italiani e terminal privati (- 3% circa nel 2025 rispetto al 2024 e -7% rispetto al 2022 – tutti i dati descritti rappresentano il sistema nel suo complesso). Nel suo intervento il presidente di Associazione Fermerci, Clemente Carta ha ricordato che “servono politiche urgenti per sostenere le imprese ferroviarie e superare una crisi che dura ormai da troppo tempo. Altro che riequilibrio modale, dallo studio emerge che le risorse assegnate negli anni sono servite solo a tenere parzialmente il livello dei volumi. Tutte le contingenze attuali come: lavori sulla rete ferroviaria, tensioni geopolitiche e interruzioni dei valichi alpini hanno danneggiato in questi anni il comparto. Se a questo aggiungiamo l’incertezza dei prossimi mesi e l’assenza, al momento, di risorse necessarie per il settore, i danni saranno irreversibili. Gli incentivi sono uno strumento di politica dei trasporti a servizio della collettività e dell’industria nazionale e sono da considerarsi investimenti che provocano esternalità positive in termini ambientali, economici, sociali e industriali”. Nel Rapporto infatti risulta che, in termini economici e sociali, il potenziamento del trasporto ferroviario merci produca ricadute positive sui territori. L’impatto economico, occupazionale e ambientale generato dalla logistica ferroviaria e dalle infrastrutture collegate contribuisce difatti allo sviluppo locale e alla qualità della vita dei territori attraversati. Si stima che la quota di valore in termini percentuali dei servizi intermodali che rimane sui territori attraversati in confronto ai servizi su strada sia di 98% contro 75% sui traffici internazionali. Nel 2024 il territorial economic footprint ossia il beneficio complessivo generato per l’Italia grazie all’utilizzo del trasporto ferroviario è stato di oltre 1,6 miliardi di euro. Il calcolo deriva dall’analisi complessiva delle merci movimentate sulle reti ferroviarie (italiane ed estere) e dal minore costo esterno del cargo ferroviario rispetto al trasporto esclusivamente su gomma. Il presidente di Fermerci ha colto l’occasione per rilanciare l’invito ricevuto dal presidente del Cnel in occasione del Forum Mercintreno 2025: “Accolgo la proposta del presidente Brunetta a utilizzare la potestà di iniziativa legislativa del Cnel per aiutare un settore che da troppi anni è in crisi. Suggerisco quindi di lavorare a una proposta di legge di sostegno alla logistica ferroviaria. La stessa deve contenere oltre alle misure di incentivo, norme di semplificazione e regole che attribuiscano al trasporto ferroviario delle merci il necessario spazio sulla rete ferroviaria e la giusta rilevanza nelle politiche dei trasporti”. Il Rapporto è stato redatto con il supporto di: PwC Business Services Srl, Rse SpA – Ricerca sul Sistema Energetico, Università degli Studi di Napoli Federico II – Dipartimento di Ingegneria Civile, Edile e Ambientale, Ulixes Srl – Adamo Dangerous Goods Risk Management su dati Rfi, Istat, Eurostat. ISCRIVITI ALLA NEWSLETTER QUOTIDIANA GRATUITA DI SHIPPING ITALY SHIPPING ITALY E’ ANCHE SU WHATSAPP: BASTA CLICCARE QUI PER ISCRIVERSI AL CANALE ED ESSERE SEMPRE AGGIORNATI

Eni sta valutando l’avvio di una terza piattaforma per l’estrazione del Gnl nell’offshore del Mozambico, nel bacino di Rovuma, dopo Coral South Flng, sviluppato nell’Area 4 ed entrato in attività nel 2022, e Coral North, che dovrebbe avviare la produzione nel 2028. Lo riporta Reuters, evidenziando che il progetto africano, dal costo di oltre 7 miliardi di dollari, vedrebbe la luce entro il 2030, così come altri due al largo dell’Argentina che il gruppo starebbe predisponendo con Yacimientos Petrolíferos Fiscales, compagnia energetica di Stato del paese sudamericano. Secondo quanto comunicato da un portavoce di Eni all’agenzia di stampa, il bacino di Rovuma contiene riserve di gas naturali ampie, che rappresentano opportunità per nuovi investimenti. Nel dettaglio, secondo la Us Energy Information Administration l’area, situata al confine tra Tanzania e Mozambico, avrebbe tra i 160mila miliardi e i 200mila miliardi di piedi cubi (ovvero tra 4.500 e i 5.700 miliardi di metri cubi) di gas. L’avvio dei nuovi progetti in Mozambico e Argentina sarebbe per Eni parte di un piano più ampio per compiere un salto in avanti nell’approccio allo sviluppo di nuove iniziative nel campo del Gnl. Secondo quanto riferito ancora da Reuters, il gruppo avrebbe infatti incaricato Morgan Stanley di esplorare una possibile operazione con grandi fondi infrastrutturali come Apollo Global Management, Kkr e Stonepeak con l’idea di raccogliere almeno 1 miliardo di euro mettendo a leva proprio i suoi asset Flng (Floating Liquefied Natural Gas). In questo modo Eni sarebbe in grado di liberare capitale per altri progetti di sviluppo, mentre dal lato degli investitori l’iniziativa offrirebbe loro l’accesso a mercati di produzione del Gnl di aree geografiche – quali quelle di Africa e Sudamerica – diversi da quelli del Medio Oriente. La valutazione, hanno tuttavia aggiunto alcune fonti, è ancora alle fasi embrionali e potrebbe ancora non andare a compimento. 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