Il consumo di suolo é tra le principali cause del dissesto idrogeologico

(Fonte: rinnovabili.it, 19/09/2021)

Il consumo di suolo è un problema serio di cui però si rendono conto gli addetti ai lavori e pochi altri. Il tempo di una generazione è bastato a cancellare il 28% delle campagne.

Il tema è stato sollevato da Coldiretti durante il G20 dell’agricoltura: una riunione internazionale in cui i giovani agricoltoridei Paesi più avanzati si sono mobilitati e hanno sottoscritto un appello ai grandi del mondo in difesa dell’agricoltura e a sostegno di un futuro sostenibile.

Consumo di suolo e perdita di produzione agricola

L’allarme di Coldiretti suona forte e chiaro. In Italia la superficie agricola utilizzata si è ridotta a 12,8 milioni di ettari a causa della cementificazione e della scomparsa dei terreni fertili. Il consumo di suolo coltivato nel 2020 è andato al ritmo di 2 metri quadri al secondo (dati Ispra): un dato impressionante che si è verificato nonostante il lockdown e la crisi dell’edilizia.

Cosa ci dobbiamo aspettare in una condizione di normalità? I numeri relativi alla perdita di produzione agricola sono inquietanti: in dieci anni sono mancati complessivamente all’appello 400 milioni di chili di prodotti agricoli. I settori più in sofferenza sono quelli dei cereali e degli ortaggi (che hanno registrato un calo di 2 milioni e 534mila quintali di prodotto); a seguire i foraggi per l’alimentazione degli animali, i frutteti, i vigneti e gli oliveti.

L’Italia ha un deficit produttivo in diversi settori che la costringe a importare materie prime dall’estero. C’è una carenza del 64% del frumento tenero e del 40% per il frumento duro destinato alla produzione di pasta, il fabbisogno di mais è coperto solo per il 53% e ancora più critica è la situazione della soia, la cui produzione si ferma al 31% del fabbisogno. Insufficienti anche le produzioni di latte (75%) e di carne (55%). L’autosufficienza è raggiunta solo per la carne di pollo e per le uova.

Consumo di suolo e dissesto idrogeologico

Il consumo di suolo non è un tema soltanto agricolo ma ha forti ripercussioni sullo stato di salute ambientale. La cementificazione delle superfici coltivate ha impedito ai terreni di assorbire più di 360 milioni di metri cubi di acqua piovana che ora scorrono in superficie. Frane e smottamenti sono dovuti certamente al clima impazzito (gli eventi estremi sono aumentati del 36% nel 2021), ma quanta responsabilità è imputabile all’azione umana? Quanti danni e quante vittime si sarebbero risparmiate rispettando il suolo? Il pericolo di dissesto idrogeologico cresce ulteriormente a causa dell’abbandono delle campagne; secondo i dati Ispra sono ben 7252 i comuni a rischio, ovvero il 91,3% del totale.

Il presidente di Coldiretti, Ettore Prandini, sollecita «l’approvazione della legge sul consumo di suolo, ancora ferma in Senato, che potrebbe dotare l’Italia di uno strumento all’avanguardia per la protezione del suo territorio» e la difesa del patrimonio agricolo con i fondi del PNRR.

Il Delegato Nazionale Veronica Barbatiribadisce la posizione green dei Giovani, che hanno iniziato a raccogliere firme per incentivare «il fotovoltaico pulito ed ecosostenibile sui tetti di stalle, cascine, magazzini, fienili, laboratori di trasformazione e strutture agricole».

Global Methane Pledge: il primo accordo globale sul taglio delle emissioni di metano

(Fonte: startmag, 18/09/2021)
Come riporta il The Wall Stree Journal, i funzionari degli Stati Uniti e dell’Unione europea stanno elaborando un accordo per ridurre le emissioni globali di metano di quasi un terzo entro il 2030, spingendo diverse delle più grandi economie del mondo ad unirsi a loro, dichiarano alcune fonti vicine alla questione.
L’accordo segnerebbe il primo impegno globale per tagliare le emissioni di metano, un gas meno diffuso del biossido di carbonio nell’atmosfera ma molto più potente nell’intrappolare il calore. Chiamato “Global Methane Pledge”, l’accordo non richiede obiettivi specifici per paese, ma domanda che i firmatari sostengano uno sforzo per ridurre le emissioni globali di metano causate dall’uomo di almeno il 30% entro il 2030 rispetto ai livelli del 2020, ha detto una delle fonti.

I funzionari degli Stati Uniti e dell’UE hanno accettato l’accordo e prevedono di annunciare i loro impegni venerdì in un vertice virtuale sul clima che il presidente Biden sta ospitando prima dell’Assemblea generale delle Nazioni Unite della prossima settimana, dichiara un’altra persona che ha familiarità con l’iniziativa.

I responsabili stanno lavorando per far sì che la Cina, la Russia e altri grandi produttori di petrolio e gas si uniscano all’impegno come una pietra miliare per i colloqui internazionali sul clima che si terranno a Glasgow, in Scozia, a novembre, hanno dichiarato diverse fonti. La notizia dell’accordo è stata riportata in precedenza da Reuters.

I rappresentanti della Casa Bianca e dell’Agenzia per la protezione dell’ambiente degli Stati Uniti hanno riferito le relative domande all’ufficio dell’inviato per il clima degli Stati Uniti John Kerry. Una portavoce del delegato Kerry ha rifiutato di commentare. Kerry e il suo team sono stati in India come parte degli sforzi per fare pressione su altre nazioni prima dei colloqui di novembre.

Il portavoce della Commissione europea sulla politica climatica ed energetica, Tim McPhie, ha rifiutato di commentare.

La spinta per un accordo sul metano sta arrivando come parte dei negoziati per portare avanti i termini dell’accordo sul clima di Parigi del 2016, un patto volontario senza alcun meccanismo di esecuzione.

Le proprietà del metano come gas serra che trattiene il calore sono almeno 25 volte più forti di quelle dell’anidride carbonica, hanno stimato gli scienziati. L’Intergovernmental Panel on Climate Change, un organismo delle Nazioni Unite, in agosto ha dichiarato che la riduzione delle emissioni di metano sarebbe uno dei modi più efficaci e immediati per rallentare il cambiamento climatico.

Le politiche mirate di riduzione delle emissioni di metano potrebbero ricadere più pesantemente sulle compagnie petrolifere e del gas, tra le fonti principali. Il metano può fuoriuscire nell’atmosfera da perdite nei siti di perforazione e stoccaggio o mentre si muove attraverso milioni di chilometri di condutture sulla sua strada verso i clienti, comprese le centrali elettriche e i proprietari di case che si riscaldano con il gas naturale. Anche l’agricoltura e le industrie di gestione dei rifiuti rappresentano fonti significative di emissioni di metano.

In concomitanza con l’accordo, i funzionari dell’EPA lavorano per definire le nuove regole sotto il Clean Air Act volte a tagliare le perdite di metano dagli impianti di produzione di petrolio e gas naturale degli Stati Uniti. Nuove disposizioni sono attese già da questo autunno, potenzialmente incorporando più ispezioni o tecnologie di monitoraggio per prevenire e fermare le perdite.

Il presidente Biden si è impegnato a elaborare regole più severe per questa fonte di emissioni di gas serra, insieme a sforzi simili per altre fonti principali di emissioni di biossido di carbonio, centrali elettriche, automobili e camion.

 

 

Il peso della CO2 nella bolletta elettrica

(Fonte: startmag.it, 15/09/2021, Marco Dell’Aguzzo)

Una delle cause dell’aumento del prezzo dell’energia elettrica in Europa nel prossimo trimestre (in Italia il ministro Roberto Cingolani stima un rialzo del 40 per cento) è il costo maggiore del gas naturale, spesso utilizzato come fonte primaria.

Oltre a questo, però, c’è l’aumento dei prezzi di quei permessi per le emissioni di anidride carbonica scambiati nel sistema ETS (le cosiddette “quote”) dell’Unione europea.

COS’È IL SISTEMA PER LE QUOTE DI CO2

L’ETS, in breve, istituisce un mercato europeo per la compravendita di “quote di emissione” di CO2: ne vengono assegnate alle aziende, ogni anno, in una certa quantità che si riduce via via nel tempo. Le aziende più inquinanti dovranno quindi acquistare altri permessi se vorranno continuare a emettere CO2 senza incorrere in sanzioni; le aziende più “pulite”, al contrario, hanno la possibilità di vendere le proprie quote inutilizzate.

L’intero sistema serve a rendere sconveniente l’utilizzo di energia prodotta da fonti fossili (carbone, petrolio, gas naturale) e incentivare il passaggio a forme di energia più pulite (come quelle rinnovabili).

LE ENTRATE PER GLI STATI

Il sistema di compravendita delle quote di CO2, scrive su Teleborsa l’analista Guido Salerno Aletta, “rappresenta una forma di tassazione ambientale, in base al principio di proporzionalità e di corrispettività secondo cui ‘chi più sporca, più paga’”.

In sostanza, spiega Salerno Aletta, ogni impianto di generazione di energia elettrica possiede un suo coefficiente di emissione di CO2 per ogni kilowattora prodotto. Questo coefficiente è molto alto per le centrali a carbone e a olio combustibile (due fonti fossili particolarmente inquinanti); è mediamente alto per le centrali a gas naturale; è molto basso o nullo per gli impianti rinnovabili e nucleari.

Per questo motivo, ogni stato dell’Unione europea incassa proventi maggiori o minori dalla vendita delle quote di emissione a seconda della fonte di energia più utilizzata per la produzione di energia elettrica. La Polonia, ad esempio, è quella che ottiene le entrate maggiori (quasi il 19,5 per cento del totale europeo nel secondo trimestre del 2021) perché le sue società energetiche utilizzano principalmente il carbone; segue la Germania con il 16,6 per cento perché ricorre al carbone e al gas.

In Italia il gas naturale occupa una quota molto rilevante – il 40 per cento – nel mix elettrico: per questo è al quarto posto nella classifica (8,3 per cento del totale), preceduta dalla Spagna. La Francia ricava invece molto poco dalle quote (meno del 5 per cento del totale) perché il nucleare ha un peso rilevantissimo nella generazione di energia elettrica.

LE ENTRATE PER L’ITALIA NEL SECONDO TRIMESTRE 2021

Nel secondo trimestre del 2021, scrive Salerno Aletta, “in Italia sono state collocate 14.500.000 quote di CO2, per un incasso d’asta pari a 718,5 milioni di euro. Il prezzo unitario di aggiudicazione delle quote di CO2 è quasi raddoppiato, passando dai 21,2 euro del primo trimestre ai 49,7 euro del secondo trimestre”.

LA MOSSA DEL GOVERNO DRAGHI

A luglio, per contenere il rialzo delle tariffe di luce e gas (rispettivamente al 9,9 e al 15,3 per cento) e mitigare l’impatto economico sui consumatori italiani, il governo Draghi ha attinto proprio ai ricavi delle aste delle quote di emissione di CO2 e ridotto il peso degli oneri generali di sistema in bollette. Su un totale di 1,2 miliardi di euro, 650 milioni provenivano dalle entrate dei permessi emissivi.

Il governo potrebbe ricorrere a una soluzione simile nei prossimi giorni, visto che – come annunciato dal ministro Cingolani – nel trimestre ottobre-dicembre la bolletta dell’energia elettrica potrebbe aumentare del 40 per cento. Si tratta peraltro di un periodo dell’anno particolarmente critico per i consumi energetici, viste le temperature invernali e la necessità di riscaldare le abitazioni.

L’aumento del costo delle materie prime si riverbera sui costi dell’energia

(Fonte: ilpost.it, 14/09/2021)

Martedì, durante il convegno della CGIL organizzato a Genova, il ministro per la Transizione ecologica, Roberto Cingolani, ha detto che nel prossimo trimestre ci si attende che la bolletta dell’energia elettrica possa aumentare del 40 per cento. La segnalazione di Cingolani si è aggiunta a quelle già fatte negli ultimi mesi da analisti ed economisti riguardo all’incremento dei costi dell’energia.

Nello scorso trimestre il prezzo dell’elettricità era aumentato del 20 per cento, ma il governo italiano era intervenuto stanziando 1,2 miliardi di euro per mantenere l’incremento dei prezzi delle bollette al di sotto del 10 per cento. Nelle prossime settimane potrebbero essere valutate soluzioni simili in vista dei nuovi aumenti, ma ogni operazione di questo tipo grava sensibilmente sui conti pubblici.

Il problema dell’aumento del prezzo dell’elettricità non riguarda solamente l’Italia ed è dovuto sia all’aumento dei prezzi delle materie prime, come gas e combustibili derivanti dal petrolio, sia all’aumento dei costi per le aziende che producono energia.

Dal secondo trimestre del 2020 allo scorso agosto, il prezzo dell’energia elettrica per i consumatori italiani è passato da 16,08 a 22,89 centesimi di euro per kilowattora. Questo aumento di oltre il 42 per cento è calcolato partendo dal servizio “in maggior tutela”, la tipologia di contratto disponibile in Italia da quando è stato liberalizzato il mercato delle forniture per elettricità e gas. Chi vi aderisce ha la garanzia di ottenere gas ed energia elettrica alle condizioni stabilite dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), a differenza del mercato libero, dove gli operatori hanno qualche autonomia in più nel fare offerte e nello stabilire prezzi (che comunque non si discostano molto da quelli in maggior tutela).

Diversi fattori hanno contribuito all’aumento dei prezzi dell’energia osservato negli ultimi mesi. Dopo un periodo di sensibile rallentamento dovuto alla pandemia da coronavirus, le attività produttive hanno ripreso determinando un rapido aumento della domanda per le materie prime, difficili da reperire a causa di problemi di disponibilità e di trasporto. Questi problemi hanno interessato anche le materie prime con cui si produce la maggior parte dell’energia in Europa: il prezzo del petrolio è aumentato del 200 per cento dalla primavera del 2020, e quello del gas naturale del 30 per cento solo nel secondo trimestre del 2021.

In Italia il gas naturale è impiegato per produrre circa il 40 per cento dell’energia elettrica, di conseguenza un marcato aumento del suo prezzo si riflette sul costo dell’elettricità. L’Europa ha una forte dipendenza dalle forniture della Russia, che in questo periodo ha ridotto i flussi a vantaggio dei paesi asiatici. Alcuni problemi nei giacimenti del Mare del Nord hanno inoltre reso disponibili meno quantità di gas prodotto direttamente in Europa, e il progressivo esaurimento di uno dei più importanti giacimenti nei Paesi Bassi non sta aiutando.

Un ulteriore fattore è il sensibile aumento dei prezzi dei permessi per emettere anidride carbonica, che le aziende si scambiano attraverso l’Emission trading system europeo. I permessi sono rilasciati dalle autorità europee in numero limitato e vengono poi scambiati tra le aziende, con quelle meno inquinanti che possono vendere i propri alle industrie che producono più emissioni.

Il sistema esiste da oltre 15 anni e ha l’obiettivo di ridurre la produzione di gas inquinanti, tra le principali cause del riscaldamento globale. Periodicamente la quantità di permessi viene ridotta, proprio per incentivare il passaggio a produzioni più sostenibili, e di conseguenza il loro prezzo aumenta. Gli aumenti da inizio anno hanno avuto ripercussioni sulle società che producono energia da combustibili fossili, che a loro volta scaricano poi parte dei costi nella bolletta.

Nel suo intervento, il ministro Cingolani ha fatto riferimento a queste dinamiche e alla necessità di intervenire per evitare che le bollette di elettricità e gas aumentino considerevolmente nell’ultima parte dell’anno.

Non è però ancora chiaro che cosa voglia fare il governo, anche se ci sono ipotesi su provvedimenti simili a quelli assunti nei mesi scorsi per contenere gli aumenti delle bollette, con un intervento sugli “oneri generali di sistema”, una delle voci che incidono di più sul prezzo finale della bolletta. In Spagna il primo ministro Pedro Sánchez ha annunciato che sarà imposto un prezzo massimo per il gas e che ci sarà una riduzione della tassa sull’elettricità, con una riduzione di quasi 1,5 miliardi di euro di entrate per i conti pubblici.

La misura era però temporanea e nel frattempo i prezzi per l’energia sono continuati ad aumentare in buona parte dell’Europa, con rischi soprattutto per la fascia della popolazione che non si può permettere sistemi di riscaldamento adeguati (in Italia si stima sia quasi il 9 per cento delle famiglie, 2,3 milioni di individui). Nel caso di un inverno particolarmente rigido, il problema potrebbe essere ancora più sentito a causa dei maggiori consumi e del conseguente aumento della domanda.

La grande diga della discordia sul Nilo Azzurro sta per essere completata

(Fonte: nova.news, 10/09/2021)
La controversa Grande diga della rinascita etiope (Gerd) in fase di costruzione sul Nilo Azzurro inizierà a generare elettricità il mese prossimo. Lo ha annunciato oggi alla “Bbc” il ministro delle Risorse idriche, dell’irrigazione e dell’energia, Sileshi Bekele, precisando che i primi 750 megawatt (Mw) di elettricità saranno prodotti da due delle turbine della diga. Il progetto da 5 miliardi di dollari mira a fornire energia a decine di milioni di etiopi e, una volta completata, la diga dovrebbe generare otto volte la quantità iniziale. Il progetto ha causato tensioni tra l’Etiopia e i suoi vicini, con i Paesi a valle – Egitto e Sudan in testa – preoccupati per la loro sicurezza idrica. Nel luglio scorso, in vista della riunione del Consiglio di sicurezza delle Nazioni Unite convocata per discutere della questione Gerd, la Tunisia – membro non permanente uscente del Gruppo africano al Consiglio di sicurezza delle Nazioni Unite (Unsc) – ha presentato una proposta di risoluzione chiedendo un impegno a trovare un accordo vincolante sulla diga entro i prossimi sei mesi e sollecitando “l’Etiopia ad astenersi dal continuare a riempire unilateralmente” l’impianto. Nel dettaglio, le autorità tunisine chiedono che “Egitto, Etiopia e Sudan riprendano i negoziati su invito congiunto del presidente dell’Unione africana e del segretario generale delle Nazioni Unite per finalizzare, entro un periodo di sei mesi, il testo di un accordo vincolante sul riempimento e il funzionamento della Gerd che garantisca la capacità dell’Etiopia di generare energia idroelettrica” dalla diga, prevenendo al contempo “il rischio di infliggere danni significativi alla sicurezza idrica degli stati a valle”. Presentata un giorno prima della riunione, la proposta della Tunisia non è tuttavia stata messa al voto.

ENI prevede per il 2025 il primo impianto sperimentale di fusione nucleare

(Fonte: agi.it, 08/09/2021) L’annuncio di Eni del primo test al mondo del magnete con tecnologia superconduttiva Hts, condotto con successo insieme con Cfs (societa’ spin-out del Massachusetts Institute of Technology di cui Eni e’ il maggiore azionista) punta i riflettori su una fonte di energia sicura, sostenibile e inesauribile che riprodurra’ i principi alla base della generazione dell’energia solare e che rappresenta quindi una svolta nel percorso di decarbonizzazione. Ecco nel dettaglio di che cosa si tratta.

Il test

Nel corso del test il magnete toroidale, dal peso di circa 10 tonnellate, raffreddato con elio liquido a una temperatura di circa – 253.15°C (20 gradi sopra allo zero assoluto) è stato energizzato con una corrente elettrica di intensità crescente, fino a 40.000 Amper, per periodi di tempo prefissati e in diverse condizioni di funzionamento, sviluppando un campo magnetico di elevatissima intensità, fino a 20 tesla (T).Tali campi magnetici non si sarebbero ottenuti con l’utilizzo di materiali tradizionali come il rame o superconduttori Lts (Low Temperature Superconductors) che si sarebbero danneggiati per il calore generato. Il risultato è stato raggiunto grazie alle proprietà dei superconduttori Hts (Rebco – Rare Earth Barium Copper Oxide) che compongono la parte attiva del magnete, che sono in grado di raggiungere perfomance molto più elevate in termini di campo magnetico associato.

Il test ha dimostrato la possibilità di mantenere il magnete nel regime di superconduzione con un’elevata stabilità di tutti i parametri fondamentali per il suo impiego in un futuro impianto dimostrativo Il test ha, inoltre, generato una ingente mole di dati che saranno oggetto di analisi approfondite nel corso dei prossimi mesi. La tecnologia Hts si basa sulle scoperte che hanno portato Johannes Georg Bednorz e Karl Alexander Müller al Premio Nobel per la fisica nel 1987, ma solo recentemente la disponibilità commerciale di nastri Hts ha portato al loro utilizzo nei supermagneti.

La tecnologia

Nel processo di fissione nucleare i legami tra le particelle dei nuclei del combustibile, solitamente costituito da isotopi dell’uranio (o da plutonio, nel caso dei reattori cosiddetti “autofertilizzanti”) vengono spezzati dai neutroni emessi nel decadimento nucleare spontaneo e regolati per innescare una reazione a catena controllata al fine di rilasciare energia, successivamente utilizzata per la generazione di vapore e la produzione di elettricità tramite turbine ed alternatori.

Durante la fusione avviene il procedimento opposto: una volta create le condizioni opportune nuclei di elementi leggeri (come trizio e deuterio, isotopi dell’idrogeno) raggiungono uno stato della materia- il plasma- nel quale possono superare le forze repulsive e fondersi in un nucleo di elio, rilasciando più energia per unità’ di massa rispetto alla fissione. Questo è lo stesso processo alla base della generazione di energia nel Sole e nelle stelle. Tutto ciò potrà avvenire in virtù di tecnologie che garantiscono un processo intrinsecamente sicuro, in grado di estinguersi spontaneamente nel momento in cui vengono rimosse le condizioni che lo sostengono, tra le quali la presenza degli intensi campi magnetici per il confinamento del plasma all’interno dell’impianto.

Il contesto

La fusione a confinamento magnetico promette una vera e propria rivoluzione in campo energetico perché, una volta sviluppata a livello industriale, permetterebbe di avere a disposizione una fonte di energia pulita, sicura e praticamente inesauribile. In un’ottica di innovazione profonda, che possa condurre nel medio termine a disporre di una forma di energia sicura, pulita, a zero emissioni di CO2 e a bassissimo consumo di combustibile, perciò perfettamente coerente con gli obiettivi di trasformazione del mix energetico e di sostenibilità che caratterizzano la transizione energetica, Eni ha avviato da tempo un programma che prevede impegni su più fronti:

Partecipazione in Cfs (Eni è azionista di Cfs dal 2018);

Collaborazione ad un programma scientifico direttamente con il Mit, denominato Lift (Laboratory for Innovation in Fusion Technology) volto ad accelerare l’individuazione di soluzioni in termini di materiali, tecnologie superconduttive, fisica e controllo del plasma);

Partecipazione al progetto Dtt (Divertor Tokamak Test facility) lanciato dall’Enea, per l’ingegnerizazione e la costruzione di una macchina Tokamak di notevole rilevanza dedicata alla sperimentazione di componenti che dovranno gestire le grandi quantità di calore che si sviluppano all’interno della camera di fusione. Il know-how industriale e le competenze di gestione e sviluppo di grandi progetti, che caratterizzano i processi di innovazione in Eni, combinate con l’eccellenza della ricerca scientifica di Enea, saranno la chiave di successo per la realizzazione di questa importantissima iniziativa e dell’associata infrastruttura, basata primariamente su competenze e tecnologie italiane. Il progetto, in fase di realizzazione da Enea ed Eni presso il Centro di Ricerche di Frascati, pone ancora una volta l’Italia all’avanguardia internazionale nel campo della ricerca per ottenere energia pulita, sostenibile e sicura;

Collaborazioni con altre eccellenze italiane, che fanno parte da lunga data del network Eni, quali il CNR ed i principali atenei coinvolti in questo campo, che si realizzano anche nella creazione del Centro di Ricerca congiunto Eni-Cnr a Gela che ha come obiettivo principale quello di sviluppare competenze locali attraverso la promozione di Dottorati di ricerca e attivazione di Grant per la modellazione dei fenomeni fisici e degli elementi di progettazione ingegneristica nel campo dei reattori a fusione.

Integrazione industriale

Lo sviluppo della fusione a confinamento magnetico è una sfida di livello mondiale che coinvolge molte eccellenze internazionali in ambito scientifico-tecnologico e industriale, dove ognuno sta mettendo la sua esperienza e le sue competenze al servizio di una tecnologia rivoluzionaria. Per quanto riguarda Eni, oltre a collaborare con importanti enti di ricerca, l’azienda ha messo a disposizione dei ricercatori il supercalcolatore HPC5 che, con la sua grande potenza di calcolo, permette di utilizzare modelli matematici molto complessi per descrivere la fisica del plasma e simularne il comportamento.

Quando la fusione sarà diventata tecnologicamente matura da poter essere utilizzata a livello industriale si aprirà uno scenario inedito in cui, finalmente, potrà essere garantita una fornitura estesa di energia pulita, sicura e sostenibile. Centrali elettriche alimentate da reattori a fusione potranno soddisfare la crescente richiesta di energia di grandi insediamenti produttivi e urbani, mantenendo una elevata sostenibilità. Impianti di dimensioni più piccole, integrati con le fonti rinnovabili, potranno al tempo stesso facilitare l’alimentazione energetica di piccole comunità e realtà off-grid.

Ambiente e decarbonizzazione

L’energia prodotta dal processo di fusione è virtualmente infinita, sicura e a zero emissioni di gas climalteranti e di inquinanti. Basti pensare che un grammo di combustibile per la fusione contiene l’energia equivalente a quella di oltre 60 barili di petrolio, senza che questo comporti il rilascio di gas serra. La strada verso questa tecnologia rivoluzionaria è lunga, ma percorrerla significa puntare verso un futuro sostenibile.

 

La crisi climatica prosegue con eventi climatici estremi

(Fonte: 03/09/2021, rinnovabili.it)

Ad agosto Siracusa ha registrato il nuovo record di caldo europeo (49,8°C), le ondate di calore hanno moltiplicato gli incendi nei paesi mediterranei e in Russia, mentre una bolla di caldo ha stazionato sulla costa del Pacifico del Nord America per giorni sconvolgendo il clima di Canada e Stati Uniti. Tutti eventi climatici estremi che hanno origine dalla crisi climatica che stiamo vivendo. Ma il cambiamento climatico è anche di segno opposto: ci dobbiamo preparare anche a temperature glaciali.

L’avviso arriva dagli scienziati che hanno studiato l’ondata di gelo eccezionale che a febbraio è arrivata fino al Texas e al confine tra Stati Uniti e Messico, mettendo in ginocchio lo Stato e facendo risaltare tutte le vulnerabilità della sua rete elettrica. Evento “eccezionale”, ma solo se si guarda al passato. Se spostiamo lo sguardo ai prossimi anni si tratterà di eventi climatici estremi “normali”.

Lo scrivono gli autori di uno studio pubblicato su Science, dove si mette in relazione il freddo polare a latitudini inedite e il riscaldamento accelerato dell’Artico. È proprio l’amplificazione artica, cioè il riscaldamento globale tre volte maggiore rispetto al resto del pianeta che colpisce le regioni polari, a innescare questi crolli verticali delle temperature invernali molto più a sud.

Perché succede? Questo tipo di cambiamento climatico nell’Artico aumenta le probabilità che i venti che ruotano sopra il Polo Nord, dando vita a un fenomeno noto come vortice polare stratosferico artico, aumentino la loro oscillazione verso sud. Da qui il possibile aumento di eventi climatici estremi, negli Stati Uniti e in altre parti dell’emisfero boreale.

“Quando il vortice polare è circolare, è un segno che tutta l’aria fredda è imbottigliata sopra l’Artico”, spiegano gli autori. “Quando invece si estende in questo modo, una parte va in Asia e una parte va verso la porzione orientale del Nord America”.

 

 

Rischi ambientali legati allo sfruttamento dei giacimenti petroliferi in Guyana

(Fonte: lifegate, Maurizio Bongioanni, 24/08/2021) Un nuovo, enorme progetto di trivellazione petrolifera mette a rischio la costa della Guyana, in Sudamerica. Firmato dalla compagnia petrolifera Exxon Mobil, il progetto è stato criticato – come ha rivelato il quotidiano britannico Guardian in un suo articolo firmato a quattro mani con l’organizzazione statunitense Floodlight – per l’inadeguatezza delle misure di sicurezza e per l’impatto che le trivellazioni lascerebbero in eredità alle popolazioni locali.

La sicurezza del sito è talmente precaria che per diversi esperti il disastro è dietro l’angolo. Dal 2008, ExxonMobil ha iniziato a esplorare una vasta area che copre più di 2 milioni di ettari, con perforazioni ad una profondità media di duemila metri. Al largo della costa della Guyana, Exxon stima siano presenti 9 miliardi di barili di petrolio. Entro il 2025 il colosso petrolifero potrebbe arrivare a produrne 800mila al giorno. Superando così di 100mila unità le stime per l’intera produzione di petrolio e gas naturale del più sito di estrazione più ricco degli degli Stati Uniti: il Permiano, che si trova tra Texas e New Mexico. Insomma, grazie a questi numeri, la Guyana diventerebbe la più grande fonte di produzione di combustibili fossili di Exxon.

Guyana, “una vacca da mungere”

La principale critica ruota intorno al rapporto tra Exxon e il governo della Guyana, in cui quest’ultimo è considerato “impreparato” a fronteggiare le richieste della società petrolifera. La Guyana, infatti, è uno dei paesi con il reddito pro-capite più bassodell’intera America meridionale e per questo motivo diverse voci sostengono che Exxon stia approfittando della debolezza del governo ospitante per imporre condizioni favorevoli e “unilaterali”.

Exxon, considerata la prima azienda ad aver scoperto una significativa quantità di petrolio in Guyana, tratterrà infatti l’85 per cento dei proventi: in questo modo, da quando sono iniziate le perforazioni effettive nel 2015, il governo ha ricevuto poco più di 250 milioni di euro contro i quasi 1,7 miliardi incassati da Exxon e soci. Per Exxon si tratta di una ripartizione in linea con il mercato e con gli accordi stipulati con altre nazioni, ma il governo della Guyana – dopo l’inchiesta pubblicata dal Guardian – ha chiesto che venga rinegoziato un nuovo accordo.

Il costo di un barile di petrolio prodotto in Guyana va da 5 a 10 dollari in menorispetto alla media globale. Per questo motivo, la Guyana è per Exxon “una vacca da mungere” il più in fretta possibile, come ha dichiarato il presidente di una società di consulenza coinvolta nell’inchiesta del Guardian: la società, infatti, ha iniziato a produrre petrolio a una velocità doppiarispetto alla media di progetti di queste dimensioni.

“La Exxon rimarrà qui per altri 20-25 anni”, ha affermato Vincent Adams, ex-capo dell’agenzia di protezione ambientale in Guyana. “Dopo aver guadagnato tutto il possibile e essersene andati, saremo noi a dover affrontare tutti i casini”.

C’è il rischio di una nuova Deepwater Horizon

Se a tutto questo si aggiunge il fatto che le condizioni di sicurezza non sono all’altezzadella situazione, il quadro si fa allarmante. A essere in gioco non c’è solo la salute dei lavoratori, ma anche quella dei civili, degli oceani, della biodiversità globale.

Diversi esperti interpellati dal Guardian affermano che nella dichiarazione di impatto ambientale presentata da Exxon nel 2017 mancano le “prove della pianificazione e delle operazioni necessarie per valutare e gestire i rischi associati alle operazioni di esplorazione, produzione e trasporto offshore ad alto rischio”.