(di Roberta Lazzari) Che il periodo d’oro del fracking sia giunto a termine?

Il metodo di “fratturazione idraulica” quale tecnica per estrarre gas naturale anche da sorgenti non convenzionali, quali le rocce di scisto o depositi profondi di carbone, è da sempre molto controversa.

A suonare il campanello d’allarme è l’ente di controllo americano EPA (Environmental Protection Agency), che a seguito di un ulteriore studio smentisce quanto affermato nel precedente, ovvero che non esistono prove che il fracking contamini sistematicamente l’acqua.

La fratturazione idraulica o fracking è lo sfruttamento della pressione di un fluido, di solito acqua, per creare e poi propagare una frattura in uno strato roccioso nel sottosuolo. La fratturazione viene eseguita a seguito di una trivellazione dentro una formazione di roccia contenente idrocarburi, al fine di aumentarne la permeabilità e quindi migliorare la produzione di petrolio o di gas da argille (gas di scisto – shale gas) contenuti nel giacimento, incrementandone il tasso di recupero.

Ma il fracking viene utilizzato anche:

Le fratture indotte dall’uomo, per il recupero di petrolio o gas, vengono allargate pompando fluido sotto pressione e poi mantenute aperte grazie all’introduzione di sabbia, ghiaia, microsfere di ceramica come riempitivo permeabile; così facendo le fratture create non possono richiudersi quando la pressione del fluido viene meno.

La tecnica per migliorare la produttività di un pozzo di petrolio, fratturandone le rocce, risale al 1860. La tecnologia di fratturazione per mezzo della pressione esercitata sulla roccia da un fluido idraulico, per stimolare l’erogazione di petrolio da giacimenti scarsamente produttivi, avvenne negli Stati Uniti nel 1947.

La fratturazione idraulica consente l’estrazione di idrocarburi da rocce a bassa permeabilità, da cui viceversa non fluirebbero in quantità tali da permettere l’estrazione ad un costo economicamente sostenibile. Le fratture indotte di fatto aumentano la permeabilità della roccia nell’intorno del pozzo, e quindi aumentano la portata dell’estrazione. Il fluido iniettato nei pozzi può essere acqua, gel, schiuma o gas compresso come azoto, diossido di carbonio o semplice aria.

Per monitorare la dimensione e l’orientamento delle fratture viene fatto un monitoraggio microsismico durante il pompaggio di fluido, installando schiere di geofoni in pozzi adiacenti. In questo modo vengono mappati i microsismi dovuti alle fratture indotte e si può ricavare la geometria approssimativa delle fratture stesse. Altre importanti informazioni sugli sforzi prodotti nelle rocce si ottengono posizionando schiere di inclinometri.

L’equipaggiamento standard per la fratturazione utilizzato nei campi petroliferi comprende un miscelatore dinamico, una o più pompe ad alta pressione e alto flusso (di solito pompe triple o quintuple) e una unità di monitoraggio sismico.

L’iniezione inizia a bassa pressione e con un flusso anche di 265 litri al minuto. Quindi, nella fase di sforzo, la pressione aumenta fino a valori di 100 MPa e il flusso diminuisce gradualmente.

Nonostante una parte dell’opinione pubblica e alcuni ambientalisti da tempo avessero denunciato la pericolosità del fracking dal punto di vista della sismicità indotta, non sono stati mai pubblicati lavori scientifici a supporto di tale ipotesi fino al 2015, quando uno studio dell’United States Geological Survey (USGS) ha dimostrato per la prima volta in modo preciso un rapporto fra il fracking e l’aumento dei fenomeni sismici in 17 territori degli Stati Uniti.

Inoltre un’inchiesta del New York Times ha dato risalto ai problemi legati alla concentrazione di radioattività intorno ai pozzi del fracking in Pennsylvania.

In effetti, il fracking non è vista una tecnologia ad impatto zero sull’ambiente.

Ad esempio altri problemi sollevati da chi ha dei dubbi sul fracking sono:

Ecco che un approfondimento da parte delle autorità forse aiuterà a chiarire alcuni aspetti su cui ad oggi ci sono ancora alcuni punti interrogativi.

Buone notizie, anzi, ottime per lo sviluppo del mercato delle energie rinnovabili e del fotovoltaico solare, destinato sempre più a diventare nel tempo una tecnologia di massa, facilmente accessibile a un numero sempre più ampio di utenti. A prevederlo è la recente indagine Global Solar Power Market—2016 Update realizzata da Frost & Sullivan. Secondo gli analisti della società multinazionale di consulenza, infatti, la flessibilità dei sistemi energetici e le politiche di sostegno forniranno un’accelerazione irreversibile al mercato, in crescita fino a 179,13 miliardi di dollari nel 2020 con un ritmo pari al 9,5% annuo (tasso di crescita annuale composto). Nel corso del 2015 il fatturato del mercato del fotovoltaico è stato complessivamente di oltre 113 miliardi di dollari.

A livello di potenza installata, secondo i dati dell’analisi, la capacità installata aumenterà da 50.780 MW fino a 76.600 MW con un tasso di crescita annuale composto pari all’8,6% per lo stesso periodo.

Se consideriamo l’intero comparto delle energie rinnovabili, le cifre crescono in maniera impressionante, come certifica anche l’ultimo rapporto New Energy Outlook realizzato dalla società di consulenza Bloomberg New Energy Finance. Nel documento, infatti, si stima che nel 2040 la capacità raggiungerà un livello di 8,6 TeraWatt con un valore di mercato di 11.400 miliardi di dollari per la maggior parte derivanti dai settori del solare e dell’eolico. Contestualmente ci sarà un declino del carbone e dei combustibili fossili in generale, compensato soprattutto dalla prevista crescita dell’India che sarà ancora per molto tempo dipendente da fonti energetiche tradizionali.

“Gli incentivi per l’energia solare e gli impegni recentemente assunti al vertice COP 21 di Parigi faranno sì che il mercato del fotovoltaico solare continui a crescere esponenzialmente per i prossimi 5 anni”, afferma Pritil Gunjan, analista per il settore Energia e Ambiente di Frost & Sullivan. “L’integrazione nella rete elettrica delle energie rinnovabili e gli investimenti nelle iniziative di stoccaggio dell’energia sono altri fattori che danno slancio al mercato.”

Ma quali sono stati i fattori chiave che consentono agli analisti di fare queste previsioni? Un elemento fondamentale è stata la definizione della struttura di feed-in tariff (FiT) per l’energia generata attraverso il fotovoltaico solare. Insieme alle normative e agli incentivi in rapida evoluzione, ciò ha abbassato il costo livellato dell’elettricità (LCOE) da energia solare. Grazie alle più alte economie di scala, il costo dei sistemi a energia solare, sia in ambito residenziale sia a livello dell’intera rete, raggiungerà la grid parity entro il 2020 e aumenterà la diffusione dell’energia solare decentralizzata.

Buone prospettive, dunque, per tutti gli attori della filiera: dai fornitori di materie prime ai produttori di cellule fotovoltaiche e moduli fotovoltaici; dai fornitori di apparecchiature per il bilanciamento dei sistemi ai system integrator fino agli installatori dei sistemi.

A livello mondiale la parte del leone sarà del continente asiatico, per il quale si prevede una crescita particolarmente impetuosa generata dalla crescita economica, dall’aumento delle aree urbanizzate e da una progressiva maggiore elettrificazione del territorio. Nei numeri questo significa che la quota di mercato dell’Asia supererà il 64% entro il 2020 con Cina, India e Giappone che insieme rappresenteranno oltre l’80% di tutte le installazioni di impianti a energia solare pianificati per i prossimi 5 anni. Cina e Giappone saranno in testa, con tassi molto attraenti di feed-in tariff e programmi di incentivi basati sulla capacità.

Nord America assisterà ad una forte crescita con l’estensione dei requisiti per avere diritto a un credito di imposta per gli investimenti in generatori solari fino al 2019. Entro il 2020, la regione avrà circa 20 milioni di prosumer residenziali. Gli incentivi fiscali, i progressi tecnologici e i nuovi modelli di leasing saranno importanti fattori di traino.

L’Europa, tuttavia, subirà un rallentamento dovuto al ritiro dei sussidi e degli incentivi. Un’enorme sovracapacità, insieme al calo dei prezzi dei moduli solari, farà sì che i fornitori avranno delle difficoltà a generare profitti.

Gli investimenti nell’infrastruttura di rete, specialmente nelle località remote e off-grid, darà slancio alla domanda nei mercati emergenti dell’America Latina e dell’Africa.

“Le variazioni climatiche estreme, il calo delle riserve energetiche e l’aumento delle tecnologie di generazione distribuita porteranno le utility a cercare nuovi modelli per sostenere le iniziative di efficienza energetica e di gestione dell’energia”, osserva Gunjan. “Si prevede che gli operatori della catena di fornitura svilupperanno nuove tecnologie che abbasseranno i costi e integreranno il fotovoltaico solare in un’infrastruttura di rete flessibile. Anche i modelli di business innovativi per integrare l’energia solare apriranno delle opportunità per i contatori intelligenti, i sistemi demand-response e i sistemi di scambio sul posto (o net metering).”

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In Italia c’è stato da poco il referendum per decidere il da farsi sulle trivelle che estraggono petrolio al largo delle coste. Un tema che ancora oggi scatena polemiche, nonostante il referendum non abbia raggiunto il quorum.

Nel frattempo il colosso olandese Shell ha deciso di abbandonare lo stretto di Lancaster, nel mare dell’estremo nord canadese, ufficialmente per permettere la realizzazione del parco marino di fronte allo stato di Nunavut, terra degli eschimesi Inuit, che da anni lottano con gli ambientalisti contro le trivellazioni offshore nello stretto. Ufficiosamente la Shell ha abbandonato il progetto a causa dei bassi prezzi del petrolio, che non rendono più redditizie le trivellazioni offshore.

Motivazione ufficiale o ufficiosa non cambia il risultato: il fatto che non si vada a trivellare permette sicuramente di salvaguardare la biodiversità presente in quel luogo. Inoltre potrebbe essere uno stimolo aggiuntivo per investire nelle energie verdi, meno impattanti sull’ambiente.

Se però c’è chi fa dietrofront, nel mar di Barents pur di estrarre il petrolio difficile (come l’hanno chiamato), Eni vara Goliat. Dopo anni di ricerche e aver scandagliato il sottofondo marino fino a 400 metri di profondità, Eni ha dato il via all’estrazione di 180 milioni di barili di greggio.

ENI Goliat

Una panoramica in 3D della struttura della piattaforma ENI sul pozzo Goliat (Foto © ENI Norge)

Gli ingegneri italiani hanno commissionato alla Sevan Marine di costruire la più grande piattaforma cilindrica galleggiante: 115 metri di diametro per 100 metri di altezza. E questa è stata realizzata nei cantieri della Hyundai in Corea del Sud. Dopo un viaggio di 65 giorni è approdata ad un passo dal Polo Nord, quindi ancorata e collegata alla terraferma attraverso chilometri di cavi elettrici. La Norvegia ha dovuto potenziare la propria rete nazionale per permettere il funzionamento dei 22 pozzi sottomarini. Di questi 7 iniettano acqua, 3 gas e 12 estraggono petrolio. Il greggio viene stoccato all’interno di un grande serbatoio da cui caricheranno le petroliere destinate alle raffinerie del Nord Europa.

Il progetto di elettrificazione di Goliat

La piattaforma è collegata a terra da chilometri e chilometri di condotte elettrificate (Foto © ENI Norge)

In un certo modo la piattaforma galleggiante può essere vista come un grande calamaro: la parte emersa è la testa, mentre l’intricata rete di condutture sottomarine sono i suoi tentacoli.

La scoperta del giacimento di petrolio risale al 2000, ma solo quest’anno è stato dato il via ai lavori di estrazione attraverso questo enorme pozzo chiamato Goliat.

Costi e ricavi saranno ripartiti tra Eni e la norvegese Statoil.

Ovviamente non sono mancate le polemiche per quest’opera ciclopica. Greenpeace l’ha denominata inutile monumento. Le autorità di Oslo hanno imposto a Eni e Statoil di predisporre nuovi piani di emergenza. Sono stati utilizzati innovativi sistemi anti-spill (barriere che bloccano sul nascere fuoriuscite di petrolio in mare).

Eni e Statoil hanno dato avvio a 30 progetti di ricerca e sviluppo per tenere sotto controllo l’ambiente, con soluzioni e sperimentazioni da diversi milioni di euro. L’attenzione da parte delle due aziende è anche una questione di immagine: si vuole dimostrare che è possibile uno sfruttamento sostenibile e responsabile del giacimento.

E dal mondo petrolifero e dal governo norvegese, Goliat è considerato un progetto verde perché l’elettricità utilizzata è prodotta in terraferma e acqua e gas utilizzati vengono reiniettati nel sottosuolo. Quindi sotto il loro punto di vista è un impianto a zero emissioni di CO2.

Ma può essere eco friendly una piattaforma per l’estrazione del petrolio? Forse si, ma resta che una volta estratto quel petrolio verrà utilizzato e quindi le emissioni incriminate…. ci saranno.

Articolo di Roberta Lazzari

Circa un mese fa è circolata la notizia della scoperta di un maxi-giacimento di gas in Egitto. A darne la notizia l’amministratore delegato del cane a sei zampe – ENI (leggi il comunicato dell’ENI).

La scoperta è avvenuta a Zohr a 1.450 m di profondità d’acqua. Tra acqua e fondale, il pozzo di Zohr è stato perforato a 4.131 metri di profondità totale.

Lo strato di idrocarburi incontrato dalle trivelle è pari a 630 metri. Ma la speranza è che i volumi possano aumentare. Infatti è ipotesi plausibile che sotto questo giacimento ce ne sia un altro, altrettanto importante. Non di gas puro, ma di condensati o olio.

Al momento si stimano 850 miliardi di metri cubi di gas.

I costi per sviluppare il giacimento di Zohr si ipotizzano essere al di sotto dei 10 miliardi di dollari. La produzione del giacimento off-shore di gas al suo massimo sviluppo viene stimata tra i 70 e gli 80 milioni di metri cubi al giorno, 30-35 miliardi di metri cubo di gas all’anno Si tratta praticamente di metano puro, che quasi non deve essere trattato. Inoltre la grande pressione e la temperatura bassa si aggiungono alle condizioni che incidono sui costi. Altra cosa importante, il giacimento si trova a poche decine di chilometri dall’impianto ENI e di fronte c’è Al Gamil, il centro di trattamento del gas ENI. Anche queste circostanze contribuiscono ad abbassare i costi da sostenere per estrarre gli idrocarburi.

giacimento di zohr

Nell’immagine la posizione su Google Earth dove è localizzato l’immenso giacimento di idrocarburi scoperto a Zohr, al largo delle coste egiziane

Dal punto di vista burocratico, sembra che le autorità egiziane vogliano riuscire a sviluppare questa scoperta in tempi rapidi, entro il 2017.

Il giacimento potrebbe sia soddisfare la domanda di gas interna dell’Egitto, sia dare la possibilità di riprendere l’export di metano liquefatto in Spagna e Italia a prezzi interessanti.

L’Organizzazione dei Paesi produttori di petrolio (Opec) è convinta che si tratta di una delle scoperte destinate a incidere di più sul mercato dell’energia mondiale.

Oltre alla scoperta del maxi-giacimento, ad essere interessante è anche il sistema con cui vengono eseguite queste scoperte.

In prima battuta viene eseguita una sorta di ecografia del sottosuolo mediante una nave, attrezzata con una airgun (pistola ad aria), che spara in acqua verso il fondale delle potenti onde sonore (operazione criticata dagli ambientalisti).

Il suono attraversa l’acqua e le rocce, provocando delle micro vibrazioni. Le onde, ovviamente, vengono riflesse in modi diversi a seconda degli strati che attraversano. Tutte le informazioni vengono registrate dai sismografi installati a bordo della nave. Tali informazioni non servono solo per la ricerca degli idrocarburi, ma anche per studi di geofisica. Dalle informazioni vengono elaborati modelli tridimensionali rappresentanti il fondale marino.

Una volta individuato un punto in cui risultano buone le probabilità di trovare gli idrocarburi, viene installata una piattaforma e si fa una trivellazione esplorativa. La fase esplorativa dura mediamente 6 mesi e i costi variano a seconda delle punte – scalpelli che devono essere installate di volta in volta sulle trivelle in base alla consistenza del fondale perforato.

Se si è fortunati, una volta raggiunto il petrolio o il gas, l’estrazione avverrà “naturalmente” in quanto si trovano ad alta pressione, ma il processo di ricerca è sicuramente lungo ed oneroso.

Il 25 novembre 2015 si rinnova a Milano l’appuntamento con mcT Tecnologie per il Petrolchimico, iniziativa verticale di riferimento per i professionisti impegnati nel settore del Petrolchimico e dell’industria di Processo.

A circa tre mesi dall’evento, le aziende partecipanti hanno già superato “quota 100”, un risultato che testimonia l’interesse del mercato per i temi della giornata e per la formula dell’evento.

mcT Tecnologie per il Petrolchimico non è infatti solo una vetrina dell’eccellenza del settore, ma anche un’occasione di aggiornamento e crescita professionale (con oltre 1.000 operatori specializzati in visita nel 2014), un momento d’incontro che riesce ad offrire, nella stessa location e a beneficio di operatori e aziende, un concentrato di soluzioni insieme a nuovi ed esclusivi contatti.

Anche l’edizione 2015 sarà caratterizzata da un programma ricco di convegni, seminari e workshop, a cominciare dalla sessione mattutina “Tecnologie per il Petrolchimico e per il settore energetico”, coordinata da Regina Meloni (Saipem) e Carlo Perottoni (Saipem), in cui si parlerà anche dell’ottimizzazione dei cicli energetici e riduzione delle emissioni, con approfondimenti sulle architetture di automazione, sulla manutenzione industriale, l’ingegneria dei sistemi e vedrà il coinvolgimento diretto di aziende del settore che affronteranno tematiche di attualità e contribuiranno con case study.

La giornata verticale si prepara alla settima edizione confermando inoltre le sinergie vincenti, come quella con mcT Safety and Security, iniziativa dedicata alle soluzioni e alle tecnologie per la sicurezza attiva e passiva nei contesti industriali a elevata criticità, per creare, nella stessa location e a esclusivo beneficio degli operatori, un concentrato di soluzioni – a stimolare nuovi ed esclusivi contatti tra gli espositori presenti e i tanti visitatori qualificati previsti in visita.

mcT Petrolchimico, oltre alla citata sessione congressuale, prevede un’area espositiva e una serie di workshop tecnico-applicativi pomeridiani a cura delle aziende partecipanti, così da consentire agli operatori partecipanti di approfondire in modo specifico soluzioni, tecnologie e casi applicativi legati al mondo petrolchimico e dell’oil&gas.

mcT Tecnologie per il Petrolchimico si svolgerà a Milano (Crowne Plaza Hotel San Donato) il prossimo 25 novembre, il programma dell’evento sarà presto disponibile sul sito dell’evento attraverso cui gli operatori interessati potranno anche preregistrarsi per accedere gratuitamente alla manifestazione e alle mostre in contemporanea, partecipare a convegni e workshop e usufruire dell’offerta dei servizi collegati.

Il Decreto Sblocca Italia è legge dello Stato. Il 5 novembre scorso l’aula di Palazzo Madama ha votato l’ennesima fiducia al Governo, approvando in modo definitivo il testo su edilizia, fisco e cantieri. 157 voti favorevoli, 110 quelli contrari, nessun astenuto.

 

Il comma 5 dell’art. 38 Misure per la valorizzazione delle risorse energetiche nazionali recita:

5. Le attività di ricerca e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi di cui alla legge 9 gennaio 1991, n. 9, sono svolte a seguito del rilascio di un titolo concessorio unico, sulla base di un programma generale di lavori articolato in una prima fase di ricerca, per la durata di sei anni, prorogabile due volte per un periodo di tre anni nel caso sia necessario completare le opere di ricerca, a seguito della quale, in caso di rinvenimento di un giacimento riconosciuto tecnicamente ed economicamente coltivabile da parte del Ministero dello sviluppo economico, seguono la fase di coltivazione, per la durata di trenta anni, da prorogare per una o più volte per un periodo di dieci anni ove siano stati adempiuti gli obblighi derivanti dal decreto di concessione e il giacimento risulti ancora coltivabile, e quella di ripristino finale.

 

L’articolo 4 al comma 1 della Legge 9 gennaio 1991 n. 9 chiarisce le zone in cui è fatto Divieto di prospezione, ricerca e coltivazione:

1. La prospezione, la ricerca e la coltivazione di idrocarburi è vietata nelle acque del Golfo di Napoli, del Golfo di Salerno e delle Isole Egadi, fatti salvi i permessi, le autorizzazioni e le concessioni in atto, nonché nelle acque del Golfo di Venezia, nel tratto di mare compreso tra il parallelo passante per la foce del fiume Tagliamento e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po.

 

Se in Italia siamo alla fase di approvazione della Legge che regolamenta lo sfruttamento off-shore di idrocarburi, in Croazia il Governo ha portato a termine la gara pubblica bandita lo scorso aprile, anticipando che saranno la compagnia italiana Eni, l’americana Marathon Oil e la croata governativa Ina a gestire le trivellazioni nel mare affacciato alla Laguna e alla costa veneta.

Sono stati vinti 15 dei 29 lotti messi in gara.

Gli altri 14 sono contesi tra la russa Gazprom, gli anglolandesi di Shell, la francese Total, la Noble Energy, la Turkish Petroleum, l’Hellenic Petroleum, la Jp Nippon e la Petroceltica.

 

La partita in gioco è molto interessante se si valuta che lo studio della norvegese Spectrum stima che i 12 mila chilometri quadrati dell’Adriatico croato possano custodire qualcosa come 2,8 miliardi di barili tra petrolio e gas: la Croazia potrebbe estrarre idrocarburi per un valore di trecento milioni di euro l’anno.

Il basso fondale dell’Adriatico Orientale riduce inoltre notevolmente il costo delle piattaforme per l’estrazione.

 

Veneto, Molise e Abruzzo hanno chiesto di modificare la legge che regolamenta le autorizzazioni off-shore per la prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi in Adriatico. In particolare il Veneto solleva il problema di possibili incidenti sulle piattaforme, con gravissimi danni sull’ecosistema. Inoltre si pone l’accento sul fenomeno di subsidenza che si potrebbe andare a creare trivellando di fronte alle coste venete.

 

Di contro però c’è la storia dell’Italia, impegnata da decenni nello sfruttamento delle proprie coste: nell’Adriatico con 107 piattaforme per l’estrazione di idrocarburi, di cui 50 davanti alla costa tra Emilia Romagna e Veneto.

 

Insomma, la questione sembra ancora aperta e tra leggi e realtà la situazione non è chiara.

 

Articolo di Roberta Lazzari

 

Fonti:

Legge n.9 del 9 gennaio 1991

Decreto Legge 12 settembre 2014 n. 133

http://nuovavenezia.geolocal.it

www.leggioggi.it

In Basilicata, nel giacimento petrolifero della Val d’Angri, il progetto pilota per il riutilizzo a scopi industriali delle acque di strato, risultato di una ricerca congiunta tra Syndial e ENI Esplorazione&Produzione, ha ricevuto un bel no!

O meglio, l’Ufficio Compatibilità Ambientale della Regione Basilicata ha richiesto l’Assoggettabilità a Valutazione di Impatto Ambientale (VIA), il che (in Italia) vuol dire un iter lungo un paio d’anni almeno, un tempo incompatibile con la forma di test sperimentale/pilota.

 

Diversa sorte nelle Marche. Stesso impianto, stesse autorizzazioni richieste, ma questa volta ottenute (senza VIA). L’impianto è stato realizzato a Schieppe di Orciano in provincia di Pesaro-Urbino e il 20 novembre il test è partito con il trattamento delle acque provenienti dalla Val d’Angri. L’investimento richiesto è stato di circa un milione di euro, ben speso a quanto pare visto che l’impianto sta rispettando le attese.

 

La Val d’Angri è sede di un sito molto delicato: il sito industriale di Viggiano (Potenza), dove si trova il Centro Olio Val D’Angri (COVA) di Eni. Dal giacimento lucano, a oltre 3.000 metri di profondità, si estraggono idrocarburi (olio e gas) ed una elevata quantità di acqua. Tutto viene inviato al COVA, ove avviene la separazione dell’acqua dagli idrocarburi per mezzo di processi fisici. Quest’acqua è destinata alla reiniezione nel giacimento, secondo le raccomandazioni e seguendo le best practices dell’attività petrolifera, riconosciute dalle Autorità di Vigilanza e recepite dalla normativa italiana.

 

Tuttavia l’autorizzazione per questo ciclo dell’acqua è ferma in Regione e al Comune di Grumento Nova.

 

Al momento l’unica alternativa praticabile è l’invio delle acque di strato all’impianto di trattamento reflui di Tecnoparco (società partecipata dalla Regione Basilicata) a Pisticci (Val Basento). La scelta non è stata senza proteste, visto l’aumento del traffico veicolare (nonché l’impegno economico della Regione – 1,3 milioni di euro – per provvedere anche alla copertura delle vasche).

 

La centrale di Viggiano necessita di notevoli quantità d’acqua (vapore acqueo) pertanto trovare un sistema di depurazione delle acque estratte per poterle immettere nel ciclo produttivo, è stata la leva che ha mosso Syndial ed Eni a fare la ricerca che ha portato alla realizzazione dell’impianto pilota. Lo scopo è minimizzare l’impatto ambientale, favorire il riutilizzo della risorsa idrica e sviluppare una nuova opportunità industriale ed impiantistica.

 

L’impianto pilota è formato da 5 unità assemblabili, di piccole dimensioni e mobili. Può trattare 5 mc/ora e la sperimentazione si prefissava la campagna di un mese o comunque 1.000 mc trattati.

 

La sperimentazione dislocata in atto prevede il trasporto a mezzo 1-2 autobotti/giorno delle acque di strato da Viggiano a Schieppe di Orciano.

I risultati al momento sono positivi: la qualità delle acque alla fine del ciclo di trattamento e i parametri ambientali di funzionamento dell’impianto sono migliori del previsto.

 

Con questi risultati possono iniziare ora i ragionamenti e la progettazione su scala industriale di un impianto fisso di trattamento delle acque della capacità di 100 mc/ora, al fine di ridurre il traffico di autobotti sulle strade lucane e permettere in futuro l’autosufficienza idrica delle attività di Eni. L’investimento in questo caso sale a circa 50 milioni di euro, un impegno di circa 30 unità dirette e 35 indirette, con tempi di realizzazione di 24 mesi dall’autorizzazione.

 

L’obiettivo (ambizioso) è un impianto zero liquid discharge. Gli iter autorizzativi lo permetteranno?

 

Di Roberta Lazzari 

 

Fonti:
Ilsole24ore.com, Sviluppo bloccato. La Basilicata ferma la ricerca sulle acque – di Luigia Ierace 19 febbraio 2014 e  Ma le Marche dicono «sì» – di Luigia Ierace 19 febbraio 2014

 

Si è chiuso qualche giorno fa a Montréal il Congresso Mondiale dell’Energia organizzato dal World Energy Council, imperdibile evento, a cadenza triennale, cui si dà appuntamento il gotha del mondo dell’energia internazionale. I vertici dell’industria energetica, delle istituzioni e degli organismi internazionali, della politica e della scienza si sono ritrovati nella città canadese: 7.200 i partecipanti da 130 nazioni, nuovo record per i Congressi Mondiali dell’Energia. Il prossimo Congresso sarà in Corea del Sud nel 2013.

Al centro del dibattito le strategie per una crescita responsabile che riconcili sviluppo economico, protezione dell’ambiente e riduzione delle disuguaglianze. Servono soluzioni per rispondere alla sfida globale, serve una capacità di cooperazione tra industrie energetiche e governi, la capacità di integrare le esigenze delle economie emergenti e di comprendere appieno la complessità delle sfide e l’evoluzione delle necessità delle nostre società. Il “mercato” da solo non è ritenuto sufficiente ad affrontare queste sfide che vedono orizzonti temporali lunghi. Sul tavolo, quindi, le più grandi questioni all’ordine del giorno, nei loro risvolti economici, industriali, ambientali e sociali, ma alcuni temi hanno preso il sopravvento. A partire dalla questione che sta rivoluzionando lo scenario delle fonti tradizionali: parliamo dello shale gas.

Innovazioni tecnologiche recenti hanno reso disponibile un tipo particolare di gas, quello che si trova rinchiuso negli scisti. Le riserve presunte di shale gas nel mondo sono circa 4 volte quelle del gas convenzionale. Gli USA hanno scoperto di possederne in quantità importanti, tali da rendersi in 2 anni indipendenti dalle importazioni (erano il 50% dei consumi), facendo crollare le importazioni di LNG e con queste il prezzo del gas stesso di  oltre il 50%. Lo scenario energetico degli Stati Uniti viene insomma rivoluzionato da questa nuova fonte, ma i contraccolpi sono inevitabili anche sulle altre fonti di energia e sul mercato internazionale.

Fino ad oggi, la produzione di energia elettrica degli Stati Uniti è stata fondata sul carbone per il 50%. Proprio per questo, gli USA si erano finora dimostrati molto favorevoli a sostenere la ricerca sulla Carbon Capture e Storage. Oggi sembra invece che questo interesse stia venendo meno e si pensi di sostituire le centrali a carbone con quelle a gas che emette una quantità nettamente inferiore di CO2. Anche gli investimenti nelle rinnovabili – eolico e fotovoltaico in testa – sembrano rimessi in discussione, perché ancor più evidentemente antieconomici.
Si tratta di un cambiamento di grande portata che avrà inevitabilmente conseguenze anche sul panorama internazionale.

Protagonista indiscusso nel settore energetico ed in quello elettrico in particolare resta la Cina, che al Congresso del WEC ha continuato a sbalordire per la portata e la rapidità dei cambiamenti e degli avanzamenti nel settore.
La costruzione delle centrali procede a una velocità tale che ogni giorno si aggiungono 300 MW alla produzione complessiva di energia elettrica e 200 km di linee ad alta tensione. La Cina è oggi leader assoluto nella trasmissione di energia elettrica: in soli 3 anni e mezzo è stata realizzata la linea ad alta tensione più lunga al mondo (circa 2.000 km) e con il record di tensione a +/- 800 kV in corrente continua. In costruzione anche una rete in corrente alternata a 1.000 kV e 2 linee sono già in funzione. Una capacità di realizzare che lascia senza fiato e che annichilisce in particolare noi italiani che ci mettiamo decenni per riuscire a realizzare qualche km di linea ad alta tensione. Non solo. Oggi il Paese del Sol Levante si pone come leader anche nelle rinnovabili: il 40% di tutta la potenza eolica installata nel 2009 è in Cina che ha superato come totale potenza installata la Germania e si appresta a superare  gli Stati Uniti, attuali numero 1. Nel settore ci sono nuovi mirabolanti progetti che prevedono la realizzazione di campi eolici in Tibet, a 3500 km di distanza dai centri di consumo e quindi con la necessità di realizzare una linea di trasmissione che batterebbe ogni record per lunghezza e tensione.
Gli investimenti riguardano tutti i settori più innovativi, smart grids, auto elettriche e idrogeno per esempio.

Anche il solare è ormai territorio cinese. La Cina ha scelto in maniera intelligente di puntare per il fotovoltaico al mercato estero, a scapito di quello nazionale, soppiantando gli altri paesi come leader nella produzione di celle/pannelli e invadendo il mercato occidentale di prodotti di qualità a basso costo: il 50% dei pannelli installati nel mondo sono di provenienza cinese.

In costruzione in Cina anche 23 reattori nucleari tra i 1.000 e i 1.700 MW ciascuno,con la costruzione di 13 nuovi reattori iniziata negli ultimi 15 mesi. Il target fissato al 2030 è, per questo solo settore, l’avere in servizio centrali per 180.000 MW. Una cifra impressionante, certo, tanto più se si considera che rappresenterebbe solo il 7/8% della produzione totale di elettricità che sarà ancora prevalentemente da carbone.
Sul fronte nucleare è dalla Russia però che vengono le novità più interessanti. Stando a quanto dichiarato da Rosatom, tra 20 anni saranno pronti reattori di IV generazione di piccola taglia. La marcia in più della prossima generazione di reattori sta nella capacità di utilizzare per la produzione di energia anche le scorie prodotte dalle centrali di III generazione; un elemento che potrebbe rivelarsi interessante anche per ridimensionare il problema del final waste disposal. Rosatom si è dichiarata disposta a realizzare centrali fornendo il combustibile e ritirando le scorie finali per riprocessamento/uso presso di loro. I reattori di piccola taglia potrebbero giocare un ruolo significativo per la crescita economica di paesi con potenza installata non rilevante.

Altro problema discusso in varie tavole rotonde è stato quello degli  effetti del disastro del Golfo del Messico su un possibile stop all’utilizzo di fonti fossili a vantaggio delle rinnovabili. Chiaramente si sono avute posizioni opposte dalle società oil & gas e dagli ambientalisti; in ogni caso il disastro ha spinto e sta spingendo le compagnie a rivedere le procedure di sicurezza e di sub-appalti

Una condivisione generale si è avuta sull’importanza e priorità dell’efficienza energetica che dovrebbe contribuire a livello globale per oltre il 50% alla riduzione dei gas serra; chiaramente le tipologie di intervento sono notevolmente diverse nei vari paesi in funzione delle risorse locali attuali e potenziali. Una convergenza si è avuta anche sul fatto che realisticamente le fonti fossili saranno dominanti ancora per qualche decennio.
Il problema più serio a cui non si sa trovare  risposte concrete resta però un altro: circa 1.600.000.000 persone ancora oggi vivono senza energia commerciale. Nei paesi in via di sviluppo i centri abitati scollegati dalla rete sono ancora moltissimi. In Africa, se si escludono i paesi del nord Africa ed il Sud Africa (che consuma circa il 50% di tutta l’energia elettrica del continente) il legno è l’unica fonte energetica per l’85% della popolazione.

Articolo di Alessandro Clerici, presidente onorario WEC Italia

Fonte energiaspiegata.it

Il termine biomassa è appropriato per tutti gli esseri viventi sia di origine vegetale sia di origine animale ed è entrato nel nostro vocabolario quando si è riconsiderata la biomassa per uso energetico dopo anni di sottoutilizzazione in quanto sostituita da petrolio a buon prezzo. Attualmente l’importanza della biomassa di origine vegetale deriva dall’alto costo dei combustibili da fonti fossili al quale si è aggiunta la preoccupazione per il loro impatto ambientale. Ciò ha comportato, come conseguenza, un rinnovato interesse da parte dei Paesi ricchi al suo riuso come fonte rinnovabile.

Su queste premesse, per valutare i possibili rischi ambientali connessi all’utilizzo delle biomasse a fini energetici, la migliore tecnologia accettabile da un punto di vista ambientale ed economico (esaminando trattamento anaerobico, incenerimento e gassificazione), l’Ispra (Istituto superiore per la protezione e la ricerca ambientale) ha pubblicato e reso disponibile un agile manuale in formato pdf.

Rischi ambientali connessi all’uso di biomassa per produzione diretta di energia. Valutazioni tecniche ed economiche (Ispra)

Il concorso d’idee dal titolo Progettare sostenibile CO2 → 0 è l’iniziativa sponsorizzata da Viessmann volto a promuovere il tema della sostenibilità ambientale.
Per la prima volta professionisti (ingegneri e architetti) e studi di progettazione vengono coinvolti attivamente nella realizzazione di progetti che mirano al risparmio energetico e all’ecosostenibilità grazie all’utilizzo di prodotti a energie rinnovabili (e in questo Viessmann vanta un programma completo, che spazia dai collettori solari, alle caldaie a biomassa, fino alle pompe di calore).

I progetti che si intendono presentare al concorso dovranno quindi prevedere l’utilizzo di un prodotto Viessmann e dovranno inserirsi nel contesto della riqualificazione di edifici residenziali, pubblici o scolastici e industriali ancora da realizzare o già in fase di realizzazione.

Per la valutazione delle proposte sono stati fissati alcuni criteri fondamentali: primo fra tutti una produzione ridotta di emissioni di anidride carbonica , affiancata da una riduzione del consumo di combustibili fossili.
Altro elemento significativo nella valutazione sarà la sostenibilità economica del progetto e i risultati raggiunti in termini di performance dell’impianto. Non da ultimo verrà valutato l’impatto estetico e architettonico della realizzazione nel suo insieme.

Tutte le proposte verranno giudicate da una commissione esterna super partes, composta da giornalisti, rappresentanti di enti di ricerca e di ordine professionali, docenti universitari e altri esperti del settore. Le proposte rispondenti ai criteri di valutazione stabiliti e ritenute più interessanti verranno premiate. Sarà inoltre assegnata una menzione ad altri dieci progetti, per i quali è prevista l’assegnazione di un week-end in una località italiana dotata di campi da golf, dove verrà offerta ai meno esperti la possibilità di avvicinarsi a questo sport. Verrà infine realizzato un volume completamente dedicato a tutti i progetti premiati nell’ambito del concorso.

L’iniziativa si colloca in una serie di convegni organizzati da Viessmann, dedicati al tema della riduzione delle emissioni inquinanti e del consumo di combustibile fossile, grazie all’utilizzo delle tecnologie d’avanguardia attualmente disponibili e all’impiego di prodotti innovativi quali le pompe di calore, le caldaie a biomassa e i cogeneratori. Si affronterà quindi un tema di forte attualità, con il quale la moderna tecnica di riscaldamento deve fare i conti, non soltanto in considerazione dell’esaurirsi delle fonti di energia fossili e del loro costo, ma anche in vista degli obiettivi fissati a livello europeo in termini di politica climatica, dai quali oggi non si può più prescindere. A questo ciclo di convegni interverranno relatori esperti del settore.
Sono previsti complessivamente undici appuntamenti; gli incontri si terranno tra la fine di aprile e la fine di maggio in location del Centro-Nord Italia attrezzate con campi da golf, che diventerà il filo conduttore di tutti questi eventi. Verrà infatti offerta ai partecipanti la possibilità di usufruire dei campi ed esercitarsi, oppure, per i meno esperti, di avvicinarsi a questo sport grazie alla presenza di un maestro. Gli incontri, previsti sempre nel pomeriggio, si apriranno con questo momento ludico, al quale seguirà l’apertura dei lavori.
Tutti i dettagli relativi al calendario dettagliato degli eventi e ulteriori informazioni saranno presto disponibili sul sito viessmann.it e progettiamosostenibile.it