Osservazioni in tema di consumi di energia, inquinamento atmosferico e relativo impatto sulla salute umana

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1. Premessa.

La situazione del settore energetico in Italia è stata esposta e chiarita in modo esauriente dall’interrogazione parlamentare fatta ai rappresentanti di Enel il Gennaio del 2002. L’amministratore delegato Franco Tatò illustra chiaramente le cause dell’elevato prezzo dell’energia elettrica in Italia facendo dei paragoni con altri paesi, la loro opinione sulla liberalizzazione del mercato, le soluzioni possibili per l’autosufficienza energetica.

 

Franco Tatò: “Nel dibattito in corso si registrano spesso valutazioni e giudizi viziati da una generale confusione tra aspetti strutturali e qualche disinformazione sugli aspetti quantitativi. Il peso del combustibile incide per quasi il 40 per cento sulla bolletta degli italiani, ma non è l’unica causa dei costi elevati dell’elettricità. Oltre ai costi di combustibile, infatti, la bolletta elettrica di cittadini e di imprese comprende altre tre componenti: anzitutto la cosiddetta tariffa base, quella che alimenta il conto economico delle aziende elettriche. Essa ammonta soltanto al 40 per cento del prezzo medio complessivo. Bisogna tener conto che di questo 40 per cento più della metà è costituito da costi fissi, cioè l’ammortamento degli impianti costruiti nel passato (che vengono ammortizzati su 30 anni). L’eventuale efficienza si produce su circa la metà di quella cifra, con le conseguenze che è possibile immaginare.

Il secondo componente della bolletta elettrica è relativo agli oneri di sistema, che coprono i costi di interesse generale, quali quelli per l’attività di ricerca e sviluppo, la dismissione degli impianti nucleari e gli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate, previste dal provvedimento CIP 6 del 1992, che costituiscono oltre il 50 per cento di tale componente.

Infine, il terzo componente è costituito dalle imposte, che pesano per quasi il 13 per cento del totale (negli altri paesi le imposte sull’energia elettrica sono minime o inesistenti).

A parità di costi del combustibile, la tariffa italiana sarebbe inferiore a 9,8 centesimi di euro, un livello in linea con quello degli altri paesi europei, se non inferiore. Nello stesso periodo le imposte e gli oneri di sistema hanno registrato un incremento del 15 per cento. Complessivamente, la bolletta elettrica degli italiani è aumentata del 6 per cento in termini nominali, molto meno, comunque, della media dei prezzi al consumo nello stesso periodo. Ciò configura, in sintesi, il paradosso italiano: mentre i costi dell’elettricità per i clienti degli ultimi anni sono generalmente aumentati (anche se in misura inferiore all’inflazione) gli operatori hanno visto ulteriormente ridursi la quota di propria pertinenza, che è la più bassa d’Europa.

È stato da più parti sostenuto che a determinare gli elevati costi dell’energia elettrica concorre la scarsa efficienza di un parco di generazione in parte obsoleto e con rendimenti di conversione modesti: si tratta di una pura falsità. L’età media del parco impianti ENEL è, invece, del tutto in linea con la media europea ed è addirittura migliore di quella del parco americano. Il 51 per cento ha un’età superiore a 20 anni, contro il 53 per cento del Belgio, il 50 per cento della Gran Bretagna, il 49 per cento della Spagna. Con riferimento poi ai soli impianti termoelettrici di ENEL, ben il 30 per cento ha meno di dieci anni e solo il 41 per cento più di 20 anni (una centrale termoelettrica dura almeno trent’anni, quelle idroelettriche 60 o 70 anni). Inoltre, dal confronto dei consumi specifici lordi medi delle centrali termoelettriche in alcuni paesi OCSE, emerge che il rendimento degli impianti ENEL è superiore alla media europea e secondo solo al Giappone.

È nostra convinzione che attraverso queste tre leve – carbone, gas naturale liquefatto e impianti a gas ad alta efficienza – migliorerà radicalmente la qualità del nostro sistema energetico. Non crediamo, al contrario, che esso soffra di un serio problema quantitativo. Devo aggiungere che al termine della conversione dei nostri impianti, tenuto conto del mix tra gas naturale, carbone ed idroelettrico, il costo medio dell’energia dell’ENEL sarà il migliore d’Italia. Infatti, è da sfatare l’idea, che si sta facendo sempre più strada, che il costo dell’energia possa ridursi aumentando l’offerta disponibile attraverso la costruzione di nuovi impianti, che non farebbero altro che aumentare la base di costi complessivi del sistema. Nel panorama europeo, l’Italia è tra i paesi che registrano capacità installata più elevata rispetto alla domanda di punta: abbiamo indicato i dati del 2000, perché quelli del 2001 non sono ancora completamente disponibili (abbiamo i dati di punta ma non quelli di capacità disponibile del gestore).

In altri paesi le imprese hanno già espresso l’intenzione di risolvere le diseconomie derivanti dalla presenza di over-capacity chiudendo i propri impianti.

Anche tenendo nella dovuta considerazione la specificità della nostra infrastruttura – presenza di isole e di colli di bottiglia nella rete di trasmissione ed elevato contributo delle fonti idroelettriche, per loro natura meno programmabili e meno affidabili – nel 2000 si è riscontrato ancora un valore di riserva prossimo al 25 per cento, un dato largamente superiore a quello di gran parte degli altri paesi aperti alla competizione.

Riteniamo, quindi, che il livello di capacità installata sia sufficiente a garantire la sicurezza del sistema e la continuità del servizio e che, pur considerando l’aumento della richiesta degli ultimi mesi e quella prevista nei prossimi anni, un modesto incremento della capacità sia sufficiente a sostenere la domanda elettrica del paese per i prossimi anni.

Le richieste di connessione alla rete di nuovi impianti pervenute al gestore della rete di trasmissione nazionale sono prossime ai 100 mila megawatt, un valore che aumenterebbe di due volte e mezzo la capacità installata nel paese. Qualora queste centrali (o anche solo la metà di esse) venissero realizzate, l’eccesso di potenza porrebbe definitivamente fuori mercato una rilevante quantità degli impianti esistenti, con evidenti riflessi occupazionali, ma anche di questi impianti nuovi che non potrebbero mai funzionare a pieno regime. Già oggi le nostre centrali vengono utilizzate in misura largamente inferiore alla loro potenzialità. Ciò a causa del meccanismo dei sussidi ai produttori CIP 6 che godono di un diritto di precedenza nel dispacciamento. In pratica ogni impianto CIP 6 che entra in funzione spegne uno dei nostri impianti, fa diminuire cioè le ore di produzione di energia elettrica da parte di ENEL; tuttavia questa capacità è comunque disponibile e potrà quindi essere utilizzata in futuro.

Quando si discute di mercato, tutti affermano la necessità di liberalizzare in modo da consentire la discesa dei prezzi. Non credo che ciò sia vero, perché il mercato è il luogo in cui si incontrano domanda ed offerta: se la domanda supera l’offerta, i prezzi salgono, soprattutto in presenza di operatori privati. Bisogna chiarire che la realtà può essere diversa dalle aspettative, cioè costi e prezzi possono aumentare e non diminuire.”

I dati Terna del 2009 evidenziano che i margini di sicurezza sulla potenza istallata sono ulteriormente aumentati e superano il 30%, e l’Italia era già lo stato con un margine molto elevato nel 2002. Il deficit energetico a cui fa riferimento Edison nel paragrafo 3.1 dello Studio di Impatto Ambientale per giustificare la necessità di costruire nuovi impianti risulta del tutto infondato e viene smentito dall’amministratore delegato di Enel nella citazione sopra indicata in cui sostiene che l’importazione è legata esclusivamente al costo di produzione dell’energia, e che le centrali termoelettriche a ciclo combinato alimentate a gas naturale non posso concorrere ad abbassarlo.  L’unica applicabilità di questa tecnologia è legata alla riconversione di centrali vecchie in funzione. Non si prefigge, perciò, nessuna esigenza strategica per la centrale in esame o per altre della stessa tipologia. Anche per quanto riguarda le prospettive future del sistema elettrico, sempre dai dati Terna, dalle dichiarazione di Franco Tatò e concorrenzialmente con la crisi in atto non si riscontrano potenziali deficit.

Considerando invece gli impegni presi dall’Italia sul protocollo di Kyoto si denota una elevata discrepanza tra gli obiettivi da raggiungere e le politiche adottate a riguardo. Il decreto cip6 a generato notevoli risorse per lo sviluppo del settore energetico che però sono state utilizzate prevalentemente per gli impianti utilizzanti risorse assimilate all’interno delle quali sono rientrati anche i cicli combinati definendoli cogenerativi ad alto rendimento anche senza la distribuzione del calore in eccesso. Questo fatto è noto come “caso Cip6” e testimoniato dal verbale della seduta 6/11/2003 della X^ Commissione Camera e  dalla relazione annuale 2004 (6/7/2004) del Presidente dell’Autorità per l’Energia. Continuare su questa strada potrebbe portare al non adempimento degli impegni presi per il mancato sviluppo delle rinnovabili che si ripercuoterebbe sulle tasche del cittadino per le sanzioni provenienti dall’UE.

Vista l’impossibilità del raggiungimento dell’autonomia energetica dell’Italia nel breve periodo e la mancanza di un Piano Energetico Nazionale risulta  alquanto inopportuno sostenere oltremodo l’autosufficienza energetica di ogni regione e su tutte le tipologie di energia utilizzate in quanto le risorse, i vincoli ambientali non sono uniformemente distribuiti. Inoltre la liberalizzazione del mercato, anche se la sua vantaggiosità è tutta da dimostrare, si fonda sul libero scambio anche tra Paesi diversi e quindi smonta la tesi secondo cui l’obiettivo fondamentale dell’Italia sia l’autosufficienza energetica. La mancanza di una legge rende tutto ambiguo e arbitrario  e non è possibile accettare che la costruzione degli impianti venga decisa senza una effettiva valutazione dell’utilità dell’opera, con una comprovata accettazione da parte della cittadinanza e della sua miglior collocazione sul territorio secondo la procedura VAS.
2. Critiche al progetto in materia di inquinamento atmosferico, normativa           IPPC, istruttoria   AIA.

I criteri di scelta del sito nei riguardi delle caratteristiche ambientali, volendo considerare qui solo quelle relative alla qualità dell’aria ante-operam, implicavano un’approfondita indagine preliminare che doveva riguardare tutti i principali inquinanti, doveva coprire un areale adeguato (e non arbitrariamente vasto), con una particolare attenzione nei confronti delle polveri già presenti, le quali potrebbero facilmente concorrere al superamento di valori soglia accettabili una volta messo in opera l’impianto proposto. Sulle base delle risultanze di una siffatta indagine ne sarebbe risultata la oggettiva capacità del proponente di compiere una scelta fra diverse opzioni tecnologiche mirate al controllo e al contenimento degli inquinanti, anche contestualmente all’ottenimento dei migliori rendimenti energetici. Questa metodologia di procedimento tecnico nell’implementazione nel territorio reale di una tipologia di centrale termoelettrica pur tecnologicamente consolidata appare indispensabile se si vuole effettivamente consentire una corretta valutazione dell’impatto ambientale correlato. L’istituto americano di ricerca EPRI (Electric Power Research Institute), in un suo dossier indica esattamente questo tipo di procedura come quella corretta (EPRI, Combustion Turbine/Combined Cycle Technology Developments, Reliability Issues, and Related Market Conditions: EPRI Gas Turbine Experience and Intelligence Report, Morgan Hill CA, 2001, cap. 16). Si ha invece l’impressione che il progetto Edison abbia acriticamente adottato un insieme di soluzioni tecnologiche, qualificate (frettolosamente ?) come BAT, dando cioè l’impressione che fossero inevitabilmente efficaci e quindi capaci di svincolarsi dalle condizioni al contorno. Eppure la qualifica di Best Available Technology, lungi da poter essere assegnata genericamente ad una macro-soluzione tecnologica, è vincolata al rispetto di precisi limiti di emissione (cfr. European Commission, IPPC Reference Document on BAT for Large Combustion Plants – 2006: per brevità sotto richiamato come ‘documento LCP’). Il progetto invece, evitando di indicare esattamente quali saranno le macchine coinvolte nella mitigazione degli impatti da inquinamento atmosferico e riferendosi ad esse solamente nei termini più generici possibili (DLNOx, DeNOx-SCR ecc.), evitando inoltre di elencare una serie di opzioni ulteriori ad es. per l’abbattimento, per quanto possibile, delle polveri, evitando infine di stimare l’effettivo rilascio di SO2 e di modellizzare correttamente l’impatto per quel che riguarda l’ozono, lascia ampi dubbi sul fatto di poter avocare la categoria delle BAT, e di conseguenza di aver poi effettivo accesso all’Autorizzazione Integrata Ambientale (in base all’art. 4 del D. Lgs. 59/05). Dire peraltro che SO2 e polveri si manterranno su livelli trascurabili non è scientificamente rigoroso, dal momento che il termine ‘trascurabile’ ha un significato concreto solo se riferito a un limite di rilevabilità analitica o a un limite di soglia di accettabilità: concetti questi ultimi radicalmenti differenti fra loro, naturalmente; eppure l’ambiguità semantica del testo (che doveva essere ‘tecnico’) non ci consente di dirimere il dubbio. Tutt’altro che dimostrata è dunque la conformità agli standard BAT previsti, se non altro proprio perché per quanto riguarda SO2 e polveri il progetto, dichiarando acriticamente tali parametri come trascurabili, non rende possibile alcun confronto con quanto tabellato nel documento LCP (10 mg/Nm3 per SO2; 5 mg/Nm3 per le polveri).

A ciò si aggiungano, per quanto riguarda i parametri di rispetto per NOx e CO, che formalmente rientrano nei limiti, le seguenti considerazioni.

Edison afferma, come si diceva sopra, di utilizzare le migliori tecnologie disponibili (BAT). I limiti imposti sulle emissioni per ottenere tale denominazione sono di 20-50 mg/Nm3 per gli NOx , di 5-100 mg/Nm3 per il CO (cfr. documento LCP, p. 481), di 10 mg/Nm3 per SO2 e di 5mg/Nm3 per le polveri (ibidem, p. 479). I dati forniti nella presentazione del progetto hanno valori concordi con i limiti nelle condizioni di regime della centrale e con carico parziale fino al 50% avendo un emissione dichiarata costante in tutto lo spettro di 5 mg/Nm3 per gli NOx , di 30 mg/Nm3 per il CO.

Il fatto di non avere alcuna variazione all’interno dello spettro sembra irreale se paragonata al funzionamento di un qualsiasi altro impianto e sicuramente necessita un approfondimento e un monitoraggio accurato per la sua validazione. Il fatto più preoccupante è che nelle fasi di avviamento la centrale utilizza un generatore ausiliare di vapore che contribuisce a sforare il limite indicato nella BAT portando le emissioni a 100 mg/Nm3 per gli NOx , di 100 mg/Nm3 per il CO. Inoltre non si hanno informazioni sul numero di avviamenti che la centrale potrà avere ogni anno ma si hanno solo le ore di spegnimento e perciò è impossibile stimare la reale produzione di inquinanti e quindi in reale impatto della centrale. Un rafforzamento di tale considerazione sta nel fatto che la stima di produzione annua proposta dall’Edison di 196 t/annue di NOx è stata calcolata prendendo il valore di 12,1×2 kg/h di NOx e moltiplicandolo per 8170 ore annue di funzionamento a piena carico. È evidente che tale stima non è conservativa e non rispetta alcun buon criterio di precauzione, base di una qualsiasi progettazione.

Tutto fa dedurre la non acquisizione da parte dell’Edison dei principi alla base della BAT che non possono essere limitati alla dichiarazione di utilizzo di tecnologie idonee ma devono rispettare i principi della direttiva 96/61/CE recepiti nel decreto legislativo 59 del 2005, a cominciare dal fatto che tale dichiarazione deve essere sorretta da quella documentazione che abbiamo mostrato essere mancante. Perciò non è dimostrato il rispetto del comma 1, lett. a) dell’art.  3 del D. Lgs. 59/2005. Inoltre la non valutazione del contributo della SO2 e delle polveri e la non completa valutazione o descrizione dell’emissione di NOx e CO in  relazione alle effettive condizioni di funzionamento dell’impianto, non consente una piena conformità al dettato dell’art. 5, comma 1, lett. e) del D. Lgs. 59/05. La non descrizione degli impianti DLNOx e DeNOx, ma la semplice dichiarazione della scelta di tali opzioni tecnologiche, rende a nostro avviso non conforme il progetto neanche ai sensi della lett. f) del summenzionato comma 1) D. Lgs. 59/05.

Tutto ciò fa concludere che non è sufficiente dichiarare il rispetto della normativa nazionale dal momento che essa agisce in sinergia e in concomitanza a quella europea, finanche tecnica, in materia di IPPC. Infatti, l’articolo 4 (3) e 4 (6), della direttiva LCP (direttiva 2001/80/CE) prevede la possibilità per gli Stati membri a predisporre un piano nazionale di riduzione delle emissioni per gli impianti esistenti o di applicare alle emissioni i valori limite indicati nella direttiva LCP di impianti esistenti. Tuttavia, il piano “non può in nessun caso esonerare un impianto dal rispetto delle disposizioni stabilite nelle pertinenti normative della Comunità, tra le altre, la direttiva 96/61/CE. “Perciò, anche se un impianto è coperto da una piano nazionale, ha ancora bisogno di operare nel rispetto di tutte le disposizioni della direttiva IPPC , con una autorizzazione contenente i valori limite di emissione o parametri equivalenti e misure tecniche determinata secondo le disposizioni di cui all’articolo 9 (4) e dell’articolo 9 (8) della direttiva in questione. Inoltre, come illustrato nella prefazione standard BREF, un certo flessibilità è ancorata nelle disposizioni di cui all’articolo 9 (4) della direttiva IPPC, nonché nella

definizione delle BAT. La normative italiana è carente sui limiti di alcune sostanze quali la SO2

e le polveri e devono essere rispettati i valori indicati dalla Comunità europea. Valori che mancano nello studio di impatto ambientale.

Tornando alla mancanza di una più esaustiva valutazione ante-operam delle condizioni ambientali al contorno, si può considerare che detta valutazione normalmente esula dalla considerazione dei soli composti inquinanti per estendersi anche ad altri fattori, pur sempre di natura chimica: ci si riferisce agli agenti corrosivi.

    I.          Non sono presenti delle considerazioni riguardo alla presenza di cloruro di Potassio e di sodio presenti nell’area visto la discreta vicinanza al mare del sito interessato dalla centrale. Come affermato da un documento della General Electric Co. (Colin Wilkes, Power Plant Layout Planning – Gas Turbine Inlet Air Quality Considerations, Greenville SC, 2007) queste sostanze sono altamente corrosive specialmente per parti dell’impianto quali il compressore e la turbina e quindi dannose per il buon funzionamento dell’impianto e contribuiscono al rilascio nell’ambiente di metalli pesanti e altri composti derivanti dalla corrosione. La concentrazione di tali Sali nell’aria è molto elevata sulla costa e arriva fino a 12 miglia (19,2 km) per poi stabilizzarsi su un valore di equilibrio di 2-3 ppbw. Questo però dipende anche dalle condizioni anemologiche del sito. Il sito interessato si trova a 17 km dalla costa. Lo studio anemologico è stato presentato dalla stessa Edison nella sintesi non tecnica. Al suolo i venti soffiano prevalentemente lungo la direttrice Nord-Sud in entrambe le direzioni e presentano un’elevata percentuale di calme di vento (al di sotto di 1m/s), che rappresentano circa il 23 % del campione. Le rose diurne e notturne permettono di apprezzare come l’area in esame sia interessata da un regime di brezze, si riconosce infatti una brezza più intensa diurna proveniente dal mare (Nord Nord-Est) ed una brezza notturna di terra (Sud Sud-Ovest) caratterizzata da intensità minore. In quota i venti provengono, quasi uniformemente, da un settore di 180° centrato su Nord-Ovest, la velocità del vento mediamente è maggiore rispetto al punto al suolo e la percentuale di calme di vento si riduce al 18%. Si sottolinea quindi la mancata analisi delle condizioni del sito e l’incidenza che i Sali marini hanno sul corretto funzionamento della centrale.
    II.          Non sono presenti delle considerazioni riguardo ai nitrati presenti nell’aria derivanti dei fertilizzanti agricoli e il loro impatto sul funzionamento della centrale. Durante il periodo di preparazione del terreno nei periodi secchi si hanno due potenziali fonti: le particelle di polvere presenti nell’aria dovute alla lavorazione del terreno e il trasporto del vento delle particelle derivanti dall’irrigazione a pioggia. La zona è prevalentemente agricola e sono presenti numerosi pozzi utilizzati per questa tipologia di irrigazione. Emissioni provenienti da queste fonti possono essere stagionali e  può non essere presente nell’aria al momento della misura. Vanno perciò eseguite delle misurazioni delle concentrazioni su un periodo ampio, considerando le variazioni stagionali, e perciò il minimo periodo di monitoraggio non può che essere un anno.

La mancanza di questi approfondimenti, che sono all’interno delle linee guida per una corretta progettazione, evidenziano in primo luogo la scarsa importanza tecnica data alla progettazione del filtro di aspirazione del compressore tanto che nel progetto non viene neanche descritta e motivata la scelta di una tipologia di filtro e di conseguenza non permette neanche una eventuale valutazione in merito, inoltre aumenta ulteriormente la tesi già presentata in altre osservazioni in cui la progettazione sia carente e metodologicamente scorretta.

Queste mancanze evidenziano uno scarso approfondimento riguardo all’inserimento della centrale nel sito proposto che potrebbero causare impatti sull’ambiente più gravi di quanto stimato fin’ora dall’Edison dovuti a malfunzionamenti derivanti dall’utilizzo di soluzioni tecnologiche non idonee al sito.
3. Le polveri sottili e i rischi connessi alla salute umana.

Come affermato in un documento della World Health Organization, (WHO Air quality guidelines for particulate matter, ozone, nitrogen dioxide and sulphur dioxide, global update 2005, Summary of risk assessment, World Health Organization, 2006), le polveri fini a livello di 2,5 micron sono una frazione importante delle polveri sottili, e sono generalmente considerate assai pericolose per la salute umana. Il seguente studio, di cui si cita l’Abstract, è il risultato di una serie di complesse ricerche sperimentali, che approndiscono le conoscenze in materia di polveri fini e ultrafini (dette anche ‘nanopolveri’) e quadro delle patologie che può esservi connesso.

L’Università di Rochester, di cui il primo autore dell’articolo citato è ricercatore, è stata incaricata dall’Environmental Protection Agency (EPA) di effettuare uno studio ufficiale su questo tipo di rischi, che solo di recente sono stati effettivamente considerati. Il ritardo, che spesso non è altro che ‘burocratico’, della legislazione rispetto allo stato delle effettive evidenze scientifiche è senza dubbio deplorevole, e dovrebbe costituire, ai sensi del principio di precauzione, la premessa per una moratoria per questo genere di impianti.

Oberdörster G. – Oberdörster E. – Oberdörster  J., Nanotoxological: An Emerging Discipline Evolving from Studies of Ultrafine Particles, Environmental Health Perspectives, Vol. 113, 7 (2005), 824-839.

Abstract (traduzione nostra)

Sebbene gli esseri umani siano stati esposti alle particelle nanometriche aerodisperse (NSP; <100 nm) in tutti i loro stadi evolutivi, tale esposizione è aumentata notevolmente nel corso dell’ultimo secolo a causa di fonti di origine antropica. Il settore in rapida evoluzione delle nanotecnologie è destinato a diventare ancora un’altra fonte per inalazione, ingestione, assorbimento cutaneo e iniezione di nanomateriali ingegnerizzati. L’informazione sulla sicurezza e sui rischi potenziali è urgentemente necessaria. I risultati dei più vecchi studi biocinetici sulle NSP e  gli studi epidemiologici e tossicologici più recenti sulle particelle ultrafini nell’aria possono essere considerati come la base per il settore in espansione della nanotossicologia, che può essere definita come la valutazione della sicurezza di ingegneria di nanostrutture e nanodispositivi. Complessivamente, alcuni emergenti concetti di nanotossicologia possono essere identificati dai risultati di questi studi. Quando inalate, dimensioni specifiche di NSP sono depositate in modo efficiente per via di meccanismi diffusivi in tutte le regioni del tratto respiratorio. Le dimensioni ridotte facilitano l’assorbimento nelle cellule e la transcitosi attraverso le cellule epiteliali ed endoteliali nella circolazione sanguigna e linfatica per raggiungere i siti bersaglio potenzialmente sensibili quali il midollo osseo, i linfonodi, la milza e il cuore. È stato anche osservato l’accesso al sistema nervoso centrale e ai gangli per via di traslocazione lungo gli assoni e i dendriti dei neuroni. Le NSP penetrando la pelle si distribuiscono via assorbimento nei canali linfatici. Endocitosi e biocinetica sono largamente dipendenti dalla chimica di superficie delle NSP (rivestimento) e nelle modifiche di superficie in vivo. La superficie per massa maggiore rispetto alle maggiori dimensioni a parità di composizione chimica delle particelle rende le NSP più attive biologicamente. Questa attività comprende un potenziale infiammatorio e pro-ossidante, ma anche l’attività antiossidante, che può spiegare come le prime evidenze mostrino risultati contrastanti in termini di tossicità delle NSP per le specie di rilevanza ambientale. Evidenza di distribuzione mitocondriale e di risposta allo stress ossidativo, successivamente all’endocitosi delle NSP sottolinea la necessità della ricerca di base sulle loro interazioni con le strutture sub-cellulari. Ulteriori considerazioni per valutare la sicurezza delle NSP ingegnerizzate includono attente selezioni di appropriate e rilevanti dosi / concentrazioni, la verosimiglianza degli aumentati rischi in un organismo compromesso, e anche i benefici di possibili effetti desiderabili. Un approccio interdisciplinare si squadra (ad esempio, la tossicologia, scienza dei materiali, medicina, biologia molecolare, e la bioinformatica, per citarne alcuni) è obbligatorio per la ricerca nanotossicologia al fine di giungere ad una appropriata valutazione dei rischi del caso. Parole chiave: biocinetica, del sistema nervoso centrale, i nanomateriali ingegnerizzati, la salute ambientale, la salute umana, particelle di dimensioni nanometriche, del tratto respiratorio superiore, la valutazione del rischio, particelle ultrafini pelle.

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