PROVINCIA SI SASSARI
COMUNE DI ITTIRI
Realizzazione di un Impianto Fotovoltaico per la produzione di Energia
Elettrica da Fonte Solare sulla perimetrazione di area di cava dismessa
STUDIO AMBIENTALE E ANALISI DEGLI IMPATTI
Allegato alla richiesta di verifica e assoggettabilità a Valutazione di Impatto Ambientale
Committente:
Dott. Arch. Pietro Masia
Relazione a cura di :
Dott. Ing. Marcello Marceddu
Luglio 2009
1
INDICE
1. INTRODUZIONE _____________________________________________________________________________ 3
2. QUADRI DI RIFERIMENTO_____________________________________________________________________ 9
2.1. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO E NORMATIVO ______________________________________________ 9
2.1.1. Norme di riferimento specifico e generale _________________________________________________ 9
2.1.2. L'inquadramento programmatico______________________________________________________ 12
2.2. IL PPR_________________________________________________________________________________ 16
2.3. IL PIANO ENERGETICO AMBIENTALE REGIONALE (PEARS) ______________________________________________ 17
2.4. PARCHI E SITI DI IMPORTANZA COMUNITARIA _______________________________________________________ 29
2.5 DELIBERA N. 30/2 DEL 23.05.2008 E N. 59/12 DEL 29.10.2008 ________________________________________ 34
2.2. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE _________________________________________________________ 39
2.2.1 Dati di progetto _____________________________________________________________________ 39
2.2.2 Radiazione solare media giornaliera _____________________________________________________ 41
2.2.3 Schema elettrico generale _____________________________________________________________ 41
2.2.4. Calcoli e verifiche di progetto __________________________________________________________ 42
2.2.5 Caratteristiche dell’impianto elettrico ___________________________________________________ 43
2.2.6 Misure di protezione contro i contatti indiretti ____________________________________________ 46
2.2.7 Misure di protezione sul collegamento alla rete elettrica ____________________________________ 48
2.2.8 Misure di protezione contro gli effetti delle scariche atmosferiche ___________________________ 49
2.2.9. Verifica tecnico-funzionale ____________________________________________________________ 50
2.2.10. Collegamenti______________________________________________________________________ 51
2.2.11. Specifiche tecniche dei componenti ____________________________________________________ 51
2.2.12. SCHEDA DI VERIFICA DGR n. 24/23 del 23.04.2008 _______________________________________ 56
2.3 QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE __________________________________________________________ 61
2.3.1 Analisi degli impatti attesi _____________________________________________________________ 61
2.3.2.
Impatti in fase di costruzione dell’impianto ___________________________________________ 62
2.3.3.
Utilizzazione del suolo e parcellizzazione del territorio __________________________________ 63
2.3.4.
Impatto su flora, fauna e microclima locale ___________________________________________ 64
2.3.5. Impatto visivo _____________________________________________________________________ 65
2.3.6. Dismissione dell’impianto proposto____________________________________________________ 71
2.3.7. Effetti elettromagnetici _____________________________________________________________ 72
3.
MISURE DI MITIGAZIONE DELL’IMPATTO VISIVO _______________________________________________ 73
4. CONCLUSIONI GENERALI _____________________________________________________________________ 73
2
1. Introduzione
La Direttiva 2001/42/CE prevede che nel Rapporto Ambientale ci sia una sintesi non tecnica
delle informazioni fornite in maniera semplificata. La Sintesi non Tecnica assume un ruolo rilevante
in quanto diventa, a tutti gli effetti, lo strumento di carattere divulgativo che garantisce la trasparenza
del processo. processo
I recenti dispositivi legislativi a carattere nazionale premiano iniziative nel settore
dell’energia solare ed in particolare, dell’energia solare fotovoltaica attraverso un supporto
economico in forma di incentivi all’energia elettrica prodotta da fonte solare fotovoltaica,
rendendo le iniziative, come quella in questione, anche di interessante redditività economica.
In questa ottica, riconoscendo il carattere strategico della fonte solare fotovoltaica, ci si è fatti
promotori
di
una
iniziativa
di
realizzazione
di
un
impianto
fotovoltaico.
Al termine dei lavori, una volta connesso l’impianto alla rete, si procederà alla
preparazione della domanda di accesso alla tariffe incentivanti al GSE (Gestore Servizi Elettrici),
mirata all’ottenimento dell’incentivo spettante agli impianti solari fotovoltaici per l’energia
rinnovabile prodotta secondo il decreto legislativo 19 Febbraio 2007 denominato “Conto
Energia”.
La presente relazione di impatto ambientale e paesaggistico finalizzata alla procedura di verifica
di assoggettabilità o meno alla ulteriore procedura di valutazione di impatto ambientale
regionale, si propone di fornire quindi una analisi sugli effetti ambientali riguardanti la
conversione dell’energia solare in energia elettrica, attraverso la costruzione di un “impianto
fotovoltaico”, al fine di fornire alle Autorità Regionali ed agli Enti competenti: Servizio SAVI
dell’Assessorato Regionale della Difesa dell’Ambiente, ARPA, Sevizio Governo del Territorio e
tutela Paesaggistica per la Provincia di Sassari, e Amministrazione Comunale di Ittiri, gli
strumenti per poter prendere una decisione tecnica e paesaggistica sulla fattibilità dell’importante
intervento.
Inoltre, il seguente documento ha lo scopo di rappresentare le risultanze delle analisi relative allo
Studio Preliminare Ambientale al fine di sviluppare un impianto fotovoltaico da 524,40 kWp
connesso alla rete elettrica, da realizzarsi in località “Coromeu” – Comune di Ittiri, sulla
perimetrazione di una cava di pietrisco dismessa, nonchè le condizioni che consentano un
miglioramento della qualità ambientale e paesaggistica del contesto territoriale su cui ricade il
3
progetto.
Fig. 1 – Vista aerea
L’impianto sarà di tipo non integrato secondo la definizione dell’art. 2 comma b1 del DM
19/02/2007. I pannelli saranno posizionati a terra tramite apposite strutture di sostegno.
L’impianto fotovoltaico verrà collegato alla rete elettrica e l’energia prodotta sarà
immessa in rete. Una volta realizzato, l’impianto consentirà di conseguire i seguenti risultati:
1. immissione nella rete dell’energia prodotta tramite fonti rinnovabili quali l’energia
solare;
2. impatto ambientale locale nullo, in relazione alla totale assenza di emissioni inquinanti e di
rumore contribuendo così alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti in accordo con
quanto ratificato a livello nazionale all’interno del Protocollo di Kyoto. Sotto il profilo
del risparmio di emissioni di gas-serra, l’impianto fotovoltaico consente di risparmiare
0,4 kg di CO2 per ogni kWh prodotto se confrontato con un moderno impianto a ciclo
combinato funzionante a gas metano, 0,78 kg di CO2 per ogni kWh prodotto da un
impainto termoelettrico tradizionale a olio combustibile e 0,95 kg di CO2 per ogni
kWh prodotto nel caso di impianti alimentati a carbone;
3. La realizzazione di questa opera evidenzia, infine, la sensibilità della committenza sia ai
problemi ambientali che all’utilizzo di nuove tecnologie ecocompatibili.
4
Fig. 2 – Simulazione aerea impianto
Una necessità sempre più pressante, di maggiori fabbisogni energetici, spinge verso lo studio di
metodi e strumenti che rendano possibile, nel senso di sopperire alla domanda di energia, un
migliore uso del territorio e che consentano di far diventare meno aggressivo per l'ambiente
l'impatto dell'organizzazione delle diverse attività in esso ospitate. Questo impone, con urgenza,
di impegnarsi nello sviluppare una specifica attenzione verso la qualità delle trasformazioni
ammissibili e nel formulare piani strategici per la verifica e il controllo delle azioni da porre in
atto con tale prioritario obiettivo.
Si è cercato, nel presente studio di tener presenti i criteri generali, sotto esposti, previsti dalla linea
guida normativa sia nazionale che regionale:

la compatibilità con gli strumenti pianificatori esistenti generali e settoriali;

la coerenza con le esigenze di fabbisogno energetico e dello sviluppo produttivo
regionale e locale;

la coerenza con la diversificazione dell'approvvigionamento energetico;

il grado di innovazione tecnologica;

l’utilizzo delle migliori tecnologie ai fini energetici ed ambientali con particolare riguardo
5
alle emissioni;

la minimizzazione dei costi di trasporto dell'energia e di quelli connessi con
l'impatto ambientale;

la completezza e l'affidabilità delle modalità previste dal D. L.vo n°79/’99
relativamente all'obbligo di sfruttamento delle fonti rinnovabili per la produzione di nuova
energia.
Relativamente poi, all'adeguatezza della collocazione e della coerenza territoriale si è
posta la massima cura nell'approfondimento delle criticità ambientali esistenti e di quelle
introdotte o presumibilmente introducibili a seguito della esecuzione delle opere progettate.
In sostanza il progetto é stato basato su una lettura attenta del territorio, dei suoi habitat e
dei suoi sistemi sociali e degli ecosistemi su di esso gravitanti, sulla scorta dell'analisi
ambientale è risultato ottimizzato dal punto di vista ambientale.
L'obiettivo di pubblica utilità che si mira a conseguire è quello di preservare l'ambiente specifico
garantendo, nel contempo, lo sviluppo territoriale, sociale ed economico compatibile e sostenibile.
Una migliore gestione dei consumi energetici locali costituisce l'altro obiettivo legato allo sviluppo
dell'impianto in referenza. La previsione mira non solo alla semplice sostituzione di energia
prodotta con fonti fossili con energia da fonti rinnovabili con il conseguente
abbattimento delle emissioni, ma anche ad un riequilibrio fra consumi locali e generazione
elettrica attuata altrove.
Nonostante l’assenza di vincoli di natura ambientale sul territorio oggetto di intervento, quali:
- Parchi e Riserve naturali,
- Piano Regionale Paesaggistico
- SIC (Siti di Importanza Comunitaria),
- ZPS (Zone Di Protezione Speciale),
l’esperienza ha suggerito di impostare il presente studio in termini analitici, partendo
dall'identificazione dell'area e valutazione della massima potenzialità teorica di sviluppo
fotovoltaico. Successivamente sono stati valutatati accuratamente i potenziali impatti
dell’impianto fotovoltaico nella sua configurazione teorica di massima potenzialità. Infine sono
state studiate tutte le necessarie misure di mitigazione dei potenziali impatti con
conseguente modellazione dell’impianto fotovoltaico nella sua configurazione finale (post6
misure di mitigazione).
Qui di seguito si enuncia solo la ripartizione delle operazioni condotte:
a) analisi ambientale generalizzata;
b) analisi delle sensibilità e delle vulnerabilità delle specie e degli ecosistemi;
c) analisi del rischio di impatto;
d) analisi dell'impatto entro i limiti dell'area oggetto di intervento;
e) analisi dell'influenza che ha il progetto con le aree limitrofe.
Per quanto riguarda l’area di intervento la scelta del sito è stata condotta anche sulla base
di quanto disposto dalla Deliberazione della Giunta Regionale Sarda n° 28/56 del 26 Luglio
2007, con cui si è inteso regolamentare la costruzione di impianti fotovoltaici ubicati al suolo.
Nel richiamare infatti gli indirizzi del PEARS, che nel localizzare, come siti di installazione per
gli impianti fotovoltaici, così come per gli impianti eolici le zone compromesse o le aree
industriali/produttive esistenti, recita: “[…] tutti gli impianti di conversione di energia, inclusi gli
impianti di captazione di energia eolica, fotovoltaica e solare aventi estensione considerevole per
la produzione di potenza elettrica a scala industriale, devono essere localizzati in siti
compromessi preferibilmente in aree industriali esistenti e comunque in coerenza con il Piano
Paesaggistico Regionale (PPR). […]”, la Deliberazione 28/56 ha inteso comunque porre un
limite alla superficie massima assegnabile all’installazione di impianti fotovoltaici ubicati al
suolo in ogni singola area industriale e nelle aree di cava dismessa, sia pubblica che privata (aree
dismesse di seconda categoria). In particolare la D.G.R. 30/2 del 23.05.2008 recita:”[…] Per
quanto riguarda la categoria di impianto di cui al punto c.2) costituita da cave pubbliche e private
si ritiene di dover limitare la potenza ad 1MWp e per una superficie occupata non superiore al 20
% del totale, al fine di limitare l’interferenza che la presenza dell’impianto fotovoltaico potrà
comportare nelle attività di recupero. […]
L’area di cava dismessa oggetto della presente relazione, sita nel Comune di Ittiri ha una
superficie di 30125 m2 e pertanto la superficie totale massima destinabile alla realizzazione di
impianti fotovoltaici al suolo è di circa 6000 m2. Attualmente non sono presenti nell’area in
oggetto installazioni al suolo di impianti fotovoltaici, pertanto la realizzazione dell’impianto
7
proposto, che interessa una superficie lorda di 5874 m2, è compatibile col dettato della
deliberazione 30/2.
L’impianto fotovoltaico avrà una potenza di 524,40 kWp.
Il campo fotovoltaico sarà esposto, con un orientamento azimutale a -7° rispetto al sud e avrà
un’inclinazione rispetto all’orizzontale di 18° (tilt).
Tale esposizione è la più idonea al fine di massimizzare l’energia producibile limitando l’altezza
dei pannelli dal suolo.
L’impianto sarà installato a terra in zona agricola – cava dismessa non soggetta a vincoli
paesaggistici.
L’impianto fotovoltaico sarà costituito da 2280 moduli, suddivisi in 9 campi da un numero
variabile di stringhe, per una superficie netta totale dell’impianto di 3554 m² e una lorda
comprensiva di mutuo ombreggiamento pari a 5874 m2 . Inoltre si prevede di adottare una
conversione di stringa e quindi di utilizzare un numero di convertitori statici pari a 3.
L’impianto è da considerarsi officina elettrica , quindi soggetto a vendita di energia elettrica.
I blocchi di pannelli solari saranno collegati a una cabina elettrica la cui realizzazione è già stata
pianificata dal Gestore elettrico locale, per mezzo di cavidotti interrati, secondo lo schema
individuato nelle planimetrie allegate al progetto.
Il collegamento dell’impianto alla rete del gestore delle reti di distribuzione dell’energia, sarà
realizzato attraverso un cavidotto interrato.
RIPRODUZIONE
Questa Relazione di Verifica di Impatto Ambientale è di proprietà di Masia Pietro, la
riproduzione integrale o parziale di questo documento compresi gli allegati può avvenire solo
previa autorizzazione scritta da parte di Masia Pietro.
8
2. Quadri di riferimento
2.1. Quadro di riferimento programmatico e normativo
2.1.1. Norme di riferimento specifico e generale
Lo Studio Preliminare Ambientale cui si riferisce la presente Sintesi Non Tecnica è stato
redatto in attuazione del DECRETO LEGISLATIVO 16 gennaio 2008, n. 4 “Ulteriori
disposizioni correttive
ed integrative del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante
norme in materia ambientale”, articolo 20, allegati 4 e 5.
In riferimento a quanto sopra, il proponente quindi, si prefigge di trasmettere all'autorità
competente, Regione Sardegna contestualmente al progetto preliminare,
lo
Studio Preliminare
Ambientale per la verifica di assoggettabilità.
Più in particolare, lo studio in oggetto è stato strutturato secondo le caratteristiche e le specifiche
raccomandazioni contenute nel sistema legislativo di inquadramento delle norme di riferimento di
cui al seguente elenco:
Norme comunitarie
- CEE direttiva Consiglio 27 giugno 1985, n° 85/337 (Concernente la valutazione
dell'impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati);
-
CEE direttiva Consiglio 3 marzo 1997, n° 97/11 (Che modifica la direttiva
85/337/CEE concernente la valutazione dell'impatto ambientale di determinati progetti
pubblici e privati);
- CEE Direttiva Consiglio 27 Giugno 2001, no 2001/42: Direttiva del Consiglio
concernente la valutazione degli effetti di determinati piani e programmi sull'ambiente.
Norme e leggi nazionali

Decreto Legislativo 16 gennaio 2008, n. 4: Ulteriori disposizioni correttive ed integrative
del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale.

Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 7 marzo 2007: "Atto di
indirizzo e coordinamento per l'attuazione dell'articolo 40, comma 1, della legge 22
febbraio 1994, n. 146, concernente
disposizioni
9
in
materia
di
valutazione
dell'impatto

ambientale".
Testo coordinato del Decreto-Legge 12 maggio 2006, n. 173: «Proroga di
termini per l'emanazione di atti di natura regolamentare e legislativa».

Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152: Norme in materia ambientale.

Decreto Legislativo 17 agosto 2005, n. 189: Modifiche ed integrazioni al decreto
legislativo 20agosto 2002, n. 190, in materia di redazione ed approvazione dei progetti
e delle varianti, nonche' di risoluzione delle interferenze per le opere strategiche e di
preminente interesse nazionale.

Legge 18 aprile 2005, n. 62: Disposizioni per l'adempimento di obblighi derivanti
dall'appartenenza dell'Italia alle Comunita' europee. Legge comunitaria 2004.

Decreto 1 aprile 2004: Linee guida per l'utilizzo dei sistemi innovativi nelle valutazioni
di impatto ambientale.

Legge 16 gennaio 2004, n. 5: "Disposizioni urgenti in tema di composizione delle
commissioni per la valutazione di impatto ambientale e di procedimenti autorizzatori
per le infrastrutture di comunicazione elettronica.".

Legge 31 ottobre 2003, n.306: Disposizioni per l'adempimento di obblighi
derivanti dall'appartenenza dell'Italia alle Comunita' europee. Legge comunitaria 2003.

Legge di conversione 17 aprile 2003, n. 83:
("Disposizioni urgenti in materia di oneri
generali del sistema elettrico e di realizzazione, potenziamento, utilizzazione e
ambientalizzazione di impianti termoelettrici".

Legge 9 aprile 2002, n. 55: "Misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema
elettrico nazionale".

D.P.R. 2 settembre 1999, n. 348: Regolamento recante norme tecniche concernenti gli
studi di impatto ambientale per talune categorie di opere.

Decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112: Conferimento di funzioni e compiti
amministrativi dello Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della l.
15 marzo 1997, n. 59. Legge 1 luglio 1997, n. 189: Conversione in legge, con
modificazioni, del decreto-legge 1° maggio 1997, n. 115, recante disposizioni urgenti per
il recepimento della direttiva 96/2/CE sulle comunicazioni mobili e personali. (Gazz. Uff.,
1° luglio, n. 151).

Legge 3 novembre 1994, n. 640: Ratifica ed esecuzione della convenzione sulla
10
valutazione dell'impatto ambientale in un contesto transfrontaliero, con annessi, fatto a
Espoo il 25 febbraio 1991.

Legge 06 novembre 1991, n. 394: Legge quadro sulle aree naturali protette.

D.P.C.M. 27 dicembre 1988: Norme tecniche per la redazione degli studi di impatto
ambientale e la formulazione del giudizio di compatibilità di cui all'art. 6 della legge 8
luglio 1986, n. 349, adottate ai sensi dell'art. 3 del decreto del Presidente del Consiglio
dei Ministri 10 agosto 1988, n. 377.

D.P.C.M. 10 agosto 1988, n. 377: Regolamentazione delle pronunce di compatibilità
ambientale di cui all'art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349, recante istituzione del
Ministero dell'ambiente e norme in materia di danno ambientale.

Legge 8 luglio 1986, n. 349: Istituzione del Ministero dell'ambiente e norme in materia di
danno ambientale.
Norme e leggi regionali

L.R. n. 31 del 1989 – norme per l’istituzione e la gestione dei parchi, delle riserve e dei
monumenti naturali, nonché delle aree di particolare rilevanza naturalistica ed
ambientale.

L.R. n. 9 del 12 giugno 2006, art 48 – Conferimento di funzioni e compiti agli enti locali.

D.G.R. n. 34/13 del 02.08.2006 – Piano Energetico Ambientale Regionale (PEARS).

D.G.R. n. 36/5 del 05.09.2006 – Approvazione del Piano Paesaggistico Regionale.

D.G.R. n. 11/17 del 20.03.2007 – Indirizzi applicativi del Piano Paesaggistico Regionale.

D.G.R. n. 30/2 del 23/05/2008 – linee guida per l’individuazione degli impatti potenziali
degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento nel territorio.
11
2.1.2. L'inquadramento programmatico
Lo scopo del presente quadro programmatico è quello di fornire elementi sulle relazioni
tra l'opera progettata e gli strumenti di pianificazione e programmazione territoriale esistenti;
pertanto appare doveroso compiere inizialmente un excursus "panoramico" delle principali
norme vigenti in materia di impianti basati sullo sfruttamento delle fonti rinnovabili di energia
quale è quella fotovoltaica, al fine di estrapolarne gli "indirizzi programmatici" contenuti.
La direttiva 2003/54/CE ha stabilito che le condizioni di connessione dei nuovi produttori
di elettricità siano obiettive, trasparenti e non discriminatorie, e che, in particolare, tengano
pienamente conto dei costi e dei vantaggi delle diverse tecnologie basate sulle fonti energetiche
rinnovabili.
L’Autorità ha regolato le condizioni procedurali, economiche e tecniche per l’erogazione del
servizio di connessione, distinguendo tra connessioni alle reti elettriche con tensione
nominale superiore ad 1 kV e connessioni alle reti elettriche con tensione nominale fino a 1 kV.
Per quanto concerne più prettamente l’iter autorizzativo degli impianti fotovoltaici,
bisogna precisare che a tal proposito nell’ottica della semplificazione e razionalizzazione delle
procedure autorizzative il D.Lgs. n. 387 del 29/12/2003, all’art. 12, stabilisce che la costruzione e
l’esercizio degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, per i quali è previsto il rilascio di
qualche autorizzazione, sono soggetti ad una autorizzazione unica da rilasciarsi a seguito di un
procedimento della durata massima di 180 giorni, nel rispetto delle norme in materia ambientale, di
tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico.
In merito agli aspetti autorizzativi, relativamente agli impianti fotovoltaici, il DM 19 febbraio
2007 precisa che:
 gli impianti di potenza non superiore a 20 kW e gli impianti parzialmente o totalmente
integrati non sono considerati “industriali” e non sono quindi soggetti alla verifica
ambientale regionale (screening VIA), purché non ubicati in aree protette;
 qualora
sia necessaria l’acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo
comunque denominato, l’acquisizione del predetto provvedimento sostituisce il
procedimento unico di cui all’art. 12 del D.Lgs 387/2003;
 per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione è sufficiente
la dichiarazione di inizio attività (DIA);
12
 per gli impianti da realizzarsi in aree classificate agricole, non è necessaria la variazione
di destinazione d’uso dei siti.
Sulla base del disposto dell'art. 26 della L. 9.01.1991 n°10, agli impianti basati sullo
sfruttamento delle fonti rinnovabili di energia "... si applicano le disposizioni di cui all'art.9
della legge 28 gennaio 1977 n° 10, nel rispetto delle norme urbanistiche, di tutela artisticostorica ed ambientale...". Questo richiamo alla tutela ambientale ci riporta direttamente alla
impostazione che il Legislatore Costituzionale ha dato all' ordinamento nazionale in materia di
ambiente.
Questi, nell' art. 9 della Costituzione, ha stabilito che la Repubblica debba tutelare "...il
paesaggio e il patrimonio storico e artistico della Nazione". Tali altrimenti definite bellezze
naturali rientrano nel quadro d'azione di tutela svolto dalla L. 29.06.1939 n° 1497 "Protezione
delle bellezze naturali" che assoggetta a sé, in forza del loro notevole interesse pubblico, "...le
cose immobili che hanno cospicui caratteri di bellezza naturale o di singolarità geologica...i
complessi di cose immobili che compongono un caratteristico aspetto avente valore estetico e
tradizionale...le bellezze panoramiche considerate come quadri naturali e così pure quei punti di
vista o di belvedere, accessibili al pubblico, dai quali si goda lo spettacolo di quelle bellezze".
Sulla base della disposizione contenuta nel dettato costituzionale, scaturisce una nozione di
ambiente assai dibattuta ma che può essere inquadrata come in un noto studio di Giannini
(1973) secondo cui l'ambiente può essere inteso:
a) in senso naturalistico come l'insieme dei beni (paesaggio,beni culturali e centri
storici; bellezze naturali; foreste e parchi floro-faunistici) che le norme considerano
e proteggono al fine della loro conservazione;
b) nel senso della relazione con l'azione antropica come l'insieme degli spazi
(terrestri, acquatici ed aerei) in cui si manifesta l'azione aggressiva dell'uomo e che è
oggetto di tutela da parte delle norme dettate contro l'inquinamento (igiene del suolo
e degli abitati, difesa delle risorse idriche e dell' atmosfera, etc.);
c) in senso urbanistico, come oggetto, cioè della normativa di regolazione dell'assetto e della
gestione del territorio, in particolare della pianificazione degli interventi e della localizzazione
degli insediamenti.
13
Se si riguarda con attenzione la posizione esposta da Giannini non sfuggirà di certo che la
definizione di ambiente è di fatto ed in sostanza legata al "territorio" quale contenitore di
attività e di beni oggetto di tutela tra i quali, imprescindibilmente, esiste la salute umana tutelata
in forma 'forte" anche dalla norma urbanistica che, attraverso il concetto di "agibilità", si
ricollega al dettato costituzionale nella combinazione degli artt. 9 e 32 che risultano, pertanto,
fra loro indissolubili.
Nella più generale accezione della valutazione dell'impatto ambientale voluta dal
Legislatore Comunitario, si ritrova puntualmente questa visione unitaria che vuole l'ambiente
come un insieme di quello naturale e quello antropico e/o antropizzato.
In questo senso il Legislatore Nazionale, nell'introdurre lo strumento della V.I.A. nel
processo di autorizzazione alla trasformazione del territorio per talune attività, ha attenuato la
visione Comunitaria restringendo il campo alle sole componenti dell' ambiente naturale, ma
non si è distaccato dalla visione costituzionale e urbanistica in cui la trasformazione del territorio
è subordinata alla concessione edilizia e al complesso di altre autorizzazioni che operano nel
rispetto dei due artt. prima richiamati del dettato costituzionale.
Nella delega alle Regioni del 1996 sono state stabilite notevoli semplificazioni attraverso
l'individuazione di due diversi ambiti d'applicazione: progetti di tipo "A" e progetti di tipo "B".
Per i progetti di tipo "B" ricadenti fuori di aree naturali protette, come il seguente
oggetto di studio, il Legislatore ha inteso attuare una procedura semplificata di verifica di
compatibilità ambientale in base ad elementi appositamente individuati (art. 10 ed allegato "D").
Di fatto il D.P.R. del
1996, indirizzando e coordinando le procedure demandate alle
Regioni, ha stabilito, riguardo alla eventualità della V.I.A., l'esistenza di 5 diverse categorie di
progetti.
All'interno
dello
sviluppo
della
procedura
di
autorizzazione
alla
costruzione
dell'impianto, la V.I.A., nella sua forma più generale o nella semplificazione possibile in diversi
casi si inserisce tra la concessione all'uso dei suoli (fase comprensiva delle eventuali
affrancazioni, sdemanializzazioni, concessione, liberazione da servitù, etc.). e la richiesta di
rilascio della concessione edilizia, affiancandosi alla richiesta di nulla-osta da parte degli Uffici
BB.AA. delle Regioni e delle Soprintendenze nei limiti delle diverse attribuzioni e competenze.
La documentazione di riferimento per l'analisi della necessità o meno dell' applicazione
delle procedure di V.I.A. è costituita da una serie di cartografie che sono rappresentate dalle
14
mappe del Piano Regionale Paesistico, ove sono riportati puntualmente tutti i vincoli e le
limitazioni alla attività di trasformazione del territorio.
La necessità di fare ricorso a tale insieme di cartografie, legate al territorio, ai suoi usi
tradizionali ed a quelli ritenuti compatibili con le sue caratteristiche, ci riporta al legame forte
che unisce Ambiente e Territorio.
In ultima analisi il Territorio costituisce il contenitore per i beni di ogni genere e natura e per le
attività che si svolgono e che sono ad essi inerenti.
Pertanto,
ogni
valutazione
inerente
all'ambiente
ed
alle
sue
componenti
necessariamente, considerata in relazione al Territorio ed alla sua trasformabilità.
15
va,
2.2. Il PPR
Il Piano Paesaggistico Regionale – Primo Ambito Omogeneo, approvato in via definitiva con
Deliberazione della Giunta Regionale del n° 36/7 del 5 settembre 2006, ed entrato in vigore con
la pubblicazione nel BURAS n. 30, Parte I e II dell’8 settembre 2006 con Decreto del Presidente
della Regione Sardegna, all’art. 14 delle Norme Tecniche di Attuazione inserisce la parte
interessata al progetto del territorio comunale di Ittiri (SS).
Fig. 3 – Estratto carta del PPR fg. 459 -
area intervento
16
Il PPR, così come stabilito dalla legge regionale 25 novembre 2004 n. 8, è stato approvato con
DGR n. 36/7 del 5 settembre 2006. La normativa che lo caratterizza si estende al primo ambito
omogeneo del “paesaggio costiero”; essa indica come individuare e tutelare categorie di beni
paesaggistici puntuali e/o areali quali i centri e nuclei storici, la viabilità sia di interesse storico
che di importanza paesistica, il paesaggio agrario ecc …
Il PPR suddivide il primo ambito omogeneo in 27 ambiti di paesaggio costiero. Ogni ambito
viene inizialmente identificato nei suoi caratteri generali con l'eventuale specificazione di unità
di riconosciuta identità. Quindi, all'interno di ciascun ambito sono indicati gli elementi (luoghi,
famiglie di beni, beni propri...) che compongono il carattere del paesaggio locale. Sono proprio
detti elementi che danno il senso e l'identità dell'ambito stesso, la sua componente percettiva, il
suo contenuto culturale.
La porzione di territorio interessata all’impianto fotovoltaico in oggetto di relazione, non ricade
in nessun ambito di paesaggio costiero, si localizza nella cartografia del territorio interno foglio
n. 459.
2.3. Il Piano Energetico Ambientale Regionale (PEARS)
Piano Energetico Ambientale Regionale, PEAR, ha un valore eccezionale perché contiene e
determina indirizzi di politica industriale ed economica; in esso i presupposti culturali e giuridici
per cui ci si deve allineare alle scelte mondiali, europee e nazionali, sono messi a confronto con
la necessità di utilizzare le risorse energetiche locali in modo da ridurre i costi e le emissioni
inquinanti.
Vengono di seguito riportate, per una più facile lettura, le parti del PEARS che sono direttamente
connesse alla verifica della coerenza del Piano con il progetto proposto.
17
DELIBERAZIONE DELLA GIUNTA REGIONALE N. 34/13 DEL 2.8.2006
Piano Energetico Ambientale Regionale
Omissis
DELIBERA
- di prendere atto dello studio per la definizione del Piano Energetico Ambientale Regionale
predisposto dal Dipartimento di Ingegneria del territorio dell’università di Cagliari, allegato alla
presente deliberazione per farne parte integrante e sostanziale;
- di adottare il Piano Energetico Ambientale Regionale, allegato alla presente deliberazione per
farne parte integrante e sostanziale;
- di prendere atto della procedura avviata dagli Assessorati dell’Industria e della Difesa
dell’Ambiente per la valutazione ambientale strategica, approvando le linee guida predisposte.
La presente deliberazione è inviata alla Consiglio regionale per l’espressione del parere della
competente Commissione, ai sensi dell’art. 4, lett. l), della L.R. n. 1/1977.
PIANO ENERGETICO AMBIENTALE REGIONALE
CAPITOLO XIII “Le Fonti di Energia Rinnovabili per la produzione elettrica”
XIII.1. Introduzione
L’Unione Europea promuove lo sviluppo delle Fonti di Energia Rinnovabili, nelle diverse
forme:
- Energia solare diretta
- Energia della biomassa
- Energia idraulica
- Energia eolica
- Energia geotermica
- Energia del moto ondoso e delle maree.
L’energia
solare
diretta
e
quella
indiretta
della
biomassa
sono
importanti
perché
possono svolgere un ruolo significativo sia nella produzione di energia termica per le
utenze finali termiche, sia un ruolo ancor più importante nella produzione di energia
18
elettrica.
In questo studio per il PEARS viene considerata anche l’applicazione dell’energia solare per gli
usi termici, che viene proposta nel capitolo dedicato al settore civile, tuttavia l’importanza
principale dell’utilizzo dell’energia solare è quella per produrre energia elettrica che ha una
Energia più elevata (cioè produce una Energia che ha una utilità potenziale maggiore). Anche la
produzione di energia elettrica mediante la tecnologia fotovoltaica può essere bene inserita negli
edifici e nelle strutture urbane, per questo è presa in grande considerazione nel capitolo dedicato
allo sviluppo dell’uso razionale dell’Energia nel settore civile (Cap. XV).
Tale è l’importanza che l’Unione Europea ha dato alle FER per la produzione di energia elettrica,
con il doppio scopo di contribuire all’autonomia energetica dell’UE ed al conseguimento
degli obiettivi del Protocollo di Kyoto, che ha approvato una apposita Direttiva di cui diamo
conto nel seguito.
XIII. 2. Obiettivi strategici di sviluppo delle FER per la produzione elettrica
Come è illustrato nel Cap. I (Quadro normativo di riferimento), la Direttiva
2001/77/CE prevede che l’Unione Europea produca entro il 2010 il 22% del fabbisogno
interno lordo della energia elettrica mediante le FER; questo impegno risulta ripartito tra i
diversi Stati della UE come è specificato nella Tabella dell’Allegato qui di seguito
riportata.
Omissis
L'Italia dichiara che il 22 % potrebbe essere una cifra realistica, nell'ipotesi che nel 2010 il
consumo interno lordo di elettricità ammonti a 340 TWh.
Omissis
La tabella assegna all’Italia una quota del 25%, ma l’Italia di fatto assume l’impegno
solo per il contributo del 22%, con le motivazioni sinteticamente riportate nella nota 1)
all’Allegato (Omissis); pertanto in questo Studio assumiamo la quota del 22% come parametro di
riferimento.
In definitiva l’Italia programma di raggiungere entro il 2010 una produzione elettrica dalle FER
del 22% del valore del fabbisogno interno al 2010 stimato intorno a 340 TWh; cioè l’Italia
19
assume per sé l’obiettivo di produzione di Energia elettrica da fonti rinnovabili pari a 75 TWh/a
entro il 2010.
Nel contesto del Protocollo di Kyoto l’Italia si è impegnata a ridurre del 6,5% rispetto al valore
del 1990 le emissioni di CO2eq entro il 2010; per dare attuazione a questo programma
l’Italia ha messo in atto il Piano d’azione nazionale attraverso la Delibera CIPE del 19 dic.
2002 “Linee guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni di gas
serra” con la quale sono approvati gli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO2 dei
diversi settori programmati per il 2010.
La produzione di energia elettrica dalle FER deve far fronte perciò anche a conseguire
l’obiettivo del Protocollo di Kyoto entrato in vigore definitivamente il 16 febbraio 2005.
Si ricorda inoltre che proprio per operare nel senso del Protocollo di Kyoto il D.Lgs.
n.79/1999 prevede che i produttori o utilizzatori di energia elettrica da fonti fossili
producano o acquistino una quantità pari al “2% crescente” della loro produzione che sia prodotta
da FER. Questa legge, onde assicurare che questa domanda di energia elettrica da FER sia
soddisfatta, istituisce un premio per la produzione elettrica da FER detto “Certificato
Verde” che viene erogato solo per gli impianti a FER nuovi costruiti dopo l’entrata in vigore
del D.Lgs. n.79/1999.
Di fronte a questa domanda di nuova produzione di energia elettrica da FER così
significativa che emerge da tutte le normative richiamate, lo stato in cui si trova il comparto
elettrico dell’Italia è sintetizzato nella tabella 2 seguente.
Omissis
Si vede che l’Italia ha una produzione da FER di 18,35% nel 2004, ma essendo data
prevalentemente da energia idroelettrica è soggetta a variazioni con il regime di piovosità
scendendo taluni anni al 17%; anche per questo è utile osservare che il contesto normativo
della
Direttiva
2001/77/CE
lascia
intendere
che
questo
valore
del
22%
è
da
interpretare come valore di riferimento, e che eventuali scostamenti giustificati sono
possibili.
Dalla tab.2 si vede anche che, esclusa la Toscana che può produrre energia
geotermoelettrica, le regioni del Nord hanno una buona produttività dovuta al regime di
20
piovosità ed all’orografia favorevoli; mentre le regioni del centro sud hanno una bassa
produzione da FER per motivi strutturali di natura fisica. Si pone dunque il problema di stimolare
con mezzi efficaci la produzione elettrica dalle FER finora poco utilizzate: energia solare,
energia della biomassa, energia eolica.
Per conseguire gli obiettivi fissati dalla Direttiva 2001/77/CE l’Italia ha promulgato il
D.Lgs. n.387/2003 di cui riportiamo alcuni stralci importanti.
XIII.2.1. Decreto legislativo 387/2003 di recepimento della Direttiva 2001/77/CE
L’Italia ha recepito la Direttiva 2001/77 con il Dlgs del 29/12/2003, n.387 - avente per oggetto
"Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da
fonti
energetiche
rinnovabili
nel
mercato
interno
dell'elettricità"
-
(G.U. n.25 del 31/01/2004- S.O. n.17).
I punti salienti del Decreto di recepimento della Direttiva, sono: L’art. 4 prevede che a decorrere
dall’anno 2004 e fino al 2006, è incrementata la quota minima di elettricità prodotta da
impianti alimentati da fonti rinnovabili (rispetto al 2% stabilito dall’art. 11 del Dlgs16 marzo
1999, n. 79). L’incremento annuale stabilito è di 0,35 % fino al 2006, mentre ulteriori incrementi
della quota minima per i trienni 2007-2009 e 2010-2012 saranno stabiliti dal Ministro delle
attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio.
Sono
previste sanzioni per gli inadempienti.
L’art. 5 prevede disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse,
dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas. Il Ministero delle politiche
agricole deve emettere i decreti attuativi e mediante una apposita commissione deve
indicare le quantità e modalità di valorizzazione energetica dei residui agricoli, gli
incrementi netti di produzione annua di biomassa utilizzabili a scopo energetico.
Gli art. 6, 7, 8, prevedono l’adozione di misure dedicate al sostegno di fonti rinnovabili (biomasse
ed energia solare) e tecnologie specifiche (generazione distribuita e impianti ibridi - cioè che
utilizzano
fonti
sia
rinnovabili
sia
non
rinnovabili- non
ancora competitive, ma
considerate promettenti per il futuro). In particolare l’art. 6 prevede l’emanazione da parte
dell’AEEG di una normativa per consentire “lo scambio sul posto” di energia elettrica prodotta
da impianti a FER di potenza inferiore a 20 kWh (vedasi il decreto MAP del 28 luglio 2005
sugli impianti solari FV).
21
L’art. 9 prevede la promozione della ricerca e della diffusione delle fonti rinnovabili mediante
un accordo di programma quinquennale con l’ENEA.
Il rilascio da parte del GRTN della garanzia di origine per l’elettricità prodotta da fonti
rinnovabili, con indicazione dell’ubicazione dell’impianto, della fonte utilizzata, della
potenza nominale dell’impianto. Si prevede anche il riconoscimento della garanzia di origine
rilasciata in altri Paesi UE, in vista dello scambio di strumenti innovativi come i diritti di
emissione (Art. 9).
L’art. 10 “obiettivi indicativi regionali”, è di grande importanza per l’attuazione di un Piano
Energetico Regionale; infatti prevede che la Conferenza Unificata Stato-Regioni effettui la
ripartizione delle quote di produzione di energia elettrica da FER tra le Regioni tenendo conto
delle risorse disponibili in ciascun contesto territoriale. E’ anche previsto che le Regioni possano
promuovere l’aumento del consumo di elettricità da FER nei propri territori quantità aggiuntive
rispetto a quelle nazionali.
La regolamentazione sul trattamento economico dell’energia elettrica prodotta da fonti
rinnovabili: la produzione da impianti con potenza superiore o uguale a 10 MVA, non
incentivata CIP 6, potrà essere collocata in Borsa, quella proveniente da impianti con
potenza superiore a 10 MVA, sarà ritirata dal GRTN al prezzo che si forma in Borsa (art.
11);
E’
prevista
dall’art. 12 “Razionalizzazione
e
semplificazione
delle
procedure
autorizzative”; essendo gli impianti a fonti rinnovabili dichiarati “di pubblica utilità ed
indifferibili ed urgenti”; la costruzione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili è
soggetta ad “una autorizzazione unica, rilasciata dalla Regione” entro centottanta giorni.
L’avvio di campagne di sensibilizzazione e d’informazione sulle fonti rinnovabili sul
risparmio energetico, al fine di creare una cultura diffusa sui temi energetici e ambientali
(art. 13, 14, 15, 16);
l’inclusione dei rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del trattamento riservato
alle fonti rinnovabili, nel rispetto della gerarchia comunitaria del trattamento stesso (art. 17);
fanno parte delle disposizioni volte a favorire la sostenibilità economica di investimenti
nelle
fonti rinnovabili non ancora competitive per il mercato, nonché a rendere più
flessibile lo scambio dei certificati verdi.
Il
Decreto
conferma
gli
adempimenti
richiesti
22
dalla
Direttiva
con
riferimento
all’adozione di relazioni periodiche, da parte del Ministro delle Attività Produttive di
concerto con gli altri ministri interessati, che analizzino il grado di raggiungimento degli obiettivi
nazionali di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nonché la coerenza di questi
obiettivi con quelli generali posti dalla Direttiva stessa.
Un altro aspetto importante è legato alla definizione degli obiettivi nazionali e regionali
circa le fonti energetiche rinnovabili. L’art. 10 (Obiettivi indicativi regionali) si propone di
fornire un utile strumento per la pianificazione energetica ambientale delle regioni. La
Conferenza unificata concorre alla definizione degli obiettivi nazionali e ne effettua la
ripartizione
tra le regioni tenendo conto delle risorse
di fonti energetiche rinnovabili
sfruttabili in ciascun contesto territoriale anche in relazione ai progressi delle conoscenze
relative alle risorse di fonti energetiche rinnovabili sfruttabili in ciascun contesto
territoriale e all'evoluzione dello stato dell'arte delle tecnologie di conversione. Ogni
regione può adottare misure per promuovere l'aumento del consumo di elettricità da fonti
rinnovabili nei rispettivi territori, aggiuntivo rispetto a quelle nazionali.
Questo sforzo è finalizzato al raggiungimento dell’obiettivo nazionale di aumento della
produzione di energia elettrica da FER dai circa 50 TWh odierni sino a circa 75 TWh nel giro di
10 anni.
Inoltre sono anche previste sanzioni per i non adempimenti all’obbligo. Il D.Lgs. 387
prevede, a decorrere dall’anno 2004, l’applicazione di una sanzione, comunicata
dall’AEEG, su segnalazione del GRTN.
E’ importante segnalare che non hanno avuto ancora applicazione le parti del D.lgs che
prevedono la programmazione regionale; cioè non è stata fatta una ripartizione dei compiti per
ciascuna regione né per gli oneri di riduzione delle emissioni di CO2, né per le quote di produzione
di energia elettrica dalle FER.
In questo contesto la Regione Sardegna programma le azioni da inserire nel PEARS tenendo
conto delle particolari condizioni di partenza che presentano difficoltà intrinseche alle
caratteristiche fisiche del territorio regionale.
23
XII.3. Il contributo delle Fonti di Energia Rinnovabile in Sardegna
L’importanza delle fonti energetiche rinnovabili è sostenuta dalla legislazione che, per
agevolarne l’attuazione, stabilisce che “l’utilizzazione delle fonti rinnovabili di Energia è
considerata di pubblico interesse e di pubblica utilità e le opere relative sono equiparate alle
opere dichiarate indifferibili e urgenti ai fini dell’applicazione delle leggi sulle opere
pubbliche”; questa priorità è ribadita dal DLgs n.387/2003. Ma queste norme non possono
essere utilizzate per giustificare alterazioni ambientali relative al patrimonio storico-culturale
ed estetico-paesaggistico.
E’ utile ribadire che in Sardegna il rispetto della Direttiva 2001/77/CE sullo sviluppo delle FER
deve comunque essere armonizzato con la normativa di tutela ambientale e in modo specifico con
il nuovo Piano Paesaggistico Regionale.
Lo stato da cui parte la Sardegna riguardo alla produzione elettrica dalle FER secondo gli
obiettivi della Direttiva 2001/77/CE sono riassunte nella tab.3 seguente. Si vede che il
contributo delle FER in Sardegna al 2004 è di 4,1%, valore che è principalmente
imputabile al clima semiarido che ha sempre caratterizzato la Sardegna.
Benché non esista nessun vincolo di norme statali, la Sardegna può assumere in questo studio
per il PEAR di cercare di conseguire un obiettivo pari a quello complessivo nazionale del
22% di produzione elettrica dalle FER al 2010, nella consapevolezza che è un compito arduo;
infatti nel caso della Sardegna esistono obiettivi limiti strutturali dipendenti da fattori
esterni che rendono difficoltoso, alle condizioni attuali, il raggiungimento dell’obiettivo
così a breve termine.
Nel corso dei capitoli che seguono e trattano dello sviluppo del sistema energetico regionale
nei principali settori (Agricoltura, civile, industriale, trasporti, in particolare nel comparto di
generazione elettrica) vengono esaminati in dettaglio tutti gli strumenti per l’Uso Razionale
dell’Energia e proposti gli interventi di utilizzazione delle FER, tenendo conto dei diversi
obiettivi che il PEARS si propone di conseguire per ottemperare ai requisiti previsti dalla
Valutazione Ambientale Strategica.
a) Obiettivo autonomia energetica
Tenuto conto della caratteristica dello stato di insularità della Sardegna, l’obiettivo
della autonomia energetica è della massima importanza, ma non si può considerare un
24
obbiettivo a medio termine; tuttavia è importante considerare che l’obiettivo della minor
dipendenza energetica dall’esterno è anche un obiettivo dell’Italia e dell’Europa; in
questo contesto la Sardegna programmando di potenziare l’utilizzo delle FER e del
carbone Sulcis realizza il proprio interesse in totale armonia con l’interesse dell’Italia e
dell’Europa.
Con la produzione del 22% di energia elettrica con le FER e con l’utilizzo di 1 Mton/a di
carbone Sulcis la Sardegna dopo il 2010 potrebbe arrivare ad un livello di autonomia per la
produzione elettrica dell’ordine del 40%; un risultato di grande rilievo se conseguito nel medio
termine.
b) Obiettivo diversificazione fonti energetiche
La diversificazione delle fonti energetiche è importante sia per la riduzione dei costi
energetici dei settori termoelettrico, industriale, civile e dei trasporti, ma anche per il
buon superamento di crisi internazionali (in seguito per es. a un forte aumento del costo
del petrolio oppure dopo un taglio delle esportazioni di gas metano da parte dei nostri
paesi fornitori), la Sardegna ritiene strategico in questo piano conseguire il risultato di
conseguimento di un adeguato mix energetico, sia nelle fonti fossili (prodotti petroliferi,
carbone, gas naturale) sia nelle FER. In particolare, come descritto nei capitoli successivi
dedicati alle fonti energetiche rinnovabili, la regione vuole supportare le biomasse che
possono avere ricadute positive nel sistema agricolo, e la fonte solare per le ricadute
positive che queste tecnologie possono portare al sistema produttivo. Anche tutte le altre
fonti rinnovabili sono tenute in considerazione per dare il loro contributo.
c) Obiettivo riduzione delle emissioni nocive
Tenuto conto del programma di produzione elettrica per sostenere il sistema
industriale della Sardegna che privilegia il carbone, in particolare con la centrale a
carbone sulcis integrata con la miniera, si stima che si avrà dopo il 2010 una emissione di
circa 3 o 4 Mt/a di CO2 a seconda della potenza (compresa tra 450 e 650 MW) che verrà
assegnata alla nuova centrale. Come si può tentare almeno di stabilizzare le emissioni
fino al 2014 per attenuare l’impatto ambientale sulla Sardegna e contribuire al rispetto
del Protocollo di Kyoto?
25
Per attenersi ai protocolli internazionali ricordiamo anche che si deve ridurre le
emissioni di SOx e di NOx come prevede il Protocollo di Goteborg (V.Cap. I), inoltre l’uso del
carbone comporta altre forme di alterazioni ambientali: emissione di polveri, ceneri, rifiuti del
lavaggio del carbone estratto, demolizione di colline per l’uso del calcare come fissatore delle
emissioni di SOx, etc.
Utilizzeremo tuttavia come parametro di riferimento le emissioni di CO2 per formulare ipotesi
di programma relative allo sviluppo degli impianti a FER.
Come si vede dal Cap. I le emissioni di CO2 della Sardegna ammontavano nel 1990 a
16 Mton/a, hanno continuato a crescere linearmente raggiungendo il valore di 21 Mton/a
nel 2002, forse nel 2004 hanno raggiunto il valore di 22 Mton/a, non si sono avuti effetti
di riduzione dopo il Protocollo di Kyoto. Per rispettare il protocollo di Kyoto la diminuzione
del 6,5% rispetto al valore del 1990 dovrà portare il valore delle emissioni complessive a
15 Mton/a nel 2010. Questa diminuzione di 7 Mton/a in cinque anni è un obiettivo molto
difficile da raggiungere, tenuto anche conto della struttura del sistema industriale
energivoro da tempo esistente in Sardegna; nel 2003-04 su 22 Mton/a di CO2 stimati, 10
Mton/a sono attribuibili al comparto di generazione elettrica; benché la diminuzione
debba interessare tutti i settori di impiego dell’Energia, non vi è dubbio che il comparto di
generazione elettrica possa e debba dare un contributo fondamentale. Il settore civile e
quello dei trasporti dovrebbero dare un contributo significativo dell’ordine di 1,5 Mton/a
ciascuno; il comparto di generazione elettrica dovrebbe diminuire le emissioni di 3,5 Mton/a,
attribuendo
inoltre
una
diminuzione
di
0,5
Mton/a
alle
azioni
di
URE.
Questo è un obiettivo che deve essere preso in considerazione nella procedura di VAS, ma date
le caratteristiche strutturali di partenza del sistema energetico della Sardegna, per poter almeno
approssimare questi obiettivi è necessario un consistente contributo di interventi di livello
nazionale.
In conclusione, tenuto conto che l’uso termico delle FER pone problemi meno rilevanti
della produzione elettrica dalle FER, è un fatto rilevante anche la necessità di nuove
strutture della Rete a media e ad alta tensione che dovranno essere realizzate per
rendere possibile lo sviluppo degli impianti nuovi a fonti rinnovabili: in particolare nuovi
elettrodotti ad AT, cabine di trasformazione MT/AT, sottostazioni di smistamento e punti
di connessione.
26
PIANO ENERGETICO AMBIENTALE REGIONALE
CAPITOLO V “Stato di sviluppo delle tecnologie per l’uso dell’Energia solare”
Omissis
V.1. Tecnologie per l’energia solare
Il potenziale dell’energia solare può essere sfruttato principalmente con le tecnologie:
• Sistema termico a bassa temperatura (50÷120°C) che utilizza i collettori solari
piani;
• Sistema
fotovoltaico
per
la
conversione
diretta
in
elettricità
che
utilizza
le
proprietà dei semiconduttori come il silicio;
• Sistema termodinamico a concentrazione che produce calore a temperature alte
(300÷1000°C) e rende possibile la conversione termodinamica del calore in energia elettrica
con rendimenti elevati.
Omissis
V.3. Il sistema solare Fotovoltaico
Lo
sviluppo
del
settore
fotovoltaico
è
strettamente
legato
ai
programmi
di
finanziamento nazionali e regionali, trattandosi di una tecnologia ancora relativamente
costosa.
Di seguito si riporta l’elenco dei beneficiari del finanziamento del "Programma tetti
fotovoltaici" (D.M. Ambiente 16.03.2001), sottoprogramma rivolto alle Regioni e Province
autonome che hanno già realizzato l’impianto fotovoltaico.
Graduatoria-Elenco beneficiari5
Impianti realizzati
Richiedente
Opera Pia S. Vincenzo De Paoli
Ist. Tec. Magistrale "G.Pagani"-Ass.P.I.
Prov.CAIst. Tec. Nautico di Carloforte-Ass.P.I.
Prov.CAEredi usci Giovanni
Lusci Valeria "Ditta Individuale"
S.A.T.S.A.S. di Steri e C.
TOTALE
27
Comune
Carloforte
Prov.
(CA)
kWp
20,00
Cagliari
(CA)
10,50
Cagliari
Sant'Antioco
Sant'Antioco
Sant'Antioco
(CA)
(CA)
(CA)
(CA)
20,00
2,30
2,30
5,18
60,28
Beneficiari 2003
Edificio Via Cadello
Casa cantoniera
Scuola "Meucci"
scuola "Colli Vignarelli"
Scuola via Martiri della Libertà
----------IMPIANTI FINANZIATI 2004
(CA)
20,00
(CA)
3,00
(CA)
18,75
(CA)
18,75
(NU)
20,00
TOTALE
80,50
398,74
539,5
Elenco impianti beneficiari del programma Tetti fotovoltaici
Nella tabella 6, si riporta l’allegato alla determinazione del Direttore del Servizio
Energia dell’Assessorato dell’Industria n° 191 del 7 marzo 2005 della Regione Sardegna
pubblicato sul B.U.R.A.S. del 21-3-2005, nel quale sono elencati i beneficiari del
finanziamento in conto capitale per la realizzazione di impianti solari fotovoltaici
relativamente al Bando regionale del 2004. La potenza totale prevista è pari a 398,74 kW,
mentre la produzione di energia elettrica stimata è pari a circa 0,9 GWh.
Sulla gazzetta ufficiale n° 181 del 5 agosto 2005 è stato pubblicato il decreto del 28 luglio 2005
del
Ministro
delle
attività
produttive,
recante
criteri
per
l’incentivazione
della
produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, che
rappresenta un valido sostegno per i nuovi impianti di potenza nominale compresa tra 1
kWe e 1MWe.
Tale decreto, già previsto nel D.Lgs 387/2003, infatti stabilisce una consistente tariffa
incentivante, che va inizialmente da 0,445 €/kWh per gli impianti di potenza nominale
non superiore a 20 kWe, ai 0,46 €/kWh per gli impianti di potenza nominale compresa tra
20 e 50 kWe, ai 0,49 €/kWh per gli impianti di potenza nominale compresa tra 50 kWe e
1 MWe; la durata dell’incentivo è fissata in 20 anni e sono ammessi gli impianti di nuova
costruzione o totalmente rifatti che inizino la produzione dopo il 30 settembre 2005;
possono inoltre accedere all’incentivazione in oggetto anche gli impianti entrati in
esercizio a seguito di potenziamento in data successiva al 30 settembre 2005, limitatamente
alla produzione aggiuntiva ottenuta a seguito dell’intervento di potenziamento.
Tale decreto fissava (art.11), come obiettivo nazionale al 2015, una potenza cumulata fotovoltaica
da installare pari a 300 MWe.
28
Sulla Gazzetta Ufficiale n. 38 del 15 Febbraio 2006, è stato pubblicato il Decreto 6 Febbraio
2006 del Ministero delle Attività Produttive, in cui come obiettivo nazionale al 2015, si fissa
una potenza cumulata fotovoltaica da installare pari a 1000 MWe (art.1).
Nelle tabelle successive, (omesse)vengono riportati i risultati regionali delle domande ammesse
agli incentivi del Decreto MAP del 28 Luglio 2005, nel trimestre 1 Ottobre-31 Dicembre 2005 e
nel 19 Settembre-30 Settembre 2005 (fonte GRTN).
2.4. Parchi e Siti di Importanza Comunitaria
Natura 2000 è il nome che il Consiglio dei Ministri dell'Unione Europea ha assegnato ad un
sistema coordinato e coerente (una "rete") di aree destinate alla conservazione della diversità
biologica presente nel territorio dell'Unione stessa ed in particolare alla tutela di una serie di
habitat e specie animali e vegetali indicati negli allegati I e II della direttiva n. 92/43/CEE, la
Direttiva "Habitat", e delle specie di cui all'allegato I della direttiva n. 79/409/CEE, la Direttiva
"Uccelli" e delle altre specie migratrici che tornano regolarmente in Italia.
La Rete Natura 2000, ai sensi della Direttiva "Habitat" (art. 3), è costituita dalle Zone Speciali di
Conservazione (ZSC) e dalle Zone di Protezione Speciale (ZPS). Attualmente la "rete" è
composta da due tipi di aree: le Zone di Protezione Speciale, previste dalla Direttiva "Uccelli", e
i Siti di Importanza Comunitaria proposti (SIC); tali zone possono avere tra loro diverse
relazioni
spaziali,
dalla
totale
sovrapposizione
alla
completa
separazione.
L'individuazione dei siti da proporre è stata realizzata in Italia dalle singole Regioni e Province
autonome in un processo coordinato a livello centrale. Essa ha rappresentato l'occasione per
strutturare una rete di referenti scientifici di supporto alle Amministrazioni regionali, in
collaborazione con le associazioni scientifiche italiane di eccellenza ( l'Unione Zoologica
Italiana,
la
Società
Botanica
Italiana,
la
Società
Italiana
di
Ecologia).
Le attività svolte, finalizzate al miglioramento delle conoscenze naturalistiche sul territorio
nazionale, vanno dalla realizzazione delle check-list delle specie alla descrizione della trama
vegetazionale del territorio, dalla realizzazione di banche dati sulla distribuzione delle specie
all'avvio di progetti di monitoraggio sul patrimonio naturalistico, alla realizzazione di
pubblicazioni e contributi scientifici e divulgativi.
29
La normativa comunitaria concernente la salvaguardia degli habitat naturali e semi-naturali,
nonché della flora e della fauna selvatiche rappresenta sicuramente un punto fondamentale della
politica ambientale europea: con la relativa direttiva n. 92/43/CEE del Consiglio del 21 maggio
1992, integrata dalla direttiva 97/62/CE del Consiglio del 27 ottobre 1997, recante adeguamento
al progresso tecnico e scientifico della direttiva 92/43/CEE, l’Unione Europea ha inteso
realizzare la creazione della rete europea “NATURA 2000” per la conservazione della
biodiversità e degli ecosistemi caratteristici del territorio comunitario. Lo scopo della direttiva
"Habitat" 92/43/CEE è quello di contribuire a salvaguardare, tenuto conto delle esigenze
economiche , sociali e culturali locali, la biodiversità mediante la conservazione degli habitat
naturali e seminaturali, nonché della flora e della fauna selvatiche nel territorio comunitario.
I singoli Stati membri, a loro volta, devono provvedere ad individuare ed a proteggere
immediatamente le aree nazionali che rispondano ai parametri comunitari della direttiva: l’Italia
ha, quindi, avviato la costituzione della sua rete BIOITALY comprendente le zone di protezione
speciale, Z.P.S. (ai sensi della direttiva n. 79/409/CEE sulla salvaguardia dell’avifauna selvatica,
oggi esecutiva con la legge 11 febbraio 1992, n. 157) e le zone speciali di conservazione, Z.S.C.
(ai sensi della direttiva n. 92/43/CEE sulla salvaguardia degli habitat naturali e semi-naturali,
esecutiva con D.P.R. 8 settembre 1997, n. 357), talvolta sovrapponibili e definibili quali siti di
importanza comunitaria, S.I.C., al fine dell'inclusione nella rete europea.
L’Italia ha dato attuazione alla predetta direttiva comunitaria con il D.P.R. 8 settembre 1997, n.
357 e successive modifiche ed integrazioni (con D.M. 20 gennaio 1999 sono stati modificati gli
allegati A e B, mentre con il D.P.R. 12 marzo 2003, n. 120 sono state introdotte modificazioni ed
integrazioni per superare le censure indicate dalla sentenza Corte di Giustizia U. E., 20 marzo
2003, causa 143/02), che, fra l’altro, prevede l’individuazione di specifiche misure di gestione
per ogni sito di importanza comunitario (S.I.C.) individuato con la finalità del mantenimento dei
relativi valori naturalistici ed una valutazione di incidenza ambientale, ad opera dell’autorità
ambientale regionale (generalmente gli Assessorati della difesa dell’ambiente, come nel caso
sardo), per qualsiasi intervento da effettuarsi in area S.I.C. La gestione dei S.I.C. è attribuita alla
competenza delle Regioni e della Province autonome. Il D.P.R. n. 357/1997 è stato ritenuto
costituzionalmente legittimo (sent. Corte cost. n. 425/1999).
Per l’attività di individuazione e di proposta delle aree S.I.C. alla Commissione europea lo Stato
ha coinvolto pienamente le singole Regioni e le Province autonome che, sostanzialmente, hanno
30
svolto concretamente le indagini conoscitive e la perimetrazione dei siti, la Regione autonoma
della Sardegna aveva in precedenza stipulato in merito con la Commissione europea – Direzione
generale XI lo specifico contratto B4-3200/95/870 del 29 dicembre 1995 per l’individuazione e
la tutela delle aree sensibili e si è avvalsa anche collaborazione tecnico-scientifica delle
Università degli Studi di Cagliari (botanica) e di Sassari (zoologia). L’Assessorato regionale
della difesa dell’ambiente ha in corso di realizzazione un modello per il monitoraggio dei siti
sensibili che prevede l’utilizzo di un G.I.S. appositamente dedicato. I proposti siti di interesse
comunitario (pSIC) individuati nel territorio regionale della Sardegna sono attualmente 92 (in un
primo tempo erano 114) Z.S.C. + 9 Z.P.S. (427.093 ettari di estensione complessiva, il 17,7 %
del territorio regionale) nell’ambito di 199 Comuni interessati: l’individuazione sul piano
tecnico-scientifico è avvenuta con determinazione Ass.to reg.le difesa ambiente – Servizio
conservazione natura, habitat, ecc. n. 2689/V del 6 dicembre 2002, integrata con successiva
determinazione n. 2810/V del 16 dicembre 2003, sottoposte a presa d’atto con deliberazione
Giunta regionale n. 37/31 del 17 ottobre 2003. Con nota assessoriale n. 447 dell’8 gennaio 2003
l’elenco dei pSIC è stato inviato al Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio, il quale,
in data 1 aprile 2004, l’ha trasmesso alla Commissione europea. Con deliberazione Giunta
regionale n. 52/19 del 15 dicembre 2004 sono state individuate ulteriori sei Z.P.S. al fine di
ovviare alla condanna della Corte di Giustizia (sentenza C-378/01) avverso l’Italia per non aver
trasposto correttamente l’art. 4 della direttiva n. 79/409/CEE con un numero sufficiente di siti ed
al rischio di un’ulteriore ricorso alla Corte di Giustizia da parte della Commissione europea con
la conseguente pressoché certezza di nuova condanna, anche gravata di multa pari a 100.000,00
euro per giorno di violazione delle disposizioni comunitarie, esigibile mediante “taglio” di
finanziamenti. Tuttavia, nel gennaio 2005 la Commissione europea ha deciso comunque di adìre
la Corte di Giustizia, ritenendo non esaustiva l’attività di individuazione delle Regioni Sardegna,
Lombardia, Umbria e della Provincia autonoma di Bolzano.
Il 30 giugno 1997 l’Italia, entro i termini previsti dalla direttiva, ha inviato alla Commissione
europea l’elenco delle 2.413 aree che rispondono ai requisiti indicati dalla direttiva Habitat a cui
si aggiungono 341 aree individuate come zone di protezione speciale, Z.P.S.. Con il D.M.
Ambiente 3 aprile 2000, n. 65 è stato formalizzato, quindi, l’elenco ufficiale dei siti di interesse
comunitario proposti (SIC) alla Commissione europea – Direzione generale Ambiente (XI). La
Commissione europea, con decisione 19 luglio 2006, n. C (2006) 3261, ha formalizzato l’elenco
31
S.I.C. per la regione biogeografica mediterranea, che riguarda anche l’Italia, e la Sardegna in
particolare (pubblicizzata con D.M. 5 luglio 2007, in Gazz. Uff.- serie generale – n. 170 del 24
luglio 2007), mentre, con decisioni della Commissione europea del 22 dicembre 2003
(pubblicizzata con D.M. 25 marzo 2003, in Gazz. Uff. – serie generale – n. 167 del 19 luglio
2004), è stata definitivamente approvata la lista S.I.C. per la regione alpina e con decisione del 7
dicembre 2004 è stata analogamente approvata la lista S.I.C. per la regione continentale
(pubblicizzata con D.M. 25 marzo 2005, in Gazz. Uff. – serie generale – n. 156 del 7 luglio
2005). La Regione autonoma della Sardegna, con deliberazione Giunta regionale n. 9/17 del 7
marzo 2007, ha ampliato numero ed estensione delle Z.P.S. Infatti, la Commissione europea, a
seguito del parere motivato C(1998)2281 definitivo del 18 agosto 1998 dovuto al persistere
dell’inadeguatezza delle ZPS rispetto alla copertura con le I.B.A. (Important Bird Areas)
identificate sulla base di studi in proprio possesso, ha trasferito alla Corte di Giustizia europea la
procedura d’infrazione, che si è conclusa il 20 marzo 2003 con la prima sentenza di condanna nei
confronti della Repubblica italiana nella causa C-378/01, per essere questa venuta meno agli
obblighi che le incombono in virtù dell’art. 4 della direttiva 79/409/CEE “Uccelli”. Il Ministero
dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare ha più volte sollecitato l’urgenza di porre in
essere tutte le azioni necessarie al fine della classificazione di ulteriori Z.P.S. e di interrompere
l’ulteriore corso del contenzioso comunitario che avrebbe comportato il pagamento di una
sanzione pecuniaria, di importo inizialmente compreso tra 100.000 e 300.000 euro al giorno, per
la mancata esecuzione da parte dell’Italia della sentenza di condanna della Corte di Giustizia del
20 marzo 2003; lo stesso Ministero ha inoltre evidenziato che, in caso di una seconda condanna, i
relativi oneri verrebbero posti a carico delle Regioni che non hanno fornito un contributo
sostanziale. Infatti, l’art. 1216 della legge n. 266/2005 (legge finanziaria 2006) statuisce il diritto
dello Stato di rivalersi nei confronti dei soggetti di cui al precedente art. 1213, tra i quali le
regioni, attraverso le regolazioni finanziarie operate a carico dell’Italia a valere sui diversi fondi
compresi quelli strutturali. La designazione di 6 nuove ZPS disposta con deliberazione Giunta
regionale n. 52/19 del 15 dicembre 2004 non è stata valutata sufficiente a sanare la situazione
regionale per cui, con atto GAB/2006/11672/B07 del 7 dicembre 2006 il Ministro dell’ambiente,
considerato l’alto rischio di deferimento alla Corte di Giustizia per l’imposizione di sanzioni
economiche allo Stato inadempiente, diffidava la Regione ad adempiere, entro quaranta giorni
dal ricevimento della stessa, agli obblighi della direttiva comunitaria, decorsi i quali, configurava
32
l’adozione degli atti sostitutivi al fine di adeguarsi al parere motivato del 14 dicembre 2004
emesso dalla Commissione ai sensi dell’art. 228 del Trattato CE a seguito della sentenza di
condanna della Corte del 20 marzo 2003. Con nota GAB/2006/10003 del mese di novembre
2006, il Capo di Gabinetto del Ministro dell’ambiente riteneva assai probabile, nel suddetto caso
di deferimento, la proposizione da parte della Commissione del pagamento sia di una penalità di
mora che di una sanzione forfetaria.
Quindi, con la citata deliberazione Giunta regionale n. 9/17 del 7 marzo 2007, è stato ampliato
numero ed estensione delle Z.P.S., anche se in vari casi si tratta di aree già designate quali S.I.C.
(deliberazione G.R. n. 9/17 del 7 marzo 2007, allegato 2), con l’individuazione di altre 22 (ora
sono 37) ed indicando una serie di norme di salvaguardia provvisoria nelle more della previsione
dei singoli piani di gestione: tali norme di salvaguardia temporanee costituiscono oggetto di
un’intesa fra Regione autonoma della Sardegna e Ministero dell’ambiente, della tutela del
territorio e del mare (deliberazione G.R. n. 9/17 del 7 marzo 2007, allegato B).
La porzione di territorio in esame risulta lontana dai confini che delimitano il sistema della rete
ecologica Natura 2000 ed è ubicato in posizione decisamente più periferica.
L’area territoriale interessata dagli interventi in progetto non comprende Siti di Natura 2000,
totalmente o parzialmente.
Si valuta inoltre che l’area interessata dall’intervento è del tutto priva di relazioni con i Siti di
Importanza Comunitaria più vicini, suscettibili di produrre incidenza (è ecologicamente
indipendente in quanto trattasi di area industriale), le scelte progettuali non possono determinare
effetti indiretti sul sito, (es. aumento di traffico veicolare, incremento di inquinamento chimico
acustico o luminoso, alterazione dei cicli o della qualità delle acque, ostacolo allo spostamento di
specie animali sensibili), futura necessità di realizzazione di servizi per nuovi insediamenti che
interesserebbero il sito (p.e. linee aeree, impianti di smaltimento, nuova viabilità).
Certamente vi sono delle conseguenze positive delle opere che mirano alla realizzazione di un
sistema socio-economico rinnovabile di sviluppo sostenibile con la riduzione di emissione di
sostanze inquinanti nell’ambiente circostante.
33
Fig.2 - I SIC proposti della Regione Sardegna
2.5 Delibera n. 30/2 del 23.05.2008 e n. 59/12 del 29.10.2008
Con Delibera n. 30/2 del 23.05.2008, avente ad oggetto “Linee guida per
l’individuazione degli impatti potenziali degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento
nel territorio”, la Giunta della Regione Autonoma della Sardegna fa presente che:
L’Assessore della Difesa dell'Ambiente ricorda che, in relazione alle numerosissime
richieste che stanno pervenendo presso gli Uffici dell’Assessorato della Difesa dell’Ambiente
per l’effettuazione della procedura di screening ambientale relativa ad impianti fotovoltaici da
ubicare sul terreno, e all’esigenza di limitare l‘impatto ambientale costituito dall’impegno di
notevoli porzioni del territorio regionale, con la deliberazione della Giunta regionale n. 28/56 del
34
26.7.2007 è apparso opportuno procedere ad individuare alcuni criteri tesi a razionalizzarne
la realizzazione e a contenerne l’impatto, anche sulla base delle indicazioni del Piano
Paesaggistico Regionale della Sardegna e del Piano Energetico Ambientale in corso di
approvazione.
Omissis
L’Assessore fa inoltre presente che, a seguito di ricorso presentato da alcuni proponenti avverso la
succitata deliberazione, con diverse Ordinanze del TAR è stata sospesa l’efficacia del medesimo
atto nella parte relativa agli impianti fotovoltaici.
In seguito alla sospensione della deliberazione n. 28/56 e alla conseguente mancanza di atti di
indirizzo nella regolamentazione all’installazione di suddetti impianti, è stato redatto un
opportuno studio, con lo scopo di identificare gli impatti potenziali più rappresentativi degli
impianti fotovoltaici e prevedere il loro corretto inserimento nel territorio, anche attraverso
l’individuazione delle aree in cui possono essere installati, alla luce di quanto stabilito all’art. 12
comma 10 del decreto legislativo
29 dicembre 2003, n. 387, in base al quale le Regioni
debbono procedere alla regolamentazione dell’installazione di impianti ad energia rinnovabile
sul proprio territorio.
Omissis
Lo studio, inoltre, indica come idonee per l’installazione di impianti fotovoltaici, le aree del
territorio regionale che risultano trovarsi in condizioni di compromissione dal punto di vista
ambientale o paesaggistico, costituite dalle aree di discarica o di cava dismesse. Risultano,
ancora, idonee all’installazione di impianti fotovoltaici, le aree industriali, artigianali e
produttive, in quanto appositamente deputate ad accogliere impianti di natura industriale dai
vigenti strumenti urbanistici o territoriali.
Alla luce di tali indicazioni, e fermo restando che risultano realizzabili in qualsiasi area gli
impianti fotovoltaici parzialmente integrati o con integrazione architettonica così come definiti
dall’art. 2, comma 1, lettere b2) e b3) del Decreto 19 febbraio 2007, possono essere
installati impianti fotovoltaici nelle seguenti aree:
35
a)
aree di pertinenza di stabilimenti produttivi, di imprese agricole, di potabilizzatori, di
depuratori, di impianti di trattamento, recupero e smaltimento rifiuti, di impianti di sollevamento
delle acque o di attività di servizio in genere,
per i quali gli impianti integrano o
sostituiscono l’approvvigionamento energetico in regime di autoproduzione, così come
definito all’art. 2 comma 2, del decreto legislativo 16 marzo 1999 n. 79 e ss.mm.ii.;
b) aree industriali o artigianali così come individuate dagli strumenti pianificatori vigenti;
c) aree compromesse dal punto di vista ambientale, costituite esclusivamente da:
c.1) perimetrazioni di discariche controllate di rifiuti in norma con i dettami del D. Lgs n.
36/03;
c.2) perimetrazioni di aree di cava dismesse, di proprietà pubblica o privata.
L’Assessore fa inoltre presente che, al fine di regolamentare l’utilizzo di territorio, seppur
industriale, occupato dagli impianti fotovoltaici, appare necessario stabilire un tetto massimo
alla potenza installabile per le categorie d’impianto previste al punto b).
Tale vincolo, definito in termini di “superficie lorda massima occupabile dall’impianto”,
risulta necessario per poter salvaguardare l’originaria funzione dei lotti liberi appartenenti
alle aree industriali, cioè quella di generare nuove realtà produttive, creando sviluppo ed
occupazione, in aree già opportunamente infrastrutturate con risorse pubbliche per tale scopo.
Pertanto l’Assessore reputa che ogni area industriale di estensione superiore ai 100 ha potrà
accogliere una superficie lorda complessiva di tutti gli impianti fotovoltaici autorizzati di
tipologia b), per una percentuale non superiore al 2 % della superficie dell’area stessa.
La percentuale è valutata pari al 3% nel caso di tutte le altre aree industriali e artigianali, così
come individuate dagli strumenti pianificatori vigenti, di estensione inferiore ai 100 ha, del 4% per
superfici inferiori a 50 ha e dell’ 8% per superfici inferiori a 20 ha.
Si intende che tali percentuali devono essere calcolate sulla superficie urbanizzata dell’area
industriale.
36
Per quanto riguarda la categoria di impianto di cui al punto c.2) costituita da cave
pubbliche e private si ritiene di dover limitare la potenza ad 1MWp e per una superficie
occupata non superiore al 20 % del totale, al fine di limitare l’interferenza che la presenza
dell’impianto fotovoltaico potrà comportare nelle attività di recupero.
Omissis
Gli indici di occupazione sopra individuati, permettono di stimare che la superficie disponibile
ad accogliere impianti fotovoltaici all’interno delle aree industriali, risulta in grado di
consentire uno sviluppo di tale settore energetico nell’ambito regionale.
La Delibera n. 59/12 del 29.10.2008, avente oggetto “Modifica ed aggiornamento delle linee
guida per l’individuazione degli impatti potenziali degli impianti fotovoltaici e loro corretto
inserimento nel territorio” testualmente dice:
Omissis
L’Assessore rileva che:
a) a seguito di una ricognizione delle aree urbanizzate e non urbanizzate disponibili presso i
Consorzi Industriali della Sardegna, in diversi casi risultano quasi sature le aree ammissibili
all’installazione di impianti fotovoltaici all’interno delle Aree di Sviluppo Industriale, per le
quali è stata presentata istanza di verifica di assoggettabilità a VIA ai sensi dell’art. 20 del D.Lgs.
n. 4/2008;
b) gli interventi di infrastrutturazione strettamente necessari all’installazione di un impianto
fotovoltaico consistono, nella maggior parte dei casi, nella realizzazione di opere di
urbanizzazione primaria relative alla rete elettrica, idrica e fognaria;
c) le aree industriali non urbanizzate, considerata la loro prossimità ad attività industriali,
si trovano spesso in condizioni di compromissione e marginalità non differenti da quelle
riscontrabili nelle aree urbanizzate.
Ciò premesso, l’Assessore propone di revisionare la definizione del tetto massimo alla
potenza installabile, definito in termini percentuali di “superficie lorda massima occupabile
37
dall’impianto”, da calcolarsi sulla superficie totale dell’area industriale, che sia essa urbanizzata o
non urbanizzata.
Omissis
L’Assessore fa presente, inoltre, sempre riferendosi alle aree in cui possono essere installati gli
impianti fotovoltaici
cosi come indicate nella citata deliberazione 30/2 del 2008 che in luogo
delle “aree di cava dismesse” devono essere previste tutte
le aree dismesse interessate da
attività estrattiva, sia di prima categoria (aree minerarie) che di seconda (aree di cava), così
come risultanti dal Piano delle Attività Estrattive i cui atti di indirizzo programmatico sono stati
approvati con deliberazione della Giunta regionale n. 37/14 del 25.9.2007.
Omissis
- di approvare le modifiche alle “Linee guida per l’individuazione degli impatti potenziali
degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento nel territorio” allegate alla deliberazione
della Giunta regionale n. 30/2 del 23.5.2008 consistenti in:
a) la “superficie lorda massima occupabile dall’impianto”, deve essere calcolata sulla
superficie totale dell’area industriale, sia essa urbanizzata o non urbanizzata;
b) ogni area industriale di estensione superiore ai 1000 ettari potrà accogliere una superficie
lorda complessiva di tutti gli impianti fotovoltaici autorizzati, per una percentuale pari al 3%
della superficie dell’area stessa. La percentuale è valutata pari al 4% per superfici
ricomprese tra 1000 e 100 ettari, al 5% nel caso di superfici ricomprese tra 100 e 50 ettari,
del 6% per superfici inferiori a 50 ettari e infine del 10% per superfici inferiori a 20 ettari.
c) possibilità di realizzazione degli impianti fotovoltaici nelle aree dismesse interessate da
attività estrattiva, sia di prima categoria (aree minerarie) che di seconda (aree di cava),
così come risultanti dal Piano delle Attività Estrattive i cui atti di indirizzo
programmatico sono stati approvati con deliberazione della giunta regionale n. 37/14 del
25.09.2007. fatte salve le limitazioni già previste dalla deliberazione soprarichiamata;
Omissis
38
2.2. Quadro di riferimento progettuale
2.2.1 Dati di progetto
L’impianto fotovoltaico oggetto del presente studio ha una potenzialità da 2.016 kWp connesso
alla rete elettrica, sarà di tipo non integrato secondo la definizione dell’art. 2 comma b1 del DM
19/02/2007. I pannelli saranno posizionati a terra tramite apposite strutture di sostegno, l’impianto
verrà collegato alla rete elettrica e l’energia prodotta sarà immessa in rete.
La redazione della documentazione di progetto è stata svolta nel rispetto delle indicazioni di
compilazione della Guida CEI 0-2, 2a ediz. 2002.
I dati riportati nel seguito risultano strutturati e suddivisi secondo quanto riportato nella Guida
CEI 0-2 .
Modulo 1 - Dati di progetto di carattere generale
Pos
1.1
1.2
1.3
Dati
Committente
Persona fisica
Scopo del lavoro
Valori stabiliti
Masia Pietro
Masia Pietro
Realizzazione di un impianto fotovoltaico
collegato alla rete elettrica
39
Note
1.4
Vincoli da rispettare
1.5
Informazioni generali
Interfacciamento alla rete consentito a norme
CEI e normativa di unificazione ENEL
Cava dismessa
Presenza di spazio disponibile
Linea Mt passante al confine del terreno
Raggiungibile da strada asfaltata
Assenza di alberi
Modulo 2 - Dati di progetto relativi all’utilizzazione del terreno - edifici
Pos
2.1
2.2
Dati
Destinazione d’uso
Barriere architettoniche
Valori stabiliti
Area cava dismessa
Non Applicabile
Note
Modulo 3 - Dati di progetto relativi alle influenze esterne
Pos
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
Dati
Comune
Temperatura:
Media del mese più freddo
Media del mese più caldo
Formazione di condensa
Altitudine s.l.m. [m]
Latitudine
Longitudine
Presenza di corpi solidi estranei
Presenza di polvere
Presenza di liquidi:
Tipo di liquido
Condizioni del terreno:
Livello della falda freatica (m)
Profondità della linea di gelo
Resistività termica del terreno
Ventilazione dei locali
Effetti sismici
Livelli massimi di rumore
Condizioni ambientali speciali
Tipo di intervento richiesto
Nuovo impianto
Trasformazione
Ampliamento
Dati collegamento elettrico:
 Descrizione della rete di
Valori stabiliti
Ittiri (SS)
Note
8.3°C
24.9°C
Possibile
400
40.36 N
8.34 E
NO
SI
Acqua
Non Applicabile
Ventilazione forzata
Non Applicabile
NO
NO
SI
NO
NO
Collegamento impianto di media tensione 3F+N
40
collegamento
Punto di consegna
Tensione nominale (Un)
Stato del neutro
Vincoli della società
Distributrice da rispettare
Misura dell’energia




3.16
Da concordarsi con l’Ente distributore
Da concordarsi con l’Ente distributore
TN lato c.a. – separazione elettrica lato c.c.
Direttive Enel DK - TICA
Contatore installato a cura del cliente
produttore
2.2.2 Radiazione solare media giornaliera
Secondo la Norma UNI 8477/1 "Calcolo degli apporti per applicazioni in
edilizia. Valutazione dell'energia raggiante ricevuta", la radiazione solare globale
annua sul piano orientato a Sud direzione Est (-7) ed inclinato di 18° rispetto
all’orizzontale con un coefficiente di riflessione del suolo pari a 0.25, risulta pari a 1.380
kWh/m².
2.2.3 Schema elettrico generale
L’impianto fotovoltaico oggetto del presente documento è destinato a produrre energia elettrica
in collegamento alla rete elettrica di distribuzione di bassa tensione interna in corrente
alternata. L’impianto viene connesso elettricamente alla parte della rete di proprietà dell’utente a
valle del punto di consegna fiscale dell’energia in MT. Nel punto di connessione la tensione avrà
il valore definito secondo gli accordi con l’ente distributore, la frequenza è di 50 Hz.
L’impianto fotovoltaico è costituito dai seguenti principali componenti elettrici
- Generatore fotovoltaico;
- Inverter;
- Trasformatore BT/MT
- Dispositivi elettromeccanici di comando, sezionamento e protezione.
- Dispositivi di misura ed interfaccia con la rete.
Il generatore fotovoltaico è installato a terra tramite apposite strutture di sostegno.
Il generatore presenta una potenza nominale pari a 524.40 kWp, intesa come somma delle
potenze di targa o nominali di ciascun modulo misurata in condizioni standard (STC: Standard
41
Test Condition), le quali prevedono un irraggiamento pari a 1.000 W/m² con distribuzione dello
spettro solare di riferimento di AM=1,5 e temperatura delle celle di 25°C, secondo norme CEI
EN 904/1-2-3. Il generatore fotovoltaico risulta composto da moduli fotovoltaici in silicio
cristallino. I moduli saranno collegati in serie a gruppi (stringhe) in modo da ottenere la tensione
e la corrente ottimale all'ingresso di ciascuno degli inverter che costituiscono l'impianto.
Negli schemi elettrici allegati sono riportati i dettagli di collegamento dei pannelli a
formare le stringhe, i quadri di parallelo lato d.c. e lato a.c.
I moduli fotovoltaici sono fissati per mezzo di apposite strutture di sostegno in grado di
consentire il montaggio e lo smontaggio per ciascun modulo, indipendentemente dalla presenza o
meno di quelli contigui. Le strutture metalliche saranno realizzate in modo che il piano dei
moduli fotovoltaici abbia un’inclinazione sull’orizzontale di 18° ed azimut pari a -7 Sud.
2.2.4. Calcoli e verifiche di progetto
Variazione della tensione con la temperatura per la sezione c.c. Occorre verificare che in
corrispondenza dei valori minimi di temperatura esterna e dei valori massimi di temperatura
raggiungibili dai moduli fotovoltaici risultino verificate tutte le seguenti disuguaglianze:
Vm min ≥ Vinv MPPT min
Vm max ≤ Vinv MPPT max
Voc max < Vinv max
Dove le grandezze menzionate hanno il seguente significato:
Vm min = tensione minima della stringa in funzionamento.
Vm max = tensione massima della stringa in funzionamento.
Vinv MPPT min = tensione minima del campo di funzionamento dell’inverter.
Vinv MPPTmax = tensione massima del campo di funzionamento dell’inverter.
Voc max = tensione massima delle stringhe a vuoto.
Vinv max = tensione massima in corrente continua ammissibile ai morsetti dell’inverter.
In fase di selezione definitiva dei prodotti dovranno essere verificate a cura dei fornitori i corretti
coordinamenti stringhe / inverter.
42
2.2.5 Caratteristiche dell’impianto elettrico
2.2.5.1 PORTATA DEI CAVI IN REGIME PERMANENTE
La Norma CEI 64.8 all’articolo 433.2 impone per il coordinamento cavo-protezione le
seguenti relazioni:
Ib ≤ In ≤ Iz
If ≤ 1,45 · Iz
In cui:
Ib è la corrente di impiego del carico;
In è la corrente nominale dell’apparecchiatura di protezione;
Iz è la portata del cavo;
If corrente di sicuro intervento dell’apparecchiatura di protezione entro il tempo convenzionale.
E’ da notare che in caso di apparecchi di protezione conformi alla Norma CEI 23-3, se è verificata
la relazione In ≤ Iz è automaticamente verificata anche la relazione If ≤ 1,45 · Iz. Tale norma
impone infatti per gli interruttori automatici ad uso domestico e similare If = 1,45 ·
In. Detta condizione vale anche per gli interruttori conformi alla norma CEI EN 60947-2 per i
quali If = 1, 3 · In
Per la parte in corrente continua, non protetta da interruttori automatici o fusibili nei
confronti delle sovracorrenti e del corto circuito, Ib risulta pari alla corrente nominale dei moduli
fotovoltaici in corrispondenza della loro potenza di picco, mentre Ib e If possono entrambe
essere poste uguali alla corrente di corto circuito dei moduli stessi, rappresentando questa un
valore massimo non superabile in qualsiasi condizione operativa. In assenza di dispositivi di
protezione contro le sovracorrenti, la seconda relazione non risulta applicabile alla parte in
corrente continua.
La portata dei cavi è calcolata secondo quanto previsto dai seguenti documenti normativi: CEIUNEL 35024/1: cavi elettrici isolati con materiale elastometrico o termoplastico per tensioni
nominali non superiori a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. Portate di
corrente in regime permanente per posa in aria.
43
CEI-UNEL 35026: cavi elettrici isolati con materiale elastometrico o termoplastico per tensioni
nominali non superiori a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. Portate di
corrente in regime permanente per posa interrata.
2.2.5.2 PROTEZIONE CONTRO IL CORTOCIRCUITO
Per la parte di circuito in corrente continua, la protezione contro il corto circuito è
assicurata dalla caratteristica tensione-corrente dei moduli fotovoltaici che limita la corrente di
corto circuito degli stessi a valori noti e di poco superiori alla loro corrente nominale. Pertanto,
avendo già tenuto conto di tali valori nel calcolo della portata dei cavi in regime permanente,
anche la protezione contro il corto circuito risulta assicurata.
L’interruttore magnetotermico posto a valle dell'inverter assicura la protezione contro il cortocircuito
sul lato corrente alternata.
2.2.5.3 CADUTA DI TENSIONE
Il funzionamento degli apparecchi utilizzatori in bassa tensione è assicurato dalla corretta
alimentazione da parte dell’impianto.
A tale proposito la norma CEI 64-8 raccomanda all’art. 525 di limitare la caduta di tensione tra
l’origine dell’impianto e qualunque apparecchio utilizzatore al di sotto del 4% della tensione
nominale dell’impianto.
Cadute di tensione più elevate possono essere ammesse pei i motori durante i periodi di
avviamento, o per altri componenti elettrici che richiedano assorbimenti di corrente più elevati, con
la condizione che si assicuri che le variazioni di tensione rimangano entro i limiti indicati dalle
relative Norme CEI.
L’impianto fotovoltaico progettato limita la caduta di tensione al di sotto del 2%.
2.2.5.4 SEZIONE DEI CONDUTTORI DI PROTEZIONE
Il conduttore di protezione è percorso dalla corrente solo in caso di guasto.
La sezione del cavo di protezione SPE deve quindi essere calcolata tramite la formula:
44
>
→
√
>
dove:
K è un coefficiente pari a 143 per i cavi in EPR e 115 per i cavi in PVC;
I2t è l’energia specifica passante del dispositivo di protezione contro le sovracorrenti In alternativa
si deve seguire l’indicazione della seguente tabella:
Sezione minima del
Sezione di fase Sf [mm2]
conduttore di protezione
≤ 16
Sf
16 < Sf ≤ 35
16
> 35
Sf / 2
La sezione di ogni conduttore di protezione che non faccia parte della conduttura di
alimentazione deve essere, in ogni caso, non inferiore a:
- 2,5 mm2 quando prevista protezione meccanica;
- 4 mm2 quando non prevista protezione meccanica
2.2.5.5 MISURE DI PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI DIRETTI
Secondo quanto previsto dalla norma CEI 64-8 parte 4, la protezione contro i contatti diretti in
ambienti ordinari deve essere ottenuto tramite;
-
Isolamento destinato ad impedire qualsiasi contatto con parti attive e che possa essere
rimosso tramite distruzione. Questo tipo di protezione verrà utilizzata per i cavidotti.
45
-
Involucri e barriere destinato ad impedire contatto con parti attive, che siano in grado
di assicurare un grado di protezione IP2X o IPXXB per le superfici verticali e IP4X o
IPXXD per le superfici superiori orizzontali delle barriere o degli involucri a portata
di mano. Barriere ed involucri potranno essere rimossi solo tramite l’impiego di
attrezzi. Questo tipo di protezione verrà utilizzata per quadri elettrici, scatole di
derivazione e componenti quali prese di corrente, corpi illuminanti e interruttori.
L’ interruzione automatica della corrente realizzata con interruttori differenziali con soglia di
intervento Idn = 30 mA rappresenta ai fini della protezione contro i contatti diretti, una protezione
addizionale.
Ogni parte elettrica dell’impianto, sia in corrente alternata che in corrente continua, è in bassa
tensione.
La protezione contro i contatti diretti è dunque assicurata dall’utilizzo dei seguenti
accorgimenti:
-
utilizzo di componenti dotati di marchio CE (Direttiva CEE 73/23)
-
collegamenti effettuati utilizzando cavo rivestito con guaina esterna protettiva, idoneo
per la tensione nominale utilizzata e alloggiato in condotto portacavi (canale o tubo a
seconda del tratto) idoneo allo scopo. Alcuni brevi tratti di collegamento tra i moduli
fotovoltaici non risultano alloggiati in tubi o canali. Questi collegamenti, tuttavia,
essendo protetti dai moduli stessi, non sono soggetti a sollecitazioni meccaniche di
alcun tipo, ne’ risultano ubicati in luoghi ove sussistano rischi di danneggiamento.
2.2.6 Misure di protezione contro i contatti indiretti
La norma 64-8 parte 4 prevede, tra i metodi di protezione contro i contatti indiretti, i seguenti:
• interruzione automatica dell’alimentazione
• protezione mediante componenti elettrici di classe II o con isolamento equivalente
2.2.6.1 INTERRUZIONE AUTOMATICA DELLA CORRENTE NEI SISTEMI TNS
La norma 64-8 parte 4 prevede all’articolo 413, tra i metodi di protezione contro i contatti indiretti,
l’interruzione automatica dell’alimentazione.
Questo
metodo
prevede
che «un
dispositivo
46
di
protezione
deve
interrompere
automaticamente l’alimentazione al circuito o ad un componente elettrico, che lo stesso
dispositivo protegge contro i contatti indiretti in modo che in caso di guasto, nel circuito o nel
componente elettrico, tra una parte attiva ed una massa o un conduttore di protezione, non possa
persistere, per una durata sufficiente a causare un rischio di effetti fisiologici dannosi in una
persona in contatto con parti simultaneamente accessibili una tensione di tensione di contatto
presunta superiore a 50 V valore efficace in c.a. od a 120 V in c.c. non ondulata.»
Nel caso in questione si utilizza un sistema di distribuzione TNS per il quale l’articolo 413.1.3
fissa le seguenti prescrizioni:
“tutte le masse dell’impianto devono essere collegate al punto di messa a terra del sistema di
alimentazione con conduttori di protezione che devono essere messi a terra in corrispondenza od in
prossimità di ogni trasformatore o generatore di alimentazione.”
Il punto di messa a terra del sistema di alimentazione è generalmente il punto neutro. Se un punto
neutro non è disponibile o non è accessibile, si deve mettere a terra un conduttore di fase. In
nessun caso un conduttore di fase deve servire da conduttore PEN.”
Le caratteristiche dei dispositivi di protezione e le impedenze dei circuiti devono essere
tali che, se si presenta un guasto di impedenza trascurabile in qualsiasi parte dell’impianto tra un
conduttore di fase ed un conduttore di protezione o una massa, l’interruzione automatica
dell’alimentazione avvenga entro il tempo specificato, soddisfacendo la seguente condizione:
Zs Ia ≤ U0
dove:
Zs è l’impedenza dell’anello di guasto che comprende la sorgente, il conduttore attivo fino al
punto di guasto ed il conduttore di protezione tra il punto di guasto e la sorgente;
Ia è la corrente che provoca l’interruzione automatica del dispositivo di protezione entro il
tempo definito nella Tabella (riportata qui di seguito) in funzione della tensione nominale
U0; se si usa un interruttore differenziale Ia è la corrente differenziale nominale Idn; U0 è la
tensione nominale in c.a. , valore efficace tra fase e terra.
A protezione dei circuiti di alimentazione degli utilizzatori, verranno installati
interruttori di Magnetotermici dotati di protezione differenziale con Idn fino a 3 A che
assicurano l’intervento entro i limiti di corrente e tempo richiesti dalla norma CEI 64-8.
47
2.2.6.2 COMPONENTI IN CLASSE II
La protezione deve essere assicurata con l’uso di componenti elettrici dei tipi seguenti,
che siano stati sottoposti alle prove di tipo e siano contrassegnati in accordo con le relative
norme:
• componenti elettrici aventi un isolamento doppio o rinforzato (componenti elettrici di
Classe II);
• quadri aventi un isolamento completo (Norma CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1).
Nel caso in questione, i pannelli fotovoltaici e l’impianto in corrente continua ad essi collegato
sarà tutto in classe II, i pannelli non dovranno essere quindi collegati a terra ai fini della
protezione delle persone contro i contatti indiretti.
2.2.7 Misure di protezione sul collegamento alla rete elettrica
La protezione del sistema di generazione fotovoltaica nei confronti sia della rete del cliente
produttore che della rete di distribuzione pubblica è realizzata in conformità a quanto previsto
dalla norma CEI 11-20 var.1, con riferimento anche a quanto contenuto nel documento di
unificazione Enel DK5740. L’impianto risulta pertanto equipaggiato con un sistema di
protezione che si articola su 3 livelli: Dispositivo del generatore; Dispositivo di interfaccia;
Dispositivo generale.
2.2.7.1 DISPOSITIVO DI GENERATORE
Gli inverter sono internamente protetti contro il cortocircuito e il sovraccarico. Il
riconoscimento della presenza di guasti interni provoca l’immediato distacco dell’inverter dalla
rete elettrica.
2.2.7.2 DISPOSITIVO DI INTERFACCIA
Il dispositivo di interfaccia deve provocare il distacco dell’intero sistema di generazione in caso di
assenza di tensione sulla rete elettrica.
In particolare il riconoscimento di eventuali anomalie sulla rete avviene considerando come
anormali le condizioni di funzionamento che fuoriescono dai limiti di tensione e frequenza di
seguito indicati:
− minima tensione: 0,8 Vn
48
− massima tensione: 1,2 Vn
− minima frequenza: 49,7 Hz
− massima frequenza:50,3 Hz
La protezione offerta dal dispositivo di interfaccia impedisce, tra l’altro, che l’inverter
continui a funzionare, con particolari configurazioni di carico, anche nel caso di black-out
esterno. Questo fenomeno, detto funzionamento in isola, viene evitato in modo
assoluto, soprattutto perché può tradursi in condizioni di pericolo per il personale addetto alla
ricerca e alla riparazione dei guasti.
Nel progetto in esame, il dispositivo di interfaccia risulta fisicamente installato esterno agli
inverter.
L'organo di interruzione del dispositivo di interfaccia è costituito da un contattore
conforme alla norma CEI EN 60947-4.
2.2.7.3 DISPOSITIVO GENERALE
Il dispositivo generale ha la funzione di salvaguardare il funzionamento della rete nei
confronti di guasti nel sistema di generazione. Nel caso in questione il dispositivo generale è
costituito da un interruttore installato in corrispondenza del punto di consegna.
2.2.8 Misure di protezione contro gli effetti delle scariche atmosferiche
2.2.8.1 FULMINAZIONE DIRETTA
Per impianti fotovoltaici installati a terra, il DPR 447/91 non prevede il calcolo di
probabilità di fulminazione diretta sulla struttura (altezza inferiore a 5m).
2.2.8.2 FULMINAZIONE INDIRETTA
L’abbattersi di scariche atmosferiche in prossimità dell’impianto può provocare il
concatenamento del flusso magnetico associato alla corrente di fulmine con i circuiti
dell’impianto fotovoltaico, così da provocare sovratensioni in grado di danneggiare
potenzialmente, in particolare, gli inverter.
A
protezione
dei
pannelli
fotovoltaici
verranno
sovratensione) in classe II secondo la norma EN 61643.
49
installati
SPD (scaricatori
di
2.2.9. Verifica tecnico-funzionale
Al termine dei lavori, verranno effettuate le seguenti verifiche tecnico-funzionali:

corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza
generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione, spegnimento,
mancanza rete, ecc.);

continuità elettrica e connessioni tra moduli;

messa a terra di masse e scaricatori;

isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;
2.2.9.1 PRESTAZIONI
Al termine dei lavori dovrà essere effettuato un collaudo dell’impianto, il cui verbale sarà
firmato da un professionista iscritto all’albo professionale. Tale collaudo sarà finalizzato alla
verifica delle prestazioni dell’impianto secondo quanto prescritto dall’allegato 1 al DM 19/02/07.
Per gli impianti fotovoltaici devono essere rispettate le seguenti condizioni: Pcc > 0,85 * Pnom * I / ISTC
In cui:
Pcc è la potenza in corrente continua misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con
precisione migliore del ± 2%;
Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
I è l‘irraggiamento espresso in W/m2 misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del
± 3;
ISTC pari a 1000 W/m2 è l’irraggiamento in condizioni di prova standard; Tale condizione sarà
verificata per I >. 600 W/m2.
Pca > 0.9 * Pcc
In cui:
Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di conversione con
precisione migliore del ± 2%;
Tale condizione sarà verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di conversione.
In caso di temperatura delle celle superiore a 25°C (temperatura delle condizioni standard STC) la
verifica delle prestazioni potrà tenere conto delle perdite termiche.
50
2.2.10. Collegamenti
I collegamenti tra i moduli fotovoltaici dovranno essere effettuati collegando fra loro in serie i
moduli per ognuna delle stringhe già preintestate di connettori tipo Multicontact.
I terminali di ognuna delle stringhe saranno collegati ai quadri di parallelo tramite
collegamento in cavo interrato.
Ogni stringa dovrà essere sezionabile separatamente e protetta da un diodo di blocco.
2.2.11. Specifiche tecniche dei componenti
Per la descrizione dettagliata e per le istruzioni di installazione e uso e manutenzione dei
componenti utilizzati si rimanda alla documentazione dei costruttori dei componenti che saranno
selezionati in fase di progettazione esecutiva.
2.2.11.1. PANNELLI FOTOVOLTAICI
Il produttore dei pannelli fotovoltaici dovrà fornire un flash report contenente il numero di
serie e le caratteristiche elettriche effettive, desunte dalle prove individuali, di ogni pannello
fornito.
Dovrà inoltre essere garantita una perdita di efficienza non superiore al 10% in 10 anni ed
al 20% in 20 anni.
Dovranno inoltre essere fornite le dichiarazioni di conformità alle seguenti normative:
- CEI
EN 61215: risposta elettrica e meccanica agli stress termici e ambientali
- DIN
EN 61730: conformità ai requisiti per la sicurezza
- CEI
EN 50380: standard informativi e dati di targa
Sulla scheda tecnica del prodotto dovrà essere riportate le seguenti caratteristiche:
Specifiche elettriche in condizioni standard di prova
- Potenza
nominale (Pmpp)
- Potenza
minima garantita
- Tensione
nominale (Vmpp)
- Corrente
nominale (Impp)
- Tensione
a vuoto (Voc)
- Corrente
di cortocircuito (Isc)
- Grado
di efficienza del modulo
51
- Coefficiente
di temperatura a (Pmpp)
- Coefficiente
di temperatura b (Isc)
- Coefficiente
di temperatura c (Voc)
- Coefficiente
di temperatura d (Impp)
- Coefficiente
di temperatura e (Vmpp)
- Normal
-
Operating Cell Temperature
Tensione massima del sistema (secondo la classe di protezione II).
2.2.11.2. INVERTER
Gli inverter selezionati dovranno garantire un grado di efficienza europeo superiore al 94%.
Il dimensionamento dei parametri tecnici deve essere ottimizzato al fine di aumentare
la durata di vita complessiva degli inverter.
La tensione di funzionamento sul lato c.c. dovrà essere almeno pari ad 800 V.
Dovranno essere forniti di riconoscimento della potenza minima in modo da non
rovinare i relè in CA;
Gli inverter dovranno inoltre possedere le seguenti caratteristiche:
- Protezione contro le sovracorrenti (riconoscimento di cortocircuiti sul lato c.c.)
- Protezione contro le sovratensioni
- Sistema bus per analisi della produzione sugli ingressi (estendibile anche ai quadri di campo
per l’analisi della produzione della singola stringa)
- Diodi di blocco sul lato c.c.
- Funzione MPPT
- Distorsione < 1%
- Fattore di potenza pari ad 1
2.2.11.3. DISPOSITIVO DI INTERFACCIA
Il dispositivo di interfaccia con la rete dovrà avere le seguenti caratteristiche
-
Relè trifase per il monitoraggio di massima e minima tensione e frequenza, sequenza
fasi e mancanza fase Secondo ENEL DK5940
- Segnalazione: presenza di tutte e tre le fasi nella corretta sequenza
52
- Segnalazione: tutte e tre le tensioni fase-fase o fase- neutro sono all’interno dei limiti
impostati
- Verifica: frequenza della tensione di alimentazione entro i limiti stabiliti
- Tempo di rientro impostabile (da 0.1 a 30 s)
- Due uscite relè SPDT 8A N.E.
- Installazione su guida DIN in conformità a DIN/EN 50 022
- Indicazione a LED per relè attivo, stato di allarme e presenza di alimentazione
Le caratteristiche tecniche e fisiche del progetto sono descritte nell’elaborato allegato alla
presente “Relazione sugli Effetti Ambientali” ed è parte integrante della domanda di
compatibilità ambientale del progetto. In tale allegato, è presente una relazione tecnica del
Progetto preliminare così come richiesto nell’allegato B, art. 6, comma 1 alla DGR n 5/11 del
15.02.2005.
Tuttavia, per una corretta analisi dei potenziali effetti indesiderati, verranno prese in
considerazione le caratteristiche del progetto per poterle rapportare almeno ai seguenti elementi:

Dimensioni del progetto
Le strutture necessarie alla produzione di energia dal sole occupano soltanto una piccola parte di
territorio. I pannelli installati sono distribuiti sul territorio rispettando delle distanze reciproche
minime al fine di evitare interferenze di ombreggiamento tra di loro e per lasciare il passaggio e
per permettere di mantenere la sua destinazione d’uso attuale; per le strutture di cui è previsto
l’utilizzo, ed in conseguenza delle caratteristiche di irraggiamento solare nella zona di
installazione, si prevede una distanza minima tra una fila di pannelli ed la successiva pari a circa
2,20 m.

Utilizzazione delle risorse naturali
Le uniche risorse naturali che si potrebbe dire siano utilizzate da una centrale fotovoltaica sono il
suolo e il sole.
Il primo come detto in maniera estremamente limitata; il secondo al meglio dello stato dell’arte.
53
Si sottolinea inoltre, come verrà chiarito nella fase di analisi degli impatti, che il sole, per sua
definizione è rinnovabile, e che gli effetti sull’utilizzo del suolo sono pienamente e
semplicemente reversibili. Si può fin da ora affermare che l’impianto utilizzerà solo risorse
naturali rinnovabili.

Produzione di rifiuti
L’impianto in oggetto non comporta utilizzo di materie prime e produzione di rifiuti. Da una
analisi accurata dei processi associati alla produzione di energia dal sole si vede che gli unici
rifiuti sono dati dai lubrificanti impiegati per la normale operatività dei meccanismi che
ovviamente saranno smaltiti in conformità con le vigenti normative in materia.
In fase di cantiere, i rifiuti generati saranno opportunamente separati a seconda della
classe, come previsto dal D. Lgs. n. 152 del 03.04.2006 e debitamente riciclati o inviati a
impianti di smaltimento autorizzati; in particolare il legno degli imballaggi (cartoneria,
pallets, bobine cavi elettrici) ed i materiali plastici (cellophane, reggette e sacchi) dovranno
essere raccolti e destinati a raccolta differenziata, ovvero potranno essere ceduti a ditte
fornitrici; il materiale proveniente da demolizioni dovrà essere trattato come rifiuto
speciale e destinato a discarica autorizzata.
In fase di dismissione dell’impianto fotovoltaico, le varie parti dell’impianto saranno
separate in base alla composizione chimica in modo da poter riciclare il maggior
quantitativo possibile dei singoli elementi, quali alluminio e silicio, rame, plastiche,
eventuale cemento armato, presso ditte che si occupano di riciclaggio e produzione di tali
elementi; i restanti rifiuti dovranno essere inviati in discarica autorizzata.

Rischio di incidenti
Il rischio ambientale può essere considerato, per certi aspetti, un impatto potenziale. Esso è una
misura ponderata della probabilità e della dimensione di eventi avversi.
Le tipologie del rischio sono due:
1) catastrofi naturali (piene fluviali, incendi, ecc.);
2) incidenti in grandi strutture tecnologiche anche in relazione alle sostanze utilizzate.
54
Il rischio legato alle catastrofi naturali, risulta dipendente da caratteristiche proprie del territorio
e dell’ambiente circostante.
In questa tipologia di rischio vengono inseriti generalmente eventi come: terremoti, inondazioni,
maremoti e fenomeni sismici. Dal punto di vista geologico ed idrogeologico, nell’area in esame,
non siamo in presenza di vincoli comprovanti la sensibilità ambientale a questi fenomeni. Non
siamo pertanto in presenza di una situazione che possa in termini probabilistici essere soggetta a
rischi derivanti da catastrofi naturali.
Per quanto riguarda la seconda tipologia di rischio, esso è limitato dalla scarsissima interazione
del progetto stesso con le componenti ambientali critiche.
In generale si può desumere che l’ubicazione spaziale del progetto in esame e l’adeguatezza dei
diversi sistemi tecnologici concorrono ad abbassare notevolmente le suddette probabilità
percentuali di rischio anche in relazione, come detto, al non utilizzo di combustibili, sostanze
pericolose etc…
55
2.2.12. SCHEDA DI VERIFICA DGR n. 24/23 del 23.04.2008
ALLEGATO B3
I.
Proponente: MASIA PIETRO
Indirizzo: via Francesco Muroni, 24 – 07100 Sassari (SS)
Telefono: 3391552584
e-mail: [email protected]
C.F: MSAPTR58A17E377C
II.
Richiesta di verifica relativa all’impianto, opera o intervento:
Realizzazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica da fonte solare.
III.
Tipologia dell’impianto, opera o intervento, così come classificato negli allegati B1 della
presente Deliberazione:
Punto 2 lettera c – impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore ed acqua
calda
IV.
Parametri dimensionali ai fini della verifica:
Potenza totale impianto: 524,40 KWp – Superfice lorda occupata: 5874 m² - Superficie netta
totale dell’impianto: 3554 m².
V.
Localizzazione:

Località: “Regione Coromeu”

Comune: Ittiri

Provincia: Sassari
VI.
Descrizione sintetica del progetto:
Il campo fotovoltaico sarà esposto, con un orientamento azimutale a -7° rispetto al sud
(direzione Est) e avrà un’inclinazione rispetto all’orizzontale di 18° (tilt).
Tale esposizione è la più idonea al fine di massimizzare l’energia producibile. L’impianto sarà
installato a terra nella perimetrazione di area di cava dismessa, non soggetta a vincoli
paesaggistici.
L’impianto fotovoltaico sarà costituito da 2280 moduli in silicio monocristallino, suddivisi in 9
campi da un numero variabile di stringhe, per una superficie netta totale dell’impianto di 3554
m² e una lorda comprensiva di mutuo ombreggiamento pari a 5874 m2. Inoltre si prevede di
adottare una conversione di stringa e quindi di utilizzare un numero di convertitori statici pari a
3. L’impianto è da considerarsi officina elettrica , quindi soggetto a vendita di energia elettrica.
I moduli verranno montati su dei supporti in acciaio zincato o alluminio anodizzato, avranno
tutti la medesima esposizione. La struttura portante è realizzata in calcestruzzo, sulla quale sono
fissati i telai di ancoraggio; tutta la struttura è posata su un gettito di magrone. Gli ancoraggi
della struttura saranno praticati per resistere a raffiche di vento fino alla velocità di 120 km/h. La
56
scelta della tipologia della struttura di sostegno è stata effettuata in funzione dell’ubicazione dei
moduli che sarà in installazione a terra.
I blocchi di pannelli solari saranno collegati a una cabina elettrica la cui realizzazione è già stata
pianificata dal Gestore elettrico locale, per mezzo di cavidotti interrati, secondo lo schema
individuato nelle planimetrie allegate al progetto.
VII.
Descrizione della conformità del progetto preliminare dell’impianto, opera o intervento
alle norme urbanistiche, ambientali e paesaggistiche, nonché agli eventuali piani e
programmi settoriali e ambientali:
L’area che ricade nel Comune di Ittiri ha una superficie di circa 3 ha e pertanto la superficie
totale massima destinabile alla realizzazione di impianti fotovoltaici al suolo è di 6000 m2.
Attualmente non sono presenti nell’area in oggetto installazioni al suolo di impianti fotovoltaici,
pertanto la realizzazione dell’impianto proposto, che interessa una superficie lorda di 5874 m2, è
compatibile col dettato della deliberazione della Giunta Regionale n. 30/2 del 23 maggio 2008.
L’area interessata dai lavori in progetto, classificata urbanisticamente come zona a destinazione
cava di pietrisco, attualmente dismessa, non risulta sottoposta a regime di tutela paesaggistica.
Le opere previste risultano coerenti con la normativa d’attuazione del PPR, dove all’art. 103,
comma 1, lett. b), ammette nuove infrastrutture se ubicate preferibilmente nelle aree di minore
pregio paesaggistico.
Gli interventi, che attengono alla realizzazione di un campo fotovoltaico, non determinano
modifiche al contesto paesaggistico attuale, che risulta essere caratterizzato dai segni di
antropizzazione derivanti dalla presenza della cava di pietrisco.
Alla luce di quanto sopra esposto la costruzione del campo fotovoltaico risulta conforme alle
vigenti previsioni urbanistiche, ambientali e paesaggistiche e in linea con gli attuali indirizzi
programmatici settoriali comunitari, nazionali, regionali e locali.
VIII.
Elenco delle autorizzazioni, dei nulla-osta, dei pareri e degli altri atti di analoga natura, da
acquisire ai fini della realizzazione e dell’esercizio dell’opera:


IX.
Delibera Giunta Regionale - Procedura di verifica ambientale
Autorizzazione a costruire (Comune di Ittiri)
Vincolistica territoriale: barrare l’opportuna casella per indicare se l’impianto, opera o
intervento ricade all’interno di aree soggette ai seguenti vincoli di legge:
a) Aree naturali protette, di cui alla L. 06.12.1991, n. 394
SI 
NO 
b) Parchi, riserve, monumenti naturali, aree di particolare rilevanza naturalistica e ambientale di
cui alla L.R. 06.07.1989, n.31
SI 
NO 
SI 
NO 
SI 
NO 
c) Aree di cui alle Direttive 92/43/CEE (SIC) e 79/409/CEE (ZPS)
d) Aree di cui alla L.R. 29 luglio 1998, n.23 (Oasi)
57
e) Fasce di rispetto dai corsi d’acqua, dai laghi e dalla costa marina, ai sensi del D.Lgs. 22
gennaio 2004, n. 42 (Codice dei beni culturali)
f)
SI 
NO 
SI 
NO 
Boschi tutelati ai sensi del D.Lgs. 22 gennaio 2004, n. 42
g) Zone vincolate ai sensi dell’art. 136 e 142 del D.Lgs. 22 gennaio 2004, n. 42
(ex Leggi n. 1497/39 e n. 1089/39 ora abrogate)
SI 
NO 
h) Zone umide di importanza internazionale ai sensi della Convenzione di Ramsar di cui al
SI 
NO 
SI 
NO 
Zone marine di ripopolamento ai sensi della L. 41/82
SI 
NO 
k) Zone di vincolo idrogeologico ai sensi del R.D. n. 3267/23
SI 
NO 
l)
SI 
NO 
m) Zone vincolate agli usi militari
SI 
NO 
n) Zone di rispetto di infrastrutture (strade, oleodotti, cimiteri, etc.)
SI 
NO 
D.P.R. 13.03.1976, n. 448
i)
j)
Zone marine di tutela biologica ai sensi della L. 14.07.1965, n. 963
Fasce di rispetto di sorgenti o captazioni idriche
o) Zone classificate “H” (di rispetto paesaggistico, ambientale, morfologico, etc.) dagli strumenti
urbanistici comunali
p) Altri vincoli ai sensi del Piano Paesaggistico Regionale (PPR)
SI 
NO 
SI 
NO 
q) Vincolistica ai sensi del Piano Regionale delle Attività Estrattive (PRAE)
SI 
r)
NO 
Area ricadente all’interno di un sito contaminato o potenzialmente contaminato ai termini del
SI 
D.Lgs 152\06
NO 
s) inserimento dell’intervento in aree inondabili o a rischio di piena, di pericolosità o a rischio per
frana così come perimetrate dal Piano stralcio per l'Assetto Idrogeologico (P.A.I.)
t)
Tempi di realizzazione:
6 (sei) mesi dalla data di inizio lavori
XI.
NO 
SI 
NO 
Vincolistica ai sensi della L. 21 novembre 2000, n. 353, art. 10
u) Altri: in caso affermativo, specificare quali : NO
X.
SI 
Costo complessivo dell’intervento: circa 2750000,00 di Euro
58
XII.
Finanziamenti ex lege
SI 
NO 
In caso affermativo, specificare quali: Tariffe incentivanti ai sensi del DM 19 febbraio 2007.
XIII.
Eventuali osservazioni del Proponente: Nessuna
XIV.
Titolo idoneo che abilita il Proponente alla realizzazione dell’impianto, opera o intervento
(per es., proprietà dell’area su cui deve sorgere una cava, concessione di un’area
demaniale su cui realizzare un impianto di piscicoltura, etc.)
Titolo di proprietà della cava su cui deve sorgere l’impianto fotovoltaico
XV.
Cartografia allegata in formato cartaceo:
a)
b)
c)
IGM: 1:25.000 con ubicazione dell’impianto,
opera, intervento
SI 
NO 
Corografia con Carta Tecnica Regionale: 1:10.000
con ubicazione dell’impianto, opera, intervento
SI 
NO 
Carta tematica in scala opportuna (specificare)
con ubicazione dell’impianto, opera, intervento:
SI 
NO 
scala 1:1000
Documentazione fotografica e fotosimulazione dell’intervento:
XVI.
XVII.
SI 
NO 
Elaborati progettuali allegati in formato cartaceo:
d)
Planimetria stato di fatto dell’impianto, intervento, opera
SI 
NO 
e)
Planimetria stato di progetto
SI 
NO 
f)
Sezioni, prospetti
SI 
NO 
Cartografia allegata in formato digitale:
g)
IGM: 1:25.000 (in formato .dxf, .shp o raster), georeferenziata secondo
i sistemi di riferimento Roma40_GaussBoaga e WGS84_UTM_Zone_32N, con
ubicazione dell’impianto, opera, intervento
SI  NO 
h)
Corografia con Carta Tecnica Regionale: 1:10.000, (in formato vettoriale: .shp,
.dwg. o .dxf) georeferenziata secondo i sistemi di riferimento
Roma40_GaussBoaga e WGS84_UTM_Zone_32N, con ubicazione
dell’impianto, opera, intervento
SI  NO 
59
i)
Carta/e tematica in scala opportuna (specificare), (in formato vettoriale .dxf, .shp
o raster) georeferenziata secondo i sistemi di riferimento Roma40_GaussBoaga
e WGS84_UTM_Zone_32N, con ubicazione dell’impianto, opera, intervento:
SI  NO 
j)
Documentazione fotografica e fotosimulazione dell’intervento:
SI 
XVIII.
XIX.
NO 
Elaborati progettuali allegati in formato digitale:
k)
Planimetria stato di fatto dell’impianto (in formato vettoriale: .dwg. o .dxf), opera,
intervento, in scala opportuna, georeferenziata secondo i sistemi di riferimento
Roma40_GaussBoaga e WGS84_UTM_Zone_32N
SI  NO 
l)
Planimetria stato di progetto (in formato vettoriale: .dwg. o .dxf) dell’impianto,
opera, intervento, in scala opportuna, georeferenziata secondo i sistemi di
riferimento Roma40_GaussBoaga e WGS84_UTM_Zone_32N
SI  NO 
m)
Sezioni e prospetti (in formato vettoriale: .dwg. o .dxf) dell’impianto, opera,
intervento, in scala opportuna
SI  NO 
Data di deposito della richiesta di verifica presso gli Enti previsti dall’art.5 comma 2 dalla
presente deliberazione:
Entro due giorni dalla data di protocollo dell’Ass. Regionale della Difesa dell’Ambiente
XX.
Data dell’avviso sul quotidiano a diffusione regionale per i progetti d’importo superiore a
1.000.000 euro:
Entro due giorni dalla data di protocollo dell’Ass. Regionale della Difesa dell’Ambiente
60
2.3 Quadro di riferimento ambientale
2.3.1 Analisi degli impatti attesi
Figura 1: Stralcio del foglio 459 del Piano Paesaggistico Regionale -
area intervento
In riferimento agli impatti ambientali attesi, diretti ed indiretti, è importante analizzare ciascuno
di essi per individuare:
• l’ordine di grandezza e la complessità dell’impatto;
• la durata e la reversibilità dell’impatto;
• i limiti spaziali dell’impatto;
• la probabilità dell’impatto;
• la mitigazione dell’impatto, ovvero le misure adottate in fase di progetto, realizzazione e
gestione dell’impianto per mitigarne gli effetti.
L’impatto ambientale delle fonti rinnovabili è ridotto o nullo, in particolare per quanto riguarda il
rilascio di inquinanti nell’aria e nell’acqua. Esse contribuiscono così alla riduzione dei gas
responsabili dell’effetto serra e delle piogge acide.
Gli impianti fotovoltaici non sono fonte di emissioni inquinanti, sono esenti da vibrazioni e,
data la loro modularità, possono assecondare la morfologia dei siti di installazione.
Il loro impatto ambientale, tuttavia, non può essere considerato nullo.
I problemi e le tipologie di impatto ambientale che possono influire negativamente
sull’accettabilità degli impianti fotovoltaici si possono ricondurre a:
61
a) impatti in fase di costruzione dell’impianto;
b) l’utilizzazione del suolo e parcellizzazione del territorio;
c) degradazione del manto vegetale preesistente;
d) l’impatto su flora, fauna, e microclima locale;
e) l’impatto visivo;
f) dismissione dell’impianto;
g) effetti elettromagnetici.
2.3.2. Impatti in fase di costruzione dell’impianto
In fase di cantiere i possibili impatti sono collegati:
- all’utilizzo di mezzi meccanici d’opera e di trasporto;
- alla produzione di rumore, polveri e vibrazioni;
- alla produzione di rifiuti dovuti ai materiali di disimballaggio dei componenti ell’impianto;
- dai materiali di risulta provenienti dal movimento terra, o dagli eventuali splateamenti, o
dagli scavi a sezione obbligata per la posa dei cavidotti.
La generazione di tali impatti è limitata alla durata della fase di cantiere.
Misure di mitigazione dell’impatto
Durante la fase di cantiere saranno adottate le seguenti misure di mitigazione:
- l’impiego della viabilità preesistente l’intervento;
- la gestione dei rifiuti prodotti dall’attività di costruzione l’impianto proposto avverrà nel rispetto
ed aisensi del D.Lgs. n. 152/2006 s.m.i. e relativi decreti attuativi;
- il riutilizzo delle terre di scavo per i reinterri nell’area di cantiere. Le eventuali eccedenze
saranno inviate in discarica;
- la raccolta differenziata del legno e dei materiali di imballaggio;
- il trattamento come rifiuto speciale e la destinazione a discarica autorizzata dell’eventuale
materiale proveniente da eventuali demolizioni;
- le emissioni sonore temporanee durante il periodo di costruzione saranno consentite nelle
fasce orarie previste dai regolamenti comunali, e comunque limitate ai 70 dB(A).
- qualora alcune attività di cantiere producano rumore che misurato in prossimità dei ricettori
(edifici abitati) superino tali limiti, sarà richiesta al Comune opportuna deroga.
62
2.3.3. Utilizzazione del suolo e parcellizzazione del territorio
Il fabbisogno di territorio dipende dal modo di impiego del fotovoltaico: decentrato o
centralizzato in grandi impianti.
Nel primo caso il territorio utilizzato può essere ridotto quasi a zero perché il fotovoltaico
può essere installato su superfici già sottratte all’ambiente naturale, come tetti, facciate e terrazze
degli edifici esistenti, coperture di parcheggi o, in genere, di aree di servizio su scarpate, bordi di
autostrade, ecc.
Nel caso di produzione fotovoltaica in impianti centralizzati, il fabbisogno di energia è legato a
vari fattori come l’efficienza di conversione dei moduli e le caratteristiche di insolazione del
sito. In ogni caso l’uso di impianti centralizzati richiede notevoli estensioni di territorio per
poter dare un contributo apprezzabile.
Ordine di grandezza e la complessità dell’impatto
L’impatto dovuto all’occupazione territoriale è di fatto legato all’installazione dei moduli
fotovoltaici che costituiscono il generatore.
L’occupazione territoriale prevista nel presente progetto è di circa 5800 m2 per un totale di 2280
moduli fotovoltaici.
L’entità dell’impatto riguarda l’occupazione del suolo interessato dall’installazione e dalla
sottrazione di radiazione solare da parte dei pannelli all’ambiente circostante.
L’occupazione del suolo e la conseguente parcellizzazione del territorio sono da vedersi
come “costo ambientale” di questa tipologia di impianti per la produzione di energia elettrica da
fonte rinnovabile “pulita”.
Dal punto di vista geomorfologico, l’area non presenta caratteristiche peculiari di particolare
rilievo. Il limite temporale è dato dalla vita utile dell’impianto pari a circa 25 anni.
IN FASE DI ESERCIZIO
In linea di massima il suolo occupato dall'impianto non può essere utilizzato per altri fini.
L'incidenza del distanziamento delle schiere dei pannelli e degli spazi tecnici è pari a circa il
30% della superficie complessiva riferita all'impianto fotovoltaico.
63
IN FASE DI DISMISSIONE
Al fine di preservare la naturalità e le caratteristiche geomorfologiche del territorio
interessato dall'installazione, per il fissaggio al suolo delle strutture di sostegno dei pannelli
fotovoltaici saranno utilizzate fondazioni in acciaio zincato a caldo infisse sul terreno.
Pertanto non sarà necessario effettuare scavi né gettate di cemento, evitando così
l'impregnazione delle superfici ed assicurando la conservazione nella sua interezza del terreno
circostante e la semplice, nonché economica, rinaturalizzazione del terreno.
2.3.4. Impatto su flora, fauna e microclima locale
Per l’uso decentrato dei sistemi fotovoltaici l’impatto sulla fauna e sulla flora è ritenuto
generalmente trascurabile, in quanto sostanzialmente riconducibile al suolo e all’habitat sottratti,
data anche l’assenza di vibrazioni e rumore.
L’impatto potenziale sulla fauna è da ascrivere anche alla fase di costruzione dell’impianto, ed è
relativo al disturbo delle specie animali presenti nel sito.
L'impatto sulla flora è strettamente legato alla copertura ed all'ombreggiamento realizzati
ad opera dell'installazione dei pannelli fotovoltaici.
La sottrazione di radiazione solare da parte dei pannelli all’ambiente circostante, che in
linea teorica potrebbe indurre modificazioni sul microclima locale, è stimabile essere pari a circa
il 15% dell’energia solare incidente nell’unità di tempo sulla superficie del campo fotovoltaico, il
resto viene riflesso o passa attraverso i moduli.
L’impatto sul microclima è riconducibile al campo termico generato da ciascun pannello
fotovoltaico, che può raggiungere anche temperature dell’ordine dei 60 ÷ 70 °C. Tale campo
termico è responsabile della variazione del microclima e del riscaldamento dell'aria.
Nel sito non vi sono condizioni di interesse naturalistico, per cui gli interventi non vanno ad
indebolire una condizione naturale in essere, e non vanno a sottrarre una quantità di territorio tale
per cui siano modificate le condizioni attuali della zona interessata ai lavori. La zona
immediatamente circostante i lavori non dovrebbe risentire, riguardo le componenti biotiche
flora e fauna, di modificazioni che possano alterare le condizioni esistenti.
La componente faunistica come già riferito non ha a disposizione le condizioni necessarie per
cui possa stabilmente inserirsi in tale ecosistema, per cui anche questa componente non sembra
64
essere intaccata dai lavori in oggetto, tanto meno l’area immediatamente circostante.
Per valutare l’eventuale interferenza negativa dei moduli fotovoltaici sulla flora locale, è bene
evidenziare che i terreni utilizzati sono terreni di cava e che gli stessi risultano essere incolti, e
difficilmente sfruttabili, privi di specie floristiche di interesse naturalistico.
Possiamo sintetizzare in questi termini la probabilità di impatto:
1. bassa sulla fauna stanziale, poiché si tratta di poche specie diffuse in tutta la provincia e che
hanno dimostrato di adattarsi facilmente ad ambienti semiantropizzati;
2. bassa sui rapaci con particolare riferimento a quelli migratori, per il disturbo indotto durante
la caccia, sebbene di fatto il disturbo sia limitato alle aree in cui saranno installati i
moduli fotovoltaici e le zone limitrofe;
3. bassa sulle specie appartenenti alla flora locale, perché aree destinate all’installazione del
generatore fotovoltaico non presentano caratteristiche naturalistiche rilevanti e sono
rappresentate da terreni incolti, distanti dai centri abitati e da unità abitative.
Le scelte progettuali che avranno di fatto effetto di mitigazione di impatto su fauna e flora:
- raggruppamento dei moduli fotovoltaici in file ordinate;
- utilizzo di strutture di sostegno a basso impatto visivo;
- interramento dei cavi di bassa e media tensione, e assenza di linee aree di alta tensione;
- contenimento dei tempi di costruzione.
-strutture di sostegno tali da garantire un'idonea circolazione dell'aria al disotto dei pannelli,
per semplice moto convettivo o per aerazione naturale, così che il surriscaldamento di cui
sopra non causi particolari modificazioni microclimatiche dell'area interessata.
2.3.5. Impatto visivo
In alcuni casi motivi estetici hanno portato al rifiuto dei sistemi fotovoltaici.
In generale l’impatto visivo dipende soprattutto dalle dimensioni dell’impianto.
Ricordiamo che ciò non rappresenta un problema nel caso dell’uso decentrato del fotovoltaico,
dato che gli impianti possono essere bene integrati sui tetti o sulle facciate degli edifici.
Un impianto fotovoltaico di media o grande dimensione può invece avere un impatto visivo non
trascurabile, che dipende sensibilmente dal tipo di paesaggio (di pregio o meno).
65
Valutazione dell’impatto visivo
Con il termine paesaggio si designa una determinata parte di territorio caratterizzata da una
profonda interrelazione fra fattori naturali e antropici.
La caratterizzazione di un paesaggio è determinata dai suoi elementi climatici, fisici,
morfologici,biologiche storico-formali, ma anche dalla loro reciproca correlazione nel
tempo e nello spazio, ossia dal fattore ecologico.
Il paesaggio risulta quindi determinato dall'interazione tra fattori fisico-biologici e attività
antropiche, viste come parte integrante del processo di evoluzione storica dell’ambiente e può
essere definito come una complessa combinazione di oggetti e fenomeni legati tra loro da
mutui rapporti funzionali, sì da costituire un’unità organica.
COMPONENTE VISUALE
La percezione del paesaggio dipende da molteplici fattori, quali la profondità, l’ampiezza
della veduta, l’illuminazione, l’esposizione, la posizione dell’osservatore, ecc.., elementi che
contribuiscono in maniera differente alla comprensione degli elementi del paesaggio.
La qualità visiva di un paesaggio dipende dall’integrità, dalla rarità dell’ambiente fisico e
biologico, dall’espressività e leggibilità dei valori storici e figurativi, e dall’armonia che lega
l’uso alla forma del suolo.
Gli studi sulla percezione visiva del paesaggio mirano a cogliere i caratteri identificativi dei
luoghi, i principali elementi connotanti il paesaggio, il rapporto tra morfologia ed insediamenti.
A tal fine devono essere dapprima identificati i principali punti di vista, notevoli per
panoramicità e frequentazione, i principali bacini visivi (ovvero le zone da cui l’intervento è
visibile) e i corridoi visivi (visioni che si hanno percorrendo gli assi stradali), nonché gli elementi
di particolare significato visivo per integrità; rappresentatività e rarità.
METODOLOGIE PER LA VALUTAZIONE DELL’IMPATTO VISIVO
Per definire in dettaglio e misurare il grado d'interferenza che tali impianti possono provocare
alla componente paesaggistica, è opportuno definire in modo oggettivo l'insieme degli elementi
che costituiscono il paesaggio e le interazioni che si possono sviluppare tra le componenti
e le opere progettuali che s'intendono realizzare.
66
A tal fine, in letteratura vengono proposte varie metodologie.
Impatto paesaggistico (ip)
Un comune approccio metodologico quantifica l’ impatto paesaggistico (IP) attraverso il calcolo di
due indici: un indice VP, rappresentativo del valore del paesaggio, un indice VI, rappresentativo
della visibilità dell’impianto.
L’impatto paesaggistico IP viene determinato dal prodotto dei due indici di cui sopra:
IP=VP*VI
Valore da attribuire al paesaggio (VP)
L’indice relativo al valore del paesaggio VP connesso ad un certo ambito territoriale,
scaturisce dalla quantificazione di elementi quali la naturalità del paesaggio (N), la qualità
attuale dell’ambiente percettibile (Q) e la presenza di zone soggette a vincolo (V).
Una volta quantificati tali aspetti, l’indice VP risulta dalla somma di tali elementi:
VP=N+Q+V
In particolare, la naturalità di un paesaggio esprime la misura di quanto una data zona
permanga nel suo stato naturale, senza cioè interferenze da parte delle attività umane.
Indice di naturalità (N)
L' indice di naturalità (N) deriva da una classificazione del territorio, nella quale tale indice varia
su una scala da 1 a 10.
AREE
INDICE N
Territori industriali o commerciali
1
Aree industriali o commerciali
1
Aree estrattive, discariche
1
…
Qualità attuale dell'ambiente percettibile (Q)
67
La qualità attuale dell'ambiente percettibile (Q) esprime il valore da attribuire agli elementi
territoriali che hanno subito una variazione del loro stato originario a causa dell'intervento
dell'uomo, il quale ne ha modificato l'aspetto in funzione dei propri usi.
Come evidenziato di seguito, il valore dell’indice Q è compreso fra 1 e 6, e cresce con la
qualità, ossia nel caso di minore presenza dell’uomo e delle sue attività.
AREE INDICE
Q
Aree servizi industriali, cave, ecc.
1
Tessuto urbano
2
Aree agricole
3
…..
Presenza di zone soggetta a vincolo (V)
La presenza di zone soggetta a vincolo (V) definisce le zone che, essendo riconosciute
meritevoli di una determinata tutela da parte dell'uomo, sono state sottoposte a una legislazione
specifica. L'elenco dei vincoli ed il corrispondente valore dell’indice V è riportato nella seguente
tabella.
AREE INDICE
V
Zone con vincolo storico - archeologici
1
Zone con vincoli idrogeologici
0,5
Zone con vincoli forestali
0,5
…….
Zone non vincolate
0
68
Visibilità dell’impianto (VI)
L'interpretazione della visibilità è legata alla tipologia dell'opera ed allo stato del paesaggio in
cui la stessa viene introdotta.
Per definire la visibilità di un parco fotovoltaico si possono analizzare i seguenti indici:
• la percettibilità dell'impianto (P);
• l’ indice di bersaglio (B);
• la fruizione del paesaggio (F);
sulla base dei quali l’indice VI risulta pari a:
VI=P * (B+F)
Indice di percettibilità dell’impianto (P)
Per quanto riguarda la percettibilità dell’impianto P, la valutazione si basa sulla simulazione
degli effetti causati dall’inserimento di nuovi componenti nel territorio considerato. A tal fine i
principali ambiti territoriali sono essenzialmente divisi in categorie principali:
• i versanti e le colline;
• le pianure;
• le fosse fluviali.
---Ad ogni categoria vengono associati i rispettivi valori di panoramicità, riferiti all'aspetto della
visibilità dell'impianto, secondo quanto mostrato nella seguente tabella.
AREE
INDICE P
Zone con panoramicità bassa (zone pianeggianti)
1
Zone con panoramicità media (zone collinari e di versante)
1,2
….
69
Indice di bersaglio (B)
Con il termine "bersaglio", si indicano quelle zone che per caratteristiche legate alla presenza
di possibili osservatori, percepiscono le maggiori mutazioni del campo visivo a causa della
presenza di un'opera. Sostanzialmente quindi i bersagli sono zone in cui vi sono (o vi possono
essere) degli osservatori, sia stabili (città, paesi e centri abitati in generale), sia in movimento
(strade e ferrovie).
Dalle zone bersaglio si effettua l’analisi visiva, che si imposta su fasce di osservazione, ove la
visibilità si ritiene variata per la presenza degli elementi in progetto.
Indice di fruizione del paesaggio (F)
L’indice di fruibilità F stima la quantità di persone che possono raggiungere, più o meno
facilmente, le zone più sensibili alla presenza del campo fotovoltaico e, quindi, trovare in tale
zona la visuale panoramica alterata dalla presenza dell'opera.
L’assetto delle vie di comunicazione e di accesso all’impianto influenza la determinazione
dell’indice di fruizione. Esso varia generalmente su una scala da 0 ad 1 e aumenta con la densità
di popolazione (valori tipici sono compresi fra 0,30 e 0,50) e con il volume di traffico (valori
tipici 0,20 - 0,30).
Valutazione impatto paesaggistico opera proposta
Quanto riportato sopra è stato utilizzato al fine di ottenere una valutazione della visibilità
dell’impianto fotovoltaico in progetto.
In particolare, considerato che il territorio interessato dal presente progetto è perimetro di
cava, sono stati attribuiti agli indici precedentemente elencati i seguenti valori:
1. Indice di naturalità (N)= 1 - “Aree estrattive, discariche”;
2. Qualità attuale dell'ambiente percettibile (Q)= 1 - “Aree servizi industriali, cave, ecc.”;
3. Presenza di zone soggetta a vincolo (V)=0 - “Zone non vincolate”.
Da ciò si deduce che VP = 2
4. Indice di percettibilità dell’impianto (P)= 1,2 - “Zone collinari”
70
5. Indice di bersaglio (B) = Basso.
6. Indice di fruizione del paesaggio (F) = 0,1
Da ciò si deduce che VI = 0,40
Pertanto l’impatto sul paesaggio è complessivamente pari a IP=VP*VI~ 2, da cui può
affermarsi che l’ impatto visivo prodotto dall’impianto fotovoltaico in progetto è da considerarsi
basso.
Per analisi dello studio di impatto sono stati effettuati dei foto inserimenti basandosi su
quanto riportato nella presente relazione ed individuando i punti caratteristici di
osservazione dai quali l’impianto risulti maggiormente visibile.
Per la visione dei risultati si rimanda agli elaborati grafici riportati in allegato.
La probabilità dell’impatto può definirsi bassa, in quanto lo stesso è localizzato lontano dal
centro abitato ed è inserito in un’area perimetrale di cava, deputata ad accogliere tali
iniziative. L’impianto non è visibile dalla strada provinciale 127 bis.
2.3.6. Dismissione dell’impianto proposto
Gli impatti della fase di dismissione dell’impianto sono relativi alla produzione di rifiuti
essenzialmente dovuti a:
- dismissione dei pannelli fotovoltaici di silicio mono/policristallino;
- dismissione dei telai in alluminio (supporto dei pannelli);
- dismissione di eventuali cordoli in cemento armato;
- dismissione di eventuali cavidotti ed altri materiali elettrici, compresa la cabina di trasformazione
BT/MT.
In fase di dismissione degli impianti fotovoltaici, le varie parti dell’impianto saranno separate
in base alla composizione chimica in modo da poter riciclare il maggior quantitativo possibile
dei singoli elementi, quali alluminio e silicio, presso ditte che si occupano di riciclaggio e
produzione di tali elementi; i restanti rifiuti saranno inviati in discarica autorizzata.
Potrà essere stipulato con ditta fornitrice degli elementi di impianto, insieme al contratto di
fornitura dei pannelli fotovoltaici, un “Recycling Agreement”, per il recupero e trattamento di tutti
i componenti dei moduli fotovoltaici (vetri, materiali semiconduttori incapsulati, metalli, etc…) e
lo stoccaggio degli stessi in attesa del riciclaggio. Al termine della fase di dismissione la ditta
71
fornitrice rilascerà inoltre un certificato attestante l’avvenuto recupero secondo il programma
allegato al contratto. L’impianto rimarrà in esercizio per 20 anni.
2.3.7. Effetti elettromagnetici
Nonostante la debolezza degli indizi che potrebbero indicare che i campi elettrici, magnetici ed
elettromagnetici possano produrre a qualsiasi frequenza un qualche effetto di carattere sanitario,
a livello internazionale, così come in Italia, sono state emanate norme di tutela, indirizzate alla
massima prudenza.
Per le frequenze relative questo studio (50 Hz), il riferimento italiano è il D.P.C.M. del 23 aprile
1992, il quale fissa i limiti di esposizione ai campi elettrici e magnetici definendo i seguenti
valori:
5 kV/m e 0,1 mT, rispettivamente per l’intensità di campo elettrico e induzione magnetica, in
aree o ambienti in cui si possa ragionevolmente attendere che individui della popolazione
trascorrano una parte significativa della giornata.
10 kV/m e 1 mT rispettivamente per l’intensità di campo elettrico e induzione magnetica nel
caso in cui l’esposizione sia ragionevolmente limitata a poche ore del giorno.
Studi e verifiche strumentali effettuate su impianti e cavidotti interrati di analoghe dimensioni e
potenze hanno evidenziato che i valori misurati per la verifica dei contributi elettromagnetici dei
cavi interrati e delle sottostazioni elettriche sono rimasti in tutti i casi abbondantemente al di
sotto dei limiti suddetti, e al di sotto anche dei limiti di esposizione per i lavoratori raccomandati
attualmente dall’I.C.N.I.R.P.
72
3. Misure di mitigazione dell’impatto visivo
Al fine di assicurare un minore impatto sull’ambiente e di valorizzare visivamente l’area
interessata dall’impianto fotovoltaico, è prevista la conservazione e l’eventuale rimpianto di
specie locali autoctone (è presente Lentischio) o comunque compatibili con il modello di
vegetazione potenziale dell’area.
Saranno piantate specie autoctone già alte almeno 100-150 cm con la funzione di recinzione
arborea
lungo i confini. Le sistemazioni a verde sono pertanto orientate alla massima
valorizzazione della vegetazione esistente per ottenere un sicuro effetto ambientale.
L’impianto fotovoltaico non provoca fenomeni di abbagliamento, in quanto non visibile dalla
strada provinciale 127 bis o da reti viarie secondarie; inoltre l’inclinazione dei moduli è di 18°,
cioè bassa.
4. Conclusioni generali
Con riferimento allo studio preliminare ambientale e agli impatti ambientali attesi, diretti ed
indiretti, sopra descritti si ritiene opportuno riportare in sintesi alcune osservazioni di carattere
generale riguardo gli impatti prodotti dall’opera sul territorio.
La produzione di energia elettrica prodotta dal sole è per definizione pulita, ovvero priva di
emissioni a qualsiasi titolo inquinanti.
Inoltre, come è noto, la produzione di energia elettrica da combustibili fossili comporta
l’emissione di sostanze inquinanti e gas serra, tra questi il più rilevante è l’anidride carbonica.
Assumendo il valore specifico associato alla produzione di energia elettrica da combustibili fossili
di 1000 g di CO2 per ogni kWh prodotto il parco fotovoltaico in studio, con una potenza installata
complessiva di 524,40 kWp, in relazione, anche, ai valori di irraggiamento caratterizzanti la
latitudine prevista in progetto, evita con la sua produzione di energia elettrica pulita, l’emissione
di circa 200 tonn. di CO2 ogni anno.
E’ possibile pertanto concludere che sulla scala territoriale dell’area di intervento gli impianti
fotovoltaici di progetto forniscono un contributo indiretto alla riduzione di emissione di gas con
effetto serra.
Riguardo all’ambiente idro-geomorfologico si può sottolineare che il progetto non prevede né
emungimenti dalla falda acquifera profonda (se non quelli concomitanti con i lavaggi
periodici, ma poco frequenti nel tempo, della superficie dei pannelli), né emissioni di sostanze
73
chimico-fisiche che possano a qualsiasi titolo provocare danni al terreno superficiale, alle acque
superficiali e alle acque dolci profonde.
In sintesi l’impianto sicuramente non può produrre alterazioni idrogeologiche nell’area. Inoltre le
modalità di realizzazione dell’opera costituiscono di per sé garanzie atte a minimizzare o ad
annullare l’impatto, infatti:
•
non saranno realizzati plinti in c.a;
•
saranno utilizzati percorsi stradali esistenti;
•
i cavi elettrici saranno interrati in corrispondenza delle stesse strade;
•
sarà ripristinato lo stato dei luoghi alla fine della vita utile dell’impianto (20 anni)
Pertanto in riferimento alla caratterizzazione dell’ambiente geoidromorfologico possiamo
dire che:
• la stabilità dei terreni rimarrà inalterata;
• sarà evitato che si verifichino nuovi fenomeni erosivi;
• si eviterà di interessare aree con fenomeni geomorfologici attivi in atto.
L’impianto così come dislocato, non produrrà alterazioni dell’ecosistema, perché l’area di
intervento non è SIC, ZPS, IBA e “RETE NATURA 2000”, né Zona di ripopolamento e
cattura; inoltre l’area sottoposta ad intervento presenta, di per sè, una naturalità ed una
biodiversità estremamente bassa.
La flora nell’area di intervento presenta caratteristiche di bassa naturalità (praticamente
inesistente la flora selvatica), scarsa importanza conservazionistica, nessuna diversità floristica
rispetto ad altre aree.
In definitiva, con riferimento al sistema “copertura botanico - vegetazionale e colturale” l’area di
intervento, non risulta interessata da particolari componenti di riconosciuto valore scientifico e/o
importanza ecologica, economica, di difesa del suolo.
Non si rileva sulle aree oggetto dell’intervento la presenza di specie floristiche e faunistiche rare
o in via di estinzione né di particolare interesse biologico- vegetazionale.
L’impianto così come dislocato, pertanto, non produrrà alterazioni dell’ecosistema.
Inoltre l’area sottoposta ad intervento presenta, di per sé, una naturalità ed una biodiversità bassa.
La flora nell’area di intervento presenta caratteristiche di bassa naturalità, scarsa
importanza conservazionistica (le specie botaniche non sono tutelate da direttive, leggi,
convenzioni), nessuna diversità floristica rispetto ad altre aree della Provincia.
74
La realizzazione delle opere necessarie alla costruzione e messa in esercizio dell’impianto non
potrà alterare alcuno di questi aspetti descrittivi dell’ambiente floristico che rimarrà di fatto
immutato.
Le specie animali presenti nell’area sono comuni a tutta la Provincia, la zona interessata dal
presente progetto presenta un popolazione di specie faunistiche pressoché nulla.
È opportuno evidenziare che l’intervento previsto in progetto, si configura, come un intervento
compatibile con il contesto paesaggistico di riferimento, in quanto non produrrà alcuna
modificazione significativa dell’attuale assetto geo-morfologico di insieme dell’ambito
interessato, né del sistema della copertura botanico- vegetazionale esistente, né andrà ad
incidere negativamente sull’ambiente dell’area.
Pertanto l’attuazione delle opere previste in progetto, per le motivazioni in precedenza espresse,
appare del tutto compatibile con la configurazione paesaggistica nella quale saranno
collocate e non andranno a precludere o ad incidere negativamente sulla tutela di eventuali
ambiti di pregio esistenti.
75