Studio Impatto Ambientale - Provincia di Pesaro e Urbino

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REGIONE MARCHE
PROVINCIA DI PESARO – URBINO
COMUNE DI FANO
Sig. Simoncini Sauro
IMPIANTO MINIEOLICO (55 KW)
UBICATO IN LOCALITÀ CAMINATE
STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE
Consulente Ambientale/Aziendale
(Dott. Mauro Giavazzi)
Per. Ind. Marcello Cacciamani
Fermignano, 25 settembre 2014
Dott. Mauro Giavazzi - Consulente Ambientale / Aziendale
ACB Progettazione di Cacciamani Marcello
Via G. Reni, 15 - Fermignano (PU)
V.lo San Tommaso, 5 - Sant'Angelo in Vado (PU)
Cell.: 338 2403369 - E-mail: [email protected] - PEC: [email protected]
Cell.: 3294663826 - E-mail: [email protected]
Indice generale
1 PREMESSA......................................................................................................................................7
2 CONTENUTI E STRUTTURA DELLO STUDIO D'IMPATTO AMBIENTALE.........................9
3 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO..................................................................10
3.1 Introduzione............................................................................................................................10
3.2 Piano Paesistico – Ambientale Regionale (Marche)...............................................................14
3.2.1 Introduzione....................................................................................................................14
3.2.2 Verifica dei “Vincoli Diretti”..........................................................................................19
3.2.3 Verifica dei “Vincoli Indiretti”.......................................................................................21
3.3 Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Pesaro - Urbino (PTC)....................24
3.4 Piano Regolatore Generale (PRG) del Comune di Fano........................................................29
3.4.1 Aree soggette a pericolosità geologica, idrogeologica e sismica....................................30
3.4.2 Zonizzazione E4 - Zone agricole di ristrutturazione ambientale....................................33
3.4.3 Sottosistemi Territoriali: Aree di Tipo C e Aree di Tipo V............................................35
3.5 Piano della Classificazione Acustica del Territorio Comunale di Fano.................................36
3.6 Piano Energetico – Ambientale Regionale (PEAR)...............................................................44
3.7 Programma Energetico Provinciale (PEP)..............................................................................52
3.7.1 Introduzione....................................................................................................................52
3.7.2 Bilancio Energetico Provinciale......................................................................................54
3.7.3 Scenario di Previsione al 2010........................................................................................55
3.7.4 Obiettivi di diversificazione ed integrazione/sostituzione delle fonti del Programma...56
3.7.5 L'energia eolica nel PEP.................................................................................................57
3.7.6 Indirizzi e politiche di incentivazione dell'energia eolica nel PEP.................................58
3.8 Piano Energetico Ambientale Comunale................................................................................61
3.8.1 Premessa..........................................................................................................................61
3.8.2 Impianti eolici.................................................................................................................62
3.8.3 Scheda tecnica relativa agli impianti mini-eolici............................................................63
3.8.4 Considerazioni finali.......................................................................................................65
3.9 Piano Stralcio di Bacino per l'Assetto Idrogeologico (PAI) dell'Autorità di Bacino Regionale
delle Marche..................................................................................................................................66
3.10 D.M. 10 settembre 2010 (Ministero dello Sviluppo Economico) - “Linee guida per
1
l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”....................................................67
3.11 “Indirizzi ambientali e criteri tecnici per l'inserimento di impianti eolici nel territorio
marchigiano”..................................................................................................................................73
4 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE.........................................................................75
4.1 Introduzione............................................................................................................................75
4.2 Alternative di localizzazione..................................................................................................76
4.3 Alternative di progetto............................................................................................................76
4.3.1 Contenuti progettuali comuni e descrizione tecnica dell'aerogeneratore........................77
4.3.2 Cronoprogramma............................................................................................................79
4.3.3 Modalità di installazione dell’aerogeneratore.................................................................79
4.3.4 Piano di manutenzione....................................................................................................80
4.4 Analisi di producibilità dell'impianto.....................................................................................80
4.5 L'Atlante Eolico d'Italia..........................................................................................................82
5 QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE............................................................................89
5.1 Introduzione............................................................................................................................89
5.2 Componente ambientale atmosfera.........................................................................................91
5.3 Componente ambientale ambiente idrico...............................................................................92
5.4 Componente ambientale suolo e sottosuolo............................................................................92
5.5 Fattore ambientale radiazioni ionizzanti e non ionizzanti......................................................92
5.5.1 Elettrodotti......................................................................................................................92
5.5.2 Elettrodotti in aria...........................................................................................................97
5.5.3 Elettrodotti interrati.........................................................................................................98
5.5.4 Campo magnetico a 50 Hz in ambiente domestico: livello di fondo..............................99
5.5.5 Campo magnetico a 50 Hz in ambiente domestico: piccoli elettrodomestici.................99
5.6 Paesaggio..............................................................................................................................101
5.6.1 Studio del paesaggio nell'AIP.......................................................................................108
5.6.2 Criterio dell'Indice d'Impatto Paesaggistico..................................................................112
5.6.3 Indice di visione azimutale...........................................................................................120
5.6.4 Strade ...........................................................................................................................122
5.7 Componente ambientale vegetazione, flora, fauna...............................................................123
5.7.1 Sottocomponente floristico – vegetazionale.................................................................123
2
5.7.2 Sottocomponente fauna.................................................................................................125
5.8 Salute pubblica......................................................................................................................151
5.9 Fattore ambientale rumore e vibrazioni................................................................................151
5.10 Ecosistemi...........................................................................................................................152
5.11 Fase di Smantellamento - Piano di Dismissione.................................................................152
5.11.1 Tipologia dei materiali di rifiuto.................................................................................153
5.11.2 Modalità di dismisssione.............................................................................................154
5.11.3 Gestione dei rifiuti......................................................................................................155
5.11.4 Ripristino dello stato dei luoghi..................................................................................155
5.12 Gestione dei rifiuti..............................................................................................................155
6 CONCLUSIONI............................................................................................................................157
6.1 Confronto delle Alternative Progettuali................................................................................157
6.2 Scelta dell'Alternativa...........................................................................................................159
6.3 Misure di mitigazione...........................................................................................................160
6.4 Monitoraggio........................................................................................................................160
6.5 Proposta di Provvedimento di Valutazione d'Impatto Ambientale Positivo........................160
Allegati

Allegato A - "Visura catastale"

Allegato B - "CDU/CAT rilasciato dal Comune di Fano"

Allegato C - "Scheda tecnica del DEM"

Allegato D - "Scheda tecnica dell'aerogeneratore"

Allegato E - "Ergowind Srl - Valutazione delle Emissioni Sonore dell'Aerogeneratore"

Allegato F - "Risultati - in forma tabellare - dell'applicazione dei criteri dell'Indice d'Impatto
Paesaggistico e dell'Indice di Visione Azimutale"

Allegato G - "Dichiarazione di notevole interesse pubblico della zona della bassa valle del
metauro, ricadente nei territori dei comuni di Mondavio, Fano, Cartoceto, Piagge, Saltara,
Monte Maggiore sul Metauro, Serrungarina, Orciano di Pesaro, Montefelcino, S. Ippolito e
Fossombrone"

Allegato H - "Preventivo di connessione alla rete elettrica"
3
Elenco delle Tavole
Tavola 1 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT (Aerogeneratore) vettoriale al tematismo di
cui al servizio on-line (WMS) del MiBAC-SITAP - "Aree vincolate ai sensi della L.
1497/'39" - con indicazione del grado di visibilità, in termini di altezza percepita
Tavola 2 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT (Torre) vettoriale al tematismo di cui al
servizio on-line (WMS) del MiBAC-SITAP - "Aree vincolate ai sensi della L. 1497/'39" con indicazione del grado di visibilità, in termini di altezza percepita
Tavola 3 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola 6 del PPAR
Tavola 4 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT ai tematismi di cui alle Tavole di Sintesi
(scala originale 1:50.000) 8 e 15 del PPAR
Tavola 6 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola di Sintesi
(scala originale 1:50.000) 16 del PPAR
Tavola 8 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola di Sintesi
(scala originale 1:50.000) 17 del PPAR
Tavola 10 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "Sottosistema GeoGeomorfo-Idrogeologico" del SIT ufficiale del Comune di Fano
Tavola 11 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto alla Tavola 2E "Emergenze
Idrogeologiche: vulnerabilità dei corpi idrici sotterranei" del PTCP
Tavola 12 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto alla Tavola 2F "Pericolosità da
esondazione" del PTCP
Tavola 13 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto alla Tavola 3D "Oasi faunistiche ed
Aree Bioitaly" del PTCP
Tavola 14 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola 4A (Edifici,
manufatti e nuclei storici extraurbani di rilevanza provinciale) del PTCP
Tavola 15 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola 4B (Aree e
beni archeologici di rilevanza provinciale) del PTCP
Tavola 16 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT al tematismo di cui alla Tavola 1B (Aree
sottoposte a vincolo paesistico ambientale - L. 1497/39) del PTCP
4
Tavola 17 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "Vincoli" del SIT
ufficiale del Comune di Fano
Tavola 18 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "Vincoli Speciali" del
SIT ufficiale del Comune di Fano
Tavola 19 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "Sottosistema
Botanico - Vegetazionale" del SIT ufficiale del Comune di Fano
Tavola 20 - Tematismo Sottosistemi Territoriali del SIT ufficiale del Comune di Fano
Tavola 21 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "PAI" del SIT ufficiale
del Comune di Fano
Tavola 22 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "PRG (Zonizzazione)"
del SIT ufficiale del Comune di Fano
Tavola 23 - Simulazione e stima dell'attenuazione del Livello di Pressione Sonora (dB(A)) per
effetto della sola divergenza geometrica
Tavola 24 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT (vettoriale) al Modello di Elevazione
Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i Profili Altimetrici di alcune sezioni
significative
Tavola 25 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT relativa alla sola torre di sostegno
(vettoriale) al Modello di Elevazione Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i Profili
Altimetrici di alcune sezioni significative
Tavola 26 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT relativa al solo punto di ubicazione
(vettoriale) al Modello di Elevazione Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i Profili
Altimetrici di alcune sezioni significative
Tavola 27 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e delle Aree di Differenza Angolare (Aerogeneratore Suolo) vettoriale al Modello di Elevazione Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i
Profili Altimetrici di alcune sezioni significative
Tavola 28 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT (vettoriale) dell'Aerogeneratore all'ortofoto a
colori (anno 2012) di cui al servizio WMS erogato dal Portale Cartografico Nazionale del
Ministero dell'Ambiente
Tavola 29 - Ubicazione dei Punti di Osservazione - PO (Edifici) ai fini dell'applicazione dei
criteri dell'Indice d'Impatto Paesaggistico e dell'Indice di Visione Azimutale
Tavola 30 - Ubicazione dei Punti di Osservazione - PO (Edifici) ai fini dell'applicazione dei
5
criteri dell'Indice d'Impatto Paesaggistico e dell'Indice di Visione Azimutale - ZOOM
Tavola 31 - Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT alle località individuate dal Censimento
Ufficiale della Popolazione e delle Abitazioni 2011 (ISTAT)
Tavola 32 - Studio della possibile visibilità e della relativa classe di visibilità dal tratto
autostradale interno all'AIP
Tavola 33 - Studio della possibile visibilità e della relativa classe di visibilità dal tratto di strada
statale interno all'AIP
Tavola 34 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto alla Carta Tecnica Numerica del SIT
ufficiale del Comune di Fano
Tavola 35 - Overlay della Planimetria Generale di Progetto al tematismo "Sottosistema StoricoCulturale" del SIT ufficiale del Comune di Fano
6
1 PREMESSA
In relazione all'incarico conferito dal Proponente, Sig. Simoncini Sauro, è stato redatto il
presente Studio d'Impatto Ambientale (SIA) inerente la realizzazione, l'esercizio e la dismissione di
un impianto mini – eolico costituito da un singolo aerogeneratore, di potenza nominale pari a 50
55
KW, in Loc. Caminate di Fano (PU).
Ai sensi del Comma 2, Lett. b), dell'Art. 4 (PROCEDURE AMMINISTRATIVE, REGOLAMENTAZIONI E CODICI
– AUTORIZZAZIONI
E
PROCEDURE AMMINISTRATIVE – PRINCIPI GENERALI) del D.L.vo 3 marzo 2011, n° 28 -
“Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili”
e “Modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE” – entrato in vigore
il 29 marzo 2011 – l'impianto proposto è soggetto alla Procedura Abilitativa Semplificata di cui
all'Art. 6 (PROCEDURE AMMINISTRATIVE, REGOLAMENTAZIONI
AMMINISTRATIVE – PROCEDURA ABILITATIVA SEMPLIFICATA
E
E
CODICI – AUTORIZZAZIONI
COMUNICAZIONE
PER GLI
IMPIANTI
E
PROCEDURE
ALIMENTATI DA
ENERGIA RINNOVABILE).
Infatti, l'impianto in oggetto rientra nella fattispecie di quelli di cui al Paragrafo 11 (Interventi
soggetti a denuncia di inizio attività – DIA – e interventi di attività edilizia libera: principi generali)
della Parte II (Regime Giuridico delle Autorizzazioni) dell'Allegato del D.M. 10 settembre 2010
(Ministero dello Sviluppo Economico – Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati
da fonti rinnovabili), adottato ai sensi del Comma 10 dell'Art. 12 del D.L.vo 29 dicembre 2003, n°
387 - “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica
prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità”. E' quest’ultimo, in
realtà, che individua e definisce le tipologie di impianti di cui sopra. Precisamente, con riferimento
alla specifica fonte, la Tabella A di cui al Comma 5 dell'Art. 12 (RAZIONALIZZAZIONE E SEMPLIFICAZIONE
DELLE PROCEDURE AUTORIZZATIVE )
riporta le soglie di potenza. Specificatamente per l'energia eolica è
pari a 60 KW. Ne consegue, pertanto, che, per l'impianto in oggetto, ai sensi del solo D.L.vo
387/2003, si renderebbe necessaria la sola Denuncia di Inizio Attività (DIA). Quest’ultima è
regolamentata dagli Artt. 19, 20 e 21 della L. 240/91 e s.m.i. (Nuove norme in materia di
procedimento amministrativo e di diritto di accesso ai documenti amministrativi). In particolar
7
modo è l'Art. 19 – come modificato dall'Art. 49, Comma 4-bis della L. 30 luglio 2010, n. 122 (legge
di conversione del D.L. 78/2010) – che ne delinea la nuova denominazione (Segnalazione
Certificata di Inizio Attività, SCIA), i requisiti per l'ottenimento, gli atti sostituiti e i limiti. E'
fondamentale, infatti, segnalare che sono esclusi dal regime della SCIA tutti i casi per i quali
sussistono vincoli ambientali e/o paesaggistico – culturali. L'area nella quale è prevista
l'ubicazione dell'impianto è sottoposta a vincolo ai sensi dell'Art. 136 del D.L.vo 42/2004
("Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n.
137"). E' ugualmente fondamentale segnalare come il regime della SCIA preveda il pieno
rispetto di tutti i requisiti di legge. Nel caso specifico si ritiene di primaria importanza, quello
derivante dalla vigente normativa in materia di Valutazione d'Impatto Ambientale (VIA). E'
l'Allegato III (Progetti di co m p ete n za delle regioni e delle province auton o m e di Trento e
di Bolzano ) alla Parte II del D.L.vo 152/2006 “Norme in materia ambientale” (come
modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010) – Lett. C-bis – a prevedere che debba essere
attivata la Procedura di Valutazione d'Impatto Ambientale per “impianti eolici per la
produzione di energia elettrica, con procedimento nel quale è prevista la partecipazione
obbligatoria del rappresentante del Ministero per i beni e le attività culturali”. In virtù di quanto
previsto dall'Art. 146 (AUTORIZZAZIONE) del D.L.vo 42/2004 qualsiasi progetto che possa
introdurre modificazioni ai valori paesaggistico – ambientali soggetti a protezione, deve essere
preventivamente autorizzato al fine di verificarne la compatibilità paesaggistica.
L'area oggetto dell'intervento proposto è sottoposta al vincolo di cui all'Art. 136 del D.L.vo
42/2004 e s.m.i.. Precisamente si tratta dell'area - dichiarata di notevole interesse pubblico denominata "ZONA DELLA BASSA VALLE DEL METAURO, RICADENTE NEI TERRITORI
DEI COMUNI DI MONDAVIO, FANO, CARTOCETO, PIAGGE, SALTARA, MONTE
MAGGIORE SUL METAURO, SERRUNGARINA, ORCIANO DI PESARO, MONTEFELCINO,
S. IPPOLITO E FOSSOMBRONE".
E' per le motivazioni esposte che, per il presente progetto di impianto mini – eolico di
potenza pari a 55 KW (costituito da un singolo aerogeneratore), si rende necessaria
l'attivazione della Procedura di Valutazione d'Impatto Ambientale e, conseguentemente, la
redazione dello Studio d'Impatto Ambientale (SIA).
8
2 CONTENUTI E STRUTTURA DELLO STUDIO D'IMPATTO
AMBIENTALE
Ai fini della redazione e della definizione dei contenuti e della struttura del presente elaborato –
SIA (Studio d'Impatto Ambientale) – i riferimenti normativi adottati sono i seguenti:
●
Allegato VII della Parte II del D.L.vo 152/2006 (come modificato e integrato dal D.L.vo
128/2010);
●
Allegati I e II del D.P.C.M. 27 dicembre 1988;
●
Allegato D della L.R. 3/2012 e s.m.i. recante “Disciplina regionale della procedura di
valutazione di impatto ambientale”;
●
D.G.R.M. 1600/2004 (Linee guida generali per l'attuazione della legge regionale sulla
VIA).
L'elaborato è strutturato in capitoli. I principali, visti i loro contenuti, sono i seguenti:
●
quadro di riferimento programmatico; espone l'aderenza del progetto in oggetto a piani,
programmi e specifica normativa di settore;
●
quadro di riferimento progettuale; espone le caratteristiche del progetto in oggetto e delle
sue alternative;
●
quadro di riferimento ambientale; espone lo stato dell'ambiente interessato, gli impatti del
progetto in oggetto, i criteri di scelta di una delle alternative progettuali e le azioni di
mitigazione e compensazione degli impatti residui e il programma di monitoraggio, se
necessario (che si è deciso di illustrare nelle conclusioni).
9
3 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO
3.1
Introduzione
Il quadro di riferimento programmatico, come affermato nel Capitolo II, espone l'aderenza
rispetto a piani, programmi e normativa di settore. Nel caso in oggetto sono stati valutati:
●
il Piano Paesistico – Ambientale Regionale (PPAR)1;
●
il Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Pesaro - Urbino (PTC)2;
●
il Piano Regolatore Generale (PRG) del Comune di Fano3;
●
il Piano di Classificazione Acustica del Territorio Comunale di Fano4;
●
il Piano Energetico – Ambientale Regionale (PEAR)5;
●
il Programma Energetico Provinciale (PEP)6;
●
il Piano Energetico Ambientale Comunale del Comune di Fano7;
●
il Piano Stralcio di Bacino per l'Assetto Idrogeologico (PAI) dell'Autorità di Bacino
Regionale delle Marche8;
●
le “Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”9;
●
gli “Indirizzi ambientali e criteri tecnici per l'inserimento di impianti eolici nel territorio
marchigiano”10;
1 Approvato con D.A.R.M. del 3 novembre 1989, n° 197
2 Approvato con D.C.P. del 20 luglio 2000, n° 109
3 Approvazione definitiva: D.C.C. n° 34/2009
4 Approvato con Delibera di Consiglio Comunale N° 26/2009
5 Approvato con D.G.R. del 16 febbraio 2005, n° 175
6 Approvato con D.C.P. n° 9 del 31 maggio 2005
7 Approvato con Delibera di Consiglio Comunale N° 345/2010
8 Approvato con D.C.R.M. del 21 gennaio 2004, n° 116
9 D.M. 10 settembre 2010 (Ministero dello Sviluppo Economico)
10 Allegato A – D.G.R. n° 829 del 23 luglio 2007
10
L'area sulla quale insiste l’impianto oggetto di studio è situata in Loc. Caminate del Comune di
Fano (PU), ad una distanza di circa 4,7 km - in linea d'aria - dal centro di Fano (in direzione SSE,
precisamente circa 167° rispetto al Nord). E' collocata in un'area alluvionale - in destra idrografica del Fiume Metauro ad una distanza minima (riferita all'aerogeneratore) pari a circa 345 m e in
direzione pari a circa 305° rispetto al Nord (riferita al Fiume Metauro). La quota media dell'area che è pianeggiante - è di circa 10 m s.l.m.m.. Nella carta topografica d'Italia, alla scala 1:25.000,
l'area d'intervento è inquadrabile nella Tavoletta "San Costanzo" F°110 III° N.O. e risulta registrata
al catasto terreni con i riferimenti di cui alla Tabella 2.
Le coordinate del punto esatto di ubicazione dell'aerogeneratore sono riportate in Tabella 1.
Tabella 1: coordinate del punto quotato
Long / Lat (gradi decimali) - DATUM WGS84 DATUM Roma 40 - Proiezione Gauss – Boaga – Fuso Est
2.361.760,149 m E - 4.851.321,213 m N
13.03289573 - 43.79788588
Tabella 2: riferimenti catastali dell'area d'intervento
Provincia
Pesaro-Urbino
Comune
Fano
n° Foglio
90
n° Mappale
69
Le analisi del PPAR delle Marche, del PTC della Provincia di Pesaro - Urbino e del PRG del
Comune di Fano sono state condotte in linea con quanto previsto dalle “Linee Guida per
l’inserimento paesaggistico degli interventi di trasformazione territoriale - GLI IMPIANTI
EOLICI:
SUGGERIMENTI
PER
LA
PROGETTAZIONE
E
LA
VALUTAZIONE
PAESAGGISTICA”11. Precisamente: “per la progettazione paesaggistica degli impianti eolici, lo
studio del contesto di riferimento e di influenza, coinvolge diverse scale territoriali e varia
secondo i caratteri geografici generali e le caratteristiche specifiche dei luoghi (vi sono almeno
tre contesti, uno ravvicinato, uno intermedio e uno vasto, secondo il diverso grado di visibilità e
di relazione degli impianti con i luoghi esistenti)”.
11 A cura di Anna Di Bene e Lionella Scazzosi
Responsabilità scientifica del progetto:
Anna Di Bene (Ministero per i Beni e le Attività Culturali, Servizio II-Paesaggio)
Lionella Scazzosi (Politecnico di Milano, Dip. Progettazione dell’architettura)
Gangemi Editore SpA
11
Generalmente, e non necessariamente, i rapporti di scala dei differenti contesti sono i seguenti
vasto, intermedio, di dettaglio.
Si sottolinea che le linee guida citate intendono rispondere alle richieste del Decreto del
Presidente del Consiglio dei Ministri del 12 dicembre 2005 che, nel suo Allegato Tecnico, definisce
le finalità, i criteri di redazione e i contenuti della “Relazione Paesaggistica” che accompagna
l’istanza di autorizzazione paesaggistica (art. 159, c. 1 e art. 146, c. 2, del Codice dei Beni Culturali
e del Paesaggio, D.lgs. 22 gennaio 2004, n. 42 e successive modifiche). Il loro scopo è quello di
fornire criteri, indirizzi e strumenti di supporto. Costituiscono anche un contributo culturale preso a
riferimento per la redazione delle “Linee Guida per l’approvazione dei progetti di impianti
alimentati da fonti rinnovabili”12, previste dall’art 12 del D.L.vo n ° 387 del 29/12/2003 (frutto
della concertazione dei Ministeri dell’Ambiente, delle Attività Produttive e dei Beni Culturali, in
Conferenza unificata).
Quale ulteriore riferimento bibliografico sono state consultate anche le “Linee Guida per la
Valutazione dell'Impatto Ambientale degli Impianti Eolici – La Valutazione dell'Impatto sul
Paesaggio e sul Patrimonio Storico, Architettonico e Archeologico”13 della Regione Toscana. Il
metodo di valutazione proposto prevede le seguenti aree di studio:
●
area di impatto locale (AIL) - è quella occupata dal sito di impianto, il cui perimetro
include le torri eoliche, gli annessi tecnici e la rete stradale interna di servizio;la sua
estensione e forma viene stabilita in base alle caratteristiche tecniche degli aerogeneratori e
alla configurazione prescelta, ma la delimitazione fisica del suo perimetro esterno non deve
essere posta a distanza inferiore a quella di tre volte il diametro del rotore, misurata dalla
base di tutte le torri; al suo interno e nelle immediate pertinenze, entro una distanza dal
perimetro esterno pari a tre volte il diametro del rotore, indipendentemente dalla forma
geometrica dall’AIL, non devono essere presenti elementi di pregio del patrimonio culturale;
12 Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 settembre 2010 (G.U. del 18 settembre 2010, n° 219)
13 A cura della Regione Toscana
Dipartimento di Scienze e Tecnologie Ambientali Forestali, Facoltà di Agraria, Università di Firenze
M. Agnoletti: coordinamento, impostazione scientifica e metodologica
G. Maggiari: elaborazioni e applicazioni informatiche
12
●
area di impatto potenziale (AIP) - l’area circolare all’interno della quale è prevedibile si
manifestino gli impatti più importanti; rappresenta lo spazio geografico all’interno del quale
è prevedibile si manifestino in modo più evidente gli impatti, al suo interno devono essere
condotte la maggior parte delle analisi; viene individuata dopo aver localizzato il sito di
impianto proposto, definito l’altezza e la configurazione degli aerogeneratori; la possibilità
di adottare un metodo standard nasce dalla considerazione che il più rilevante impatto è
sicuramente quello visivo, pertanto è stata presa in considerazione una formula speditiva
presente in letteratura per la determinazione del raggio dell’Area di Impatto Potenziale (Eq.
1);
R=100 E∗H
Eq. 1
dove:
R: raggio dell’area di studio (m);
E: numero degli aerogeneratori;
H: altezza degli aerogeneratori (al rotore) (m).
Secondo questa formula l’AIP viene assimilata ad una circonferenza al centro della quale si
trova la fattoria eolica, anch’essa supposta di forma circolare, che esprime la sua influenza
visiva in modo uniforme su tutto l’orizzonte, assimilabile ad un angolo giro di 360°.
Preme far notare che analisi di tale complessità sono, generalmente, da riferirsi a progetti di
“fattorie del vento”. Il progetto in oggetto, si rammenta, prevede la realizzazione di un impianto
costituito da un singolo aerogeneratore che, peraltro, viste le sue dimensioni rientra nella categoria
del “minieolico”. Come meglio specificato nell'apposito capitolo, l'altezza complessiva (intesa
come la somma dell'altezza della torre e del massimo raggio del rotore), nel caso in oggetto, è pari a
32 m.
L'area di impatto potenziale, sulla base di quanto sopra esposto e specificatamente dell'Eq. 1,
risulta essere di tipo circolare di raggio pari a 2424 m (ipotesi progettuale, altezza torre – H – pari a
24 m, numero di aerogeneratori – E – pari a 1);
13
L'area d'impatto locale, come precedentemente definita, risulta essere un'area circolare di raggio
pari a 48 m, essendo il diametro massimo previsto del rotore pari a 16 m. L'area di pertinenza
dell'AIL consta in una ulteriore area circolare il cui confine dista ulteriori 48 m dal confine della
stessa AIL. Ne consegue un raggio complessivo pari a 96 m. Si è ritenuto opportuno definire anche
una “fascia di rispetto” intorno alla delimitazione effettiva dell'area sulla quale insiste l'impianto in
oggetto. L'ampiezza della “fascia di rispetto” è stata considerata pari ad almeno 48 m (misurati
lungo la normale, in ogni punto, rispetto alla linea di confine). Al fine di assicurare il miglior grado
di raffronto di tutte le aree, se ne riporta l'estensione:
–
AIL → circa 7.217 mq;
–
AIL (pertinenza + AIL) → circa 2,891 ha, ossia 28.910 mq;
–
particella catastale → circa 3.597 mq.
Si noti che all'interno di tutte le aree definite non sono presenti elementi di pregio del patrimonio
culturale. Si noti come l'estensione dell'effettiva area sulla quale insistono l'impianto proposto e
parte delle opere accessorie, peraltro di ridottissima volumetria, è minore della metà della AIL.
3.2
Piano Paesistico – Ambientale Regionale (Marche)
3.2.1
Introduzione
Il Piano Paesistico – Ambientale Regionale (PPAR) rappresenta lo strumento di pianificazione
adottato ai sensi della L. 8 agosto 1985, n° 431 (legge di conversione del D.L. 27 giugno 1985, n°
312 - “Disposizioni urgenti per la tutela delle zone di particolare interesse ambientale”) e della L.R.
8 giugno 1987, n° 26 - “Disciplina del sistema di pianificazione dell'assetto territoriale”. La sua
disciplina si articola in:
●
○
sottosistemi tematici; individuano le componenti fondamentali dell'ambiente regionale:
geologiche, geomorfologiche e idrogeologiche (Tabella 3); la classificazione delle aree
prevede la seguente gerarchia:
14
○
■
aree GA → aree di eccezionale valore;
■
aree GB → aree di rilevante valore;
■
aree GC → aree di qualità diffusa;
botanico – vegetazionali (Tabella 4); la classificazione delle aree prevede la seguente
gerarchia:
○
●
■
aree BA → aree caratterizzate da “emergenze botanico – vegetazionale”;
■
aree BB → aree caratterizzate da “associazioni vegetali di grande interesse”;
■
aree BC → aree caratterizzate da “alti boschi e vegetazione ripariale”;
storico – culturali (Tabella 5);
sottosistemi territoriali; individuano aree omogenee graduate in funzione della rilevanza
del valore paesistico – ambientale; la classificazione prevede:
○
aree A → aree di eccezionale valore;
○
aree B → aree valore rilevante;
○
aree C → aree di qualità diffusa;
○
aree D → il rimanente territorio regionale;
○
aree V → aree ad alta percettività visiva in relazione ad infrastrutture ferroviarie,
autostradali e stradali ad elevata intensità di traffico;
●
categorie costitutive del paesaggio; individuano gli elementi fondamentali del territorio
che concorrono alla struttura del paesaggio, precisamente:
○
sottosistema geologico, geomorfologico e idrogeologico:
■
emergenze geologiche, geomorfologiche e idrogeologiche (Art. 28 delle NTA,
Tav. 3A e Tav. 13 e Allegato I);
■
corsi d'acqua (Art. 29 delle NTA, Tav. 12);
■
crinali (Art. 30 delle NTA, Tav. 12);
■
versanti (Art. 31 delle NTA);
■
litorali marini (Art. 32 delle NTA, Tav. 18);
15
○
sottosistema botanico – vegetazionale:
■
aree floristiche (Art. 33 delle NTA, Tav. 4 e Allegato I, Elaborati di cui all'Art. 14
delle NTA);
■
foreste demaniali regionali e boschi (Art. 34 delle NTA, Tav. 5 e Tav. 14 e
Allegato I);
○
■
pascoli (Art. 35 delle NTA, Tav. 5);
■
zone umide (Art. 36 delle NTA, Tav. 5 e Allegato I);
■
elementi diffusi del paesaggio agrario (Art. 37 delle NTA);
sottosistema storico – culturale:
■
paesaggio agrario di interesse storico – ambientale (Art. 38 delle NTA, Tav. 8 e
Allegato II);
■
centri e nuclei storici (Art. 39 delle NTA, Tav. 8 e Tav. 15 e Allegato II e tutti
quelli che gli strumenti urbanistici comunali perimetrano come zona “A” di cui al
D.M. 2 aprile 1968, n. 1444);
■
edifici e manufatti storici (Art. 40 delle NTA, Tav. 9 e Tav. 16 e Allegato II);
■
zone archeologiche e strade consolari (Art. 41 delle NTA, Tav. 10 e Tav. 17 e
Allegato II);
●
■
luoghi di memoria storica (Art. 42 delle NTA, Tav. 10 e Tav. 17 e Allegato II);
■
punti e strade panoramici/che (Art. 43 delle NTA, Tav. 7);
disciplina e valutazione delle metodologie e delle tecniche progettuali degli interventi di
rilevante trasformazione del territorio.
Inoltre il PPAR prevede anche la classificazione del territorio regionale in tre fasce morfologiche:
–
A (appenninica);
–
PA (pedeappenninica);
–
SA (subappenninica).
16
Nel caso oggetto di studio, l'AIL e l'AIP sono incluse in un'area di tipo SA.
Infine il PPAR prevede, al Titolo VI “Valorizzazione e recupero ambientale”, la promozione
dell'istituzione di:
–
parchi naturali regionali;
–
riserve naturali regionali;
–
parchi archeologici e storico – culturali.
La Tavola di riferimento è la N° 11. Nello specifico caso oggetto di studio, l'AIL e l'AIP non sono
incluse in alcun'area di cui sopra.
Tabella 3: elementi tutelati del sottosistema geologico, geomorfologico e idrogeologico
Sottosistema tematico “Geologico, Geomorfologico e Idrogeologico”
(Art. 5 delle NTA)
Elementi da sottoporre a tutela
Geologia





affioramenti della successione umbro – marchigiana
località fossilifere e minerarie
aree di visibilità di elementi strutturali (pieghe, faglie, ecc.)
alloctoni della Val Marecchia
ambienti sedimentari tipici
Geomorfologia







forme di erosione glaciale
forme carsiche superficiali e sotterranee
forme connesse con l'azione delle acque dilavanti e fluviali
forme connesse con l'azione del mare
forme connesse con movimenti gravitativi
forme tettoniche
vulcanelli di fango
Idrogeologia





sorgenti nei massicci carbonatici meso – cenozoici
sorgenti nella successione terrigena
sorgenti salate
sorgenti termali e minerali
acque superficiali e sotterranee
17
Tabella 4: elementi tutelati del sottosistema botanico - vegetazionale
Sottosistema tematico “Botanico – Vegetazionale” (Art.
10 delle NTA)
Specie floristiche
Specie erbacee e/o arboree che vivono e si riproducono
nel territorio regionale.
Associazioni vegetali
Raggruppamenti di specie che danno luogo a tipi diversi
di vegetazione; associazioni forestali (lecceta, querceto,
ecc.), associazioni pascolive e prative (brometo, nardeto,
ecc,).
Foreste e aree pascolive
Complessi di vasta estensione caratterizzate da una o più
associazioni vegetali.
Ambienti di interesse biologico - naturalistico
Flora presente nell'intorno di sorgenti, doline, grotte, piani
carsici, inghiottitoi, gole calcaree, paludi, acque stagnanti
e laghi.
Elementi del paesaggio agrario
Querce isolate o a gruppi, viali di alberi monumentali o di
querce, filari di pioppi, olmi, cipressi e altre specie, siepi,
forme colturali antiche, alberi secolari, ecc.. Parchi e
giardini annessi a ville, chiese, castelli e abbazie.
Tabella 5: elementi tutelati del sottosistema storico - culturale
Sottosistema tematico “Storico – Culturale” (Art. 15 delle
NTA)
Paesaggio agrario di interesse storico - ambientale
Aree e località significative in cui permangono elementi
fondamentali di memoria storica.
Centri e nuclei storici
Complessi in diretta connessione visiva con il paesaggio
circostante.
Edifici e manufatti di particolare valore architettonico o Chiese, conventi, abbazie, santuari, ecc.. Torri, rocche,
storico in aree urbane o extraurbane
castelli, mura, ecc.. Case rurali, ville, palazzi padronali,
ecc.. Mulini, frantoi, fornaci, fabbriche, officine, ecc..
Canali, ponti, fontane rurali, ec..
Aree archeologiche
Aree archeologiche (comprese quelle identificate ai sensi
della L. 1089/1939)
Percorsi storici
Assi viari principali di collegamento mercantile e
culturale.
Luoghi di memoria storica
Aree dove si sono svolti episodi significativi della Storia
Nazionale e Regionale.
Punti e strade panoramici/che
Luoghi caratterizzati dalle migliori condizioni per
percepire il paesaggio.
18
3.2.2
Verifica dei “Vincoli Diretti”
Con la dicitura “vincoli diretti” s'intende fare riferimento a due tipologie di vincoli.
Precisamente:
●
quelli che la normativa definisce per le “aree tutelate per legge” (Art. 142 del D.L.vo
42/2004);
●
quelli derivanti dalla dichiarazione di notevole interesse pubblico di un'area e/o di un
immobile (Artt. 136, 138, 139 e 140 del D.L.vo 42/2004).
Al fine di verificarne la presenza nell'area in oggetto, si è provveduto alla consultazione del
SITAP a cura della Direzione Generale “PaBAAC” - Paesaggio, Belle Arti, Architettura e Arte
Contemporanea - del Ministero per i Beni e le Attività Culturali (MiBAC).
L'AIL e la sua pertinenza e la particella catastale appartengono ad un'area di notevole
interesse pubblico di cui alla L. 1497/39 (vedi Artt. 136, 138, 139 e 140 del D.L.vo 42/2004).
Precisamente si tratta dell'area denominata "ZONA DELLA BASSA VALLE DEL
METAURO, RICADENTE NEI TERRITORI DEI COMUNI DI MONDAVIO, FANO,
CARTOCETO,
PIAGGE,
SERRUNGARINA,
SALTARA,
ORCIANO
DI
MONTE
PESARO,
MAGGIORE
MONTEFELCINO,
SUL
S.
METAURO,
IPPOLITO
E
FOSSOMBRONE" (Allegato G).
Si faccia riferimento alla Figura 1 e alla Figura 2, che evidenziano l'overlay del tematismo del
SITAP con il punto di ubicazione, l'AIL e l'AIP. Si consultino anche le Tavole 1 e 2.
19
Figura 1: overlay del tematismo del SITAP all'AIP
20
Figura 2: overlay del tematismo del SITAP all'AIL
3.2.3
Verifica dei “Vincoli Indiretti”
Per vincoli indiretti s'intendono quelli derivanti dal PPAR. Nella fattispecie, vista la struttura stessa
del Piano:
–
–
sottosistemi tematici:
–
geologico, geomorfologico e idrogeologico (Tabella 6);
–
botanico – vegetazionale (Tabella 7);
–
storico – culturale (Tabella 8);
sottosistemi territoriali (A, B, C, D e V) di cui al Titolo III delle N.T.A. del PPAR (Tavola 6 1:100.000 - del PPAR14):
14 In luogo della Tavola 6 del PPAR, in scala 1:100.000, si è presa a riferimento la cartografia numerica di sintesi
21
–
l'AIL è inclusa completamente in un'area di Tipo C "qualità diffusa" (si consulti la Tavola 3
allegata);
–
–
l'AIP include porzioni dell'area di cui sopra (si consulti la Tavola 3 allegata);
categorie costitutive del paesaggio.
Tabella 6: verifica dei vincoli di cui al sottosistema geologico, geomorfologico e idrogeologico
Sottosistema Tematico
Geologico
Geomorfologico
Idrogeologico
Categorie costitutive
AIL
Emergenze geologiche,
geomorfologiche,
idrogeologiche
Tavola 3 N del PPAR
Non ricade in aree ne di
eccezionale, ne di rilevante
valore, ne di qualità diffusa.
Tavola 3A N del PPAR
Non include aree caratterizzate
da emergenze geologiche.
Corsi d'acqua
Tavola 12 del PPAR
Non include alcuna fascia di
rispetto dei corsi d'acqua di 3°,
2° o 1° ordine. L'AIL e la
Pertinenza si sovrappone alla
fascia di rispetto del fiume
Metauro, ma essa rappresenta
solo un ulteriore margine di
sicurezza
prioritariamente
riferito al paesaggio e ai beni
culturali. L'impianto e tutte le
opere accessorie sono, invece,
esterne alla sopra citata fascia
di rispetto.
AIP
Tavola 3 N del PPAR
eccezionale, ne di rilevante
valore, ne di qualità diffusa.
Tavola 3A N del PPAR
Non include aree caratterizzate
da emergenze geologiche.
\
Si consulti la Tavola 10.
Crinali
Versanti
Litorali marini
Tavola 12 del PPAR
Non include crinali di alcun
ordine ne i relativi ambiti di
tutela.
\
Non include aree di versante.
L'area
di
ubicazione
è
sostanzialmente pianeggiante.
\
Non ricade in litorali marini.
Non include litorali marini.
del PPAR - in scala 1:50.000 - ottenibile tramite apposita istanza alla Posizione di Funzione Urbanistica,
Informazioni territorio-ambiente e piano paesaggistico della Regione Marche - stante la georeferenziazione e
la natura vettoriale (zoomabile a piacere).
22
Tabella 7: verifica dei vincoli di cui al sottosistema botanico - vegetazionale
Botanico - Vegetazionale
Aree floristiche
Foreste
boschi
demaniali
regionali
AIL
AIP
Tavola 4 N del PPAR
eccezionale, ne di rilevante valore,
ne di qualità diffusa.
Non ricade nell'ambito territoriale
di tutela di alcuna area floristica.
Tavola 4 N del PPAR
Non include aree ne di eccezionale,
ne di rilevante valore, ne di qualità
diffusa.
Non include nell'ambito territoriale
di tutela di alcuna area floristica.
e Tavola 5 N del PPAR
Tavola 5 N del PPAR
Non ricade in aree ne di altissimo, Non include aree ne di altissimo, ne
ne di alto valore vegetazionale.
di alto valore vegetazionale.
Pascoli
Tavola 5 N del PPAR
Non ricade negli ambiti territoriali
di tutela di boschi e pascoli di cui
agli Artt. 34 e 35 delle NTA.
Tavola 5 N del PPAR
Non include ambiti territoriali di
tutela di boschi e pascoli di cui agli
Artt. 34 e 35 delle NTA.
Zone umide
Tavola 5 N del PPAR
Tavola 5 N del PPAR
Non
include
alcun
ambito Non
include
alcun
ambito
territoriale di tutela di zone umide territoriale di tutela di zone umide
Tabella 8: verifica dei vincoli di cui al sottosistema storico - culturale
Storico - Culturale
AIL
Paesaggio agrario di interesse
storico - ambientale
Tavola 8 N del PPAR
Non comprende centri storici capoluogo,
ne altri centri e nuclei storici.
Non è compresa in un ambito territoriale
di tutela del paesaggio agrario di
interesse storico- ambientale.
Tavola 8 N del PPAR
Si veda la Tavola 4 allegata.15
Si veda la Tavola 4 allegata. 15
AIP
Non comprende centri storici capoluogo,
Comprende una porzione di un ambito
territoriale di tutela del paesaggio
agrario di interesse storico- ambientale.
Tavola 8 N e 15 del PPAR
Tavola 8 N e 15 del PPAR
Non comprende centri storici capoluogo, Non comprende centri storici capoluogo,
Centri e nuclei storici
Edifici e manufatti storici
Zone archeologiche e strade
consolari
Si veda la Tavola 5 allegata.
Si veda la Tavola 5 allegata.
Tavole 9 N e 16 del PPAR
Non è inclusa in alcun ambito
territoriale di tutela cartograficamente
delimitato e non include edifici
extraurbani e/o manufatti storici.
Si vedano le Tavole 6 e 7 allegate. 16
Non include alcun ambito territoriale di
tutela cartograficamente delimitato e/o
edifici extraurbani e/o manufatti storici.
Non ricade in alcuna area cartografata Include le aree seguenti:
nelle tavole di cui sopra e/o elencate - area centuriata
nell'Allegato II
Si vedano le Tavole 8 e 9 allegate.17
Luoghi di memoria storica
Vedi sopra
Vedi sopra
Punti panoramici
panoramiche
Tavola 7 N del PPAR
Non comprende punti panoramici e/o
percorsi
panoramici.
L'ubicazione
dell'aerogeneratore è esterna rispetto alle
fasce di rispetto stradali, pari a 20 m dal
ciglio (per strade locali, ai sensi del
D.M. 1404/68).
E' interna ad un'area di Tipo V.
Tavola 7 N del PPAR
Si veda la Tavola 20.
e
strade
Non comprende punti panoramici e/o
percorsi panoramici.
Comprende alcune porzioni di un'area di
Tipo V.
15 In luogo della Tavola 8 del PPAR, in scala 1:100.000, e della Tavola 15, in scala 1:25.000, si è presa a
riferimento la cartografia numerica di sintesi del PPAR - in scala 1:50.000 - ottenibile tramite apposita istanza
alla Posizione di Funzione Urbanistica, Informazioni territorio-ambiente e piano paesaggistico della Regione
23
3.3
Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Pesaro - Urbino
(PTC)
I contenuti del P.T.C. si articolano in tre “Atlanti”:
●
matrice socio-economica;
●
matrice ambientale;
●
matrice insediativo-infrastrutturale;
Il P.T.C. della Provincia di Pesaro e Urbino modella il proprio quadro di indirizzo sulla base dei
contenuti della legislazione regionale e nazionale in materia di Programmazione e Pianificazione
Territoriale, L.R. 34/92 e L.R. 46/92 e delle disposizioni della legge 142/90, nonché delle leggi di
riforma n. 59/97 e n. 127/97 che tendono a valorizzare, nell’ambio dei processi pianificatori, moduli
procedimentali improntati al modello della cooperazione sussidiaria.
Gli elaborati costitutivi del P.T.C. sono:
a) le “Regole e criteri per la copianificazione” (elaborato n. 0);
b) l’“Atlante della Matrice socio-economica” (elaborato n. 1);
c) l’“Atlante della Matrice Ambientale” di rilevanza provinciale (elaborato n. 2);
d) l’“Atlante della Matrice insediativo- infrastrutturale” di rilevanza provinciale (elaborato n. 3) con
relativo allegato n. 3.1. denominato “Atlante della mobilità e del Trasporto Pubblico”;
e) il “Documento di indirizzi in materia di Pianificazione Urbanistica - criteri per l’adeguamento dei
PRG al P.P.A.R. e per la definizione del progetto urbanistico” e relativi allegati (elaborato n. 4).
Marche - stante la georeferenziazione e la natura vettoriale (zoomabile a piacere).
16 Oltre alla Tavola 16 del PPAR, in scala 1:25.000, si è presa a riferimento la cartografia numerica di sintesi del
PPAR - in scala 1:50.000 - ottenibile tramite apposita istanza alla Posizione di Funzione Urbanistica,
17 In luogo della Tavola 17 del PPAR, in scala 1:25.000, si è presa a riferimento la cartografia numerica di sintesi
del PPAR - in scala 1:50.000 - ottenibile tramite apposita istanza alla Posizione di Funzione Urbanistica,
24
I contenuti inerenti gli aspetti paesistico - ambientali trattati negli elaborati dell’“Atlante della
Matrice Ambientale” e del “Documento di Indirizzi in materia di Pianificazione Urbanistica - criteri
per l’adeguamento dei PRG al P.P.A.R. e per la definizione del progetto urbanistico” e relativi
allegati, costituiscono indirizzo provinciale per l’adeguamento dei P.R.G. comunali al P.P.A.R.. I
contenuti e le scelte di P.P.A.R. non trattate dal P.T.C. mantengono inalterato il loro valore di
cogenza ed indirizzo nei confronti dei P.R.G. non adeguati.
Il Piano fa riferimento al PIT approvato dalla Regione Marche come disegno generale di sintesi
delle trasformazioni territoriali in funzione dello sviluppo economico - sociale della comunità
regionale cui il PTC, quale piano di livello infraregionale, si impegna ad un progressivo
adeguamento e coordinamento, secondo quanto previsto dal PIT stesso, in particolare al punto
“Direttive di raccordo con i Piani territoriali di coordinamento”.
Il PTC, nell’ambito della propria attuazione, prevedeva, per quanto di propria competenza, alla
applicazione ed all’arricchimento della rete ambientale:
●
attraverso i P.R.G. comunali;
●
per mezzo dei piani di Settore con valenza ambientale redatti a livello Regionale,
provinciale e intercomunale;
●
tramite gli “Accordi di copianificazione”;
●
attraverso le “Carte di destinazione d’uso del territorio” di cui all’art. 29 della L.R.35/97.
I contenuti, le scelte, gli indirizzi e le prescrizioni dei Piani di Bacino (L. 183/89) qualora adottati
dall’Autorità competente prevalgono sia sul presente P.T.C. che sui P.R.G. comunali.
Nella Regione Marche, in ottemperanza a quanto stabilito dalla L. 431/85, è vigente uno strumento
urbanistico d’area vasta a valenza ambientale, il Piano Paesistico Ambientale Regionale, che ha
costituito per il PTC il termine di riferimento per ogni elaborazione inerente le problematiche
ambientali. Nel sistema pianificatorio sancito dalla L.R. 34/92 il PPAR viene definito come la carta
fondamentale delle forme di tutela, valorizzazione ed uso del territorio marchigiano. Esso si
configura quindi come uno strumento a scala regionale volto ad assicurare la salvaguardia delle
risorse storiche e naturali dalle trasformazioni antropiche che potrebbero comprometterne le
25
peculiarità e la fruibilità. Il Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Pesaro e Urbino,
assumendo e riconfermando i contenuti generali e complessivi del PPAR, tende a definire e
puntualizzare quella che può essere definita la matrice ambientale di rilevanza provinciale,
recuperando gli aspetti più significativi del PPAR e sviluppando o integrando quelle parti che nel
piano regionale vengono solo accennate o sommariamente sviluppate. Gli approfondimenti svolti
sono stati suddivisi secondo la tripartizione in sottosistemi tematici effettuata dal PPAR, ovvero,
geologico-geomorfologico, botanico-vegetazionale e storico-culturale a cui sono state aggiunte
anche le indicazioni relative agli aspetti faunistici. Precisamente:
●
●
●
●
●
1 - vincoli ambientali e storici sovraordinati:
○
1A aree sottoposte a vincolo idrogeologico (R.D.L. 3267/23);
○
1B aree sottoposte a vincolo paesistico - ambientale (L. 1497/39);
2 - risorse geologiche, geomorfologiche ed idrogeologiche:
○
2A geologia;
○
2B rischio sismico;
○
2C pericolosità di aree soggette a fenomeni franosi;
○
2D emergenze geologiche e geomorfologiche individuate dal PPAR;
○
2E emergenze idrogeologiche: vulnerabilità dei corpi idrici sotterranei;
○
2F pericolosità da esondazione;
○
2G acclività;
○
2H acque minerali: risorse e disponibilità;
3 - risorse botanico-vegetazionali e faunistiche:
○
3A emergenze botanico - vegetazionali individuate dal PPAR;
○
3B demanio forestale ed aree floristiche;
○
3C copertura dei suoli;
○
3D oasi faunistiche ed aree bioitaly;
○
3E parchi e riserve naturali, aree fluviali e parchi urbano-territoriali;
4 - risorse storico-culturali:
○
4A edifici, manufatti e nuclei storici extraurbani di rilevanza provinciale;
○
4B aree e beni archeologici di rilevanza provinciale;
5 - matrice ambientale:
○
5A la matrice ambientale di progetto.
26
Tabella 9: verifica dei vincoli ambientali e storici sovraordinati
Tematismi (tavola)
Aree
AIL
sottoposte
vincolo
AIP
a Non è presente quella
idrogeologico tipologia di vincolo.
\
(R.D.L. 3267/23) (1A)
Aree
sottoposte
vincolo
a E' inclusa in un'area Include un'area sottosposta a vincolo di cui alla
paesistico
ambientale
- sottosposta a vincolo di L. 1497/39. (oggi D.L.vo 42/2004 e s.m.i.). Vedi
(L. cui alla L. 1497/39 sopra e Tavola 16.
1497/39) (1B)
(oggi D.L.vo 42/2004 e
s.m.i.). Vedi sopra e
Tavola 16.
Tabella 10: risorse geologiche, geomorfologiche ed idrogeologiche
Tematismi (tavola)
Geologia (2A)
Rischio sismico (2B)
AIL
AIP
Si consulti la Relazione Geologia
\
E' caratterizzata da un rischio
sismico medio.
\
Pericolosità di aree soggette a Non è interessata
fenomeni franosi (2C)
fenomeno franoso.
da
alcun
Emergenze
geologiche
e Non include alcuna emergenza
geomorfologiche individuate dal
PPAR (2D)
\
Non include alcuna emergenza
Emergenze
idrogeologiche: E' inclusa nella Zona III
vulnerabilità dei corpi idrici caratterizzata da una vulnerabilità
sotterranei (2E)
media elevata.
\
Pericolosità da esondazione (2F)
E'
prossima
ad
un'area
alluvionabile solo in caso di eventi
meteorologici eccezionali.
\
Acclività (2G)
Acque
minerali:
disponibilità (2H)
\
risorse
\
e Non include alcuna risorsa
\
27
Tabella 11: risorse botanico-vegetazionali e faunistiche
Tematismi (tavola)
AIL
AIP
Emergenze
botanico
- Non include emergenze.
vegetazionali
individuate
dal PPAR (3A)
Non include emergenze.
Demanio forestale ed aree Non include aree floristiche Non iclude aree floristiche protette e aree di demanio
floristiche (3B)
protette e aree di demanio forestale.
forestale.
Copertura dei suoli (3C)
E' completamente inclusa in
un'area agricola con coltura.
\
Oasi faunistiche ed aree E' ubicata in prossimità di
bioitaly (3D)
una oasi faunistica.
\
Ai fini delle Aree BioItaly,
ad oggi non più esistenti, si
faccia
riferimento
allo
Studio di Screening di
VIncA.
Si consulti la Tavola 13
allegata.
Parchi e riserve naturali, Non include parchi e riserve Non include parchi e riserve naturali, aree fluviali e parchi
aree fluviali e parchi naturali, aree fluviali e urbano – territoriali
urbano-territoriali (3E)
parchi urbano – territoriali
Tabella 12: risorse storico-culturali
Tematismo (tavola)
Edifici,
manufatti
nuclei
AIP
AIL
e Non include manufatti Non
storici e
nuclei
include
manufatti
e
nuclei
storici
storici extraurbani di rilevanza provinciale. Si consulti
extraurbani di rilevanza extraurbani di rilevanza la Tavola 14 allegata.
provinciale (4A)
provinciale. Si consulti
la Tavola 14 allegata.
Aree
e
archeologici
rilevanza
(4B)
beni Non include alcun tipo Include un'area centuriata. Si consulti la Tavola
di di
bene
o
area 15 allegata.
provinciale archeologica.
allegata.
28
3.4
Piano Regolatore Generale (PRG) del Comune di Fano
La Tabella 13 illustra la verifica della conformità a quanto previsto dal P.R.G. del Comune di Fano
e dalle relative N.T.A..
Tabella 13: verifica dei vincoli di cui al PRG, adeguato al PPAR, del Comune di Fano
Tematismo
AIL / Particella
AIP
Vincoli
- pozzo comunale
- zone a vincolo speciale
- vincolo paesaggistico ambientale
(D.L.vo
42/2004)
Non è presente alcun pozzo
comunale.
Non è presente alcun
vincolo speciale.
E' inclusa in un'area
dichiarata di notevole
interesse pubblico.
Vedi sopra.
Si consultino le Tavole 17 e
18.
E' presente un'area sottoposta a vincolo speciale in quanto percorsa dal fuoco (V10), ma
si ritiene che non sia attinente con il tipo di intervento e i suoi potenziali impatti
ambientali.
1) Non sono presenti crinali
e relativi ambiti di tutela.
2) E' inclusa in un'area a
pericolosità geo-idrologica
e sisimica. Si consulti la
Tavola 10.
Non include alcuna fascia
di rispetto dei corsi d'acqua
di 3°, 2° o 1° ordine. L'AIL
e
la
Pertinenza
si
sovrappone alla fascia di
rispetto del fiume Metauro,
ma essa rappresenta solo un
ulteriore
margine
di
sicurezza prioritariamente
riferito al paesaggio e ai
beni culturali. L'impianto e
tutte le opere accessorie
sono, invece, esterne alla
sopra citata fascia di
rispetto. Si veda la Tavola.
3) E' prossima, ma
esterna (come anche l'AIL
e la Pertinenza) ad un
SIC, ad una ZPS e ad una
oasi faunistica. Solo un
breve tratto della viabilità
di accesso - ma esistente è ricadente all'interno del
SIC/ZPS.
Si veda la Tavola 19 e si
faccia riferimento
allo
Studio di Screening di
VIncA redatto all'uopo.
4), 5), 6), 7) e 8) Non è
1) \
2) \
3) \
4) \
5) \
6) Non è presente alcun elemento del tematismo.
7) E' presente un'area centuriata. Si consulti la Tavola 35.
8) Si consulti quanto riportato nelle tabelle precedenti in relazione ai medesimi
tematismi (o assimilabili) del PPAR e del PTC.
9) L'AIP include porzioni dell'area di qualità diffusa di "Tipo C" e porzioni di
un'area di "Tipo V" (si consulti la Tavola 20 allegata).
Sistema
Paesistico
Ambientale:
- 1) crinali;
- 2) sottosistema geologico/
geomorfologico/idrogeologi
co;
- 3) sottosistema botanico vegetazionale;
- 4) sito archeologico;
- 5) edifici e/o manufatti
storici;
- 6) strade panoramiche;
- 7) strada consolare e
centuriazioni;
8) sottosistema storico culturale;
9) sottosistema territoriale.
Include un'area dichiarata di notevole interesse pubblico.
Vedi sopra.
Si consultino le Tavole 17 e 18.
29
Tematismo
AIL / Particella
AIP
presente alcun elemento del
tematismo. Si consulti la
Tavola 35.
9)
l'AIL
è
inclusa
completamente in un'area
di Tipo C "qualità
diffusa" e in un'area V (si
consulti la Tavola 20
allegata).
PAI
E' inclusa in un'area
classificata come a rischio
di
esondazione
(R2,
medio). Codice dell'area
cartografata E-05-0004
Vedi sopra
allegata.
PRG 2009
Zonizzazione E4 "Aree
agricole di ristrutturazione
ambientale". Si veda la
Tavola 22 allegata.
3.4.1
\
\
Aree soggette a pericolosità geologica, idrogeologica e sismica
L'Art. 1 del Cap. I della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale" del Il Piano Regolatore
Generale individua gli ambiti di tutela definitivi, così come prescritto dall’art. 27 bis delle Norme
tecniche di Attuazione del Piano Paesistico Ambientale Regionale (P.P.A.R.), approvato
Deliberazione del Consiglio Regionale delle Marche 197/1989.
L'Art. 2 del Cap. II della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale" definisce e classifica le zone
omogenee che comprendono ambiti territoriali nei quali l'attività edilizia è subordinata alla
salvaguardia dei caratteri ambientali, alla tutela delle categorie costitutive del paesaggio agrario e al
mantenimento della struttura naturale e antropica esistente, secondo quanto disposto dalle norme del
Piano Paesistico Ambientale Regionale (P.P.A.R.). Le zone suddette assumono come riferimento i
seguenti livelli di tutela:
a) tutela orientata;
b) tutela integrale;
c) tutela specifica.
In rapporto alla rilevanza dei valori paesistico-ambientali il territorio comunale è suddiviso nei
sottosistemi territoriali B (alto valore), C (qualità diffusa) e V (alta percettività visuale).
30
Gli interventi edilizi sono pertanto subordinati al rispetto - oltre di tutte le prescrizioni previste per
le rispettive zone omogenee - anche a quelle del Piano Paesistico Ambientale Regionale (P.P.A.R.).
In caso di contrasto tra previsioni di Piano e Norme del Sistema Paesistico Ambientale prevalgono
le seconde.
Preme sottolineare come la regolamentazione di cui al Sistema Paesistico - Ambientale,
appare fortemente indirizzata all'attività edilizia. Tale affermazione trova conferma anche nel
Comma 2 del sopra citato Art. 1.
E' importante evidenziare come, invece, l'intervento proposto non sia un intervento edilizio.
Ai sensi dell'Art. 7 del Cap. III della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale", vige la tutela
integrale per le seguenti aree: aree instabili, aree esondabili, aree di versante con acclività superiore
al 30%, aree poste a valle di invasi artificiali in zona di pendio, aree ricadenti negli ambiti di tutela
dei crinali.
La disciplina della tutela integrale è fissata dall'Art. 4 del Cap. III della Sezione "Sistema Paesistico
- Ambientale", che prevede come in esse - finalizzate alla tutela della categorie costitutive del
paesaggio, alla conservazione dei beni che caratterizzano le categorie stesse e alla loro appropriata
utilizzazione, alla salvaguardia e al recupero dell'equilibrio formale e funzionale dei luoghi
circostanti - sono consentiti esclusivamente interventi di conservazione, consolidamento, ripristino
delle condizioni ambientali protette, e sono ammessi quelli di trasformazione volti alla
riqualificazione dell’immagine e delle specifiche condizioni d’uso del bene storico - culturale o
della risorsa paesistico - ambientale considerata, esaltandone la potenzialità e le peculiarità presenti.
In tali zone sono quindi vietati i seguenti interventi:
a) ogni nuova edificazione, nonché l'ampliamento degli edifici esistenti;
b) l'abbattimento della vegetazione arbustiva e di alto fusto esistente, tranne le essenze infestanti e
le piantate di tipo produttivo - industriale propriamente dette (non rientra in quest’ultima categoria
la vegetazione costituita da alberi e arbusti, irregolarmente inframmezzati fra loro), con la
precisazione che resta salvo quanto regolamentato dalla L.R. n.ro 8/1987 e successive e
31
integrazioni, nonché quanto previsto dalla L.R. n.ro 34/1987 per il solo miglioramento delle
tartufaie controllate;
c) il transito con mezzi motorizzati fuori dalle strade statali, provinciali, comunali, vicinali gravate
di servitù di passaggio e private esistenti, fatta eccezione per i mezzi di servizio e per quelli
occorrenti all'attività agro - silvo - pastorale;
d) l'allestimento di impianti, di percorsi, o di tracciati per attività sportiva da esercitarsi con mezzi
motorizzati;
e) l'apposizione di cartelli e manufatti pubblicitari di qualunque natura e scopo, esclusa la
segnaletica stradale e quella turistica di cui alla Circolare Ministero LL.PP. 09.02.1979 n.ro 400;
f) l'apertura di nuove cave e l'ampliamento di quelle esistenti;
g) la realizzazione di depositi e di stoccaggi di materiali non agricoli;
h) la costruzione di recinzioni delle proprietà se non con siepi e materiali di tipo e colori
tradizionali, salvo le recinzioni temporanee a servizio di colture specializzate che richiedano la
protezione da specie faunistiche particolari.
Si noti come l'intervento proposto non è in alcun modo appartenente o riconducibile ad una
delle tipologie non consentite. Inoltre, non è fatto divieto - in modo espresso - di realizzare
impianti come quello proposto, anzi, l'Art. 5 (Esenzioni) del Cap. III della Sezione "Sistema
Paesistico - Ambientale" include, nell'ambito degli interventi da ritenersi esclusi dalle
prescrizioni del medesimo,
gli impianti a fune, le antenne, i ripetitori, previa verifica di compatibilità
ambientale. Si ritiene che un aerogeneratore - appartenente alla categoria del mini - eolico - sia
largamente assimilabile ad opere quali antenne (si pensi, ad esempio, alle antenne radiobase a
servizio della telefonia cellulare) e/o ripetitori, stante la considerazione per la quale gran
parte del potenziale - ma non necessariamente effettivo - impatto sul paesaggio è
riconducibile alla torre di sostegno.
E' opportuno - a parere degli scriventi - richiamare anche alcuni articoli delle NTA del PPAR. In
primo luogo, si noti come l'Art. 4 del Cap. III della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale"
richiami sostanzialmente l'Art. 27 delle NTA del PPAR. E' altresì fondamentale il Titolo V delle NTA
del PPAR (Disciplina delle opere di rilevante trasformazione del territorio) che definisce le categorie
di opere di rilevante trasformazione. Precisamente:
- opere di mobilità (strade, ferrovie, aeroporti, ecc.);
- opere fluviali, portuali, ecc.;
32
- opere tecnologiche (gasdotti, elettrodotti, e anche impianti di generazione di energia)
- attività estrattive;
- discariche;
- bonifiche agrarie.
Quelle opere sono fattibili secondo i criteri e le verifiche di cui ai fondamentali gli Art. 63-bis e 63-ter
delle NTA del PPAR.
Lo stesso PPAR, introdusse una prima regolamentazione degli impianti eolici, infatti l'Art. 49 delle
NTA afferma come "la localizzazione di opere ...... sistemi di generazione solare - eolica e simili deve
tener conto delle strade e dei percorsi esistenti per evitare il taglio della vegetazione".
L'Art. 29 del Cap. VIII della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale" delle NTA del PRG di
Fano ha recepito le indicazioni del PPAR, infatti recita "la localizzazione e progettazione di
antenne, ripetitori, impianti per sistemi di generazione
elettrica-eolica-solare e simili, ed eventuali
relativi accessori, devono comunque tener conto delle strade e dei percorsi già esistenti, ed evitare taglio
o danneggiamento della vegetazione esistente".
L'Art. 63 bis delle N.T.A. del P.P.A.R. specifica che cosa si debba intendere per Verifica di
Compatibilità Ambientale in attesa dell'entrata in vigore della normativa relativa alla
Valutazione d'Impatto Ambientale.
Si ritiene, pertanto, presentando all'Autorità Competente – Provincia di Pesaro – Urbino –
istanza di attivazione del Procedimento di Valutazione d'Impatto Ambientale, ai sensi della
normativa attualmente vigente, di adempiere a quanto previsto e dall'Art. 5 del Cap. III della
Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale" delle N.T.A. del P.R.G. del Comune di Fano e
dall'Art. 63 bis delle N.T.A. del P.P.A.R..
3.4.2
Zonizzazione E4 - Zone agricole di ristrutturazione ambientale
Il PRG - ai sensi dell'Art. 52 dell NTA - prevede quattro tipologie di zone agricole. Precisamente:
●
E1 - Zone agricole;
●
E2 - Zone agricole con presenza di valori paesaggistici;
●
E3 – Zone agricole di rispetto;
33
●
E4 – Zone agricole di ristrutturazione ambientale.
L'Art. 53 delle NTA detta le norme comuni in merito agli interventi edilizi. Specificatamente:
1. sono ammessi quelli previsti e regolati dalla L.R. n. 13 dell’8/03/1990 e successive
modificazioni nonché dalle presenti NTA;
2. quelli aventi ad oggetto l’attività agrituristica ed il turismo rurale (regolati dalla L.R. n. 3 del
03/04/2002);
3. non è consentito trasformare un edificio esistente in residenza, se realizzato originariamente
come accessorio agricolo o comunque non destinato ad abitazione rurale; "omissis";
4. interventi di ristrutturazione con possibilità una tantum di ampliamento;
5. i fabbricati rurali esistenti, seppure parzialmente crollati, possono essere oggetto di interventi
di ristrutturazione.
L' Art. 54 delle NTA individua, invece, le attività vietate in zone agricole, ossia:
a. l’apertura di nuove cave, salvo quanto previsto dal P.R.A.E. e dal P.P.A.E.;
b. la realizzazione di depositi e di stoccaggi di materiali non agricoli.
L'Art. 58 delle NTA, infine, specifica gli interventi e le attività consentiti/te nelle zone E4, nelle
quali, sebbene destinate all'esercizio dell'attività agricola – sono ammessi interventi di
riqualificazione ambientale finalizzati ad un uso naturalistico-ricreativo nel rispetto dei valori
paesaggistici che caratterizzano le aree stesse. Compatibilmente con quanto previsto dalle
prescrizioni relative alle tutele (integrale, orientata, specifica) , ove presenti, delle norme del
Sistema Paesistico Ambientale (che prevalgono sul presente articolo), sono ammessi:
a) l'ampliamento o la ricostruzione di abitazioni preesistenti da parte dell’imprenditore agricolo;
lotto minimo: 2 ha;
b) attrezzature e infrastrutture necessarie per il diretto svolgimento dell’attività agricola, come
silos, serbatoi idrici, depositi per attrezzi, macchine, fertilizzanti, sementi e antiparassitari,
ricoveri per bestiami; lotto minimo: 5 ha;
c) serre;
d) opere di pubblica utilità che debbono sorgere necessariamente in zone agricole;
e) attività agrituristica e di turismo rurale.
34
Si noti pertanto come l'intervento proposto non sia tra quelli vietati nelle zone agricole.
Inoltre, ai sensi dello stesso Art. 58 delle NTA di cui sopra, prevalgono le previsioni di cui alle
tutele integrale, orientata e specifica - ove presenti - di cui al Sezione "Sistema Paesistico Ambientale".
3.4.3
Sottosistemi Territoriali: Aree di Tipo C e Aree di Tipo V
L'Art. 23 del Cap. VI della Sezione "Sistema Paesistico - Ambientale" delle NTA del PRG, in
rapporto alla rilevanza dei valori paesistico-ambientali presenti nel territorio comunale, e facendo
riferimento ai criteri di classificazione indicati dal P.P.A.R., distingue:
- "omissis";
- Aree C: aree che esprimono la qualità diffusa del paesaggio regionale nelle molteplici forme
che lo caratterizzano: torri, case coloniche, ville, alberature, pievi, archeologia produttiva,
fornaci, borghi e nuclei, paesaggio agrario storico, emergenze naturalistiche (colline di
Carignano, San Cesareo, Cannelle, Ferriano e Caminate);
- Aree V: aree di alta percettività visuale individuabili in relazione alle vie di comunicazione
ferroviarie, autostradali e stradali di maggiore intensità di traffico (in particolare si fa riferimento
alla Superstrada, e al tratto esterno al perimetro urbano dell’Autostrada).
Gli indirizzi generali di tutela - di cui all'Art. 24 del Cap. VI della Sezione "Sistema Paesistico Ambientale" delle NTA del PRG - prevedono come nelle aree C deve essere graduata la politica di
tutela in rapporto ai valori e ai caratteri specifici delle singole categorie di beni, promuovendo la
conferma dell’assetto attuale ove sufficientemente qualificato o ammettendo trasformazioni che
siano compatibili con l’attuale configurazione paesistico-ambientale o determinino il ripristino e
l’ulteriore qualificazione.
Nelle aree C sono ammesse, pertanto, trasformazioni compatibili con l'attuale configurazione
paesistico - ambientale. La valutazione della compatibilità paesaggistico - ambientale
dell'intervento proposto è esattamente lo scopo della presente procedura di VIA.
35
Nelle aree V, deve essere attuata una politica di salvaguardia, qualificazione e valorizzazione delle
visuali panoramiche percepite dai luoghi di osservazione puntuali o lineari.
Si consulti lo studio della visibilità potenziale - ma non necessariamente effettiva dell'intervento dalle infrastrutture stradali di cui al Quadro di Riferimento Ambientale.
3.5
Piano della Classificazione Acustica del Territorio Comunale di Fano
La problematica dell'inquinamento acustico è, attualmente, ampiamente riconosciuta. Il primo
dettato normativo organico, adottato dal nostro Paese in materia, è la L. 447/1995 - Legge quadro
sull'inquinamento acustico. La definizione di inquinamento acustico che introduce è la seguente:
“l'introduzione di rumore nell'ambiente abitativo o nell'ambiente esterno tale da provocare fastidio o
disturbo al riposo ed alle attività umane, pericolo per la salute umana, deterioramento degli
ecosistemi, dei beni materiali, dei monumenti, dell'ambiente abitativo o dell'ambiente esterno o tale
da interferire con le legittime fruizioni degli ambienti stessi”.
La legge quadro affida ai Comuni, oltre ad altre, la competenza ai fini della redazione della
classificazione acustica del del territorio comunale e della sua integrazione con gli strumenti
urbanistici vigenti. Inoltre attribuisce, ai Comuni il cui territorio presenti un rilevante interesse
paesaggistico – ambientale e turistico, la facoltà di fissare limiti di esposizione inferiori rispetto a
quelli fissati dallo Stato, seguendo i criteri stabiliti dalla normativa di carattere regionale.
Uno dei decreti attuativi previsti dalla legge quadro di maggiore importanza è il D.P.C.M. 14
novembre 1997 – Determinazione dei valori limite delle sorgenti sonore. Il Comma 1 dell'Art. 1
richiama i concetti, peraltro già definiti dalla Legge Quadro, di:
●
valore limite di emissione; il valore massimo di rumore che può essere emesso da una
sorgente sonora, misurato in prossimità della sorgente stessa;
●
valore limite di immissione; il valore massimo di rumore che può essere immesso da una o più
36
sorgenti sonore nell'ambiente abitativo o nell'ambiente esterno, misurato in prossimità dei ricettori;
●
valore di attenzione; il valore di rumore che segnala la presenza di un potenziale rischio per
la salute umana o per l'ambiente;
●
valore di qualità; i valori di rumore da conseguire nel breve, nel medio e nel lungo periodo
con le tecnologie e le metodiche di risanamento disponibili, per realizzare gli obiettivi di
tutela previsti dalla L. 447/1995.
Il Comma 2 ne fissa la dipendenza dalle differenti destinazioni d'uso del territorio come definite in
Tabella A (cfr. Tabella 18).
In acustica, ai fini della valorizzazione, vengono usati i dBSPL per indicare il livello di pressione
sonora. La sigla SPL indica Sound Pressure Level. La pressione sonora corrispondente alla soglia di
udibilità, pari a 20 μPa = 20 × 10−6 Pa rappresenta il livello di riferimento. Analogamente, viene
definito il livello di intensità acustica (Intensity Level, IL) che si esprime in dBIL. L'intensità
acustica della soglia di udibilità è pari a 10-12 W/m2. Infine, è definibile il livello di potenza acustica,
che si esprime dBL, riferito alla potenza acustica della soglia di udibilità pari a 10−12 W.
Sul fronte della normativa regionale, la Regione Marche ha regolamentato la materia con i seguenti
atti:
–
L.R. 28/2001 recante “Norme per la tutela dell'ambiente esterno e dell'ambiente abitativo
dall'inquinamento acustico nella Regione Marche”;
–
DGR 896/2003 recante “Approvazione del documento tecnico Criteri e linee guida di cui
all'Art. 5, Comma 1 – Punti a), b), c), d), e), f), g), h), i), l), all'Art. 12, Comma 1, all'Art. 20,
Comma 2 della L.R. 28/2001”;
–
DGR 809/2006 recante “Modifica dei criteri e delle linee guida approvate con DGR 896/2003”.
La D.G.R. Marche 896 del 24/06/2003 (Zonizzazione acustica Regione Marche) prevede la
suddivisione del territorio comunale nelle sei classi riportate nella Tabella 14. Il D.P.C.M. 14/11/97
fissa, per ciascuna classe, i limiti massimi di esposizione al rumore all’interno di ogni zona
territoriale, utilizzando come indicatore il livello continuo equivalente di pressione ponderato A,
espresso in dB(A) ed associando ad ogni zona quattro coppie di valori limite, uno per il periodo
diurno (dalle ore 6 alle 22) e uno per il periodo notturno (dalle ore 22 alle 6).
37
Tabella 14: Classi acustiche (Tab. A del D.P.C.M. 14.11.97)
CLASSE I - aree particolarmente protette
Rientrano in questa classe le aree nelle quali la quiete rappresenta un elemento
di base per la loro utilizzazione: aree ospedaliere, scolastiche, aree destinate al
riposo ed allo svago, aree residenziali rurali, aree di particolare interesse
urbanistico, parchi pubblici, ecc.
CLASSE II - aree destinate ad uso prevalentemente residenziale
Rientrano in questa classe le aree urbane interessate prevalentemente da traffico
veicolare locale, con bassa densità di popolazione, con limitata presenza di
attività commercia li ed assenza di attività industriali e artigianali
CLASSE III - aree di tipo misto
Rientrano in questa classe le aree urbane interessate da traffico veicolare locale
o di attraversamento, con media densità di popolazione, con presenza di attività
commerciali, uffici, con limitata presenza di attività artigianali e con assenza di
attività industriali, aree rurali interessate da attività che impiegano macchine
operatrici
CLASSE IV - aree di in tensa attività umana
Rientrano in questa classe le aree urbane interessate da intenso traffico
veicolare, con alta densità di popolazione, con elevata presenza di attività
commerciali e uffici, con presenza di attività artigianali, le aree in prossimità di
strade di grande comunicazione e di linee ferroviarie, le aree portuali, le aree
con limitata presenza di piccole industrie
CLASSE V - aree prevalentemente industriali
Rientrano in questa classe le aree interessate da insediamenti industriali e con
scarsità di abitazioni.
CLASSE VI - aree esclusivamente industriali
Rientrano in questa classe le aree esclusivamente interessate da attività
industriali e pive di insediamenti abitativi
In particolare, vanno considerati:
-
valori limite di emissione;
-
valori limite di immissione (suddivisi in assoluti e differenziali).
38
La definizione di tali valori limite è riportata nella Legge 26 ottobre 1995, n. 447, “Legge quadro
sull’inquinamento acustico”, mentre i valori numerici sono fissati dal D.P.C.M. 14 novembre 1997,
così come riportato sinteticamente nella Tabella 15, Tabella 16 e Tabella 17 estratte dall’Allegato A
del D.G.R. Marche 896 del 24/06/2003.
Tabella 15: Valore limite di emissione – Leq in dB(A)
Tabella 16: Valori limite assoluti di immissione – Leq in dB(A)
39
Tabella 17: Valori limite differenziali di immissione – Leq in dB(A)
Come si evince dalla Figura 3 e dalla Figura 4, all'area oggetto di studio (di ubicazione) il Piano di
Classificazione Acustica del Territorio Comunale di Fano assegna la Classe Acustica II. Essa
prevede:
–
diurno (06.00 – 22.00):
–
–
valore limite → 55 dB(A);
notturno (22.00 – 06.00):
–
valore limite → 45 dB(A);
L'area di ubicazione è prospicente a due aree, dove peraltro sono presenti alcuni possibili bersagli
ricettori (edifici, ma non tutti abitati), a differente classificazione acustica:
- 1) una, più vicina e meno restrittiva, che segue il tracciato della strada locale; nella fattispecie,
Classe III (diurno (06.00 – 22.00): valore limite → 60 dB(A); notturno (22.00 – 06.00): valore
limite → 50 dB(A));
- 2) una, più lontana e più restrittiva; nella fattispecie, Classe I (diurno (06.00 – 22.00): valore limite
→ 50 dB(A); notturno (22.00 – 06.00): valore limite → 40 dB(A)).
Dal documento fornito da Ergowind Srl (allegato) relativo all'aerogeneratore previsto del progetto
definitivo si deduce una rumorosità, a 90 m, pari a 43 dB(A). Con il termine “ponderato A” ci si
riferisce al processo di analisi in frequenza del rumore (trasdotto in segnale elettrico ad opera dei
40
sensori degli idonei strumenti di misura, prevalentemente fonometri) e della pesatura / ponderazione
con la curva isofonica18 tipica dell'orecchio umano.
Come meglio descritto nell'apposito capitolo, dal calcolo dell'attenuazione della pressione sonora
per semplice divergenza geometrica (si consulti la Tavola 23 allegata), considerato come sorgente
sonora puntiforme (ipotesi valida per distanze uguali o superiori al doppio della massima
dimensione della sorgente), si è desunto come:
- il livello di pressione sonora sia inferiore a 41 dB(A) in corrispondenza del possibile bersaglio
ricettore presente nell'area etichettata con 1) di cui sopra; ne consegue la piena conformità;
- il livello di pressione sonora sia inferiore a 38 dB(A) in corrispondenza del possibile bersaglio
ricettore presente nell'area etichettata con 2) di cui sopra; ne consegue la piena conformità.
Figura 3: stralcio dell'Elaborato B (scala originale 1:20.000) del Piano di Classificazione Acustica; il sito di
ubicazione è indicato con un cerchio di colore nero.
18 E' una famiglia di curve che rappresentano, in funzione della frequenza, i livelli di pressione sonora in grado di
produrre la medesima sensazione (espressa in phon).
41
Figura 4: Legenda dell'Elaborato B
del
Piano
di
Classificazione
Acustica
Tabella 18: Tabella A “Classificazione del territorio comunale” (Art.1 del D.P.C.M. 14 novembre 1997)
CLASSE I
aree particolarmente protette: rientrano in questa classe le aree nelle quali la quiete rappresenta un
elemento di base per la loro utilizzazione: aree ospedaliere, scolastiche, aree destinate al riposo ed
allo svago, aree residenziali rurali, aree di particolare interesse urbanistico, parchi pubblici, ecc.
CLASSE II
aree destinate ad uso prevalentemente residenziale: rientrano in questa classe le aree urbane
interessate prevalentemente da traffico veicolare locale, con bassa densità di popolazione, con
limitata presenza di attività commerciali ed assenza di attività industriali e artigianali.
CLASSE III
aree di tipo misto: rientrano in questa classe le aree urbane interessate da traffico veicolare locale
o di attraversamento, con media densità di popolazione, con presenza di attività commerciali,
uffici con limitata presenza di attività artigianali e con assenza di attività industriali; aree rurali
interessate da attività che impiegano macchine operatrici.
CLASSE IV
aree di intensa attività umana: rientrano in questa classe le aree urbane interessate da intenso
traffico veicolare, con alta densità di popolazione, con elevata presenza di attività commerciali e
uffici, con presenza di attività artigianali; le aree in prossimità di strade di grande comunicazione
e di linee ferroviarie; le aree portuali, le aree con limitata presenza di piccole industrie.
CLASSE V
aree prevalentemente industriali: rientrano in questa classe le aree interessate da insediamenti
industriali e con scarsità di abitazioni.
CLASSE VI
aree esclusivamente industriali: rientrano in questa classe le aree esclusivamente interessate da
attività industriali e prive di insediamenti abitativi.
42
Tabella 19: Tabella B “VALORI LIMITE DI EMISSIONE” - Leq in dB(A) (Art. 2 del D.P.C.M. 14 novembre 1997)
Tempi di riferimento
Classi di destinazione d'uso del territorio
I
II
III
IV
V
VI
aree particolarmente
protette
aree prevalentemente
residenziali
aree di tipo misto
aree di intensa attività
umana
industriali
aree esclusivamente
industriali
Diurno (06.00-22.00)
Notturno (22.00-06.00)
45
35
50
40
55
45
60
50
65
55
65
65
Tabella 20: Tabella D “VALORI DI QUALITÀ” - Leq in dB(A) (Art. 7 del D.P.C.M. 14 novemre 1997)
Tempi di riferimento
Classi di destinazione d'uso del territorio
I
aree particolarmente
Diurno (06.00-22.00)
Notturno (22.00-06.00)
47
37
52
42
protette
II
residenziali
III
aree di tipo misto
57
47
IV
aree di intensa attività
62
52
67
57
70
70
umana
V
industriali
VI
aree esclusivamente
industriali
43
3.6
Piano Energetico – Ambientale Regionale (PEAR)
Il PEAR, redatto ai sensi dell'Art. 5 della L. 10/91, è il principale strumento attraverso il quale le
Regioni possono programmare ed indirizzare gli interventi, anche strutturali, in campo energetico
nei propri territori e regolare le funzioni degli Enti locali, armonizzando le decisioni rilevanti che
vengono assunte a livello regionale e locale (ad esempio: piani per lo smaltimento dei rifiuti, piani
dei trasporti, piani di sviluppo territoriale, piani di bacino per la gestione delle risorse idriche). Il
Piano Energetico Regionale costituisce il quadro di riferimento per i soggetti pubblici e privati che
assumono iniziative in campo energetico nel territorio di riferimento. Esso contiene gli indirizzi, gli
obiettivi strategici a lungo, medio e breve termine, le indicazioni concrete, gli strumenti disponibili,
i riferimenti legislativi e normativi, le opportunità finanziarie, i vincoli, gli obblighi e i diritti per i
soggetti economici operatori di settore, per i grandi consumatori di energia e per l'utenza diffusa. La
programmazione energetica regionale viene attuata anche per "regolare" ed indirizzare la
realizzazione degli interventi determinati principalmente dal mercato libero dell'energia (DLgs n.
79/99 e DLgs n. 164/00). La Pianificazione energetica si accompagna a quella ambientale per gli
effetti diretti ed indiretti che produzione, trasformazione, trasporto e consumi finali delle varie fonti
tradizionali di energia producono sull'ambiente. Il legame tra energia e ambiente è indissolubile e le
soluzioni possono essere trovate insieme, nell'ambito del principio di sostenibilità del sistema
energetico. Il Piano può essere guidato anche da funzioni "obiettivo" tipicamente ambientali, come
il perseguimento degli obiettivi di Kyoto, mediante una serie di misure di natura energetica e di
innovazioni tecnologiche, pur nell'ambito di quanto sopra evidenziato. Il Piano Energetico
Regionale diventa in tal caso Piano Energetico Ambientale Regionale. Il Piano Energetico
Ambientale Regionale contiene le misure relative al sistema di offerta e di domanda dell'energia.
Relativamente all'offerta nel Piano sono rappresentate e valutate le possibili soluzioni, da quelle
tradizionali a quelle basate sulle fonti alternative e rinnovabili, con attenzione agli aspetti di
disponibilità nel territorio, di economicità, di potenzialità per lo sviluppo di specifiche industrie
locali, di impatto ambientale sia per l'assetto del territorio sia per le emissioni. La gestione della
domanda costituisce una parte importante, in quanto la facoltà di intervento della Regione, a vario
titolo, è molto ampia e la razionalizzazione dei consumi può apportare un grande vantaggio a livello
44
regionale e locale. Il Piano ha carattere aperto e scorrevole in quanto deve recepire tutte le nuove
situazioni, le opportunità positive, le modifiche economiche, sia strutturali che congiunturali, o
vincoli e condizioni, che possono venire dall'interno e dall'esterno. Il Piano Energetico Ambientale
va concertato sia orizzontalmente sul territorio che verticalmente con soggetti economici (imprese,
operatori energetici, consumatori). La concertazione tra Regioni, Province e Comuni è un processo
che si rende necessario sulla base della ripartizione dei compiti già stabiliti nel DLgs n. 112/98.
L'importanza della definizione dei Piani Energetico-Ambientali Regionali è stata richiamata nel
giugno 2001 nel "Protocollo d'intesa della Conferenza dei Presidenti delle Regioni e delle Province
Autonome per il coordinamento delle politiche finalizzate alla riduzione delle emissioni di gas-serra
nell'atmosfera" (Protocollo di Torino), che si prefigge lo scopo di "pervenire alla riduzione dei gas
serra, così contribuendo all'impegno assunto dallo Stato italiano nell'ambito degli obblighi della UE
stabiliti dagli accordi internazionali". Nel Protocollo di Torino le Regioni individuano nella
pianificazione energetico ambientale lo strumento per indirizzare, promuovere e supportare gli
interventi regionali nel campo dell'energia assumendo a livello di Regione impegni ed obiettivi
congruenti con quelli assunti per Kyoto dall'Italia in ambito comunitario (abbattimento al
2010-2012 delle emissioni di CO2 a livelli inferiori al 6,5% rispetto a quelli dei 1990).
Visti i presupposti, il PEAR valuta il contesto del settore energetico regionale. Sostanzialmente:
●
contesto economico e politico-istituzionale sia a livello comunitario che nazionale;
●
Bilancio Energetico Regionale (BER) degli ultimi decenni (a partire dal 1970);
●
strumenti di pianificazione regionale e locale relativi ad altri campi, settori ed attività.
Ne consegue la possibilità di elaborazione degli scenari di evoluzione a medio termine (anno 2015)
di tutto il comparto energetico, al fine di fornire il quadro di riferimento, per i soggetti pubblici e
privati che intendono assumere iniziative in campo energetico, in materia di:
●
governo della domanda di energia;
●
governo dell'offerta di energia;
●
contenimento delle emissioni di gas climalteranti.
In tale quadro di riferimento confluiscono:
●
i Piani Energetici Comunali (i Comuni con popolazione superiore a 50.000 abitanti sono
45
tenuti a redigerlo ai sensi dell’Art. 5 della L. 10/91);
●
i Piani Energetici Provinciali (con cui le Province esercitano le competenze in materia di
programmi di intervento per la promozione delle fonti rinnovabili e del risparmio energetico
riconosciute loro dal Dlgs 112/98).
Nella consapevolezza che gli obiettivi fissati dal Protocollo di Kyoto nel 1997 sono ora più lontani
a livello mondiale, che gli effetti dell’inquinamento atmosferico sulla salute umana e sull’ambiente
si aggravano, che il riscaldamento del pianeta è documentato e riconosciuto dalla grande
maggioranza della comunità scientifica, che recenti direttive comunitarie definiscono ulteriormente
i compiti degli Stati e delle Regioni per la riduzione dell’effetto serra e per forti innovazioni nelle
politiche energetiche, il PEAR è uno strumento organico, articolato negli obiettivi e nei contenuti,
attuabile per gradi e flessibile al fine di cogliere le opportunità della strategia comunitaria.
I contenuti del PEAR sono riconducibili a tre aspetti considerati strategici, ossia:
●
risparmio energetico tramite un vasto sistema di azioni diffuse sul territorio e nei diversi
settori del consumo, soprattutto nel terziario e nel residenziale;
●
impiego delle energie rinnovabili con particolare riferimento all’energia eolica ed alle
biomasse di origine agroforestale anche per la produzione di biocarburanti; per quanto
riguarda l’energia solare il suo ruolo strategico verrà sottolineato rendendone sistematico lo
sfruttamento in edilizia;
●
ecoefficienza energetica con particolare riferimento ai sistemi distrettuali delle imprese, ad
una forte e diffusa azione di innovazione tecnologica e gestionale, alla produzione
distribuita di energia elettrica ed energia termica presso consistenti bacini di utenza
localizzati in numerose valli marchigiane e lungo la fascia costiera.
In generale l’impostazione del PEAR si ispira alle logiche della riduzione del prelievo di risorse
naturali, dell’utilizzo innovativo delle energie rinnovabili, di una forte dose di innovazione
tecnologica e gestionale soprattutto nel settore industriale.
Il Piano interviene inoltre sulla necessità di rendere equilibrato al massimo grado il settore
energetico regionale agendo soprattutto sul deficit del comparto elettrico per garantire il pieno
sostegno allo sviluppo economico e sociale delle Marche. In questo senso risulta centrale il
46
criterio della produzione distribuita e non concentrata di energia; il PEAR non prevede
quindi il ricorso a poche grandi “macchine” di produzione energetica, che risultano
particolarmente esposte sotto il profilo del consenso sociale e della sicurezza.
Il PEAR è organizzato in documenti separati, legati da un filo logico ma leggibili separatamente.
Precisamente:
1. il sommario del PEAR (introduzione, aspetti caratterizzanti, riepilogo degli indirizzi generali
e specifici, riepilogo degli scenari al 2015);
2. contesto economico e politico - legislativo;
3. Bilancio Energetico Regionale (B.E.R.);
4. scenari di evoluzione a livello regionale (contiene l’analisi degli indicatori energetici, le
proiezioni degli scenari regionali al 2015, la situazione del comparto petrolifero, del
comparto elettrico e della Rete di Trasmissione elettrica, gli indirizzi per la ricerca);
5. proposte per il governo della domanda di energia (risparmio energetico, interventi in
edilizia, trasporti);
6. proposte per il governo della offerta di energia (energie rinnovabili, generazione elettrica,
cogenerazione);
7. riduzione delle emissioni di gas climalteranti.
Specificatamente, in riferimento all'energia eolica, il PEAR prevede un possibile contributo non
trascurabile ma il suo sfruttamento pone dubbi e perplessità.
Espone:
●
FASE
I: l'individuazione oggettiva delle aree vocate allo sfruttamento dell’energia eolica, sia al largo
delle coste che sui rilievi della regione (eseguendo dapprima una valutazione sistematica della
risorsa vento per poi prendere in esame i vincoli che rendono non idonei alcuni siti);
●
FASE
II: elenca, quale risultato della fase precedente, i requisiti tecnici che i siti debbono possedere
per poter alloggiare un impianto eolico.
La conclusione è che esistono in regione un certo numero di siti (sia off-shore che sulla
terraferma) che tecnicamente sono idonei ad ospitare centrali eoliche con soddisfacente
producibilità e ridotto impatto ambientale. Tali siti, soprattutto quelli delle aree interne,
quando privi di vincoli naturalistici e paesaggistici, vanno già da oggi considerati un
47
patrimonio delle comunità locali, funzionali al loro benessere socio-economico; dei relativi
investimenti e positivi effetti le stesse comunità devono poter essere protagonisti primari.
Il quadro programmatico permette di definire le relazioni fra gli impianti per lo sfruttamento
dell'energia eolica ed il contesto ambientale, storico e culturale. Oltre ai vincoli imposti dal D.Lgs
22 gennaio 2004 n.42 (Codice Urbani) tali strumenti di programmazione, spesso frutto del
recepimento di Direttive CEE, consentono il conseguimento della conservazione e valorizzazione
del territorio.
Il D.Lgs 490/99 consente una classificazione preliminare in:
●
zone escluse, (zone 1/A dei parchi, oasi e riserve naturali), escluse a priori dalla
realizzazione di impianti eolici vista la loro protezione integrale;
●
zone sensibili, (aree all'interno dei parchi, ZPS, SIC, zone di particolare pregio
paesaggistico), in cui è obbligatoria la VIA, per uno studio accurato degli impatti che
l'impianto può avere su territorio, fauna e flora;
●
altre zone, in cui il processo autorizzativo può essere semplificato e accelerato qualora
vengano rispettati alcuni criteri progettuali.
Nell'ambito dell'elaborazione del PEAR, i criteri di valutazione d'impatto ambientale e progettuali
sono stati dedotti dagli strumenti di programmazione adottati dalla regione Marche. Precisamente:
●
il Piano di Inquadramento Territoriale (P.I.T.);
●
il Piano Paesistico Ambientale Regionale (P.P.A.R.);
●
il Piano per l'Assetto Idrogeologico (P.A.I.);
●
la Rete Natura 2000;
●
“omissis”.
Piano di Inquadramento Territoriale
Uno degli obiettivi del Piano di Inquadramento Territoriale è quello di migliorare la qualità
ambientale del territorio montano e garantirne una crescita di efficienza funzionale. A tal fine
prevede zonizzazione del territorio che individua:
48
–
le aree a caratteristica industriale e produttiva;
–
le aree con prevalente caratteristica urbana;
–
le aree con caratteristiche essenzialmente naturalistiche.
Nell'ultima categoria rientrano i Comuni montani oggetto di interesse per le installazioni eoliche.
Per tali comunità il PIT prevede l'incentivazione dell'agricoltura specializzata e dell'agriturismo,
oltre al potenziamento delle infrastrutture leggere di accesso per il turismo "ambientale e culturale";
parimenti viene incentivato lo sviluppo di nuove attività produttive come le coltivazioni biologiche
e la forestazione produttiva.
Rete Natura 2000
La Rete Natura 2000 (Art. 3 della Direttiva 92/43/CEE "Habitat") è il nome di un sistema di aree
destinate alla conservazione della diversità biologica ed in particolare alla tutela di una serie di
habitat e specie animali e vegetali indicati negli Allegati I e II. Inoltre, fanno parte della Rete Natura
2000 tutte le Zone di Protezione Speciale (ZPS); tali aree sono state definite nell'ambito dell'Art. 4
della Direttiva Comunitaria 79/409/CEE "Uccelli". Quando ad una ZPS è applicabile anche la
Direttiva "Habitat" vale per essa la normativa vigente per i SIC. Lo scopo principale è quello di
promuovere il mantenimento della biodiversità, tenendo conto delle esigenze economiche, sociali,
culturali. In base all'Art. 6 della Direttiva “Habitat” qualsiasi piano o progetto non direttamente
connesso e necessario alla gestione del sito, ma che possa avere incidenze significative su tale sito,
singolarmente o congiuntamente ad altri piani e progetti, forma oggetto di una opportuna
valutazione di incidenza ambientale (VIncA) che tenga conto degli obiettivi di conservazione del
medesimo.
Sulla base delle considerazioni fin qui esposte è possibile riassumere e desumere in linea di
massima alcuni criteri che dovrebbero essere presi in considerazione nella fase pianificatoria
preliminare alla scelta dei siti dove avviare le procedure necessarie per la realizzazione della
centrale eolica.
49
L'intervento proposto non è in alcun modo ascrivibile a quella che in letteratura viene definita
"centrale eolica" (termine con il quale si indicano generalmente impianti costituiti da numerosi
aerogeneratori di grandi dimensioni), ma essendo i contenuti del PEAR di valenza consettuale e
ambientale generale, si ritenuto di effetuare comunque un confronto con quanto previsto
dall'intervento in oggetto.
Elementi da valutare negativamente
●
Assenza di viabilità di accesso. Estremamente negativa dovrebbe essere considerata la
necessità di dover realizzare, per l'accesso al sito di intervento, nuove strade montane;
queste, infatti, oltre a causare un'alterazione paesaggistica della montagna, a livello
percettivo oltre che ecologico, sono quasi sempre causa di fenomeni di erosione che possono
coinvolgere interi versanti con danni che vanno ben oltre la semplice porzione interessata
dal tracciato stradale. Nel caso in oggetto, la viabilità è, di fatto, esistente. Si segnala
come l'ultimo tratto di nuova realizzazione - evidentemente - è ubicato in un contesto
pianeggiante, è di modestissima lunghezza (circa 188 m, compresi i 36 m proposti per
consentire di operare in modo agevole durante la manutenzione) e larghezza (3 m), non
è previsto alcun tipo di sbancamento e/o riporto ed è da realizzarsi con materiali
naturali non bituminosi (breccia).
●
Pendenza dei versanti. Versanti con pendenze superiori al 15-20% dovrebbero essere esclusi
a priori, poiché qualsiasi intervento di escavazione o il semplice passaggio ripetuto di mezzi
meccanici causerebbe con elevata probabilità la rottura della cotica erbosa ed il conseguente
innesco di processi erosivi. L'area di ubicazione è pianeggiante, inoltre il progetto in
oggetto prevede l'installazione di un singolo aerogeneratore e, pertanto, la
realizzazione di un singolo plinto di sostegno di modestissime dimensioni. Ne consegue
la movimentazione di mezzi meccanici di piccola taglia e su superfici di ridottissima
estensione.
●
Presenza di crinali. Si tratta di aree (sostanzialmente individuabili nel rispetto dell’Art. 30
dell’N.T.A. del P.P.A.R.) estremamente sensibili per quanto riguarda l’erosione dei suoli e
che generalmente ospitano elementi floristici di notevole pregio naturalistico. L'area in cui
insiste l'intervento proposto non è un'area di crinale e non ospita elementi floristici di
pregio.
50
●
Presenza di praterie sfalciabili. Si tratta di complessi vegetazionali particolarmente ricchi di
biodiversità, la cui conservazione è strettamente connessa con il mantenimento di
tradizionali pratiche colturali (sfalcio, concimazione organica, pascolo) che assieme al
manto vegetale costituiscono uno dei più tipici “paesaggi pastorali” dell’Appennino umbromarchigiano. Il sito d'installazione non presenta praterie sfalciabili.
●
Presenza di comunità vegetali o specie floristiche rare o con distribuzione estremamente
localizzata. Il sito d'installazione non presenta comunità vegetali rare e/o localizzate,
anzi è normalmente adibito ad attività agricola.
Elementi da valutare positivamente
●
Presenza di ampi dossi sommitali con praterie post-colturali. Si tratta di porzioni di territorio
dove il passato utilizzo agricolo ha alterato la cotica erbosa che oggi si presenta
generalmente priva degli elementi floristici più significativi. L'area in oggetto non è
qualificabile come “ampio dosso sommitale”. Non sono presenti elementi floristici
significativi.
●
Presenza di strade di accesso e di manufatti antropici (ripetitori, costruzioni, ecc.). In questi
casi il paesaggio vegetale risulta già compromesso ed è quindi possibile realizzare nuove
strutture senza impattare porzioni di paesaggio integre. Nell'intorno dell'area in oggetto
sono presenti numerosi manufatti antropici - anche molto significativi - tra cui, quelli
appartenenti all'area industriale di Bellocchi (circa 950 m) e al vicino impianto di
compressione/condizionamento del gas naturale, a servizio dell'intero territorio
provinciale, del Gruppo ENI (circa 1,2 Km).
Elementi generali da valutare
●
Altitudine. Nell’ambito del Piano bioclimatico montano, si registra un marcato
cambiamento ecologico oltrepassati i 1300-1350 m di quota con la vegetazione che prende
sempre più prepotentemente i caratteri e le fragilità delle fitocenosi di alta quota, pertanto
non si ritiene opportuna la realizzazione di siti eolici oltre tali quote. La quota dell'area in
oggetto, e ancor più precisamente della porzione dove è prevista l'installazione
dell'impianto, è pari a circa 10 m s.l.m.m.
●
S.I.C., Z.P.S. ed Aree floristiche. La presenza di S.I.C. e Z.P.S, in riferimento agli aspetti
51
floristico-vegetazionali, non costituisce un elemento di preclusione a priori, soprattutto se
l’area interessata riguarda il sito comunitario marginalmente o per una sua modesta
percentuale. Le Aree Floristiche devono invece essere assolutamente preservate da qualsiasi
intervento; l'area in oggetto non è inclusa, ma prospicente ad un S.I.C. e a una Z.P.S., si
consulti lo Studio di Screening di VIncA; non sono presenti Aree Floristiche.
3.7
3.7.1
Programma Energetico Provinciale (PEP)
Introduzione
La Provincia di Pesaro e Urbino, con D.C.P. n. 105 del 20/07/2002, ha approvato il Piano Triennale
di Sviluppo Ecosostenibile, uno strumento di programmazione generale che ha ridefinito le
politiche dell’Ente di medio e lungo periodo in un ottica di sostenibilità ambientale. Il Piano si
configura come documento strategico, in quanto prefigura le politiche generali da perseguire per le
5 aree operative e per i 50 settori di intervento individuati con un orizzonte temporale di un
decennio ed inoltre come strumento operativo poiché individua 24 Piani, Programmi e Progetti
definiti “Pivot”, i quali dovranno caratterizzare l’azione amministrativa fino alla scadenza del
mandato elettorale che dovrà coincidere con la loro realizzazione o, in alcuni casi, quantomeno con
la loro impostazione. Tra i Piani, Programmi e Progetti “Pivot” vi è il “Programma Energetico
Provinciale”, particolarmente rivolto non solo alla promozione e allo sviluppo delle fonti
rinnovabili e all’incentivazione del risparmio energetico, così come previsto anche dall’Art. 31 del
D.Lgs. 112/1998, ma avente anche l’obiettivo, nell’ambito di quanto sancito dal Protocollo di
Kyoto, di ottemperare a livello locale agli impegni assunti a livello nazionale, tra cui il
contenimento delle emissioni con la riduzione del CO2 del 6,5% entro 2010. Lo studio di “Analisi di
Sostenibilità della Provincia di Pesaro e Urbino” redatto dal Prof. Enzo Tiezzi, contiene uno
specifico approfondimento sulle fonti ed i consumi energetici e evidenzia che una parte consistente
dell’impronta ecologica è riconducile ai consumi energetici. Ne deriva l’esigenza prioritaria di
promuovere la realizzazione del Piano Energetico Provinciale, essere incentrato sulla promozione e
sull’utilizzo delle fonti rinnovabili (energia idroelettrica, fotovoltaica e, con la dovuta attenzione,
eolica) e sull’incentivazione del risparmio energetico, con la diminuzione degli sprechi e con
52
l’utilizzo di impianti sempre più efficienti. Il punto di riferimento del Piano energetico dovrà essere
l’accordo di Kyoto, che individua l’obiettivo della riduzione del 5,2% dei sei gas serra che
comprendono il biossido di carbonio ed il metano, rispetto ai livelli del 1990, entro il 2008-2012.
Dovranno essere infine incentivate tutte le iniziative ecosostenibili che favoriscano l’autonomia
energetica delle aziende e l’integrazione tra le varie forme di produzione dell’energia al fine di
ridurre le emissioni inquinanti. La redazione di un Programma Energetico Provinciale trova la sua
ragion d’essere in molteplici ragioni d’ordine ambientale, sociale ed economico ed il suo
fondamento giuridico nei compiti assegnati alle Province dall’attuale ordinamento legislativo.
Cominciando ad analizzare proprio quest’ultimo aspetto, si evidenzia innanzitutto che tra i vari
compiti che il D.Lgs. 267/2000, il cosiddetto “Testo unico delle leggi sull’ordinamento degli enti
locali”, assegna alla Provincia, vi è le tutela e valorizzazione delle risorse energetiche.
Le funzioni amministrative attribuite alla Provincia sono definite “di interesse provinciale” in
maniera solo apparentemente tautologica, in quanto tendono a ribadire la dimensione territoriale a
cui si fa riferimento, in un campo in cui vi è un concorso di competenze attribuite ad una pluralità di
soggetti, quali Stato, Regioni, Province e Comuni. A tale riguardo il D.Lgs. 112/1998 prevede che
sono attribuite in particolare alle Province, nell’ambito delle linee di indirizzo e di coordinamento
previste dai piani energetici regionali, le seguenti funzioni:
a) la redazione e l’adozione dei programmi di intervento per la promozione delle fonti rinnovabili e
del risparmio energetico;
b) l’autorizzazione alla installazione ed all’esercizio degli impianti di produzione di energia (fino a
300MW);
c) il controllo sul rendimento energetico degli impianti termici.
Da quanto sopra evidenziato emergono già i primi elementi che debbono contraddistinguere uno
strumento provinciale avente ad oggetto i temi dell’energia:
- l’ambito territoriale di riferimento coincidente con i confini amministrativi;
- il rispetto delle linee di indirizzo e di coordinamento previste dai piani energetici regionali;
- il configurarsi come documento di pianificazione, ma, soprattutto, come atto di programmazione;
- il caratterizzarsi per il particolare riguardo dato alle politiche di riduzione della domanda e di
incremento della produzione, puntando prioritariamente sulle cosiddette fonti pulite;
- la competenza autorizzativa per gli impianti di produzione al di sotto di una ben precisa soglia.
53
I contenuti del Preliminare di Programma Energetico Provinciale sono articolati in tre capitoli (oltre
a sette allegati):
●
“Bilancio Energetico Provinciale”, effettua una approfondita analisi della domanda e
dell’offerta di energia a livello provinciale, evidenziando l’attuale forte deficit e formulando
ipotesi sui possibili scenari al 2010, anche sulla base dei contenuti dell’ipotesi di “Piano
Energetico Regionale”;
●
“Obiettivi strategici ed operativi del Programma Energetico Provinciale”, indica gli obiettivi
strategici ed operativi distinguendoli in:
●
○
Obiettivi di razionalizzazione;
○
Obiettivi di diversificazione ed integrazione/sostituzione delle fonti;
○
Obiettivi di utilizzazione;
○
Obiettivi di limitazione;
“Azioni del Programma Energetico Provinciale”, individua i principali interventi da porre in
essere al fine di conseguire gli obiettivi di cui sopra. Più specificatamente è suddiviso in
sottocapitoli relativi:
3.7.2
○
interventi di risparmio energetico in edilizia;
○
ai trasporti;
○
alle fonti rinnovabili e assimilate;
○
alle fonti non rinnovabili;
○
altri interventi di carattere burocratico, generale ed organizzativo.
Bilancio Energetico Provinciale
L’offerta di energia esaminata è soltanto quella legata alla produzione di energia elettrica. La
potenza lorda di energia elettrica al 2001 delle ventitré centrali termoelettriche presenti sul territorio
marchigiano (esclusa l’autoproduzione) era pari a 614,2 MW (per una produzione annua di 1.892,0
GWh), mentre quella delle ottantaquattro centrali idroelettriche era di 210,3 MW (per una
produzione annua di 572,0 GWh) ed il totale ammontava a 824,5 MW (per una produzione annua di
2.464,0 GWh). Il fabbisogno annuale della Regione Marche era pari a 7.235,0 GWh, con un
conseguente deficit annuale che raggiungeva i 4.771,6 GWh.
54
Al 31/12/2001, la potenza lorda prodotta nella Provincia di Pesaro e Urbino era di soli 31,6 MW, a
cui corrispondeva una produzione lorda di 76,4 GWh. Il fabbisogno annuale era di 1.296,0 GWh,
con un conseguente deficit annuale che raggiungeva i 1.219,6 GWh. Nella Regione Marche esisteva
un fortissimo squilibrio tra produzione e consumo. Nella Provincia era ancora più rilevante, con la
produzione di meno del 6% di quanto si consumava con particolari ripercussioni negative in quanto
la forte dipendenza dalle importazioni rendeva economicamente vulnerabile la struttura produttiva
locale (ma anche gli usi civili e terziari).
3.7.3
Scenario di Previsione al 2010
Appare opportuno precisare che la Regione Marche, all’atto della redazione del Programma,
disponeva solo di un’ipotesi di “Piano Energetico Regionale” predisposta dall’Università
Politecnica di Ancona, ma che non aveva completato l’iter istituzionale, per cui si configurava come
documento di indubbio valore tecnico-scientifico, ma non ancora avallato sotto il profilo politicoistituzionale. Quest'ultima, per la valutazione dei fabbisogni di energia e delle possibili modalità di
soddisfacimento da allora al 2010, utilizzava due scenari:
- scenario “inerziale” – intendeva rappresentare la prosecuzione dell’andamento tendenziale della
situazione relativa al decennio precedente;
- scenario “guidato” – intendeva rappresentare lo scenario derivante dalle misure in via di
implementazione o comunque implementabili, con lo scopo di ridurre le emissioni di gas
climalteranti regolamentate dal Protocollo di Kyoto.
Naturalmente lo scenario “guidato” era un obiettivo che poteva essere raggiunto solo attraverso il
dispiegamento di adeguate risorse umane ed economiche . In ogni caso anche quest'ultimo non
avrebbe permesso al sistema regionale di ottemperare ai requisiti del Protocollo di Kyoto in quanto
rispetto al 1990 avrebbe comportato comunque un aumento dei consumi finali pari a più del 15%,
con conseguente crescita delle emissioni. L’obiettivo del rispetto dei requisiti di Kyoto dipendeva e
dipende da come viene generata l’energia elettrica, fattore che influenza pesantemente le proiezioni dei
consumi in termini di energia primaria. L’obiettivo ambientale può essere dunque conseguito solo
intervenendo in maniera opportuna sulle modalità di produzione elettrica.
55
Le previsioni di fabbisogno al 2010 (1.297 GWh annui, pari a quello registrato nel 2001) e le
proposte di copertura del Programma Energetico Provinciale con sole fonti rinnovabili e assimilate
(494 GWh annui, pari al 38% dei consumi) sono sintetizzate in Tabella 21.
Tabella 21: interventi previsti al 2010 dal PEP
3.7.4
Obiettivi di diversificazione ed integrazione/sostituzione delle fonti del
Programma
Gli obiettivi di diversificazione ed integrazione/sostituzione delle fonti che il Programma si poneva
riguardavano sia gli aspetti legati alla domanda, quali la progressiva sostituzione di veicoli sia
pubblici che privati con mezzi poco inquinanti e l’utilizzo di combustibili a minor impatto
ambientale, sia quelli relativi all’offerta, quali la produzione di energia per mezzo di fonti
rinnovabili e/o la differenziazione delle risorse energetiche. Lo scopo voleva essere il contenimento
dei consumi legati a fonti non rinnovabili, la diminuzione della dipendenza energetica e la riduzione
dell’inquinamento atmosferico. La determinazione degli obiettivi di integrazione/sostituzione delle
fonti energetiche convenzionali con quelle rinnovabili richiese innanzitutto la conoscenza teorica
del potenziale energetico delle fonti rinnovabili e la quantificazione della risorse effettivamente
56
utilizzabili in ambito territoriale provinciale. A parte l’energia solare e quella ricavabile dai rifiuti e
dai reflui, per le altre fonti rinnovabili è stato necessario verificare che nel territorio provinciale
sussistessero condizioni minimali:
- presenza di venti con velocità non inferiore a 5 m/s per almeno 2.500 ore l’anno per gli impieghi
eolici19;
- salti idraulici non inferiori a 30 m, o possibilità di derivazione compatibili con le portate che
caratterizzano il corso d’acqua, per gli impieghi dell’energia idraulica;
- una temperatura media minima dell’aria esterna invernale non inferiore a 2°C, necessaria per
l’utilizzazione delle pompe di calore ad aria;
- corpi idrici superficiali (laghi, fiumi, mare), ovvero falde acquifere non riservate per scopi idrici
alla profondità non eccedente 100 m, per l’impiego di pompe di calore ad acqua o refrigeratori
raffreddati ad acqua;
L’obiettivo era quindi quello di dare carattere prioritario allo sviluppo delle fonti rinnovabili
nell’ambito delle politiche di riequilibrio del deficit energetico.
3.7.5
L'energia eolica nel PEP
Caratteristiche, aspetti e considerazioni generali
Negli anni, lo sfruttamento della fonte eolica per la produzione di energia elettrica ha avuto un
impulso notevole. La forte crescita è stata accompagnata da un’importante riduzione dei costi e da
una grande evoluzione tecnologica che ha orientato lo standard dei generatori verso modelli tripala
da 600 - 700 KW, fino anche a 2.000 KW, contro valori di 200 KW dei primi anni ’90. I costi di
installazione dipendono in gran parte dalle condizioni del sito, soprattutto in relazione
all’accessibilità, ossia la presenza di una strada ordinaria vicina e la distanza da una rete elettrica
capace di ricevere l’energia in uscita dalla turbina. Il costo di esercizio e manutenzione delle
macchine dipende dall’età delle stesse. Generalmente, le attuali macchine sono progettate per una
vita utile di 20 - 25 anni. E’ evidente che il costo dell’energia eolica è fortemente dipendente dalle
condizioni anemometriche. Lo sviluppo della tecnologia eolica deriva dai numerosi vantaggi ad
19 E' plausibile pensare che tale condizione minimale sia stata, a suo tempo, dedotta dalla bozza del PEAR. E'
importante segnalare che è stata dichiarata illeggittima con Sentenza del TAR Marche, Sez. I del 26 maggio 2011,
n° 363.
57
essa associati, tra i quali:
●
l’abbondanza della fonte;
●
la consistenza della fonte già sotto forma di energia meccanica;
●
una tecnologia piuttosto semplice di captazione, trasformazione e conversione;
●
l’assenza di emissioni nocive;
●
l’assenza di grossi rischi;
●
buona sicurezza degli impianti di produzione.
3.7.6
Indirizzi e politiche di incentivazione dell'energia eolica nel PEP
Una stima del potenziale eolico sfruttabile in Provincia di Pesaro e Urbino è stata realizzata
utilizzando informazioni generali sulla disponibilità della risorsa vento a livello territoriale e
considerando i principali vincoli che in qualche modo possono limitarne lo sfruttamento.
Il punto di partenza per una caratterizzazione anemologica del territorio provinciale è stato lo studio
effettuato nell’ambito dell’ipotesi di “Piano Energetico Regionale”. Ne emerse che il territorio di
elezione per un eventuale sfruttamento della risorsa è senza dubbio l’area della linea di cresta
orientale dell’Appennino Umbro - Marchigiano che coinvolge soprattutto le Province di Pesaro e
Urbino, Macerata e Ascoli Piceno, dove si trovano rilievi non troppo impervi, di altezza intorno ai
1.000 - 1.400 metri, con caratteristiche di ventosità più che adeguate (velocità media fino a 7 m/sec
e sufficientemente costante). Per la determinazione del potenziale eolico effettivamente sfruttabile
sono stati poi primariamente considerati i seguenti vincoli:
●
condizioni ambientali dei diversi siti; è evidente che l’esatta situazione anemometrica di
ogni sito deve derivare da misurazioni in loco; d’altra parte, occorre considerare che si ha a
che fare con zone montuose - collinari per cui la possibilità di installare aerogeneratori è
strettamente legata alla presenza di crinali sufficientemente estesi;
●
compatibilità con la vincolistica esistente; uno dei limiti all’installazione di parchi eolici
riguarda la distanza dalle zone abitate, essenzialmente per escludere interferenze sonore (in
genere, si deve considerare una zona di rispetto che si estende almeno per circa 500 metri
attorno ai centri abitati); esistono ulteriori limitazioni derivanti dalle prescrizioni di base del
PPAR, dalla Matrice Ambientale del PTC, dalla presenza di aree protette, parchi e zone di
58
interesse comunitario (SIC), anche se i vincoli posti da tutti gli strumenti sopra citati
(regionali e sub-regionali) non escludono sempre, a priori, la realizzazione dell’opera
(salvo in presenza di aree floristiche);
●
possibilità di accesso e presenza di linee elettriche; vincoli molto importanti sono quelli
posti dalla presenza o meno di tali infrastrutture; è evidente che la maggiore o minore
vicinanza alle aree candidate è un fattore determinante dal punto di vista economico e
logistico;
●
geomorfologia del terreno: è necessario escludere zone soggette a franosità, nonché quelle
aventi pendenze eccessive.
Esistevano le condizioni tecniche ed anemologiche affinché si determinasse un forte incremento
dello sfruttamento delle potenzialità eoliche della Provincia. La fonte eolica era sicuramente tra
quelle considerate più promettenti da parte degli operatori del settore.
Uno sfruttamento intensivo dei siti che presentano requisiti adeguati, sempre secondo l’ipotesi di
“Piano Energetico Regionale”, avrebbe potuto permettere l’installazione di una potenza teorica pari
a 1.200 MW. In realtà esistono notevoli limitazioni dal punto di vista paesaggistico ed ambientale
per cui già l’ipotesi di “Piano Energetico Regionale”, nello scenario al 2010 prevedeva una potenza
effettivamente installabile di 500 MW, che comunque avrebbe rappresentato un consistente
contributo al raggiungimento dell'equilibrio tra domanda e offerta di energia elettrica in Regione:
infatti si prevedeva che in totale la potenza proveniente da fonti rinnovabili doveva essere pari a 600
MW, mentre 1.050 erano i MW totali di potenza da installare, derivanti dalla somma delle fonti
tradizionali più quelle rinnovabili.
E’ comunque importante evidenziare che per l’eolico (a differenza di tutte le altre fonti rinnovabili)
sussiste una notevole discrepanza tra potenza installata (ipotizzata allora a 500 MW) ed energia
erogata (ipotizzata allora a 850 GWh) dovuta al fatto che gli aerogeneratori non lavorano a ciclo
continuo durante tutto l’anno. A fronte di ciò, ma anche delle possibili ulteriori limitazioni che
sarebbero potute sorgere per l’effettivo sfruttamento della risorsa eolica (limitazioni più di carattere
tecnico-sociale e difficilmente valutabili), il Programma Energetico Provinciale per la Provincia di
Pesaro e Urbino proponeva, come indirizzo, la localizzazione e la realizzazione, in cinque anni, di
tre parchi eolici di potenza non superiore a 10 MW ciascuno (limite, questo, che consente il
trasporto di energia in media tensione evitando così la necessità di realizzare poi sottostazioni
59
elettriche per la trasformazione in alta tensione, nonché linee in alta tensione) e massimo otto - dieci
aerogeneratori per ciascun parco, per una produzione complessiva di energia elettrica annua stimata
pari circa 75 GWh. I “cinque anni” furono concepiti come periodo di prova per analizzare e valutare
tutte le possibili reazioni che gli imprenditori turistici, le popolazioni residenti, o semplicemente di
passaggio in zona (ad esempio turisti), avrebbero potuto mostrare nei confronti dei nuovi impianti
di produzione di energia elettrica. Trascorsi i “cinque anni” era previsto l'aggiornamento del
Programma, al fine di valutare se mantenere la moratoria, ovvero consentire un ulteriore mirato
sviluppo. A tal proposito, il Programma formulava l’indirizzo di stipulare convenzioni tra i soggetti
produttori di energia elettrica mediante aerogeneratori e gli enti locali interessati dai parchi eolici al
fine di prevedere un beneficio economico anche per i territori che ospitano questo tipo di strutture.
Le motivazioni a sostegno di ciò sono di due ordini:
●
la prima, è volta a migliorare i possibili impatti negativi sul turismo dovuti proprio
all’installazione degli impianti;
●
la seconda, è che il vento deve essere inteso come una forma di energia legata allo specifico
territorio; quest’affermazione trovava ulteriore giustificazione nel fatto che gli studi
anemometrici allora disponibili dimostravano che nella Regione Marche i siti sfruttabili ai
fini della produzione di energia dal vento sono limitati e localizzati in aree ben determinate.
L’analisi, condotta a suo tempo, del forte sviluppo della tecnologia eolica in molti paesi europei e
potenziale teorico di sfruttabilità della risorsa eolica a livello del territorio della Provincia, indicò la
notevole attenzione che questa fonte rinnovabile merita, come pure gli sforzi che vanno indirizzati
per il suo impiego, compatibilmente con la protezione dell’ambiente ed, in particolare, del
paesaggio. Il Programma formulava anche l’indirizzo che tutte le installazioni eoliche rispettassero
le condizioni di compatibilità ambientale prescritte dalle disposizioni vigenti, facendo riferimento in
particolare alle prescrizioni e indirizzi contenuti nella Matrice Ambientale del PTC, nelle NTA del
PPAR, nel PAI e negli altri strumenti di pianificazione e programmazione a livello di area vasta,
secondo le modalità di valutazione contenute nella D.G.R. n. 1324/02, che recepì le conclusioni di
uno specifico tavolo tecnico interistituzionale.
60
3.8
3.8.1
Piano Energetico Ambientale Comunale
Premessa
Con Delibera 375 del 17 Dicembre 2010, il Comune di Fano ha approvato il proprio Piano
Energetico Ambientale Comunale (PEAC) al fine di avere uno strumento operativo di grande
portata in grado di integrare il fattore energia nelle politiche per migliorare l’ambiente urbano e la
qualità della vita nella città.
Si tratta di uno strumento indispensabile e un’opportunità per la programmazione del territorio
verso la sostenibilità economica, sociale ed ambientale.
All’interno delle linee guida rappresentate dalla programmazione regionale, il Piano Comunale si
pone come strumento di attuazione degli aspetti caratterizzanti del PEAR:
1. risparmio energetico ed efficienza negli usi finali;
2. sfruttamento delle energie rinnovabili;
3. tendenza al raggiungimento del pareggio elettrico attraverso lo strumento della generazione
distribuita, attraverso l’analisi critica dei percorsi e delle iniziative e l’individuazione ed il
sostegno degli interventi più adatti a perseguire gli obiettivi specifici in maniera compatibile
con il proprio territorio.
Il Piano Energetico Ambientale Comunale, in conformità con le “Raccomandazioni per la redazione
del PEAC” emanate dalla Regione Marche è articolato in tre parti principali:
1. fase conoscitiva;
2. fase propositiva;
3. fase operativa.
La fase conoscitiva è incentrata sull’analisi della domanda e dell’offerta di energia del territorio
comunale, con l’individuazione delle utenze caratterizzate da maggiori criticità, che sono, nella
61
successiva fase propositiva, oggetto di interventi di risparmio energetico ed uso razionale
dell’energia. A seguito dell’analisi effettuata, in ciascun settore indagato sono indicati gli opportuni
interventi di risparmio energetico ed utilizzo delle fonti rinnovabili.
Nella fase propositiva una volta individuate le criticità sia a livello di approvvigionamento
energetico, sia a livello di qualità e stato di conservazione degli impianti e delle strutture prese in
esame, sono individuate quali energie rinnovabili sono più opportunamente utilizzabili, in quali
ambiti territoriali e in quali settori di attività ed infine sono enunciati gli interventi prioritari,
programmabili, tecnologicamente fattibili sotto il profilo dell’efficienza energetico ambientale.
Nella fase operativa sono identificati gli strumenti e le procedure necessarie per la concreta
realizzazione degli interventi ipotizzati nella fase propositiva del PEAC.
3.8.2
Impianti eolici
Come indicato a pag. 63 del PEAC, gli impianti eolici di interesse per il presente piano sono quelli
comunemente indicati come “mini-eolici” o, per mutuare il linguaggio della Delibera di Giunta
Regionale n.829 del 23/7/2007 “Indirizzi per l’inserimento di impianti eolici nel territorio
marchigiano”, gli impianti di piccola taglia.
Nella citata Delibera sono definiti di piccola taglia gli impianti eolici le cui turbine presentano
ognuna un’altezza complessiva, da terra, inferiore o uguale a 40 metri.
Per gli aerogeneratori ad asse orizzontale l’altezza complessiva da terra (H) è la somma del raggio
rotorico con la distanza dell’asse di rotazione del rotore dal piano di campagna.
La classe di Impianti di Piccola Taglia (CLASSE-1) è internamente suddivisa in:
●
impianti formati da 1 macchina di altezza complessiva minore o uguale a 20 metri
(CLASSE-1A);
●
impianti composti da un numero di aerogeneratori inferiore o uguale a 5, di altezza
complessiva cadauna inferiore o uguale a 20 metri, oppure impianti composti da un unico
aerogeneratore di altezza inferiore o uguale a 40 metri. (CLASSE-1B).
62
Tabella 22: Tabella riassuntiva delle sottoclassi dell’eolico di piccola taglia
Diversamente dall’eolico di Grande Taglia per l’eolico di Piccola Taglia (Classe-1) non sono state
individuate a livello regionale zone vietate.
Qualora l’impianto ricada anche parzialmente in aree naturali protette valgono le indicazioni di cui
all’art.3 comma 2 della LR n.7/2004 (oggi L.R. 3/2012 e s.m.i., soglie dimensionali ridotte del
50%).
3.8.3
Scheda tecnica relativa agli impianti mini-eolici
Parte integrante del PEAC è il documento dal titolo SCHEDE, nel quale vengono riportate una serie
di schede tecniche, relative alle tecnologie (solare termico, solare fotovoltaico, mini-idro, minieolico, cogenerazione e trigenerazione, teleriscaldamento, geotermia, biomasse).
La tecnologia eolica viene trattata a partire da pag. 50 del suddetto documento e di cui si riportano
gli aspetti principali.
Attualmente la fonte eolica è considerata tra le più promettenti per la produzione di energia
rinnovabile, sia dal punto di vista tecnico che economico. Tuttavia spesso dall’analisi del territorio
comunale è complesso individuare siti in cui vi siano contemporaneamente condizioni
anemologiche particolarmente favorevoli per lo sfruttamento di tale risorsa a fini energetici e la
possibilità concreta di realizzare l’impianto senza trovare la contrarietà, spesso ingiustificata della
popolazione.
63
Per determinare l’energia eolica potenzialmente sfruttabile in una zona è necessario conoscere la
conformazione del terreno (più un terreno è rugoso più il vento incontrerà ostacoli che ridurranno la
sua velocità) e l’andamento nel tempo della direzione e della velocità del vento. E’ evidente che in
un territorio ad orografia complessa come quello comunale, ricco di testimonianze storiche e di
bellezze turistico - naturalistiche, l’inserimento di elementi che possono modificare in modo
significativo il paesaggio è estremamente complesso. In tal senso si privilegiano piccoli impianti, il
cosiddetto mini-eolico.
Le condizioni primarie che un sito deve possedere possono essere così riassunte:
●
presenza di una buona ventosità;
●
costanza di tale ventosità nel corso dell’anno;
●
moderata variabilità angolare della direzione del vento;
●
accessibilità viaria per l’installazione delle infrastrutture e per la manutenzione.
Obiettivi: individuare soluzioni ragionevoli che consentano di arrivare ad uno sfruttamento
adeguato della risorsa eolica, benché in forma limitata, ma comunque interessante ai fini del
bilancio energetico comunale.
Risvolti energetici: L'energia prodotta da una turbina eolica durante il corso della sua vita media
(circa 20 anni), è circa 80 volte superiore a quella necessaria alla sua costruzione, manutenzione,
esercizio, smantellamento e rottamazione. Da studi universitari è emerso che sono sufficienti, ad
una turbina, due o tre mesi per recuperare tutta l'energia spesa per costruirla e mantenerla in
esercizio.
Oltre ad essere continuamente disponibile e non inquinante, può essere utilizzata per compiere
diversi lavori, sia meccanici che elettrici; altri vantaggi della tecnologia sono legati al fatto che:
●
la sua utilizzazione pratica non richiede particolari modifiche al modo di vivere;
●
il vento è disponibile sia di giorno che di notte, ed in zone temperate è disponibile in modo
proporzionale alla richiesta;
●
i meccanismi che sfruttano l’energia eolica non richiedono necessariamente tecnologie
64
d’avanguardia;
●
ecologicamente parlando non è inquinante e non influisce per nulla sugli ecosistemi in cui è
inserita.
Risvolti ambientali: i sistemi eolici sono, tra le F.E.R. , quelli che hanno avuto il maggior sviluppo
negli ultimi anni e sono sempre meno, anche tra gli ambientalisti, gli oppositori a tali sistemi mentre
sono sempre maggiori gli studi che mettono in evidenza quale enorme potenziale è offerto
dall'energia cinetica del vento.
L'energia eolica non emette effluenti inquinanti e non scarica residui tossici nell'ambiente. Gli unici
incidenti registrati nel settore eolico, sono correlati solo ai lavori di costruzione e di esercizio.
Risvolti occupazionali e socio economici: dal punto di vista del ritorno economico degli
investimenti vanno considerati sia la vendita dell'energia, che gode della priorità di dispacciamento,
sia del sistema di incentivazione.
3.8.4
Considerazioni finali
L’impianto eolico oggetto del presente progetto rientra tra quelli di interesse per il PEAC del
Comune di Fano. Si tratta infatti di un impianto di piccola taglia dal momento che la turbina
presenta un’altezza complessiva da terra inferiore a 40 metri (torre di 24 m e raggio rotorico di 8
m).
Il progetto consiste in un’unica pala di altezza contenuta, e pertanto non vengono creati impatti
significativamente negativi dal punto di vista paesaggistico.
Un progetto di questo tipo, anzi, genera quei risvolti energetici, ambientali, occupazionali e socio
economici che sono indicati nella scheda tecnica del PEAC e riportati sinteticamente nella presente
relazione.
65
Inoltre i criteri per un corretto inserimento dell’impianto in oggetto nel contesto territoriale di
riferimento sono pressoché rispettati; in particolare:
●
l’allacciamento alla rete elettrica avviene in bassa tensione;
●
la macchina non è installata in corrispondenza di rotte migratorie dei volatili individuate dai
documenti regionali o nazionali (vd. VIncA);
●
la torre tubolare è di colore bianco neutro uguale a quello della macchina, trattata con
vernice antiriflesso;
●
la distanza dai confini di proprietà è superiore all’altezza della torre;
●
la distanza da strade di pubblico accesso è maggiore del raggio rotorico;
●
i cavidotti a bassa tensione vengono interrati;
●
la procedura di progettazione rispecchia le indicazioni riportate nella scheda tecnica del
PEAC.
3.9
Piano Stralcio di Bacino per l'Assetto Idrogeologico (PAI) dell'Autorità di
Bacino Regionale delle Marche
Il Piano per l'Assetto Idrogeologico è stato definito dalla LR n.13 del 25.05.99 come strumento
normativo e tecnico - operativo, oltre che conoscitivo, con il quale la Regione può interfacciarsi ai
programmi di sviluppo ed uso del suolo garantendone la prevenzione da rischi idrogeologici e
riducendone le situazioni di dissesto. Il paragrafo A4-Aree Montane del PAI evidenzia come la
rimozione del cotico erboso, o uno stato di degrado avanzato dello stesso, possa favorire l'insorgere
di fenomeni di dissesto a causa del denudamento del terreno. Tali fenomeni non sono da addurre
alla presenza degli impianti eolici, essi possono in parte contribuire ad una situazione già
compromessa da eccessivo pascolamento.
L'area oggetto di studio è inclusa in un'area cartografata del PAI come soggetta a fenomeni di
esondazione (fiume Metauro) codificata come E-05-0004 (Figura 5), con grado di rischio R2
(medio). Si ricorda che il PAI ha previsto l'individuazione cartografiche solo per le aree con grado
di pericolosità elevato e/o molto elevato, assimilabile a piene con tempo di ritorno pari a 200 anni.
66
In tali aree, ai sensi dell'Art. 9 delle NTA del PAI, è possibile realizzare interventi come quello
proposto, previa relazione tecnica - redatta da uno o più tecnici abilitati - atta a dimostrarne la
compatibilità con il grado di rischio e fermo restando il parere dell'Autorità Idraulica e/o delle altre
Autorità Competenti ai fini del rilascio dei provvedimenti amministrativi autorizzativi.
In merito, si consulti la Relazione Geologica, Geotecnica e Idrogeologica.
Figura 5: area E-05-0004 - l'area di ubicazione è indicata con un cerchio di colore nero
3.10
D.M. 10 settembre 2010 (Ministero dello Sviluppo Economico) - “Linee
guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”
In primo luogo preme ricordare che, ai sensi del Paragrafo 17 dell'Allegato del D.M. 10 settembre
2010, è competenza delle Regioni, con idonei atti amministrativi, l'individuazione delle aree non
idonee alla realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica alimentati da fonti
rinnovabili. Vista la significatività dei contenuti dell'Allegato 4 di cui ai Punti 14.9, 16.3 e 16.5
67
dell'Allegato del D.M. 10 settembre 2010 recante “Impianti eolici: elementi per il corretto
inserimento nel paesaggio e sul territorio”, si è ritenuto opportuno il confronto con quanto previsto
dal progetto dell'impianto proposto e con i contenuti del presente SIA.
IMPATTO VISIVO ED IMPATTO SUI BENI CULTURALI E SUL PAESAGGISTICO
Analisi dell'inserimento nel paesaggio
Le indicazioni metodologiche generali di cui all'Allegato Tecnico del D.P.C.M. 12 dicembre 2005
per la redazione della Relazione Paesaggistica, obbligatoria nei casi previsti dall'Art. 14620 del
D.L.vo 42/2004, costituiscono un utile riferimento per una puntuale analisi di qualsiasi contesto e
paesaggio, alla luce dei principi della Convenzione Europea del Paesaggio.
Il presente SIA è fortemente indirizzato e, per quanto possibile, allineato ai contenuti delle:
●
“Linee Guida per l’inserimento paesaggistico degli interventi di trasformazione
territoriale - GLI IMPIANTI EOLICI: SUGGERIMENTI PER LA PROGETTAZIONE
E LA VALUTAZIONE PAESAGGISTICA” che costituiscono anche un contributo
culturale preso a riferimento per la redazione delle “Linee Guida per l’approvazione dei
progetti di impianti alimentati da fonti rinnovabili”, previste dall’art 12 del D.L.vo n °
387 del 29/12/2003 (frutto della concertazione dei Ministeri dell’Ambiente, delle
Attività Produttive e dei Beni Culturali, in Conferenza unificata);
●
“Linee Guida per la Valutazione dell'Impatto Ambientale degli Impianti Eolici – La
Valutazione dell'Impatto sul Paesaggio e sul Patrimonio Storico, Architettonico e
Archeologico” della Regione Toscana.
20 Il Comma 1 recita:
“I proprietari, possessori o detentori a qualsiasi titolo di immobili e aree:
●
oggetto degli atti e dei provvedimenti elencati all'Art. 157 (Notifiche eseguite, elenchi compilati,
provvedimenti e atti emessi ai sensi della normativa previgente);
●
oggetto di proposta formulata ai sensi degli Artt 138 (Proposta di dichiarazione di notevole interesse
pubblico) e 141 (Provvedimenti ministeriali);
●
tutelati ai sensi dell'Art. 142 (Aree tutelate per legge);
●
ovvero sottoposti a tutela dalle disposizioni del piano paesaggistico;
non possono distruggerli, ne' introdurvi modificazioni che rechino pregiudizio ai valori paesaggistici oggetto di
protezione.”.
68
Le analisi del territorio devono essere effettuate attraverso una attenta e puntuale ricognizione e
indagine degli elementi caratterizzanti e qualificanti il paesaggio, effettuata a diverse scale di studio
in relazione al territorio interessato dalle opere e al tipo di installazione prevista.
Il presente SIA è stato organizzato, dal punto di vista concettuale, per quanto possibile,
attribuendo ai concetti di AIP (Area d'Impatto Potenziale) e di AIL (Area d'Impatto Locale)
un ruolo centrale. Sono stati preferiti, rispetto ad altri contributi presenti in letteratura, in
quanto caratterizzati da criteri oggettivi, elemento qualificante delle “Linee Guida per la
Valutazione dell'Impatto Ambientale degli Impianti Eolici – La Valutazione dell'Impatto sul
Paesaggio e sul Patrimonio Storico, Architettonico e Archeologico” della Regione Toscana, per
la definizione dell'estensione territoriale e della geometria delle aree di studio.
Le analisi debbono non solo definire l'area di visibilità dell'impianto, ma anche il modo in cui
l'impianto viene percepito all'interno del bacino visivo. Si consulti l'apposito capitolo.
L'analisi dell'inserimento nel paesaggio deve quantomeno prevedere:
–
analisi dei livelli di tutela: si consulti il presente capitolo;
–
analisi delle caratteristiche del paesaggio nelle sue diverse componenti, naturali ed antropiche:
si consulti l'apposito capitolo;
–
analisi dell'intervisibilità dell'impianto nel paesaggio: si consulti l'apposito capitolo.
L'analisi dell'interferenza visiva passa inoltre per i seguenti punti:
●
definizione del bacino visivo dell'impianto eolico: si consulti l'apposito capitolo;
●
ricognizione dei centri abitati e dei beni culturali e paesaggistici riconosciuti come tali ai
sensi del D.L.vo 42/2004, distanti in linea d'aria non meno di 50 volte l'altezza massima del
più vicino aerogeneratore: a parere degli scriventi, tale “requisito” dell'analisi
dell'interferenza visiva è soggetto alle seguenti interpretazioni:
○
<<ricognizione dei centri abitati e dei beni ... la cui distanza dall'impianto è uguale o
superiore a 50 volte ...>>;
○
<<ricognizione dei centri abitati e dei beni ... considerando sottointeso che per una
corretta progettazione paesaggistica devono essere distanti non meno di 50 volte ...>>.
69
Si è preferito scegliere la seconda interpretazione, in quanto maggiormente plausibile e
restrittiva. Ne consegue la definizione di un'area circolare di raggio pari a 1600 m. Le
analisi del presente SIA sono state condotte in una AIP di raggio pari a 2424 m, quindi
superiore.
IMPATTO SU FLORA, FAUNA ED ECOSISTEMI
Di seguito vengono indicate le informazioni che dovrebbero essere inserite nello Studio di Impatto
Ambientale:
●
analisi dell'impatto su vegetazione e flora;
●
analisi dell'impatto sulla fauna;
●
analisi dell'impatto sugli ecosistemi.
Si consulti l'apposito capitolo.
ANALISI DELLE INTERAZIONI GEOMORFOLOGICHE
Nel caso in cui l'impianto sia progettato in un'area con rete viaria scarsa o inesistente, oppure la
conformazione orografica presenti forti acclività, devono essere valutate e ponderate le diverse
opzioni per la realizzazione di nuove strade o l'adeguamento di quelle esistenti al passaggio degli
automezzi di trasporto.
Come sopra esposto, l'ubicazione dell'impianto proposto richiede il solo prolungamento di
una strada esistente, peraltro per un brevissimo tratto (circa 188 m, compreso il tratto
proposto per la manutenzione dell'aerogeneratore) di larghezza pari a 3 m e da realizzarsi
con materiali naturali non bituminosi (breccia).
Deve essere valutata con attenzione l'ubicazione delle torri in prossimità di aree caratterizzate da
situazioni di dissesto e/o rischio idrogeologico perimetrate nei Piani di Assetto Idrogeologico
(P.A.I.) elaborati dalle competenti Autorità di Bacino ai sensi della L. 183/1989 e s.m.i..
70
Si veda quanto riportato sopra.
Devono essere valutate le modalità di ubicazione degli impianti e delle opere connesse, in prossimità di
compluvi e torrenti montani e nei pressi di morfostrutture carsiche quali doline e inghiottitoi.
L'area oggetto di studio non è prossima a linee di compluvio e/o torrenti montani. Al
contrario, come affermato in precedenza, è sostanzialmente pianeggiante. All'interno dell'AIL
non sono presenti morfostrutture di alcun tipo.
Il progetto preliminare o definitivo delle strade di accesso all'impianto deve essere corredato dai
profili altimetrici e dalle sezioni tipo; ove l'acclività è elevata, dovranno essere elaborate sezioni
specifiche da cui risulti possibile evidenziare le modificazioni che saranno apportate in quella sede.
Tali sezioni, accompagnate da una simulazione fotografica, dovranno essere riportate nello Studio
d'Impatto Ambientale.
Si consultino il Progetto Definitivo e il Quadro di Riferimento Progettuale e Ambientale del
presente.
INTERFERENZE SONORE ED ELETTROMAGNETICHE
Analisi delle sorgenti sonore
Il rumore emesso dagli impianti eolici deriva dall'interazione della vena fluida con le pale del rotore
in movimento e dipende dalla tecnologia adottata per le pale e dai materiali isolanti utilizzati. La
distanza più opportuna tra i potenziali ricettori ed il parco eolico dipende dalla topografia locale, dal
rumore di fondo esistente, nonché dalla taglia del progetto da realizzare. Anche se studi hanno
dimostrato che a poche centinaia di metri il rumore emesso dalle turbine eoliche è sostanzialmente
poco distinguibile dal rumore di fondo e che all'aumentare del vento si incrementa anche il rumore
di fondo, mascherando così quello emesso dalle macchine, risulta comunque opportuno verificare
l'osservanza dei limiti indicati nel D.P.C.M. del 14 ottobre 1997 e il rispetto di quanto previsto dalla
zonizzazione acustica comunale ai sensi della L. 447/95 con particolare riferimento ai ricettori
sensibili.
71
Si consulti, nel presente capitolo, la verifica dell'osservanza di quanto previsto dalla
zonizzazione acustica del Comune di Fano.
Analisi delle interferenze elettromagnetiche ed interferenze sulle telecomunicazioni
L'interferenza elettromagnetica causata dagli impianti eolici è molto ridotta nei casi in cui il
trasporto dell'energia prodotta avviene tramite l'utilizzo di linee elettriche esistenti. Diverso è il caso
in cui le linee elettriche siano appositamente progettate e costruite, per il quale, qualora si trattasse
di linee AT, a completamento dell'eventuale Studio d'Impatto Ambientale, deve essere allegata una
relazione tecnica di calcolo del campo elettrico e del campo di induzione magnetica (corredata dai
rispettivi diagrammi) che metta in luce il rispetto dei limiti della L. 22 febbraio 2001, n. 36 e dei
relativi decreti attuativi. In relazione al tratto della centrale in media tensione (MT), la relazione
deve dimostrare il rispetto dei limiti di qualità del campo elettrico e del campo d'induzione
magnetica, indicati dalla normativa in vigore, presso tutti i punti potenzialmente sensibili lungo il
percorso.
Il progetto in oggetto prevede la realizzazioni di nuovi tratti di linea elettrica, ma in BT. Come
meglio esposto nell'apposito capitolo, per elettrodotti in BT, l'impatto, sui ricettori
potenzialmente sensibili, del campo elettrico e del campo di induzione magnetica è da ritenersi
non significativo.
Gli aerogeneratori possono anche essere fonte di interferenza elettromagnetica a causa della
riflessione e della diffusione delle onde radio che investono la struttura, ovverosia possono
influenzare le caratteristiche di propagazione delle telecomunicazioni (come qualsiasi ostacolo) e la
forma del segnale ricevuto con eventuale alterazione dell'informazione. Deve quindi essere valutata
la possibile interferenza.
Vista il modesto sviluppo verticale dell'impianto e in virtù dei moderni materiali costituenti le
pale, si ritiene che il possibile effetto d'interferenza passiva sia caratterizzato da un ordine di
grandezza tale da non pregiudicare in alcun modo la qualità delle telecomunicazioni. In
termini d'interferenza attiva, ossia quella da ascriversi ai campi elettromagnetici prodotti
72
dall'aerogeneratore e dall'elettrodotto, oltre alla ridottissima intensità, trattandosi di un
sistema a BT e di modesta potenza nominale – 55 KW – vista la frequenza di lavoro (50 Hz),
non sono possibili fenomeni d'interferenza.
3.11
“Indirizzi ambientali e criteri tecnici per l'inserimento di impianti eolici
nel territorio marchigiano”21
La D.G.R. 829/2007 precisa ed integra i contenuti del PEAR. Introduce la distinzione:
–
–
CLASSE 1: impianti di piccola taglia; caratterizzati da aerogeneratori (considerati
singolarmente) la cui altezza complessiva (altezza della torre e raggio rotorico) è inferiore o
uguale a 40 m;
CLASSE 2: impianti di grande taglia; caratterizzati da aerogeneratori (considerati
singolarmente) la cui altezza complessiva (altezza della torre e raggio rotorico) è maggiore di 40
m e/o potenza nominale complessiva maggiore di 1 MW;
La CLASSE 1 è articolata secondo quanto riportato in Tabella 23.
Tabella 23: suddivisione della CLASSE 1
CLASSE 1
CLASSE 1A
N° Massimo di
CLASSE 1B
1
1
<= 5
H <= 20
20 <= H <= 40
H <= 20
Aerogeneratori
Altezza Complessiva (m) - H
Si precisa che per l'eolico di CLASSE 1, non sono state individuate aree di esclusione.
E' assolutamente opportuno segnalare che il TAR delle Marche (Sez. I), con sentenza N° 363 del 26
maggio 2011, ha dichiarato illegittimi i criteri di localizzazione degli impianti di produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili di cui alla delibera, nonchè i requisiti di ventosità minima - ai
fini dell'ubicazione degli impianti - previsti dal PEAR.
21 Abrogata con sentenza del TAR Marche n. 363 del 26 maggio 2011
73
Vista l'importanza della sentenza, se ne riporta, di seguito, un'estratto:
“P.E.A.R. Marche - Illegittimità nella parte in cui impone che gli impianti eolici siano collocati in
aree con ventosità minima. Criteri di localizzazione adottati anteriormente all’emanazione delle
linee guida nazionali – Illegittimità.
Il P.E.A.R. delle Marche è illegittimo nella parte in cui impone che le aree nelle quali si intende
collocare impianti eolici abbiano una ventosità minima di 5 m/s.
Allo stesso modo è illegittima la deliberazione di G.R. n. 829/2007, nella parte in cui stabilisce
criteri di localizzazione degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, visto
che le Regioni non avevano il potere (cfr. sentenze Corte Cost. nn. 166 e 282 del 2009 e nn. 119 e
168 del 2010) di adottare linee-guida per l’installazione degli impianti che utilizzano le energie
rinnovabili prima dell’emanazione delle linee-guida statali (approvate, queste ultime, con decreto
del Ministero per lo Sviluppo Economico del 10/9/2010, entrato in vigore il 3/10/2010. Nella
Regione Marche, come è noto, all’attuazione delle linee-guida statali si è provveduto con
deliberazione del C.R. n. 13 del 30/9/2010).
Pres. f.f. Morri, Est. Capitanio - G.T. e altri (avv. Mazzi) c. Regione Marche (avv. De Bellis) e altri
(n.c.).
74
4 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE
4.1
Introduzione
Il quadro di riferimento progettuale espone le caratteristiche del progetto in oggetto e delle sue
alternative, compresa quella che in gergo viene denominata “l'alternativa zero”, ossia la non
realizzazione dell'intervento proposto.
I riferimenti normativi ai quali sono stati uniformati l'organizzazione concettuale e i contenuti del
Capitolo sono:
●
Allegato VII della Parte II del D.L.vo 152/2006 (come modificato e integrato dal D.L.vo
128/2010);
●
Allegato D della L.R. 3/2012 e s.m.i. recante “Disciplina regionale della procedura di
valutazione di impatto ambientale”;
●
D.G.R.M. 1600/2004 (Linee guida generali per l'attuazione della legge regionale sulla
VIA).
E' opportuno ricordare che la citata legge regionale individua il Progetto Definitivo quale
elaborato di progetto di riferimento ai fini della redazione dello SIA. E' altresì vero che sono da
ritenersi esigibili i contenuti del progetto definitivo, qualora il grado di approfondimento dello SIA
ritenuto necessario lo richieda. L’analisi comparativa delle alternative nella fase di progetto
preliminare viene fatta tramite una identificazione e stima preliminare degli impatti più significativi
con riferimento alle possibili alternative di localizzazione e/o di progetto (inclusa l’opzione zero).
Sono definibili due precise e distinte categorie di alternative progettuali. Precisamente:
●
alternative di progetto: in generale implicano una diversa entità delle pressioni
ambientali che insistono sullo stesso sito, per cui è possibile assumere, in prima istanza, che
gli impatti varino proporzionalmente;
75
●
alternative di localizzazione: implicano in generale, a parità di soluzione progettuale,
pressioni ambientali della stessa entità che però si manifestano in contesti territoriali
differenti, per cui bisogna ragionare in termini di eventuali diverse caratteristiche e
distribuzioni dei recettori ambientali.
4.2
Alternative di localizzazione
In relazione alla presente proposta di realizzazione di un impianto eolico, rientrante, per
dimensioni, nella categoria del “minieolico” sono state prese in considerazione solo alternative
progettuali. Infatti, per sua natura, tale tipologia d'impianto è molto poco “progettabile” in
termini di alternative di localizzazione, essendo strettamente dipendente dalla ventosità che è
sito – specifica. Non a caso, a conferma di tale affermazione, tutti gli strumenti di
pianificazione / programmazione in materia di energia, nell'affrontare il tema dello
sfruttamento dell'energia meccanica del vento per la produzione di energia elettrica,
espongono una preliminare analisi atta all'individuazione di potenziali siti idonei in funzione
della ventosità (prevalentemente e prioritariamente per grandi impianti, ma i concetti
generali sono applicabili anche ad impianti di minor dimensione).
4.3
Alternative di progetto
Le alternative progettuali previste, invece, sono le seguenti:
●
Ipotesi I: aerogeneratore da 55 KW nominali e torre di sostegno di altezza pari a 24 m,
altezza complessiva, pari a 32 m, con locale tecnico di dimensioni personalizzate e in legno;
●
Ipotesi II: come sopra, ma con cabina elettrica prefabbricata di dimensioni standrard.
76
4.3.1
Contenuti progettuali comuni e descrizione tecnica dell'aerogeneratore
Per entrambe le Ipotesi Progettuali, gli elementi/contenuti del progetto preliminare comuni sono i
seguenti:
●
ubicazione: l’installazione è prevista nel Comune di Fano (PU), in Località Caminate,
l'area è individuabile al catasto terreni al Foglio n° 90, Particella n° 69, ed ha una estensione
superficiale pari a circa 3.441 mq, la quota media è pari a circa 10 m s.l.m.m., secondo il
PRG vigente, la destinazione d'uso è di tipo “E4 – Zona agricola di ristrutturazione
ambientale”;
●
aerogeneratore preso in considerazione nell'ambito del progetto in oggetto appartiene alla
classe di quelli ad asse orizzontale;
●
connessione alla rete elettrica: come previsto dalla Delibera del AEEG del 23 luglio 2008
– ARG/elt/99/08 e s.m.i. (comprese quelle di cui alla delibera 328/2012/R/EEL) –
denominata TICA (Testo Integrato delle Connessioni Attive), che ha stabilito il limite di
potenza pari a 100 KW per la connessione in BT (trifase), si prevede la connessione (in
parallelo) dell'aerogeneratore alla vicina rete elettrica in BT esistente, tramite un breve tratto
aereo di elettrodotto, di nuova realizzazione, in bassa tensione del tipo trifase a 400V; è bene
precisare che è prevista anche la realizzazione di un breve tratto di cavidotto interrato, dalla
base dell'aerogeneratore fino al locale tecnico posto nelle sue immediate vicinanze;
●
tipo di torre di sostegno: è progettata in modo da sostenere la navetta ad una quota idonea
a cogliere venti più stabili; resiste ai carichi statici e dinamici previsti; viene ancorata al
terreno con plinti idonei ad evitarne in ogni caso l’inclinazione; è di materiale metallico
(acciaio zincato ad alta resistenza), tubolare, non a traliccio e a sollevamento / abbattimento
idraulico che consente di non utilizzare specifiche gru di sollevamento, sia in fase di
realizzazione dell'impianto che di manutenzione (la manovra di abbattimento/sollevamento
richiede circa 20 min.); si prevede l'assemblaggio in sito dei conci fino al raggiungimento
dell’altezza di progetto (due di lunghezza pari a 8 m e uno di lunghezza pari 6,7 m, oltre alla
base della torre di altezza pari a 1,3 m; tutti gli elementi sono di diametro variabile);
colorazione: grigio-bianco;
●
piazzale di servizio: è in progetto la realizzazione di un piazzale di servizio il cui
dimensionamento prevede 5,00 m x 7,84 m, 39,20 mq;
77
●
fondazione torre: è in progetto la realizzazione di una fondazione di tipo superficiale,
costituita da un plinto in c.a., a base quadrata, delle dimensioni di m. 5.00 x 5.00 x 2.00.
●
vita utile dell'impianto: le caratteristiche tecniche di tale impianto permettono di stimare
la vita utile dello stesso in oltre 20 anni;
●
navicella: la navicella è costituita da un basamento (atto al fissaggio e ancoraggio sulla
torre di sostegno), da un telaio e da un involucro (in fibra di vetro rinforzata) contenente
tutte le apparecchiature necessarie al funzionamento elettrico, elettromeccanico, elettronico
e meccanico dell'aerogeneratore, in particolare la turbina (a doppio albero - uno lento e uno
veloce - e moltiplicatore di giri o ad albero singolo senza moltiplicatore di giri e con
accoppiamento diretto al generatore), azionata dalle eliche, che trasmette il moto al
generatore elettrico; i motori che consentono il controllo della posizione della stessa
(imbardate), che può ruotare a 360° sul piano di appoggio navicella - torre;
●
eliche e generatore: le eliche o pale sono realizzate in materiale speciale non metallico
(fibra di vetro rinforzata) per assicurare leggerezza e per non creare fenomeni indotti di
riflessione dei segnali ad alta frequenza (telecomunicazioni); esse hanno il compito di
convertire l’energia meccanica traslazionale del vento in energia meccanica rotazionale; il
loro profilo alare è disegnato al fine di ottimizzarne il rendimento e contenere la rumorosità
del sistema; nel caso specifico è previsto un sistema a tre eliche calettate attorno ad un
mozzo (anch'esso in acciaio zincato ad alta resistenza), a sua volta fissato all’albero della
turbina; il generatore è il componente principale, ha il compito di trasformare l’energia
meccanica rotazionale in energia elettrica;
●
controller (PLC): invia/riceve segnali elettrici alla/dalla navicella (generatore,
anemometro, ecc.) ed esercita tutti i controlli di gestione dell'aerogeneratore;
●
anemometro: è costituito da un anemoscopio (misura e trasmette al controller la velocità
del vento) a da una banderuola di orientamento (misura e trasmette al controller la direzione
del vento);
●
quadro elettrico: a norma per controller, adatto ad installazione esterna, contiene e
protegge le apparecchiature elettriche/elettroniche (controller, interfacce);
●
interruttore di collegamento: è il punto di collegamento al contatore ENEL;
●
cavi interni di collegamento di potenza e di segnale: cavi di sezione idonea al
trasferimento dell'energia elettrica prodotta e dei segnali elettrici.
78
4.3.2
Cronoprogramma
Il cronoprogramma della fase di cantiere è riportato in Tabella 24.
Tabella 24: fasi e tempi di esecuzione dei lavori
Lavorazione (in ordine di esecuzione)
Durata
Recinzione cantiere
Tracciamenti
1 giorno
1 giorno
1 giorno
2 giorni
2 giorni
1 giorno
1 giorno
Scavo di sbancamento a macchina mediante escavatore
Realizzazione plinti gettati in opera
Realizzazione gabbiotti e vano alloggio apparecchi di misura (contatori)
Posa di torri di sostegno, generatore eolico, pale
Cablaggio impianto e messa in funzione
4.3.3
Operai
previsti
in
cantiere
2
2
2
2
2
2
2
Modalità di installazione dell’aerogeneratore
Le fasi di montaggio sono le seguenti:
●
montaggio del basamento della torre - con sistema idraulico di sollevamento / abbattimento - sul
plinto di fondazione;
●
montaggio a terra dei conci costituenti la torre;
●
montaggio della navicella all'estremità superiore della torre;
●
montaggio delle pale sul mozzo di cui è dotata la navicella;
●
sollevamento idraulico della torre completa di navicella e pale.
Tabella 25: confronto dei dati di targa degli aerogeneratori
Aerogeneratore
Potenza di targa
KW
Ergowind Srl KGE 55KT1
55
Tensione di targa
V
400 AC
Diametro del rotore
m
16
Materiale pale
\
Glass Fiber Reinforced Plastic (GFRP), ossia fibra
di vetro rinforzata.
79
Aerogeneratore
Ergowind Srl KGE 55KT1
Velocità di partenza / cut - in
m/s
3
Range di velocità di operatività
m/s
da 3 a 25
Velocità del vento di targa
m/s
12,5
n
3 ad assetto variabile
Numero giri nominale del rotore
rpm
60
Peso della navetta
ton
2,500
Numero pale
4.3.4
Piano di manutenzione
Le operazioni di manutenzione previste sono riportate in Tabella 26.
Tabella 26: piano di manutenzione
Azione manutentiva
Controllo pale: verificare che non ci siano crepe
o curvature anomale. Se si individua qualche
danneggiamento bisogna sostituire le pale. L’uso
di pale danneggiate o sbilanciate può
compromettere l’efficienza e la durata del
generatore.
1
2
Ingrassaggio cuscinetti
Controllare il serraggio dei bulloni della torre e
dell’elica.
Controllare che i cavi elettrici di potenza non
siano danneggiati o corrosi. In caso di corrosione
anomala sostituirli.
Controllare lo stato di usura del rotore. Se
necessario sostituirlo o revisionarlo per
ristabilirne l’efficienza.
Sostituire le guarnizioni di tenuta.
Riverniciare le zone danneggiate dalle
intemperie.
Sostituire le pale con un set nuovo.
Sostituire i cavi elettrici tra rotore e convertitore /
controllore.
4
5
6
7
8
9
10
4.4
Ogni
inverno
Dopo un
temporale
√
√
√
Ogni
anno
Ogni 10
anni
√
√
√
√
Ogni 5
anni
√
√
√
√
√
√
√
Analisi di producibilità dell'impianto
Ai fini della determinazione della producibilità dell’impianto è necessario:
●
qualificare il sito dal punto di vista anemologico;
●
determinare i parametri di merito dell'impianto.
80
Si precisa che il Punto 4 del Paragrafo 4.7 del Capitolo 6 del PEAR, prevede la “progettazione”
di uno studio anemologico di almeno tre anni. L'interpretazione degli scriventi è che studi di tale
complessità e impatto economico siano da riferirsi ad impianti di grandi / grandissime dimensioni
(fattorie del vento) e non ad impianti che rientrano, come affermato più volte, nella categoria del
minieolico. A conferma di tale interpretazione si rammenta che la DGR 829/2007, nell'ambito della
parte non dichiarata illegittima dalla recente Sentenza del TAR Marche 363/2001, che ricomprende,
completa e integra il citato Paragrafo 4.7 del Capitolo 6 del PEAR, non prevede, per gli impianti
definiti di “Piccola Taglia”, lo studio anemologico.
La Tabella 27 mostra i rendimenti energetici dell'aerogeneratore22. Si noti che il rendimento
energetico è una grandezza “globale” che tiene conto del fattore di potenza, del rendimento
meccanico e del rendimento elettrico di generazione. Il rendimento energetico è funzione della
velocità del vento, quello nominale è quello ottenibile in corrispondenza della velocità nominale. E'
anche possibile calcolare la velocità del vento per la quale il rendimento energetico assume il
massimo valore. Ad una prima lettura, può sembrare anomala la conclusione per la quale il
massimo rendimento energetico si riscontra per una velocità del vento molto inferiore a quella
nominale. In realtà, si consideri come all'aumentare della velocità di rotazione delle pale, aumenti il
“peso” di fenomeni dissipazione dell'energia (attriti di varia natura, correnti parassite, ecc.).
Si rammenta che il PEAR suddivide la curva di potenza teorica del generico aerogeneratore in
due range:
–
range 1: parabolico, definito per velocità del vento comprese nell'intervallo Cut-In – Velocità
Nominale;
–
range 2: lineare costante, definito per velocità del vento comprese nell'intervallo Velocità
Nominale – Cut-Off, o lineare ma non costante;
22 Ai sensi della normativa vigente, la potenza nominale di un impianto alimentato da fonti rinnovabili di energia è la
potenza desumibile dai dati di targa del generatore. Tuttavia, in questo caso, in base alla curva di potenza, si è notato
che, in un range di ventosità ordinaria, si raggiungono i 50 KW. Per tale motivazione per la stima della producibilità,
si è assunta una potenza di 50 KW.
81
Altezza Mozzo (m)
Diametro Rotore (m)
Area Rotore (mq)
Densità Aria (Kg/mc) – Secca, 20 °C, 1 atm
24
16
201,06
1,21
v Cut-In (m/s)
v Cut-Off (m/s)
v Nominale (m/s)
Potenza Nominale (W)
3
25
12,5
50000
Rapporto di Progetto
Velocità Rendimento Max (m/s)
R Nominale
R Max
4,17
5,2
0,21
0,36
Tabella 27: rendimenti dell'aerogeneratore
Figura 6: curva di potenza reale dell'aerogeneratore
Figura 7: curva di potenza teorica dell'aerogeneratore
La curva di potenza reale dell'aerogeneratore KGE55KT1 è riportata in Figura 6.
4.5
L'Atlante Eolico d'Italia
A fronte del crescente interesse per l’installazione di impianti di generazione da fonte eolica sia
sulla terraferma che, in prospettiva, anche offshore, nel 2006 ERSE (allora CESI RICERCA)
intraprese un’attività di affinamento e di completamento dell’Atlante eolico dell’Italia sviluppato
nel 2002 da CESI. Come la precedente, anche la nuova versione è uno strumento destinato in
particolare agli organismi pubblici che programmano l’uso del territorio, ai responsabili dello
sviluppo della rete elettrica ed agli investitori che valutano opportunità e rischi associati alla
82
realizzazione di centrali eoliche. La nuova versione è caratterizzata dal possibile approccio
interattivo da parte dell'utente, dall'affinamento delle mappe precedenti e dall'estensione delle
stesse, prima limitate alla terraferma, anche alle aree marine entro 40 km dalla costa. La
preparazione di entrambe le versioni dell'Atlante si è sviluppata in quattro fasi:
1. simulazione di campi di vento a diverse altezze dal suolo a partire da dati in alta quota
resi disponibili dall'istituto meteorologico ECMWF di Reading; la simulazione è stata svolta
con la collaborazione dell’Università di Genova - Dipartimento di Fisica, che ha utilizzato il
proprio modello matematico WINDS;
2. raccolta ed elaborazione di dati di misura del vento sulla terraferma e, per quanto
possibile, anche offshore, provenienti da reti anemometriche di vari operatori qualificati fra
cui ENEL, CESI, ENEA, Aeronautica Militare, ecc.;
3. adattamento delle mappe del vento ottenute con WINDS ai dati di misura delle reti sopra
menzionate attraverso un procedimento sviluppato ad hoc;
4. calcolo della producibilità specifica, definita come producibilità annua di energia per
unità di potenza installata di un aerogeneratore campione (MWh/MW), a partire dalla mappe
di ventosità corrette come descritto al punto precedente.
Per la nuova versione, l'adattamento delle mappe WINDS ha richiesto l'utilizzo di ulteriori 176
stazioni in aggiunta alle 240 della versione precedente, nonché stime del vento sul mare ottenibili da
satelliti artificiali. Per le aree offshore si è fatto riferimento anche a lavori internazionali già svolti
sulla ventosità del Mare Mediterraneo. In particolare, la nuova versione dell'Atlante eolico
comprende 34 mappe di velocità media annua del vento (m/s) e di producibilità specifica
(MWh/MW) di un aerogeneratore campione, con riferimento ad altezze di 25, 50, 75 e 100 m al di
sopra del suolo o della superficie del mare. La banca dati contiene anche informazioni sul territorio
(altitudine, pendenza e rugosità del terreno, distanza dalla rete elettrica ecc.), nonché sulle
caratteristiche tecniche di vari modelli di aerogeneratore. Insieme ai dati sulla ventosità, queste
informazioni vengono utilizzate da un modulo di calcolo con il quale è possibile valutare, in via
preliminare, la producibilità e il costo dell'energia di un'ipotetica centrale eolica nel punto prescelto.
È comunque importante sottolineare che l'Atlante è un indicatore della risorsa eolica su
grande scala. Può essere molto utile per individuare zone promettenti, ma non può
ovviamente sostituire la caratterizzazione di dettaglio (micrositing), con rilievi anemometrici
83
sul posto, che è sempre indispensabile effettuare nei siti specifici prima di decidere in merito
alla convenienza di un impianto eolico. Questa precisazione, valida in linea di principio per
impianti di qualsiasi potenza, comprese le grandi centrali eoliche con numerose macchine
della potenza unitaria di uno o più MW, diventa particolarmente rilevante nel caso
dell’installazione di singoli aerogeneratori di piccole dimensioni (potenze orientativamente da
1 kW a 200 kW).
La Figura 8 e la Figura 9 mostrano, rispettivamente, l'overlay del territorio dei comuni della
provincia, della ventosità a 25 m rispetto al p.c. e della producibilità (calcolata sulla base della
ventosità a 25 m dal p.c., per un aerogeneratore campione di potenza nominale pari a 1 MW).
L'impianto in oggetto è rappresentato dal simbolo *.
Figura 8: Atlante Eolico d'Italia – Ventosità a 25 m dal suolo - Overlay Provincia di Pesaro
Urbino
84
Figura 9: Atlante Eolico d'Italia - Producibilità a 25 m dal suolo - Overlay Provincia di
Pesaro - Urbino
Si noti che in corrispondenza di quest'ultimo:
●
la velocità del vento media annua, a 25 m dal p.c., è compresa nell'intervallo 3 – 4 m/s;
●
la producibilità23, calcolata sulla base della velocità del vento a 25 m dal p.c., per un
aerogeneratore campione di potenza nominale pari a 1 MW, è compresa nell'intervallo 500 –
999 MWh/MW.
23 Si osservi come la producibilità rappresenti il numero di ore equivalenti annue di funzionamento, per unità di
potenza nominale, in condizioni nominali, ossia con velocità del vento nominale.
85
L'ERSE ha sviluppato anche uno strumento per la valutazione tecnico – economica di un parco
eolico. Gli ambiente di sviluppo sono Microsoft Excel® e Microsoft Visual Basic®. E' possibile
accedere all'applicazione, dopo aver cliccato sull'idoneo link, posizionando il cursore sulla mappa
della ventosità, “esposta” dal servizio WEB – GIS erogato, in corrispondenza dell'ubicazione
dell'impianto in progetto. Purtroppo il massimo grado di zoom raggiungibile prevede una scala pari
a 1 : 200.000. Ne consegue l'impossibilità di ottenere l'esatta localizzazione. La Figura 10, la Figura
11, la Figura 12 e la Figura 13 ne mostrano l'applicazione al caso in oggetto. E' bene precisare che
le caselle il cui sfondo è bianco non sono modificabili dall'utente, quelle il cui sfondo è grigio non
sono modificabili dall'utente e contengono valori calcolati sulla base di altri inputs, infine, quelle il
cui sfondo è giallo sono modificabili dall'utente. I valori di default di tutte le caselle vengono attinti
dai data – base ERSE.
Figura 10: home page dello strumento di calcolo
Figura 11: configurazione del parco eolico
86
La Figura 11 mostra la definizione della configurazione del parco eolico. Si precisa che il
modello di aerogeneratore previsto nel caso in oggetto, non era presente nel data – base specifico di
cui è dotato lo strumento di calcolo. Si è proceduto, pertanto, all'aggiornamento manuale. Sono state
inserite tutte le informazioni richieste, ossia:
–
potenza nominale;
–
diametro del rotore;
–
altezza delle torri di sostegno abbinabili;
–
curva di potenza (cfr. Tabella 18 e Figura 6).
La configurazione definita prevede l'impiego dell'aerogeneratore Ergowind Srl KG55KT1 abbinato alla torre di sostegno di altezza pari a 24 m.
Figura 12: ventosità del sito
La Figura 12 mostra la caratterizzazione della ventosità stimata a 25 m dal p.c.. Si noti come la
velocità media annua sia pari a 3,2 m/s, il fattore di forma k della DdP Weibull sia pari a 1,38 e il
fattore di scala C, in questa sede chiamato “velocità caratteristica A”, sia pari a 3,6 m/s.
87
Figura 13: performance dell'impianto
Figura 14: stima delle emissioni evitate
La Figura 13 e la Figura 14 illustrano, infine, le performance dell'impianto. Precisamente:
●
l'energia elettrica annuale lorda e netta prodotta (MWh/anno), rispettivamente: 31
MWh/anno (31.000 KWh/anno), 27 MWh/anno (27.000 KWh/anno);
●
la producibilità (MWh/MW);
●
le perdite di energia elettrica dell'impianto (%);
●
la quantità annua di anidride carbonica non immessa in atmosfera (tonn/anno).
Le quantità annue di emissioni evitate di ossidi di azoto, anidride solforosa e particolato
sono state precisate nel Quadro di Riferimento Ambientale. Infatti non sono esprimibili in
termini di tonn/anno è il software sviluppato da ERSE non ne consente la visualizzazione.
Pertanto, è stato necessario il calcolo manuale con l'impiego dei valori tipici dei coefficienti di
emissione riferiti alla produzione di energia da combustibili fossili (ampiamente disponibili in
letteratura).
88
5 QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE
5.1
Introduzione
I riferimenti fondamentali per la definizione delle componenti ambientali da prendere in
considerazione sono la Direttiva 97/11/CE e il D.P.C.M. del 27 dicembre 1988.
L'Art. 3 della Direttiva 97/11/CE, afferma che la valutazione dell’impatto ambientale individua,
descrive e valuta, in modo appropriato, per ciascun caso particolare, gli effetti diretti e indiretti di
un progetto su:
●
l’uomo, la fauna e la flora;
●
il suolo, l’acqua, l’aria, il clima e il paesaggio;
●
i beni materiali ed il patrimonio culturale;
●
le reciproche interazioni.
L’Allegato I del D.P.C.M. 27 dicembre 1988 prevede che lo studio di impatto ambientale di
un’opera, con riferimento al quadro ambientale, debba considerare le componenti naturalistiche ed
antropiche interessate, le interazioni tra queste ed il sistema ambientale preso nella sua globalità. Le
componenti ed i fattori ambientali devono essere così intesi:
1. atmosfera: qualità dell’aria e caratterizzazione meteoclimatica;
2. ambiente idrico: acque sotterranee e acque superficiali, considerate come componenti,
come ambienti e come risorse;
3. suolo e sottosuolo: intesi sotto il profilo geologico, geomorfologico e pedologico, nel
quadro dell’ambiente in esame, ed anche come risorse non rinnovabili;
4. vegetazione, flora, fauna: formazioni vegetali ed associazioni animali, emergenze più
significative, specie protette ed equilibri naturali;
5. ecosistemi: complessi di componenti e fattori fisici, chimici e biologici tra loro interagenti
ed interdipendenti, che formano un sistema unitario e identificabile per propria struttura,
89
funzionamento ed evoluzione temporale;
6. salute pubblica: come individui e come comunità;
7. rumore e vibrazioni: considerati in rapporto all’ambiente sia naturale che umano;
8. radiazioni ionizzanti e non ionizzanti: considerati in rapporto all’ambiente sia naturale che
umano;
9. paesaggio: aspetti morfologici e culturali del paesaggio, identità delle comunità interessate e
relativi beni culturali.
Le norme tecniche di cui al D.P.C.M. 27 dicembre 198824 (e D.P.C.M. 10 agosto 1988, n. 377 come
successivamente modificati ed aggiornati con i D.P.R. 27 aprile 1992, D.P.R. 12 aprile 1996, n.
354, D.P.R. 11 febbraio 1998 e D.P.R. 2 settembre 1999, n. 348)25 definiscono in particolare
l’articolazione degli studi di impatto ambientale in tre quadri di riferimento , programmatico,
progettuale ed ambientale; relativamente a quest’ultimo, definiscono altresì le componenti e fattori
per l’analisi e la valutazione del sistema ambientale.
Non necessariamente uno studio di impatto ambientale deve trattare in modo equivalente tutte le
componenti ambientali. Il livello di approfondimento dipende dalla natura particolare delle
pressioni dell’intervento in progetto, nonché delle specifiche sensibilità dei siti coinvolti.
Resta inteso che lo sviluppo delle considerazioni per ogni componente richiede precisi riferimenti
metodologici basati sulla letteratura tecnico-scientifiche specifica.
24 Come previsto dall'Art. 34 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010, è vigente nelle
more dell'emanazione, con uno o più regolamenti, delle norme tecniche in materia di VIA previste dal medesimo
articolo.
25 Tutti i dettati normativi indicati in parentesi sono stati abrogati dall'Art. 36 del D.L.vo 152/2006 come modificato e
integrato dal D.L.vo 128/2010.
90
5.2
Componente ambientale atmosfera
L'impianto di produzione di energia elettrica tramite lo sfruttamento del vento proposto,
appartenente alla categoria del mini – eolico, non ha impatto ambientale negativo, ai sensi dell'Art.
5, Comma 1, Lett. c) del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010,
sull'atmosfera ne in termini di qualità dell'aria, ne in termini di caratteristiche meteoclimatiche
locali e/o globali. E' anzi da sottolineare un impatto ambientale positivo, ai sensi dell'Art. 5,
Comma 1, Lett. c) del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010, sia in
termini di qualità dell'aria che di caratteristiche meteoclimatiche, prevalentemente a livello
globale. Infatti la realizzazione dell'impianto consentirebbe di evitare l'immissione in
atmosfera di circa 15 tonn/anno di CO2, il principale gas ad effetto serra.
In termini di qualità dell'aria, la realizzazione dell'impianto consentirebbe di evitare
l'immissione in atmosfera delle quantità di inquinanti primari di cui alla Tabella 28. Si noti
che il particolato ha anche effetti climalteranti.
E' evidente che l'impatto ambientale positivo è da riferirsi all produzione della medesima
quantità annua di energia elettrica tramite combustibili fossili.
Le quantità sono di modesta entità, ma rappresentano un contributo all'inesorabile processo
di conversione delle modalità di produzione di energia elettrica, che vede attualmente i
combustibili fossili in prima linea, ad un modello a forte integrazione delle fonti di energia
rinnovabili e distribuito.
Tabella 28: stima delle emissioni equivalenti di inquinanti
31 MWh/anno
Inquinante
Kg/anno
0,56 (g/KWh)
NOX
17,36
1,46 (g/KWh)
SO2
45,26
0,3 (g/KWh)
PARTICOLATO
9,3
91
5.3
Componente ambientale ambiente idrico
L'impianto proposto non presenta alcun tipo d'impatto sulle acque sotterranee e superficiali, ne
come componenti, ne come risorse.
5.4
Componente ambientale suolo e sottosuolo
In considerazione della ridottissima quantità di suolo – sottosuolo di prevista escavazione, pari a 50
mc (5 m x 5 m x 2 m – dimensionamento massimo del volume di scavo netto per la realizzazione
del plinto in c.a. di fondazione) e m 3,00 x 5,20 x 0,40 = 6,24 mc (dimensionamento dello scavo per
il basamento del locale tecnico), l'impatto ambientale, sotto il profilo geologico, geomorfologico e
pedologico, ed anche come risorse non rinnovabili, è stato considerato non significativo ai sensi
dell'Art. 6, Comma 5 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010.
5.5
5.5.1
Fattore ambientale radiazioni ionizzanti e non ionizzanti26
Elettrodotti
Con il termine elettrodotto si intende "l'insieme delle linee elettriche, delle sottostazioni e delle
cabine di trasformazione" (Legge Quadro, n. 36/2001, sulla protezione dalle esposizioni a campi
elettrici, magnetici ed elettromagnetici). Gli elettrodotti costituiscono gli elementi fondamentali del
sistema elettrico realizzato per il trasporto e la distribuzione dai siti di produzione agli apparati
utilizzatori, che possono essere i comuni elettrodomestici così come anche gli impianti di grandi
complessi industriali. Esiste una grande varietà di tipologie di elettrodotti, differenti per funzione
26 Materiale tecnico – scientifico: ISPRA, ARPA Liguria e Livelli tipici di campo elettromagnetico nell'ambiente CNR 1999 - Daniele Andreuccetti - Istituto di Ricerca sulle Onde Elettromagnetiche "Nello Carrara", Via
Panciatichi, 64 - 50127 Firenze.
92
(trasporto, distribuzione, trasformazione della tensione), per tecnica costruttiva (elettrodotti aerei o
interrati, a semplice o a doppia terna, etc.), per tensione di esercizio. Sulla base di quest'ultima è
possibile individuare impianti:
●
ad altissima tensione (AAT): 220, 380 kV;
●
ad alta tensione (AT): 40, 150 kV;
●
a media tensione (MT): 10, 30 kV;
●
bassa tensione (BT): 0,22, 0,38 kV.
La distribuzione sul territorio degli elettrodotti è diversa a seconda della tensione di esercizio: il
criterio di localizzazione è la definizione, per le altissime/alte tensioni, tracciati che interessano
prettamente zone disabitate, mentre per le medie e soprattutto per le basse tensioni le linee
elettriche devono necessariamente svilupparsi in zone urbanizzate al fine di poter raggiungere
gli utilizzatori domestici. Gli elettrodotti generano nell' ambiente campi elettrici e magnetici
variabili nel tempo con una frequenza pari a 50 Hz, detta anche frequenza industriale, e
costituiscono la principale sorgente esterna di campi a frequenze estremamente basse. L' intensità
del campo elettrico generato da un elettrodotto aumenta al crescere della tensione di esercizio.
Questa ultima è costante nel tempo e tale sarà anche il campo elettrico prodotto ad una certa
distanza a parità di altre condizioni (struttura dell' impianto ed eventuale presenza di oggetti in
grado di perturbare il campo stesso). L' intensità del campo magnetico dipende dalla corrente che
circola nei conduttori, aumentando al crescere della corrente trasportata; tale grandezza è variabile
nell'arco della giornata, perché strettamente correlata alla richiesta di energia elettrica da parte degli
utenti, e pertanto anche l'intensità del campo magnetico ha una notevole variabilità temporale. Ad
esempio l' intensità dei campi magnetici generati dalle linee elettriche raggiunge valori minimi nelle
ore notturne quando la richiesta di energia diminuisce. Il campo elettrico e il campo magnetico
diminuiscono all' aumentare della distanza dall'elettrodotto e dipendono anche dal numero e dalla
disposizione dei conduttori. Esistono numerose sorgenti che producono campi elettrici e magnetici
significativi in un'area prossima alla sorgente. L'estensione di quest'area dipende dalle
caratteristiche proprie della sorgente stessa. Tra le principali:
●
linee elettriche ad alta tensione (132, 220, 380 kV);
●
linee elettriche a media e bassa tensione;
●
cabine primarie e secondarie di trasformazione;
93
●
apparecchiature elettriche ed elettroniche per impieghi civili, industriali, scientifici e medici;
●
varchi magnetici.
La valutazione dell'impatto delle sorgenti elencate sull'ambiente, in termini di dimensione del
territorio interessato, di numero di soggetti esposti, di livello di esposizione e durata della
stessa, porta a concentrare l'analisi sulle linee elettriche ad alta tensione. Infatti, esse
determinano livelli significativi di campo in ampie porzioni del territorio, ovviamente dipendenti
dalla tensione e dalle correnti circolanti, dalle caratteristiche geometriche, dalla distribuzione delle
abitazioni e dall'orografia interessata.
Le principali classi di sorgenti ambientali di campi elettromagnetici
La Tabella 29 elenca le principali classi di sorgenti ambientali di campi elettromagnetici,
distinguendo tre bande di frequenza secondo una terminologia ("basse frequenze", "frequenze
intermedie" e "alte frequenze") non proprio rigorosissima ma che è entrata nel linguaggio comune.
Per ogni classe di sorgente, la tabella riporta, oltre alla banda di frequenza interessata, anche le
seguenti informazioni:
●
tipo di emissione: si distinguono le sorgenti la cui emissione elettromagnetica è accidentale,
cioè non direttamente collegata all'espletamento del servizio svolto dalla sorgente (casi
tipici: elettrodotti ed elettrodomestici) da quelle intenzionali, per le quali l'emissione di
campi elettrici, magnetici o elettromagnetici è funzionale allo svolgimento del servizio; per
quest'ultime, si distingue ancora tra emissione intenzionale localizzata, quando i campi
raggiungono intensità di interesse sanitario solo in stretta prossimità della sorgente,
intenzionale a diffusione, quando la sorgente irradia in tutte le direzioni campi di una certa
intensità anche a distanza dalla sorgente (caso tipico: impianti di diffusione radiofonica e
televisiva) ed infine intenzionale focalizzata, quando l'emissione è concentrata in uno
stretto cono attorno alla direzione di massima irradiazione;
●
tipo di esposizione: si distingue tra esposizione indoor, che interessa per lo più solo gli
ambienti confinati, ed esposizione outdoor, che interessa anche l'ambiente esterno;
94
●
campi emessi: viene precisato quale tipo di campo (elettrico, magnetico o
elettromagnetico) è presente, prevalentemente, nella zona di maggior interesse sanitario;
●
zona di misura: si specifica se le misure (con riferimento a quelle di interesse per la
protezione sanitaria) riguardano di solito i campi reattivi o i campi radiativi.
Tabella 29: classi di sorgenti di campi elettromagnetici
Banda di
frequenza
Sorgente
Tipo di
Tipo di
emissione
esposizione
Campi emessi
Zona di
misura
Produzione,
trasporto e
distribuzione
dell'energia elettrica
Outdoor
(centrali, cabine,
elettrodotti aerei ed
interrati)
Elettrico e
magnetico
Accidentale
Basse frequenze
Utilizzo dell'energia
Campi
fino a 3 kHz
elettrica (impianti
reattivi
elettrici ed
apparecchi
utilizzatori)
Indoor
Magnetico
Indoor
Magnetico
Varchi magnetici
(sistemi antifurto e
Intenzionale
per la rilevazione
localizzata
dei transiti)
Sistemi domestici
per la cottura ad
induzione magnetica
Frequenze intermedie
(frequenze tipiche
Intenzionale
Da 3 kHz a 3 MHz
25 ÷ 50 kHz,
localizzata
potenze dell'ordine
di qualche
chilowatt)
95
Campi
reattivi
Banda di
frequenza
Sorgente
Tipo di
Tipo di
emissione
esposizione
Campi emessi
Zona di
misura
Varchi magnetici
per la rilevazione
dei transiti)
Emittenti
radiofoniche a onde
medie
Intenzionale a
diffusione
Outdoor
Elettrico e
magnetico
Varchi magnetici
per la rilevazione
dei transiti - fino a
Intenzionale
localizzata
Indoor
Magnetico (ed
Campi
elettrico)
reattivi
10 MHz)
Emittenti
radiofoniche a
modulazione di
frequenza (88 ÷ 108
MHz)
Alte frequenze
Oltre 3 MHz
Emittenti televisive
Intenzionale a
VHF e UHF (fino a
diffusione
circa 900 MHz)
Outdoor
Stazioni radiobase
per la telefonia
cellulare (900 MHz
e 1800 MHz circa)
Ponti radio
Radioaiuti alla
Intenzionale
navigazione aerea
focalizzata
(radar, radiofari)
96
Elettromagnetico
Campi
radiativi
5.5.2
Elettrodotti in aria
La Figura 15 mostra il profilo laterale del campo elettrico a 50 Hz prodotto al suolo da un
elettrodotto aereo a 380 kV, semplice terna da 1000 MW (1500 A), a partire dall'asse della linea
fino a 200 m di distanza, con altezza dal suolo del conduttore più basso di 7.78 m (valore minimo
sul terreno e su specchi d'acqua non navigabili ammesso dalla normativa italiana D.M.L.P. 16
gennaio 1991) e di 40 m (assunto come valore massimo). Nel primo caso (curva rossa, altezza 7.78
m) il campo elettrico raggiunge una intensità massima di circa 9.200 V/m. Nel secondo caso (curva
azzurra, altezza 40 m) il valore massimo è di circa 500 V/m. Si ricorda che il limite massimo
attualmente previsto dalla legislazione italiana per le esposizioni prolungate ("una parte
significativa della giornata") della popolazione è di 5.000 V/m, che divengono 10.000 V/m per le
esposizioni più brevi. L'intensità resta sotto i 5.000 V/m solo se l'elettrodotto ha una altezza minima
dal suolo di almeno 11 metri, ed in effetti 11.34 m è la minima altezza consentita dal D.M.L.P. del
1991 sul terreno "popolato".
Figura 15: campo elettrico nell'intorno di un elettrodotto aereo
La Figura 16 mostra, invece, il profilo laterale del campo magnetico a 50 Hz prodotto al suolo da un
elettrodotto aereo a 380 kV, semplice terna da 1000 MW (1500 A), a partire dall'asse della linea
fino a 200 m di distanza, con altezza dal suolo del conduttore più basso di 7.78 m (valore minimo
sul terreno e su specchi d'acqua non navigabili ammesso dalla normativa italiana D.M.L.P. 16
97
gennaio 1991) e di 40 m (assunto come valore massimo). Nel primo caso (curva rossa, altezza 7.78
m) il campo magnetico raggiunge una intensità massima di circa 36 µT (sull'asse della linea). Nel
secondo caso (curva azzurra, altezza 40 m) il valore massimo è di circa 2.3 µT. Si ricorda che il
limite massimo attualmente previsto dalla legislazione italiana per le esposizioni prolungate ("una
parte significativa della giornata") della popolazione è di 100 µT.
Figura 16: induzione magnetica nell'intorno di un elettrodotto aereo
5.5.3
Elettrodotti interrati
La Figura 17 mostra il campo magnetico generato al livello del suolo da un elettrodotto a 380 kV,
doppia terna piana da 1000 MW (790 A) interrato ad una profondità di 1.85 metri. Come si vede,
il campo magnetico massimo (pari a circa 14.5 µT) è confrontabile con quello dell'elettrodotto in
aria, tenendo conto del diverso livello di corrente trasportata (circa la metà). Esso però si riduce più
rapidamente con la distanza.
Figura 17: induzione magnetica nell'intorno di un
elettrodotto interrato
98
5.5.4
Campo magnetico a 50 Hz in ambiente domestico: livello di fondo
Dall'analisi dei dati rilevati fino ad oggi circa il campo magnetico a 50 Hz in ambienti abitativi
sono emerse alcune considerazioni abbastanza generali:
1.
il campo magnetico di fondo a 50 Hz negli ambienti domestici presenta una notevole variabilità temporale a
breve e medio termine; è possibile talvolta riconoscere una ciclicità giorno/notte;
2.
risulta più elevato negli appartamenti condominiali e minore nelle abitazioni singole; ciò potrebbe essere
dovuto all'influenza del cablaggio comune e al contributo degli appartamenti limitrofi;
3.
i valori tipici del fondo ambientale sono in genere non solo abbondantemente al di sotto del limite di sicurezza
di 100 µT, ma anche inferiori (seppur di poco) agli 0.2 µT.
5.5.5
Campo magnetico a 50 Hz in ambiente domestico: piccoli elettrodomestici
Dalla misurazione del campo magnetico a 50 Hz generato da numerosi piccoli elettrodomestici di
uso comune è possibile trarre conclusioni abbastanza generali:
1. nelle immediate vicinanze di un elettrodomestico (meno di 10 cm) può essere facilmente
superato il limite di sicurezza di 100 µT;
2. l'intensità del campo decade rapidamente con la distanza; gli 0.2 µT vengono raggiunti a
distanze dell'ordine di 30-80 cm, a seconda del tipo di elettrodomestico.
Nello scenario nazionale, dal punto di vista normativo, rivestono particolare importanza due testi: la
L. 22 febbraio 2001, 36 "Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici,
magnetici ed elettromagnetici"; e il D.P.C.M. 8 luglio 2003 "Fissazione dei limiti di esposizione,
dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle
esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti",
che per i limiti di esposizione27, i valori di attenzione28 e gli obiettivi di qualità 29 sui campi
27 Limite di esposizione: è il valore di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, considerato come valore di
immissione, definito ai fini della tutela della salute da effetti acuti, che non deve essere superato in alcuna
condizione di esposizione dalla popolazione e dei lavoratori per le finalità di cui all'articolo 1, comma 1, lettera a)
della Legge Quadro.
28 Valore di attenzione: è il valore di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, considerato come valore di
immissione, che non deve essere superato negli ambienti abitativi, scolastici e nei luoghi adibiti a permanenze
prolungate per le finalità di cui all'articolo 1, comma 1, lettere b) e c). Esso costituisce misura di cautela ai fini della
protezione da possibili effetti a lungo termine e deve essere raggiunto nei tempi e nei modi previsti dalla legge.
29 Obiettivi di qualità: sono i criteri localizzativi, gli standard urbanistici, le prescrizioni e le incentivazioni per
l'utilizzo delle migliori tecnologie disponibili, indicati dalle leggi regionali secondo le competenze definite
99
elettromagnetici alla frequenza di 50 Hz, stabilisce quanto segue: 100µT per l'induzione magnetica
e 5 kV/m per il campo elettrico, intesi come valori efficaci. A titolo di misura cautelativa per la
protezione da possibili effetti a lungo termine, eventualmente connessi con l'esposizione ai campi
magnetici generati alla frequenza di rete (50Hz), nelle aree gioco per l'infanzia, in ambienti
abitativi, in ambienti scolatici e nei luoghi adibiti a permanenze non inferiori a quattro ore
giornaliere, si assume per l'induzione magnetica il valore di attenzione di 10µT, da intendersi come
mediana dei valori nell'arco di 24 ore nelle normali condizioni di esercizio. Nella progettazione di
nuovi elettrodotti in corrispondenza di aree di gioco per l'infanzia, di ambienti abitativi, di ambienti
scolastici e di luoghi adibiti a permanenze non inferiori a quattro ore e nella progettazione dei nuovi
insediamenti e delle nuove aree di cui sopra in prossimità di linee ed installazioni elettriche già
presenti nel territorio, ai fini della progressiva minimizzazione dell'esposizione ai campi elettrici e
magnetici generati dagli elettrodotti operanti alla frequenza di 50 Hz, è fissato l'obiettivo di qualità
di 3 µT per il valore dell'induzione magnetica, da intendersi come mediana dei valori nell'arco di 24
ore nelle normali condizioni di esercizio.
Visto quanto esposto, si ritiene che un elettrodotto in BT a servizio di impianto minieolico da 55
KW di potenza nominale, ma di fatto anche di picco, che a pieno carico è in grado di erogare, in
riferimento ad un sistema trifase, 380 – 400 V efficaci e circa 145 – 137 A, implichi in termini di
intensità del campo elettrico, dell'induzione magnetica e del campo elettromagnetico un impatto non
significativo ai sensi del Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal
D.L.vo 128/2010. Ad ulteriore conferma si consideri che i potenziali bersagli (le abitazioni) distano
tutti oltre 100 m. Infine, ed è a parere degli scriventi un elemento di valutazione positiva, gran
parte dell'elettrodotto è esistente.
dall'articolo 8 della Legge Quadro; sono i valori di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, definiti dallo
Stato secondo le previsioni di cui all'articolo 4, comma 1, lettera a), ai fini della progressiva minimizzazione
dell'esposizione ai campi medesimi.
100
5.6
Paesaggio
L'impatto visivo e' uno degli impatti considerati più rilevanti fra quelli derivanti dalla realizzazione
di un impianto eolico. Gli aerogeneratori sono infatti visibili in qualsiasi contesto territoriale, con
modalità differenti in relazione alle caratteristiche degli impianti ed alla loro disposizione, alla
orografia, alla densita' abitativa ed alle condizioni atmosferiche. E' da imputarsi:
●
agli aerogeneratori (torri di sostegno, navicelle, rotori, eliche);
●
alle cabine di trasformazione;
●
alle strade appositamente realizzate;
●
all'elettrodotto di connessione con la RTN, sia esso aereo che interrato (metodologia
quest'ultima che comporta potenziali impatti, per buona parte temporanei, per gli scavi e la
movimentazione terre).
L'analisi degli impatti deve essere riferita all'insieme delle opere previste per la funzionalità
dell'impianto, considerando che buona parte degli impatti dipende anche dall'ubicazione e dalla
disposizione delle macchine. Le indicazioni delle Linee Guida Nazionali sono riferite in particolare
ai campi eolici e agli aerogeneratori in quanto costituiscono gli elementi di più incisiva intrusività.
Un'analisi del paesaggio mirata alla valutazione del rapporto fra l'impianto e la preesistenza dei
luoghi costituisce elemento fondante per l'attivazione di buone pratiche di progettazione,
presupposto indispensabile per l'ottimizzazione delle scelte operate. Si sottolinea l'importanza
fondamentale, quale fonte di conoscenza, del sopralluogo che consente il rilievo, geometrico e
fotografico, dello stato dei luoghi nei propri aspetti dimensionali, materici e d'uso.
L'analisi dell'inserimento nel paesaggio deve quantomeno prevedere:
–
analisi dei livelli di tutela: devono essere evidenziati i diversi livelli operanti nel contesto
paesaggistico e nell'area di intervento considerata, rilevabili dagli strumenti di pianificazione
paesaggistica, urbanistica e territoriale e da ogni fonte normativa, regolamentare e
provvedimentale fornendo indicazione della presenza di beni culturali tutelati ai sensi della
101
Parte II del “Codice dei beni culturali e del paesaggio”; si veda il Quadro di Riferimento
Programmatico;
–
analisi delle caratteristiche del paesaggio nelle sue diverse componenti, naturali ed
antropiche: devono essere messe in evidenza:
–
appartenenza a sistemi naturalistici (biotopi, riserve, parchi naturali); l'area in oggetto
appartiene non appartiene a sistemi naturalistici, anzi è caratterizzata da attività
agricola; è prossima ad SIC/ZPS (si consulti lo Studio di Screening di VIA);
–
sistemi insediativi storici (centri storici, edifici storici diffusi); l'area in oggetto non
appartiene ad alcun insediamento storico;
–
tessiture territoriali storiche (centuriazioni, viabilita' storica); l'area in oggetto non
appartiene a tessiture territoriali storiche, ma è non molto lontana da un'area
centuriata;
–
appartenenza a sistemi tipologici di forte caratterizzazione locale e sovralocale (sistema
delle cascine a corte chiusa, sistema delle ville, uso sistematico della pietra, o del legno, o
del laterizio a vista, ambiti a cromatismo prevalente); l'area in oggetto non appartiene ad
alcun sistema di forte caratterizzazione;
–
appartenenza a percorsi panoramici o ad ambiti di percezione da punti o percorsi
panoramici; si veda quanto esposto a seguire;
–
appartenenza ad ambiti a fine valenza simbolica; l'area in oggetto non appartiene ad
alcun ambito a forte valenza simbolica;
–
analisi dell'intervisibilità dell'impianto nel paesaggio: deve essere analizzata, a seconda delle
sue caratteristiche distributive, di densità e di estensione attraverso la rappresentazione
fotografica dello stato attuale dell'area d'intervento e del contesto paesaggistico, ripresi da
luoghi di normale accessibilità e da punti e percorsi panoramici, dai quali sia possibile cogliere
con completezza le fisionomie fondamentali del territorio.
Quale primo passo atto a definire gli elementi salienti del paesaggio, nel caso in oggetto, è stato
effettuato un sopralluogo, in data 15 maggio 2014.
102
Figura 18: ubicazione e orientamento dei punti di ripresa fotografica
Foto 1: visione dal punto 5
103
104
105
L'analisi dell'interferenza visiva passa inoltre per i seguenti punti:
●
definizione del bacino visivo dell'impianto eolico, cioè della porzione di territorio
interessato costituito dall'insieme dei punti di vista da cui l'impianto è chiaramente visibile;
si veda quanto esposto a seguire;
●
ricognizione dei centri abitati e dei beni culturali e paesaggistici riconosciuti come tali
ai sensi del D.L.vo 42/2004, distanti in linea d'aria non meno di 50 volte l'altezza massima
del più vicino aerogeneratore; nel caso in oggetto è presente un unico aerogeneratore la
cui altezza massima, comprensiva delle pale, è pari a 32 m; ne consegue il dover
investigare un'area circolare di raggio pari a 1600 m (più piccola rispetto all'AIP); si
noti che quelli individuati all'interno della suddetta area non sono beni e/o edifici
tutelati ai sensi del D.L.vo 42/2004, ne ai sensi del PPAR.
In ottemperanza a quanto previsto dalle “Linee Guida per l’inserimento paesaggistico degli
interventi di trasformazione territoriale - GLI IMPIANTI EOLICI: SUGGERIMENTI PER LA
PROGETTAZIONE E LA VALUTAZIONE PAESAGGISTICA” citate precedentemente, quale step
fondamentale dell'analisi del possibile impatto sul paesaggio, si è proceduto alla predisposizione
della mappa d'intervisibilità teorica (MIT). Gli algoritmi che ne consentono l'elaborazione,
originariamente sviluppati per lo studio della aree “illuminate” da un'antenna trasmittente, sono,
generalmente presenti in numerosi strumenti software tipo GIS. Gli inputs necessari sono due:
●
il DEM (Modello Digitale di Elevazione);
●
il file contenente la posizione degli aerogeneratori (generalmente in formato vettoriale).
Preme rammentare e specificare la differenza che intercorre tra DEM e DTM (Modello Digitale del
Terreno). Vengono considerati, normalmente, sinonimi. In realtà, il primo non contiene
informazioni circa gli elementi presenti sul suolo (alberi, edifici, ecc.), il secondo, ancora poco
diffuso, al contrario contiene anche informazioni riguardanti gli edifici, la vegetazione, ecc.
(ne sono un esempio gli edifici virtuali 3D di Google SketchUp). E' una differenza importante.
Utilizzando un DEM, peraltro unica scelta possibile, si ottengono MIT conservative, ossia che
non tengono conto degli ostacoli naturali presenti nella realtà.
106
Nel caso in oggetto è stato usato un DEM (le caratteristiche tecniche sono riportate in
allegato). Il secondo inputs, semplicissimo, è stato implementato tramite la rappresentazione
dell'unico aerogeneratore con un punto (in formato vettoriale .shp).
L'algoritmo utilizzato produce un output per ciascuna porzione (spesso quadrata o rettangolare) del
territorio discretizzato oggetto dell'analisi, precisamente di tipo numerico, ossia l'angolo sotteso
dalla linea immaginaria che collega il generico punto di vista (o punto di osservazione) all'estremità
superiore dell'aerogeneratore (Figura 19).
E' opportuno specificare inoltre:
–
risoluzione 5 x 5 m (il DEM ha una risoluzione inferiore, ma il software, per interpolazione
riempie le lacune);
–
altezza dell'osservatore, posto nel generico punto di osservazione, pari a 1,60 m;
–
copertura angolare pari a 360°;
Figura 19: angolo sotteso alla linea punto di osservazione - aerogeneratore
107
5.6.1
Studio del paesaggio nell'AIP
La Tabella 30 mostra la classificazione della percezione dell'altezza dell'aerogeneratore percepita,
in funzione della distanza dal generico punto di osservazione, comunemente accettata in letteratura.
I giudizi circa l'altezza percepita fanno riferimento ad una distanza (D) pari all'altezza
dell'aerogeneratore (HT). In questo caso, quindi, i giudizi sono da riferirsi a distanze maggiori o
uguali a 32 m.
Tabella 30: peso della distanza sulla percezione visiva
108
E' stato utilizzato l'output numerico degli algoritmi di analisi di intervisibilità. Occorre
qualche precisazione. Nel caso di un territorio ad orografia complessa, l'angolo sotteso non è
da imputarsi al solo aerogeneratore, ma anche alla differenza di quota tra il generico punto di
osservazione e il sito di installazione dell'impianto. Al fine di ottenere l'angolo sotteso
dipendente dal solo aerogeneratore si è proceduto come segue:
–
elaborazione dell'intervisibilità del sito con l'aerogeneratore;
–
elaborazione dell'intervisibilità del solo sito d'installazione;
–
calcolo della mappa della differenza angolare, che rappresenta, appunto, l'angolo da
imputarsi al solo aerogeneratore.
Le Tavole 24, 25, 26, 27 e 28 allegate mostrano i risultati. Da questo tipo di analisi emergono
risultati importanti:
●
dal nucleo abitato denominato "Caminate", l'aerogeneratore non è visibile (vedi Tavola
"Overlay dell'AIP, dell'AIL e della MIT (vettoriale) al Modello di Elevazione Digitale (con
isoipse vettoriali) e - a corredo - i Profili Altimetrici di alcune sezioni significative");
●
gran parte dell'AIP - che comprende peraltro anche un'area ad elevato grado di
antropizzazione, con strutture anche molto significative in termini paesaggistico ambientale (zona industriale di Bellocchi) - è caratterizzata da una visibilità dell'impianto
MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA, che significa riuscire a percepire
visivamente un'altezza dell'aerogeneratore da NULLA a 1/20 delle reali dimensioni fisiche;
●
il grado di visibilità MEDIO -- MEDIO - ALTO: (altezza percepita dell'aerogeneratore pari
a 1/8 delle reali dimensioni fisiche) è limitato ad un'area "circolare" estesa approssimativamente - fino al locale elemento idrico denominato "fosso delle Caminate";
●
il grado di visibilità MEDIO -- MEDIO - ALTO: (altezza percepita della torre di sostegno
pari a 1/8 delle reali dimensioni fisiche) è limitato ad un'area "circolare" estesa approssimativamente - meno rispetto alla distanza dal locale elemento idrico denominato
"fosso delle Caminate";
●
dalla Tabella 31, Tabella 32, Figura 20 e Figura 21 si desume come la somma delle aree di
visibilità sia variabile da un minimo circa del 52% (per la sola torre) ad un massimo circa
del 59% (per l'aerogeneratore) dell'area dell'AIP (pari a circa 1846 ha);
●
da un minimo circa del 90% ad un massimo circa del 93% dell'area di cui sopra, però, è
109
imputabile alla classe di visibilità MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA, che
significa riuscire a percepire visivamente un'altezza dell'aerogeneratore da NULLA a 1/20
delle reali dimensioni fisiche; peraltro, ampie porzioni sono "occupate" dall'area industriale
di Bellocchi, che presenta insediamenti e/o edifici - anche piuttosto significativi - che
impediscono completamente la visione dell'aerogeneratore;
●
alcune aree dell'AIP sono caratterizzate da angoli negativi; tale circostanza - per come è
definito e opera l'algoritmo - indica aree la cui quota è superiore alla somma della quota del
punto di ubicazione, dell'altezza della torre e del raggio rotorico (con riferimento alla Tavola
relativo all'aerogeneratore nella sua complessità); in altri termini è necessario "guardare in
basso" per vedere l'aerogeneratore;
●
il sito d'installazione non è visibile per gran parte dell'AIP definita; precisamente sono
presenti delle aree da dove è visibile, in misura differente, la sommità
dell'aerogeneratore, ma non il terreno su cui “poggia”30 (vedi Tavola "Overlay
dell'AIP, dell'AIL e delle Aree di Differenza Angolare (Aerogeneratore - Suolo)
vettoriale al Modello di Elevazione Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i
Profili Altimetrici di alcune sezioni significative" e Tavola "Overlay dell'AIP, dell'AIL
e della MIT relativa al solo punto di ubicazione (vettoriale) al Modello di Elevazione
Digitale (con isoipse vettoriali) e - a corredo - i Profili Altimetrici di alcune sezioni
significative").
Classe di visibilità (in termini di altezza percepita)
Area (ha) %Totale
ALTA: 1/2-1
0,81
0,08
ALTA: 1/3-1/2
1,22
0,11
ALTA: 1/4-1/3
3,97
0,37
MEDIO - ALTA -- ALTA: 1/8-1/4
8,65
0,80
MEDIA -- MEDIO - ALTA: 1/8
25,55
2,35
MEDIA: 1/20-1/8
66,04
6,08
MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA: NULLA-1/20
979,10
90,21
TOTALE (ha)
1085,35
100,00
%AIP
0,0441
0,0662
0,2151
0,4689
1,3848
3,5794
53,0679
58,8265
Tabella 31: classi di visibilità, loro estensione e rapporto percentuale rispetto al totale e all'AIP - Aerogeneratore
30 Non sono indicate, in quanto, mancando uno dei due sottraendi, il software non è in grado di determinare la
differenza angolare.
110
Figura 20: contributo - assoluto e in termini percentuali - di ciascuna classe di visibilità Aerogeneratore
Classe di visibilità (in termini di altezza percepita) Area (ha) %Totale
ALTA: 1/2-1
0,61
0,06
ALTA: 1/3-1/2
0,20
0,02
ALTA: 1/4-1/3
2,54
0,26
5,39
0,56
12,82
1,33
MEDIA: 1/20-1/8
42,10
4,38
898,10
93,38
TOTALE (ha)
961,77
100,00
%AIP
0,0331
0,0110
0,1379
0,2924
0,6949
2,2819
48,6777
52,1287
Tabella 32: classi di visibilità, loro estensione e rapporto percentuale rispetto al totale e all'AIP Torre
111
Figura 21: contributo - assoluto e in termini percentuali - di ciascuna classe di visibilità Torre
5.6.2
Criterio dell'Indice d'Impatto Paesaggistico31
Per definire in dettaglio e misurare il grado d'interferenza del potenziale impatto sulla componente
paesaggistica, si è deciso di applicare, in linea con quanto previsto anche nelle “Linee guida per la
valutazione dell'impatto ambientale degli impianti eolici” della Regione Toscana, richiamate dalle
“Linee Guida per l’inserimento paesaggistico degli interventi di trasformazione territoriale - GLI
IMPIANTI EOLICI: SUGGERIMENTI PER LA PROGETTAZIONE E LA VALUTAZIONE
PAESAGGISTICA” del Ministero per i Beni e le Attività Culturali e con la letteratura di settore, 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
31 Prof. Cocco – Corso d'Impatto Ambientale dei Sistemi Energetici – Facoltà di Ingegneria – Università di Cagliari
112
realizzare. L'approccio metodologico maggiormente accreditato 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, in base al quale prendere decisioni in merito ad interventi di
mitigazione o a modifiche progettuali che migliorino la percezione visiva, viene determinato dal
prodotto dei due indici sopracitati:
IP = VP * VI
L’indice relativo al valore del paesaggio VP relativo 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). Quantificati tali aspetti, l’indice VP
risulta:
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 interferenze da parte delle attività umane. L'indice di naturalità deriva
pertanto da una classificazione del territorio (Tabella 33).
Tabella 33: indice di naturalità N
113
La qualità attuale dell'ambiente percettibile 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 in Tabella 34, 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.
Il terzo indice definisce le zone che, essendo riconosciute meritevoli di una determinata tutela da
parte dell'uomo, sono state sottoposte ad una legislazione specifica. L'elenco dei vincoli ed il
corrispondente valore dell’indice V è riportato in Tabella 35.
Tabella 34: qualità attuale dell'ambiente naturale Q
Tabella 35: vincoli V
114
L'interpretazione della visibilità è legata alla tipologia dell'opera ed allo stato del paesaggio in cui la
stessa viene introdotta. Gli elementi costituenti un parco eolico (gli aerogeneratori) si possono
considerare come un unico insieme e quindi un elemento puntale rispetto alla scala vasta, presa in
considerazione, mentre per l’area ristretta, gli stessi elementi risultano diffusi se pur circoscritti, nel
territorio considerato. Da ciò appare evidente che sia in un caso che nell’altro tali elementi
costruttivi ricadono spesso all’interno di una singola unità paesaggistica e rispetto a tale unità
devono essere rapportati. In tal senso, la suddivisione dell’area in studio in unità di paesaggio,
permette di inquadrare al meglio l’area stessa e di rapportare l’impatto che subisce tale area agli
altri ambiti, comunque influenzati dalla presenza dell’opera. Per definire la visibilità di un parco
eolico si possono analizzare i seguenti indici:
●
la percettibilità dell'impianto, P;
●
l’indice di bersaglio, B;
●
la fruizione del paesaggio, F.
L’indice VI risulta pari a:
VI=P*(B+F)
Per quanto riguarda la percettibilità P dell’impianto, 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 tre categorie principali: i crinali, i versanti e le
colline, le pianure e le fosse fluviali. Ad ogni categoria vengono associati i rispettivi valori di
panoramicità, riferiti all'aspetto della visibilità dell'impianto, per esempio secondo quanto mostrato
in Tabella 36.
Tabella 36: indice di percettibilità visiva P
115
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 genere), sia in movimento (strade e ferrovie).
Dalle zone bersaglio si effettua l’analisi visiva, che si imposta su fasce di osservazione, che
comprendono quindi un continuo di punti, ove la visibilità si ritiene variata per la presenza degli
elementi in progetto.
Nel caso dei centri abitati, tali zone sono definite da una linea di confine del centro abitato, tracciata
sul lato rivolto verso l’ubicazione dell’opera; per le strade, invece, si considera il tratto di strada per
il quale la visibilità dell’impianto è considerata la massima possibile.
Gli aerogeneratori, sono strutture che si sviluppano necessariamente in altezza. Il metodo usato per
valutare l’andamento della sensibilità visiva in funzione della distanza è schematizzato in Figura 19.
Tale metodo considera una distanza di riferimento D fra l’osservatore e l’oggetto in esame
(aerogeneratore), in funzione della quale vengono valutate le altezze dell’oggetto percepite da
osservatori posti via via a distanze crescenti. La distanza di riferimento D coincide di solito con
l’altezza HT dell’oggetto in esame, in quanto in relazione all’angolo di percezione α (pari a 45°),
l’oggetto stesso viene percepito in tutta la sua altezza. All’aumentare della distanza dell’osservatore
diminuisce l’angolo di percezione (per esempio pari a 26,6° per una distanza doppia rispetto
all’altezza della turbina) e conseguentemente l’oggetto viene percepito con una minore altezza,
corrispondente all’altezza H di un oggetto posto alla distanza di riferimento D dall’osservatore.
Tale altezza H risulta funzione dell’angolo α secondo la relazione:
H = D tg(α)
Ad un raddoppio della distanza di osservazione corrisponde un dimezzamento della altezza
percepita H. Sulla base del comune senso di valutazione, è possibile esprimere un commento
qualitativo sulla sensazione visiva al variare della distanza, definendo un giudizio di percezione,
così come riportato in Tabella 30.
Le considerazioni sopra riportate si riferiscono alla percezione visiva di un'unica turbina, mentre per
valutare la complessiva sensazione panoramica di un parco eolico composto da più turbine è
necessario considerare l’effetto di insieme. A tal fine occorre considerare alcuni punti di vista
116
significativi, ossia dei riferimenti geografici che, in relazione alla loro fruizione da parte dell’uomo
(intesa come possibile presenza dell’uomo), sono generalmente da considerare sensibili alla
presenza dell’impianto. L’effetto di insieme dipende notevolmente oltre che dall’altezza e dalla
distanza delle turbine, anche dal numero degli elementi visibili dal singolo punto di osservazione
rispetto al totale degli elementi inseriti nel progetto. In base alla posizione dei punti di osservazione
e all’orografia della zona in esame si può definire un indice di affollamento del campo visivo. Più in
particolare, l’indice di affollamento IAF è definito come la percentuale di turbine eoliche che si
apprezzano dal punto di osservazione considerato, assumendo una altezza media di osservazione
(1,7 m per i centri abitati ed i punti di osservazione fissi, 1,5 m per le strade). Sulla base di queste
considerazioni, l’indice di bersaglio per ciascun punto di osservazione viene espresso attraverso il
prodotto fra l’altezza percepita del primo aerogeneratore visibile e l’indice di affollamento:
B=H*IAF
Infine, 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 eolico, e quindi trovare in tale zona la
visuale panoramica alterata dalla presenza dell'opera. I principali fruitori sono le popolazioni locali
e i viaggiatori che percorrono le strade e le ferrovie. L’indice di fruizione viene quindi valutato sulla
base della densità degli abitanti residenti nei singoli centri abitati e dal volume di traffico per strade
e ferrovie. Anche l’assetto delle vie di comunicazione e di accesso all’impianto influenza la
determinazione dell’indice di fruizione. L’indice di fruizione 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).
Per poter applicare quanto descritto al caso in oggetto, sono stati preventivamente individuati
i punti di osservazione sulla base delle seguenti Tavole del PPAR:
●
Tavola 7 “Ambiti di alta percettività visuale, strade e punti panoramici” (1:100.000);
nell'AIP - ad eccezione dell'ambito di alta percettività visuale, di natura poligonale e
non puntuale - non sono presenti elementi del tematismo;
117
●
Tavola 8 “Centri e nuclei storici e paesaggio agrario di interesse storico – ambientale”
(1:100.000); nell'AIP - ad eccezione di una porzione di paesaggio agrario d'interesse
storico - ambientale, di natura poligonale e non puntuale - non sono presenti elementi
del tematismo;
●
Tavola 9 “Edifici e manufatti storici extraurbani” (1:100.000); nell'AIP non sono
presenti elementi del tematismo;
●
Tavola 10 “Zone archeologiche, strade consolari e luoghi di memoria storica”
(1:100.000); è presente un'area centuriata
●
Tavola 11 “Parchi, riserve naturali regionali e Piani d'area” (1:100.000); nell'AIP non
sono presenti elementi del tematismo;
●
Tavola 15 “Centri, nuclei storici e ambiti di tutela cartograficamente delimitati”
(1:25.000); nell'AIP non sono presenti elementi del tematismo;
●
Tavola 16 “Manufatti storici extraurbani e ambiti di tutela cartograficamente
delimitati” (1:25.000); nell'AIP non sono presenti elementi del tematismo;
●
Tavola 17 “Località d'interesse archeologico cartograficamente delimitate” (1:25.000);
è presente un'area centuriata.
Non essendo stato possibile individuare punti di osservazione in base alle Tavole di cui sopra,
si è comunque ritenuto di applicare il criterio, definendo - in qualità di punti di osservazione
(PO) - gli edifici (chiese, edifici, edifici in costruzione, edifici rurali e scuole 32) interni all'AIP e
ricadenti in aree di visibilità (a prescindere dal grado di visibilità). Tale scelta ha anche
consentito di poter rappresentare - la porzione di paesaggio agrario d'interesse storico ambientale e l'area centuriata (si consultino le Tavole). In merito a quest'ultima, si noti come
ospiti gran parte della zona industriale di Bellocchi.
32 Si precisa che per tale elaborazione è stato utilizzato i dati cartografici forniti dal Comune di Fano a fronte di
apposita istanza. I dati sono aggiornati all'anno 2000.
118
La Tabella 37 e le Tavole 29 e 30 mostrano i punti di osservazione che sono stati definiti con
tale approccio.
VISIBILITA'
ANGOLI NEGATIVI
MEDIA: 1/20-1/8
Totale
Numero di Edifici (Punti di Osservazione)
13
3
1
1
257
275
Tabella 37: edifici - in qualità di punti di osservazione - e classi di visibilità
Valore Paesaggistico – VP
Naturalità – N
Qualità Attuale Ambiente Percettibile – Q
Aree Vincolate – V
Percettibilità – P
Indice di Affollamento – IAF
5
2
2
1
1,1
1
Tabella 38: indici fissi
La Tabella 38 illustra la valorizzazione degli indici fissi. Le motivazioni della scelta sono le
seguenti:
–
naturalità: rappresenta il valor medio delle voci “territori modellati artificialmente - aree/servizi
industriali o commerciali” (vista la presenza dell'area industriale di Bellocchi) e “territori
agricoli - seminativi e incolti";
–
qualità attuale dell'ambiente percettibile: rappresenta il valor medio delle voci “aree agricole” e
“aree/servizi industriali, cave, ecc.” (vista la presenza dell'area industriale di Bellocchi);
–
aree vincolate: "zone con vincolo storico - archeologico", vista la presenza del vincolo di cui al
D.L.vo 42/2004 e s.m.i. e dell'area centuriata;
–
percettibilità: rappresenta il valor medio delle voci "zone a bassa panoramicità (pianeggianti)" e
"zone a media panoramicità (collinari e di versante)";
–
indice di affollamento: rappresenta il numero di aerogeneratori, rispetto al numero complessivo,
visibile da un generico punto di osservazione; nello specifico caso in oggetto è pari al 100% in
ragione della presenza di un singolo aerogeneratore.
119
L'allegato mostra, invece, il valore dell'indice d'impatto paesaggistico per i punti di osservazione
citati. Nello specifico caso in oggetto, essendo, di fatto la distanza di per se un elemento di
mitigazione, gioca un ruolo importante l'indice di fruibilità. La valorizzazione di tale parametro
non è affatto semplice. Infatti dipende da numerosi aspetti dell'area in cui si trova il punto di
osservazione: caratteristiche del tessuto urbano, se esistente; viabilità, ecc. Le due grandezze, però,
che maggiormente lo influenzano sono il numero di abitanti e la densità di popolazione. E' evidente
il nesso con il ruolo di potenziali bersagli dell'impatto paesaggistico. Il solo dato di densità di
popolazione globale a livello comunale, però, non è in grado di descrivere la presenza di potenziali
bersagli dell'impatto paesaggistico nelle aree di visibilità. Ecco perché si è ritenuto opportuno
effettuare l'analisi delle “celle” censuarie in cui il territorio comunale è stato suddiviso in occasione
del censimento generale della popolazione e delle abitazioni effettuato dall'ISTAT nel 2011. I dati
grezzi, comprendenti la base cartografica georeferenziata (in formato .shp) e la base di dati (in
formato .xls), sono liberamente reperibili dal sito ufficiale. Si consulti la Tavola 31 allegata (abitanti
residenti). Si noti come:
1. l'aerogeneratore è ubicato in un'area classificata come "Centri, nuclei con meno di 200
abitanti, località produttive e case sparse da validare";
2. gran parte dell'estensione dell'AIP, sia classificata come "Centri, nuclei con meno di 200
abitanti, località produttive e case sparse da validare";
3. dal nucleo abitato di Caminate (269 abitanti), l'aerogeneratore non è visibile;
4. le altre località (Bellocchi, L.P. Bellocchi, Ingualchiera, Tre Ponti e Tombaccia)
appartengono - peraltro non sempre per la loro estensione totale - ad aree con visibilità
MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA, che significa riuscire a percepire
visivamente un'altezza dell'aerogeneratore da NULLA a 1/20 delle reali dimensioni fisiche.
5.6.3
Indice di visione azimutale
Il criterio dell'indice d'impatto paesaggistico prende in considerazione prevalentemente l'impatto
dovuto allo sviluppo verticale degli aerogeneratori. In realtà, specie per fattorie del vento, non deve
essere trascurato l'impatto da imputarsi agli aerogeneratori visti nel loro insieme. All'uopo la
letteratura, in primo luogo le “Linee Guida per l’inserimento paesaggistico degli interventi di
120
trasformazione
territoriale
-
GLI
IMPIANTI
EOLICI:
SUGGERIMENTI
PER
LA
PROGETTAZIONE E LA VALUTAZIONE PAESAGGISTICA” del Ministero per i Beni e le Attività
Culturali, propone il criterio dell'indice di visione azimutale (Iva), che consente di valutare la
presenza dell’impianto eolico all’interno del campo visivo di un osservatore. Le ipotesi alla base
sono le seguenti:
●
se all’interno del campo visivo di un osservatore non è presente alcun aerogeneratore
l’impatto visivo è nullo;
●
se all’interno del campo visivo di un osservatore è presente un solo aerogeneratore l’impatto
è pari ad un valore minimo;
●
se all’interno del campo visivo di un osservatore sono presenti un certo numero di
aerogeneratori occupando il 50% del campo visivo dell’osservatore, l’impatto è pari ad 1;
●
se all’interno del campo visivo di un osservatore sono presenti un certo numero di
aerogeneratori occupando il 100% del campo visivo dell’osservatore, l’impatto è pari ad 2;
L’indice Iva è definito in base al rapporto tra due angoli azimutali:
●
l’angolo azimutale a all’interno del quale ricade la visione degli aerogeneratori visibili da un
dato punto di osservazione (misurato tra l’aerogeneratore visibile posto all’estrema sinistra e
l’aerogeneratore visibile posto all’estrema sinistra);
●
l’angolo azimutale b, caratteristico dell’occhio umano e assunto pari a 50°, ovvero pari alla
metà dell’ampiezza dell’angolo visivo medio dell’occhio umano (considerato pari a 100°
con visione di tipo statico).
Quindi per ciascun punto di osservazione si determinerà un indice di visione azimutale I va pari al
rapporto tra il valore di a ed il valore di b; tale rapporto può variare da un valore minimo pari a zero
(impianto non visibile) ed uno massimo pari a 2.0 (caso in cui gli aerogeneratori impegnano l’intero
campo visivo dell’osservatore).
Nella definizione dell’indice si assume che anche nelle condizioni in cui sia visibile un solo
aerogeneratore, il valore dell’indice Iva non sia nullo (come potrebbe risultare dal rapporto degli
angoli azimutali), ma che sia pari a 0.1.
La Figura 22 illustra la definizione di indice di visione azimutale, Iva. In fase di valutazione è
possibile attribuire fattori di pesatura in funzione della distanza dall’impianto.
121
Figura 22: schema di calcolo dell'indice di
visione azimutale
Come riportato nell'allegato, nello specifico caso in oggetto, il criterio dell'indice di visione
azimutale è stato applicato a tutti i punti di osservazione definiti per l'applicazione del criterio
dell'indice paesaggistico. Essendo l'aerogeneratore unico è stato selezionato per tutti i punti di
osservazione un indice di visione azimutale pari a 0,1, come previsto. Si è provveduto ad adottare
un fattore di peso uguale ad 0,8 per distanze superiori a 4 km, 1.0 per distanze variabili da 2 a 4 km,
mentre per distanze inferiori a 2 km si è stabilito di adottare un fattore di peso pari a 1,5. Il valor
medio è pari a 0,13, in buona sostanza quasi nullo.
5.6.4
Strade
E' doveroso studiare anche il potenziale impatto visivo in relazione alle reti infrastrutturali (stradale,
autostradale, ecc.). Si faccia riferimento alle tavole allegate. Vista l'intensità di traffico medio –
alta, rivestono un ruolo importante. Come previsto, peraltro, dall'Artt. 23 - 24 del Cap. VI
122
della Sezione Sistema Paesistico - Ambientale delle NTA del PRG, le due infrastrutture di
maggior rilievo ai fini della tutela di cui alle aree V, sono l'autostrada e la superstrada. Come
si evince dalla lettura delle Tavole 32 e 33 allegate:
- il tratto autostradale interno all'AIP "corre" in corrispondenza di aree caratterizzate da una
visibilità MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA, che significa riuscire a percepire
visivamente un'altezza dell'aerogeneratore da NULLA a 1/20 delle reali dimensioni fisiche;
- come precisato sotto, vista l'apertura angolare del cono visivo dell'osservatore, pur sempre con la
visibilità di cui sopra, l'aerogeneratore è percepibile solo da un breve tratto (meno di 1 Km) lungo la
direzione da N a S; analoghe considerazioni valgono per la direzione da S a N; si precisa come nelle
Tavole - in Legenda - in termini "tratto da cui è visibile" e "tratto da cui non è visibile" è riferito alla
sola apertura del cono visivo; in realtà in alcuni tratti di possibile visibilità per effetto del cono
visivo, l'aerogeneratore non è visibile;
- gran parte del tratto di superstrada interno all'AIP è caratterizzato dalla non visibilità
dell'aerogeneratore; brevissimi tratti - lungo la direzione Fano - Urbino - hanno una visibilità
MOLTO BASSA -- BASSA -- MEDIO - BASSA, che significa riuscire a percepire visivamente
un'altezza dell'aerogeneratore da NULLA a 1/20 delle reali dimensioni fisiche.
Le stesse considerazioni valgono anche per altri numerosi tratti stradali di minor rilevanza e,
quindi, ad intensità di traffico drasticamente inferiore. E' bene precisare che ai fini della
valutazione, deve essere preso a riferimento il “cono visivo” naturale di un individuo posto
all'interno di un veicolo, che conseguentemente è caratterizzato dall'avere il suo asse principale
parallelo all'asse stradale. In letteratura si assume, generalmente, un'apertura in pianta pari a 100° 120° e un'apertura verticale pari a circa 60°.
5.7
5.7.1
Componente ambientale vegetazione, flora, fauna
Sottocomponente floristico – vegetazionale
L'impatto degli impianti eolici sulla vegetazione è riconducibile unicamente al danneggiamento e/o
all'eliminazione diretta di habitat e specie floristiche. Ad essi possono inoltre essere legate conseguenze generali
sugli ecosistemi.
123
Vista l'occupazione di suolo molto limitata si è scelto di ottemperare al compito di produrre una
descrizione dello stato di fatto vegetazionale e floristico del sito prendendo a riferimento la mappa
dell'indice di conservazione del paesaggio vegetale (Figura 23). Si noti che per l'area in oggetto
l'indice è definito "basso".
Nell'area oggetto di studio non sono presenti habitat e/o specie di flora di pregio naturalistico e
d'interesse conservazionistico (specie elencate in normative regionali, Libro Rosso delle Piante
d'Italia, Liste Rosse Regionali, IUCN, Direttive comunitarie).
Devono essere valutate e minimizzate le modifiche che si verificano su habitat e vegetazione
durante la fase di cantiere (costruzione di nuove strade di servizio e delle fondazioni per gli
aerogeneratori; interramento della rete elettrica, traffico di veicoli pesanti per il trasporto di
materiali e componenti per la costruzione dell'impianto, ecc.). Nel caso specifico non è prevista la
costruzione di nuove strade di alcun tipo, se non un brevissimo tratto terminale. Il volume di
scavo per la realizzazione del plinto in c.a. di fondazione e del basamento del locale tecnico è
pari a 57,10 mc. Si precisa che non è prevista alcuna forma di impermeabilizzazione che potrebbe
comportare/innescare/amplificare fenomeni di erosione e/o dissesto nelle aree limitrofe.
In merito all'elettrodotto, nel caso specifico, vista la potenza nominale dell'impianto, la
connessione alla rete elettrica prevede la realizzazione di un breve elettrodotto aereo in BT
con cavo singolo (nel quale sono presenti i tre conduttori di fase e il “neutro”) autoportante
isolato. Si precisa, però, che i competenti uffici di ENEL Distribuzione Spa - a fronte della
richiesta di un preventivo di connessione - non individuano, specificano e allegano alcun
tracciato.
Oltre alle linee elettriche, devono essere tenute in considerazione anche le cabine elettriche.
Generalmente una fattoria del vento è dotata delle seguenti cabine elettriche:
●
cabina di macchina (una per ogni aerogeneratore, alla base dello stesso);
●
cabina d'impianto (presso la quale confluiscono i cavidotti di ogni singolo aerogeneratore);
●
cabina d'interfacciamento con la rete.
124
Con il termine cabina viene indicata un'infrastruttura dotata di apposita macchina elettrica
(trasformatore) atta a rendere la differenza di potenziale idonea alla linea a valle. Nel caso specifico
non è presente alcun tipo di cabina. Infatti la tensione in uscita dell'aerogeneratore è adeguata
ai fini dell'immisione nella rete in BT esistente. E' prevista solo l'installazione, alla base della
torre di sostegno, di un “casotto” prefabbricato in legno in grado di ospitare i contatori e altra
strumentazione di servizio.
Viste le argomentazioni esposte l'impatto sulla componente floristico – vegetazionale è stata
considerata non significativa ai sensi del Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come
modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010.
Figura 23: REM - mappa dell'indice di conservazione del paesaggio vegetale (su ortofoto)
5.7.2
Sottocomponente fauna
La realizzazione di impianti eolici ha un impatto sulle comunità faunistiche che va valutato
soprattutto quando gli interventi si collocano in aree ad elevata naturalità. La fauna, concetto ampio,
interagisce con gli interventi e le attività antropiche con modalità che dipendono sostanzialmente
125
dalla singola specie. Non è possibile, pertanto, generalizzare. Non è ugualmente possibile analizzare
tutte le specie. Si devono obbligatoriamente selezionare i taxa rappresentativi. I due criteri di
selezione sono stati, in linea con quanto suggerito dal PEAR:
–
disponibilità di informazioni sulle comunità animali presenti;
–
reperibilità di bibliografia qualificata sull’impatto degli impianti eolici sulla fauna.
Si è dedotta una maggiore sensibilità all’impatto degli impianti eolici:
–
–
degli uccelli:
–
rapaci diurni e notturni;
–
passeriformi;
dei chirotteri.
Gli impatti di qualunque intervento sono riferibili a tre fasi temporali distinte:
●
fase di cantiere, in cui sono comprese tutte le opere e le operazioni necessarie alla
realizzazione dell’impianto;
●
fase di esercizio, nell’ambito della quale ricadono le operazioni legate al funzionamento
dell’impianto ed alla sua manutenzione;
●
fase di smantellamento, relativa alle operazioni necessarie al ripristino dei luoghi al temine
del periodo di vita dell’impianto.
Vista l'occupazione di suolo molto limitata si è scelto di ottemperare al compito di produrre una
descrizione dello stato di fatto della componente faunistica del sito prendendo a riferimento le
analisi del PEAR e ponendole a confronto con le informazioni disponibili specifiche per la
“regione” oggetto di studio. In riferimento alla Regione Marche, purtroppo, come affermato
nell'ambito del PEAR stesso “va immediatamente sottolineato che non sono mai state condotte
ricerche sistematiche sulla fauna, tanto che, sostanzialmente, le informazioni vengono da ricerche
a carattere settoriale e su aree limitate integrate con notizie inedite; questa profonda lacuna
conoscitiva impedisce una corretta programmazione degli interventi non solo in campo energetico
ma in tutti i settori della pianificazione”. Per quanto possibile sono state effettuate:
–
analisi dell'avifauna: principali specie presenti nell'area di intervento e nell'area
circostante, con particolare riferimento alle specie di pregio (IUCN, Convenzioni
126
internazionali, Direttive comunitarie, Liste rosse regionali e nazionali; normative
regionali);
–
individuazione cartografica dei Siti Natura 2000, delle aree naturali protette e delle zone
umide, di aree di importanza faunistica quali siti di riproduzione, rifugio, svernamento e
alimentazione, con particolare riguardo all'individuazione di siti di nidificazione e di
caccia dei rapaci, corridoi di transito utilizzati dall'avifauna migratoria e dei grossi
mammiferi, grotte utilizzate da popolazioni di chirotteri;
5.7.2.1
Fase di cantiere
La messa in opera di un impianto eolico richiede in genere la realizzazione di cantieri di dimensioni
notevoli. L’impatto del cantiere può quindi essere significativo anche se, nel caso di una sua
corretta gestione, e cioè se si procede alla risistemazione dei luoghi, temporaneo. Al contrario, gli
impianti come quello proposto, appartenenti alla cetegoria del minieolico, richiedono cantieri
di dimensioni molto limitate e, in particolar modo, di durata temporale limitatissima (9 giorni,
due operai). Comunque, gli impatti possono essere suddivisi in due gruppi:
–
quelli legati alla perdita di habitat;
–
quelli legati al disturbo.
Sostanzialmente l’effetto è lo stesso, l’area disponibile per le diverse specie diminuisce, ma il primo
è limitato alla porzione di territorio fisicamente alterato ed è permanente, almeno fino al
completamento del ripristino, il secondo si estende su aree più ampie e dipendenti dalle
caratteristiche delle singole specie.
5.7.2.1.1
Opere necessarie al montaggio dell’impianto
In questa categoria rientrano tutti gli interventi effettuati solo per il montaggio dell’impianto. Tra
essi rientrano ad esempio le piazzole per le gru, i piazzali per lo stoccaggio dei materiali, eventuali
manufatti per immagazzinare attrezzi ecc.. Non vi rientrano le aree che verranno occupate dagli
aerogeneratori. Nel caso in oggetto non sono previste piazzole per gru, piazzali per lo
stoccaggio dei materiali, manufatti per immagazzinare attrezzi, ecc. E' previsto
127
l'assemblaggio a terra dei conci costituenti la torre di sostegno, l'ancoraggio della navicella ed
il successivo sollevamento idraulico.
5.7.2.1.2
Viabilità di cantiere
La realizzazione di tratti viari funzionali alla realizzazione dell’impianto può in linea generale
essere assimilato nei suoi effetti al punto precedente. Non è prevista la realizzazione di alcun
nuovo tratto viario, se non un utlimo tratto di limitatissima lunghezza. Il sito prescelto è di
fatto completamente servito dalla viabilità esistente e essendo il cantiere previsto di
ridottissima estensione, non è prevista viabilità interna di cantiere.
5.7.2.1.3
Disturbo
L’impatto della presenza antropica sulla fauna è stato ampiamente studiato, soprattutto in rapporto
alle attività ricreative. Probabilmente le specie animali percepiscono l’uomo come un predatore e
mettono in atto nei suoi confronti tutti quei comportamenti che adottano in presenza di questo tipo
di pericolo. Ovviamente, qualunque sia la risposta, questo interferisce con le normali attività
determinando un’alterazione della biologia della specie su scala locale. La quantificazione dell’area
su cui agisce il disturbo è estremamente complessa dipendendo sia dalla specie che dalla morfologia
del territorio. Gli effetti possono essere molteplici andando da una semplice riduzione della
produttività fino al completo fallimento della riproduzione. Nel caso specifico, vista la durata
delle operazioni di installazione dell'impianto limitatissima, il disturbo è stato considerato non
significativo ai sensi del Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato
dal D.L.vo 128/2010.
5.7.2.1.4
Traffico veicolare
Per il traffico veicolare legato alle attività di cantiere vale quanto già detto per la viabilità.
L’impatto è simile a quello del disturbo sopra descritto con la differenza che si esercita lungo tutto
il percorso utilizzato dai mezzi. Si veda quanto argomentato prima.
128
5.7.2.2
Fase di esercizio
La fase d’esercizio è quella più delicata. Se per la fase di cantiere gli effetti sono temporanei, lo
stesso non può certo dirsi, almeno nei tempi prevedibili in qualunque studio d’impatto, per la fase
d’esercizio. I possibili impatti sono stati suddivisi in quelli dovuti alla presenza delle strutture e
quelli legati all’attività dell’impianto.
5.7.2.2.1
Presenza dell’impianto
In questa categoria rientrano tutti gli impatti dovuti alla sola presenza degli aerogeneratori a
prescindere dal loro funzionamento. L’effetto di gran lunga più importante è la riduzione di habitat.
Viste le ridottissime dimensioni dell'impianto proposto tale tipologia d'impatto è stata
considerata non significativa ai sensi del Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come
modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010.
5.7.2.2.2
Viabilità
L’impatto della viabilità in fase di esercizio va valutato con attenzione. Ovviamente ci si riferisce al
caso in cui i progetti prevedano la realizzazione di nuove strade o un sostanziale miglioramento di
quelle esistenti. L’aumento delle possibilità di accesso può causare un sostanziale incremento del
disturbo in aree precedentemente poco frequentate. In habitat di limitate dimensioni la presenza
regolare di frequentatori può elevare il disturbo a un livello tale da precludere l’uso di quella
porzione di territorio alle specie più sensibili. Nel caso in oggetto, la viabilità è sostanzialmente
esistente e non si prevede un aumento del grado di frequnetazione indotto dalla presenza
dell'impianto.
5.7.2.2.3
Reti elettriche
L’impatto degli elettrodotti sulla fauna, in particolare gli uccelli, è ormai noto e ben studiato
essendo, per alcune specie, tra le principali minacce in grado di ridurre sostanzialmente le densità
delle popolazioni. Quello principale è dovuto al fenomeno di elettrocuzione, per il quale gli uccelli,
129
posandosi sui cavi o sui tralicci toccano contemporaneamente due fili, o un filo e un supporto in
grado di scaricare a terra, chiudendo il circuito, muoiono folgorati; la possibilità che avvenga un
episodio di questo genere è legata alle dimensioni dell’uccello (le ali debbono essere
sufficientemente lunghe), alla distanza e disposizione reciproca dei cavi, alla presenza di tratti non
isolati (largamente i più diffusi) ed infine all’architettura delle armature di sostegno; le specie più
sensibili sono i rapaci diurni e notturni che usano spesso le linee elettriche come posatoi, ma non
sono infrequenti incidenti che coinvolgano corvidi, ardeidi ed altri taxa di teglia media o grande; nel
caso specifico, vista la potenza nominale dell'impianto, la connessione alla rete elettrica
prevede la realizzazione di un breve elettrodotto aereo in BT con cavo singolo (nel quale sono
presenti i tre conduttori di fase e il “neutro”) autoportante isolato; l'evento di elettrocuzione
non è possibile.
Oltre alle linee elettriche, devono essere tenute in considerazione anche le cabine elettriche. Generalmente
una fattoria del vento è dotata delle seguenti cabine elettriche:
●
cabina di macchina (una per ogni aerogeneratore, alla base dello stesso);
●
cabina d'impianto (presso la quale confluiscono i cavidotti di ogni singolo aerogeneratore);
●
cabina d'interfacciamento con la rete.
Con il termine cabina viene indicata un'infrastruttura dotata di apposita macchina elettrica
(trasformatore) atta a rendere la differenza di potenziale idonea alla linea a valle. Nel caso specifico
non è presente alcun tipo di cabina. Infatti la tensione in uscita dell'aerogeneratore è adeguata
ai fini dell'immisione nella rete in BT esistente. E' prevista solo l'installazione, alla base della
torre di sostegno, di un “casotto” prefabbricato in legno in grado di ospitare i contatori e altra
strumentazione di servizio. Si precisa che, per le connessioni in BT, gli uffici competenti di
ENEL Distribuzione SpA - a fronte della richiesta di un preventivo di connessione - non
individuano, definiscono e allegano alcun tracciato.
5.7.2.2.4
Attività degli aerogeneratori
I due aspetti di maggior rilievo sono:
–
rischio di collisioni con le pale;
–
il disturbo del rumore prodotto dalle stesse.
130
Il rischio di collisione esiste. I fattori locali giocano un ruolo fondamentale e alcune “categorie”, per
la loro biologia, sono più sensibili. In relazione alla situazione marchigiana:
–
i rapaci diurni e notturni;
–
i chirotteri;
–
gli uccelli in migrazione.
La bassa densità di molte specie nelle nostre aree, soprattutto montane, non permette di fare calcoli
statistici sulla media degli impatti / turbina anno.
Il disturbo continuo è un elemento di cui tener conto nella valutazione dei possibili impatti.
L’elemento di maggior importanza in questo caso è il rumore emesso dagli aerogeneratori in
funzione. Il suo livello ed effetto varia sia in rapporto alle tecnologie utilizzate che alle condizioni
locali, va comunque verificata l’esistenza di possibili impatti. Che il rumore sia un elemento di
disturbo in grado di alterare la normale biologia delle specie animali fino a causarne
l’allontanamento è ormai generalmente accettato. Gli effetti sono molteplici condizionati soprattutto
dall’intensità, durata e frequenza dell’emissione e dall’etologia delle diverse specie. In genere le
specie tendono a mettere in atto i normali comportamenti di difesa (fuga o immobilizzazione)
abbandonando le normalità attività ed alla lunga non utilizzando più l’area. Negli uccelli il rumore
interferisce con il canto impedendo di fatto le attività territoriali e di corteggiamento con
conseguenze facilmente immaginabili.
E' molto importante la distinzione dei rapaci in diurni e notturni (ordini Accipitriformi,
Falconiformi e Strigiformi). Complessivamente il PEAR ha indicato ventiquattro specie di cui:
–
dodici accipitriformi;
–
sei falconiformi;
–
sei strigiformi.
In base alla fenologia sono classificabili in:
●
specie sedentarie, vivono tutto l’anno nel territorio regionale (tredici);
●
specie nidificanti, vivono nel territorio regionale solo durante la stagione riproduttiva
(cinque);
131
●
specie svernanti, vivono nel territorio regionale solo nella stagione invernale (una);
●
specie esclusivamente migratrici, attraversano il territorio regionale durante gli spostamenti
dai quartieri di riproduzione a quelli di svernamento e viceversa (cinque).
I rapaci diurni (accipitriformi e falconiformi) nidificanti o sedentari (dodici specie) si riproducono o
all’interno dei boschi o sulle pareti rocciose e solo in un caso sul terreno (Albanella minore).
L’attività di caccia tuttavia si svolge per tutte, tranne Astore e Sparviere che comunque le utilizzano
regolarmente, sulle praterie sia primarie che secondarie. Anche le specie svernanti e migratrici, ad
esclusione del Falco pescatore che comunque vi transita, utilizzano in modo preminente le praterie
durante la loro permanenza.
I rapaci notturni sono maggiormente legati agli ambienti agricoli anche se, soprattutto il Gufo reale,
per le informazioni disponibili inseriscono ampiamente le formazioni erbacee naturali e
seminaturali nei loro territori di caccia.
L’Aquila reale è certamente la specie più vistosa presente in regione. La sua popolazione, stimata in
12 - 15 coppie nidificanti, è distribuita in modo più o meno regolare lungo tutta la dorsale
appenninica. La specie costruisce il nido sulle pareti rocciose e caccia nelle aree aperte ed è la
combinazione di questi due elementi, insieme alla densità di prede, a determinare l’idoneità delle
singole zone all’insediamento delle coppie. Gli esemplari immaturi o non territoriali occupano
anch’essi territori montani con estensioni significative di aree aperte.
In merito alle migrazioni dei rapaci, allo stato attuale delle conoscenze, è possibile individuare due
direttrici nel territorio regionale: quella costiera, da anni monitorata sul Conero e sul Monte San
Bartolo, che interessa diverse migliaia di esemplari concentrati lungo una rotta ben definita e quella
appenninica che si presenta con un fronte molto più ampio.
Si segnala infine come le praterie originatesi dall’abbandono delle coltivazioni in quota sono
utilizzate dai rapaci in modo del tutto analogo a quelle di più antica data.
132
I passeriformi rappresentano l’ordine di gran lunga più numeroso tra gli uccelli, con una gran
varietà di specie che occupano numerosi habitat differenti. Per questa ragione sono considerati
ottimi indicatori biologici e utilizzati per valutare lo stato complessivo della biodiversità.
Quantitativamente la maggior parte delle specie è legata ad ambienti umidi o addirittura marini, è in
gran parte migratrici o svernanti. La loro presenza è concentrata soprattutto lungo la fascia costiera
e le valli dei principali corsi d’acqua. Nelle Marche si riproducono diciasette specie di interesse
conservazionistico. Analizzando gli habitat da esse utilizzati emerge che:
●
dieci frequentano le praterie;
●
quattro i boschi;
●
quattro le aree agricole;
●
tre gli ambienti rupestri;
●
una le aree umide (nella fattispecie il Merlo acquaiolo che vive lungo i corsi d’acqua
montani).
I passeriformi costituiscono anche il grosso dei contingenti migratori che attraversano la regione. Le
direttrici percorse sono le stesse descritte per i rapaci: le linee di costa e la dorsale appenninica con
concentrazioni particolari nelle aree di valico. L’assenza di ricerche specifiche non permette di
individuare puntualmente le aree maggiormente utilizzate.
Caratterizzazione dell'avifauna del Bacino della Valle del Metauro: uccelli.
Nell'ambito delle analisi del PEAR sono state considerate le specie nidificanti, quelle svernanti e le
migratrici regolari. L’elenco è stato compilato inserendo:
●
le specie dell'Allegato I della Direttiva 79/409/CEE (“Uccelli”);
●
le specie degli Allegati II e IV della Direttiva 92/43/CEE (“Habitat”);
●
i vertebrati della Lista rossa nazionale;
●
le specie particolarmente protette ai sensi della L. 157/92 (“Norme per la protezione della
fauna selvatica omeoterma e per il prelievo venatorio”);
●
gli uccelli classificati come SPEC 1, 2 e 3 da BirdLife International;
●
altre specie di particolare importanza a livello regionale.
133
Dalla consultazione delle pubblicazioni e delle banche dati rese disponibili da "la Valle del
Metauro" (http://www.lavalledelmetauro.org/) si è dedotto quanto segue per l'habitat che risulta
essere idoneo a rappresentare il sito di ubicazione (aree agricole):
1. aree agricole:
1. Cicogna bianca:
Famiglia: Ciconiidae, Ciconia ciconia (Linnaeus, 1758) - Cicogna bianca: M irr
(carta della distribuzione non disponibile);
2. Nibbio bruno:
Famiglia: Accipitridae, Milvus migrans (Boddaert, 1783) - Nibbio bruno: M (carta
della distribuzione non disponibile);
3. Nibbio reale:
Famiglia: Accipitridae, Milvus milvus (Linnaeus, 1758) - Nibbio reale: M, W irr
(carta della distribuzione non disponibile);
4. Falco di palude: Famiglia: Accipitridae, Circus aeruginosus (Linnaeus, 1758) - Falco di palude: di
passo regolare, raro in periodo invernale, M reg, W irr (carta della distribuzione non disponibile);
5. Albanella reale: Famiglia: Accipitridae, Circus cyaneus (Linnaeus, 1766) - Albanella reale: M, W non presente;
Figura 24: carta di distribuzione dell'Albanella reale
6. Albanella minore:
Famiglia: Accipitridae, Circus pygargus (Linnaeus, 1758) - Albanella minore:
M reg, B - non presente;
134
Figura 25: carta di distribuzione dell'Albanella minore
7. Gheppio:
Famiglia: Falconidae, Falco tinnunculus Linnaeus, 1758 - Gheppio: SB, M reg, W - non
presente;
Figura 26: carta di distribuzione del Gheppio
8. Falco cuculo: Famiglia: Falconidae, Falco vespertinus Linnaeus, 1766 - Falco cuculo: M reg (carta
135
9. Lodolaio:
Famiglia: Falconidae, Falco subbuteo Linnaeus, 1758 - Lodolaio: M reg, B - non
presente;
Figura 27: carta di distribuzione del Lodolaio
10. Lanario:
Famiglia: Falconidae, Falco biarmicus Temminck, 1829 - Lanario: SB, M (carta della
distribuzione non disponibile);
11. Pellegrino:
Famiglia: Falconidae, Falco peregrinus Tunstall, 1771 - Pellegrino: SB, M (carta della
12. Starna:
Famiglia: Phasianidae, Perdix perdix (Linnaeus, 1758) - Starna: SB (totalmente o
prevalentemente da ripopolamenti) (carta della distribuzione non disponibile)
13. Quaglia:
Famiglia: Phasianidae, Coturnix coturnix (Linnaeus, 1758) - Quaglia: M reg, B -
nidificazione probabile;
Figura 28: carta della distribuzione della Quaglia
136
14. Gru:
Famiglia: Gruidae, Grus grus (Linnaeus, 1758) - Gru: di passo e occasionalmente invernale,
M, W irr (carta della distribuzione non disponibile);
15. Piviere dorato:
Famiglia: Charadriidae, Pluvialis apricaria (Linnaeus, 1758) - Piviere dorato: M
reg, W irr - non presente;
Figura 29: carta di distribuzione del Piviere dorato
16. Croccolone:
Famiglia: Scolopacidae, Gallinago media (Latham, 1787) - Croccolone: M irr (carta
17. Barbagianni:
Tytonidae, Tyto alba (Scopoli, 1769) - Barbagianni: SB, M, W; nidificazione certa e
presenza invernale;
Figura 30: carta di distribuzione del Barbaggianni
137
18. Gufo reale:
Famiglia: Strigidae, Bubo bubo (Linnaeus, 1758) - Gufo reale: soprattutto sedentario
SB?, M irr, molto raro (carta della distribuzione non disponibile);
19. Assiolo: Famiglia: Strigidae, Otus scops (Linnaeus, 1758) - Assiolo: M reg, B - nidificazione certa
Figura 31: carta di distribuzione dell'Assiolo
20. Civetta:
Famiglia: Strigidae, Athene noctua (Scopoli, 1769) - Civetta: SB, M, W - nidificazione
certa e presenza invernale;
Figura 32: carta di distribuzione della Civetta
138
21. Gufo comune: Famiglia: Strigidae, Asio otus (Linnaeus, 1758) - Gufo comune: M reg, W, B - non
presente;
Figura 33: carta di distribuzione del Gufo comune
22. Allocco:
Famiglia: Strigidae, Strix aluco Linnaeus, 1758 - Allocco: SB, M irr - probabile presenza
invernale;
Figura 34: carta di distribuzione dell'Allocco
139
23. Torcicollo:
Famiglia: Picidae, Jynx torquilla Linnaeus, 1758 - Torcicollo: M reg, B, W irr -
nidificazione certa;
Figura 35: carta di distribuzione del Torcicollo
24. Picchio verde:
Famiglia: Picidae, Picus viridis Linnaeus, 1758 - Picchio verde: SB, M irr - non
presente;
Figura 36: carta di distribuzione del Picchio verde
140
25. Picchio rosso maggiore:
Famiglia: Picidae, Dendrocopos major (Linnaeus, 1758) - Picchio rosso
maggiore: SB, M, W irr - non presente;
Figura 37: carta di distribuzione del Picchio rosso maggiore
26. Pispola: Famiglia: Motacillidae, Anthus pratensis (Linnaeus, 1758) - Pispola: M reg, W (carta della
27. Bigia grossa:
Famiglia: Sylviidae, Sylvia hortensis (J.F. Gmelin, 1789) - Bigia grossa: specie di
passo, dubbia come nidificante (M irr, B?); in Italia è migratrice regolare, nidificante e irregolarmente
svernante, molto rara (carta della distribuzione non disponibile);
28. Averla piccola:
Famiglia: Laniidae, Lanius collurio Linnaeus, 1758 - Averla piccola: M reg, B -
Figura 38: carta di distribuzione dell'Averla piccola
141
29. Averla capirossa: Famiglia: Laniidae, Lanius senator Linnaeus, 1758 - Averla capirossa: M, B irr nidificazione probabile;
Figura 39: carta di distribuzione dell'Averla capirossa
30. Lucarino:
Famiglia: Fringillidae, Carduelis spinus (Linnaeus, 1758) - Lucherino o Lucarino: di
passo e invernale (M reg, W); in Italia è anche in piccola parte sedentario e nidificante soprattutto
sulle Alpi; scarso o poco frequente; presenza invernale;
Figura 40: carta di distribuzione del Lucarino
142
31. Frosone: Famiglia: Fringillidae, Coccothraustes coccothraustes (Linnaeus, 1758) - Frosone: M, W,
SB? - presenza invernale;
Figura 41: carta di distribuzione del Frosone
32. Ortolano;
Famiglia: Emberizidae, Emberiza hortulana Linnaeus, 1758 - Ortolano: M reg, B -
Figura 42: carta di distribuzione dell'Ortolano
143
Figura 43: Legenda delle carte di distribuzione
Le schede riportano il nome scientifico, il nome volgare, e la famiglia. Le altre informazioni contenute nelle schede
sono suddivise per punti. I punti dal 4 al 7 non sempre sono riportati; la carta di distribuzione è stata elaborata
solo per le specie nidificanti e più o meno regolarmente presenti d'inverno.
1 - STATO FENOLOGICO
Prima viene indicato lo stato della specie nel bacino del Metauro, poi quello in Italia, se diverso dal primo,
riferendosi ai dati della Check-list di BRICHETTI e MASSA (1998) aggiornati a tutto il 1997. La simbologia usata è
quella di BRICHETTI e MASSA (1998). E' stato escluso il simbolo par (parziale) in quanto non sono disponibili
elementi sufficienti per attribuirlo alle popolazioni sedentarie o invernali nel bacino del Metauro.
Simboli usati:
SB = Specie sedentaria od osservata più o meno regolarmente sia d'estate, sia d'inverno, sia nei periodi di
migrazione, nidificante.
B = Nidificante.
M = Migratrice, incluse le specie dispersive e quelle che compiono erratismi.
M reg = Migratrice regolare.
W = Svernante o invernale.
Irr = Irregolare (associato al simbolo degli stati fenologici precedenti).
A = Accidentale in Italia.
? = Stato fenologico dubbio o non ben accertato.
144
2 - FREQUENZA DI OSSERVAZIONE
È stata usata la seguente scala:
1.
specie comune (a volte anche: frequente)
2.
specie poco frequente (a volte anche: scarsa)
3.
specie rara (a volte anche: molto rara)
La frequenza di osservazione non coincide sempre con la reale consistenza numerica della specie. Se durante
l'anno si verificano variazioni di frequenza, vengono riportate la stima più bassa e quella più alta.
3 - OSSERVAZIONI, CITAZIONI BIBLIOGRAFICHE, AMBIENTI FREQUENTATI E DISTRIBUZIONE GEOGRAFICA
4 - OSSERVAZIONI E CITAZIONI BIBLIOGRAFICHE ANTERIORI AL PERIODO DI STUDIO (1979)
5 - OSSERVAZIONI AL DI FUORI DELLA ZONA DI STUDIO
Sono considerate solo le zone limitrofe.
6 - NOTE DI BIOLOGIA ED ETOLOGIA
Sono riportati i periodi di migrazione e nidificazione, come risultano dai dati bibliografici e dalle osservazioni
dirette. Per periodo di nidificazione si intende quello dalla costruzione del nido al momento in cui i piccoli
abbandonano il nido.
7 - DIFFICOLTÀ DI OSSERVAZIONE, CONFUSIONE CON ALTRE SPECIE E CARATTERI DISTINTIVI
Vengono citate le specie con le quali può ingenerarsi confusione quando le osservazioni avvengono in natura (non
in confronti da individui morti od osservati a brevissima distanza). La confusione aumenta se le condizioni di
osservazione sono disagevoli (eccessiva distanza, cattiva visibilità, individui in volo rapido, osservazioni troppo
brevi, ecc.). Oltre ai caratteri utili per l'osservazione visiva, viene ricordato il canto o il verso quando questo
diventa un carattere importante di riconoscimento alternativo.
8 - SPECIE PROTETTE E MINACCIATE
Vengono indicate le specie tutelate in quanto escluse dall'elenco delle specie cacciabili e le specie particolarmente
protette in base alla L. n.157 dell'11-2-1992 "Norme per la protezione della fauna omeoterma e per il prelievo
venatorio", le specie che richiedono misure speciali di conservazione (Allegato I) in base alla Direttiva Uccelli
(79/409/CEE) del 2-4-1979 modificata con Direttiva 97/49/CE, quelle strettamente protette (Allegato II) e protette
(Allegato III) in base alla Direttiva di Berna del 19-9-1979, quelle che necessitano di accordi internazionali ai fini
della conservazione (Allegato II) in base alla Direttiva di Bonn sulle specie migratrici (82/461/CEE) del 24-6-1982
(compresa la modifica 98/145/CE all'Allegato II) e infine quelle comprese nella Nuova Lista Rossa degli Uccelli
nidificanti in Italia (WWF e LIPU 1999).
CARTA DI DISTRIBUZIONE
I simboli che indicano la distribuzione della specie sono posti al centro di quadrati di 5 x 5 km, secondo il reticolo
UTM; il bacino del Metauro è contornato da una linea ondulata. I dati si riferiscono al periodo 1979 –1999.
145
PRESENZA ANNUALE
La linea continua nella striscia suddivisa per mesi, disegnata nella carta di distribuzione, indica singole osservazioni
ravvicinate o una presenza costante accertata della specie, mentre la linea tratteggiata indica periodi di presenza
desunti dalla bibliografia, ad integrare le osservazioni locali. I dati si riferiscono al periodo 1979 –1999.
E' individuabile l'avifauna d'interesse nell'ambito dell'area del sito di ubicazione - per quanto
possibile sulla base delle conoscenze disponibili - nelle specie seguenti:
●
Averla piccola;
●
Averla capirossa;
●
Torcicollo;
●
Barbagianni;
●
Assiolo;
●
Ortolano;
●
Civetta;
●
Allocco;
●
Lucarino.
Tabella 39: sintesi schematica della caratterizzazione dell'avifauna d'interesse potenziale nell'ambito dell'area di
ubicazione
Specie
RD = rapace
diurno
RN = rapace
notturno
AU = altri uccelli
Frazione Anno
(mesi/anno)
Fenologia
(Bacino della
Valle del
Metauro)
Frequenza di
Osservazione
Barbagianni
RN
12
SB
Assiolo
RN
8
Lucarino
AU
Ortolano
Civetta
Protezione
L. 157/92
Dir. Berna '79 –
All. II
scarsa
X
X
LR – Lower Risk
(a più basso
rischio)
M reg B
scarsa
X
X
LR – Lower Risk
(a più basso
rischio)
6
M reg, W
scarsa
X
X
VU, Vulnerabile
AU
7
M reg, B
scarsa
X
X
RN
12
SB
poco frequente
X
X
X
X
Allocco
RN
12
SB
scarso
Torcicollo
AU
5
M reg
poco frequente
X
X
Averla
piccola
AU
5
M reg
frequente
X
X
Averla
capirossa
AU
3
M
rara
X
X
146
Dir. Bonn '82 –
All. II
Dir. Uccelli
(97/49/CE) – All.
I
X
Nuova Lista
Rossa Uccelli
nidificanti in
Italia (WWF e
LIPU, 1999)
LR – Lower Risk
(a più basso
rischio)
X
LR – Lower Risk
(a più basso
rischio)
Stima della probabilità degli eventi di collisione con le pale
Fornire stime della probabilità di decessi per collisione è alquanto difficoltoso. Si ritiene,
comunque, che debbano essere tenute in debita considerazione alcune variabili. Precisamente:
●
●
quelle connesse all'avifauna:
–
la distinzione degli uccelli in rapaci e non rapaci, e per i rapaci in diurni e notturni;
–
le “abitudini” delle singole specie;
–
la densità di popolazione;
–
la frazione annuale di presenza nel territorio;
quelle connesse all'impianto:
–
l'altezza dell'aerogeneratore;
–
l'area “spazzata” dalle pale;
–
la velocità di rotazione delle pale;
–
la capacità delle pale di generare turbolenza.
La Tabella 40 illustra la caratterizzazione dell'impianto in relazione al potenziale impatto con
l'avifauna.
Tabella 40: caratterizzazione dell'impianto in relazione al potenziale impatto dell'avifauna
Potenza Nominale (KW)
Diametro Rotorico (m)
Area Spazzata (mq)
Vel. Rot. Nom. (rpm)
Vel. Rot. Nom. (rad/s)
Frequenza (Hz) – Pala
Velocità
Tangenziale
(m/s)
Velocità
Tangenziale
(Km/h)
55
16
200,96
60
6,28
1
50,27
180,96
L'area spazzata dalle pale è quella nell'ambito della quale può avvenire l'evento di collisione. Si noti
la modesta entità. La velocità di rotazione riveste un ruolo importante. Infatti da essa dipende la
frequenza di passaggio di una delle tre pale per un punto assegnato nel piano di rotazione. E'
doveroso far notare che in Tabella 40 compare, appunto la frequenza di passaggio di una delle
tre pale. La frequenza di passaggio di una pala generica è da considerarsi tripla (3 Hz).
Questo significa che la pala generica passa attraverso un punto assegnato nel piano di
rotazione quasi tre volte al secondo. E' bene ricordare, però, che quelle riportate sono le
147
velocità di rotazione nominale, ossia in corrispondenza della velocità nominale del vento (che
assicura la potenza nominale). Deve, quindi, essere tenuta in considerazione anche la frazione di
tempo, in un anno, durante la quale effettivamente la velocità del vento assume il valore nominale.
La capacità delle pale di generare turbolenza è stata valutata applicando i criteri definiti dal
PEAR atti al calcolo del distanziamento degli aerogeneratori longitudinale e trasversale
(rispetto alla direzione del vento prevalente), al fine di evitarne l'interferenza aerodinamica.
Precisamente:
–
trasversale → 3 D (diametro rotorico);
–
longitudinale → 6 D (diametro rotorico).
Visto il diametro rotorico (16 m):
–
trasversale → 48 m;
–
longitudinale → 96 m.
E' doveroso precisare che il fenomeno della turbolenza si manifesta sottovento. Esso, pertanto,
pur interagendo potenzialmente con il volo degli uccelli, potrebbe influire sulla probabilità
che si manifesti un evento di collisione con le pale, qualora ci fossero più aerogeneratori. In
questo caso, si rammenta, è previsto un solo aerogeneratore.
Come affermato, stimare la probabilità che si manifestino collisioni avifauna – pale in rotazione è
compito particolarmente arduo. Con l'obiettivo di poter fare le più attente valutazioni possibili, è
stato consultato un lavoro ritenuto fondamentale in forza dell'opera di revisione e rivisitazione di
numerosi contributi a livello internazionale. Precisamente: “Windfarms and Birds: An analysis of
the effects of windfarms on birds, and guidance on environmental assessment criteria and site
selection issues”33. In primo luogo si è notato come la scala degli impianti oggetto degli studi
sia completamente differente da quella dell'impianto proposto. Infatti, vengono citati impianti
33 CONVENTION ON THE CONSERVATION OF EUROPEAN WILDLIFE AND NATURAL HABITATS
Standing Committee, 23rd meeting Strasbourg, 1-4 December 2003. Report written by BirdLife International on
behalf of the Bern Convention RHW Langston & JD Pullan, RSPB/BirdLife in the UK September 2003. Secretariat
Memorandum prepared by the Directorate of Culture and of Cultural and Natural Heritage.
148
costituiti da decine o centinaia o addirittura migliaia di aerogeneratori di grande taglia (come
quelli riportati in Tabella 41). Si è dedotto, inoltre, come allo stato dell'arte, generalmente,
l'impatto delle fattorie del vento sull'avifauna venga espresso in termini di esemplari deceduti
all'anno per ogni aerogeneratore. I numerosi studi condotti indicano un basso tasso di mortalità
espresso come appena descritto. Tassi di mortalità relativamente alti, invece, si riscontrano per
grandi impianti ubicati (es. Altamont Pass in California34) in prossimità di aree ad elevata
concentrazione di uccelli (es. IBA), specialmente se migratori, grandi rapaci e sorvolatori. La
valutazione degli effetti sulla dinamica della popolazione, per le specie d'interesse, è, ad oggi,
problematica vista la carenza di informazioni oggettive. Il peso dell'evidenza suggerisce comunque
come si debba valutare con estrema attenzione o escludere l'ubicazione di impianti in aree ad
elevata utilizzazione da parte degli uccelli. Prevalentemente per i migratori, il rischio di collisione è
risultato essere correlato alla velocità e direzione del vento, alla temperatura dell'aria e all'umidità,
al tipo di volo, all'altezza del volo e alla distanza individuo – individuo, all'orario, alla topografia e
all'età dell'individuo.
Tabella 41: fattorie del vento nel mondo
Nome
Potenza
(MW)
Nominale Paese
Biglow Canyon Wind Farm
450
USA
Buffalo Gap Wind Farm
523,3
USA
Capricorn Ridge Wind Farm
662,5
USA
Cedar Creek Wind Farm
300,5
USA
Crystal Lake Wind Farm
416
USA
Dabancheng Wind Farm
500
Cina
Eurus Wind Farm
250,5
Messico
Fântânele-Cogealac Wind Farm
300
Romania
Fowler Ridge Wind Farm
599,8
USA
Gulf Wind Farm
283,2
USA
Hallett Wind Farm
298
Australia
Horse Hollow Wind Energy Center
735,5
USA
Huitengliang Wind Farm
300
Cina
King Mountain Wind Farm
281,2
USA
Klondike Wind Farm
399
USA
Lake Bonney Wind Farm
279
Australia
34 Altamont Pass Wind Farm è uno dei primi parchi eolici degli Stati Uniti, è situato ad Altamont Pass. Il parco eolico è composto
da più di 4900 piccole turbine eoliche di vario tipo. E' ancora uno dei siti con la maggior concentrazione di turbine eoliche al
mondo, con una potenza nominale di 576 MW e media di circa 125 MW. Produce circa 1.1 TWh ogni anno. Vennero installate
dopo la crisi energetica degli anni ’70 in risposta alle politiche fiscali favorevoli per gli investitori. Considerate in gran parte
obsolete, queste numerose piccole turbine sono state gradualmente rimpiazzate da unità più grandi e più efficaci in termini di
costi. Ogni anno 1300 rapaci muoiono, tra di essi ci sono 70 aquile reali che sono protette federalmente. In totale 4700 uccelli
muoiono annualmente.
149
Nome
Potenza
(MW)
Nominale Paese
Lone Star Wind Farm
400
USA
Maple Ridge Wind Farm
321,8
USA
Meadow Lake Wind Farm
500
USA
Mount Storm Wind Farm
264
USA
Panther Creek Wind Farm
458
USA
Papalote Creek Wind Farm
380
USA
Peetz Wind Farm
400,5
USA
Peñascal Wind Power Project
404
USA
Pioneer Prairie Wind Farm
300,3
USA
Roscoe Wind Farm
781,5
USA
Shiloh Wind Farm
300
USA
Smoky Hills Wind Farm
250
USA
Stateline Wind Farm
300
USA
Story County Wind Farm
300
USA
Streator Cayuga Ridge South Wind Farm
300
USA
Sweetwater Wind Farm
585,3
USA
Twin Groves Wind Farm
396
USA
Whitelee Wind Farm
322
Regno
Unito
Windy Point/Windy Flats
400
USA
In conclusione visto che la frequenza di osservazione è, per tutte le specie ad esclusione di una
(Averla piccola), poco frequente, scarsa o addirittura rara, visto che l'estensione dell'area dove si è
scelto di ubicare l'intervento proposto è molto contenuta (un solo aerogeneratore), visto che l'area
spazzata dalle pale in movimento è ridottissima – se si considera che la maggior parte della
letteratura prende a riferimento aerogeneratori anche aventi diametro rotorico pari a 80 m (area
spazzata pari a 5024 mq) – si ritengono molto poco probabili eventi di collisione di esemplari delle
specie dell'avifauna presente con le pale.
5.7.2.3
Attività di manutenzione
L’attività di manutenzione dell’impianto contribuisce al disturbo causato dalla presenza dell’uomo
nel sito di installazione. La sua intensità dipende ovviamente dalle dimensioni dell’impianto e dalle
sue caratteristiche tecniche. Una sua quantificazione generale è quindi impossibile; va tuttavia preso
in considerazione nella valutazione complessiva dei progetti. Si vedano le argomentazioni sopra
esposte.
150
5.8
Salute pubblica
Questa tipologia d'impianti non ha alcun impatto sulla salute pubblica ne come singolo individuo ne
come comunità.
5.9
Fattore ambientale rumore e vibrazioni
In merito a tale possibile impatto sono già state fatte argomentazioni nel Quadro di Riferimento
Programmatico. In questa sede si intende fornire qualche approfondimento. Le elaborazioni sono
state condotte secondo il metodo ISO – 9613-2 “Metodo di calcolo dell'attenuazione del suono
durante la propagazione nell'ambiente esterno”. L'equazione fondamentale del metodo è la
seguente:
A = Adiv + Aatm + Aground + Arefl + Ascreen + Amisc
dove:
Adiv = attenuazione per divergenza geometrica;
Aatm = attenuazione dovuta all'assorbimento dell'energia da parte dell'aria, generalmente trascurabile;
Aground = attenuazione dovuta all'effetto suolo (assorbimento dell'energia da parte del suolo);
Arefl = attenuazione dovuta alla riflessione da parte di ostacoli;
Ascreen = attenuazione dovuta a schermature, naturali o artificiali;
Amisc = altri effetti.
Tutte le attenuazioni sono in bande d'ottava.
Vista la complessità in termini di quantificazione degli altri contributi e anche per ipotizzare uno
scenario conservativo, è stato preso in considerazione il solo contributo della divergenza
geometrica. Per una sorgente puntiforme, alla quale è stato assimilato l'aerogeneratore, è
151
descrivibile con l'equazione che segue:
Lp2 = Lp1 + 20 Log (d1/d2)
dove:
Lp1 = livello di pressione sonora nel punto p1 (dB);
Lp2 = livello di pressione sono nel punto p2 (dB);
d1 = distanza del punto p1 dalla sorgente (m);
d2 = distanza del punto p2 dalla sorgente (m).
Visto quanto già illustrato nel Quadro di Riferimento Programmatico e gli approfondimenti esposti
in questa sede che evidenziano come la sola attenuazione per divergenza geometrica produca stime
cautelative, si ritiene che l'impatto acustico si possa considerare non significativo ai sensi del
Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010.
5.10
Ecosistemi
Le dimensioni dell'area sulla quale è prevista la realizzazione dell'impianto sono particolarmente
ridotte. Inoltre l'impianto, anch'esso di modeste dimensioni, ne occuperà solo una porzione. Per tali
motivazioni si ritiene che l'impatto sull'ecosistema, peraltro già allo stato dell'arte
profondamente alterato per le attività agricole, si possa considerare non significativo ai sensi del
Comma 5, dell'Art. 6 del D.L.vo 152/2006 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010.
5.11
Fase di Smantellamento - Piano di Dismissione
Al termine dell’esercizio dell’impianto, è prevista una fase di dismissione e demolizione delle
strutture, che restituirà le aree al loro stato originario preesistente.
152
5.11.1
Tipologia dei materiali di rifiuto
I rifiuti derivanti dai materiali e dalle strutture costituenti l'impianto presenti nell’area che dovranno
essere gestiti (raccolta, trasporto, recupero, riciclaggio, smaltimento) sono principalmente quelli di
cui alla Tabella 42.
Codice C.E.R.
Descrizione
17 04 05
parti strutturali in acciaio di sostegno
17 09 04
opere fondali in cls a plinto
17 04 11
linee elettriche di collegamento
16 02 16
macchinari ed attrezzature elettromeccaniche
10 11 03
materiali in fibra a base di vetro
16 01 18
metalli non ferrosi
13 01 09
oli minerali per circuiti idraulici, clorurati
16 01 12
pastiglie per freni
16 01 17
metalli ferrosi
16 01 19
plastica
16 06 01
batterie al piombo
16 02 14
apparecchiature elettriche/elettroniche fuori uso
Tabella 42: classificazione (codice CER) dei rifiuti prodotti durante la fase di dismissione dell'impianto
I codici C.E.R. (o Catalogo Europeo dei Rifiuti) sono delle sequenze numeriche, composte da 6
cifre riunite in coppie, volte ad identificare un rifiuto, di norma, in base al processo produttivo da
cui è originato. I codici, in tutto 839, divisi in ‘pericolosi’ e ‘non pericolosi’ sono inseriti all'interno
dell’”Elenco dei rifiuti” istituito dall'Unione Europea con la Decisione 2000/532/CE. Il suddetto
“Elenco dei rifiuti“ della UE è stato recepito in Italia a partire dal 1° gennaio 2002 in sostituzione
della precedente normativa. L'elenco dei rifiuti riportato nella decisione 2000/532/CE è stato
trasposto in Italia con due provvedimenti di riordino della normativa sui rifiuti:
- il D.Lgs. 152/2006 (recante "Norme in materia ambientale"), allegato D, parte IV;
- il Decreto Ministero dell'Ambiente del 2 maggio 2006 ("Istituzione dell'elenco dei rifiuti")
emanato in attuazione del D.Lgs. 152/2006.
153
5.11.2
Modalità di dismisssione
La rimozione dei materiali, macchinari, attrezzature, locali tecnici e quant’altro presente nel terreno
seguirà una tempistica dettata dalla tipologia del materiale da rimuovere e, precisamente, dalla
possibilità di riutilizzo (qualora si ritenga possibile un nuovo e ulteriore ciclo di vita e non vi sia,
quindi, la volontà o l'obbligo di disfarsene che configurerebbe la fattispecie giuridica di rifiuto) o la
necessità di smaltimento e/o recupero e/o riciclaggio.
Tutte le operazioni richiederanno l'intervento di operai specializzati. Preventivamente si
provvederà al distacco dell’impianto dalla rete elettrica di ENEL Distribuzione SpA.
Si procederà prima alla eliminazione di tutte le parti (apparecchiature, macchinari, cavidotti, ecc.)
riutilizzabili, con loro allontanamento e collocamento in magazzino; poi si procederà allo
smantellamento e alla gestione - in qualità di rifiuti - delle parti/materiali/strutture non riutilizzabili.
Tutte le lavorazioni/attività saranno condotte nel pieno rispetto delle normative al momento vigenti
in materia di sicurezza dei lavoratori e igiene dei luoghi di lavoro.
I mezzi che sono stati valutati al fine del loro probabile utilizzo per la dismissione dell’impianto,
sono i seguenti:
- una pala gommata;
- un escavatore;
- un automezzo dotato di grù.
Le operazioni di dismissione dureranno pe un periodo presunto di circa tre mesi dal distacco
dell’impianto dalla rete elettrica, salvo eventi climatici sfavorevoli.
154
5.11.3
Gestione dei rifiuti
I rifiuti derivanti dalle diverse fasi verranno raccolti, trasportati e avviati alle idonee filiere di
recupero/riciclaggio (quando possibile) tramite conferimento ad impianti debitamente autorizzati e/
o smaltiti tramite conferimento agli impianti - ugualmente debitamente autorizzati - di smaltimento,
nel rispetto della normativa vigente.
5.11.4
Ripristino dello stato dei luoghi
In particolare, sarà assicurato il completo ripristino del suolo al suo stato di suolo agricolo
originario, anche mediante pulizia e smaltimento di eventuali materiali residui, quali spezzoni o
frammenti metallici, frammenti di cemento, ecc..
Per quanto esposto, si ritiene che la fase di dismissione, nel caso in oggetto, viste le ridotte
dimensioni dell'impianto, non comporti alcun tipo d'impatto ambientale.
5.12
Gestione dei rifiuti
L'impianto proposto comporta in tutte le sue fasi della vita utile – costruzione, esercizio e
dismissione – la produzione di una ridottissima quantità di rifiuti, peraltro molti dei quali
indirizzabili alle filiere di reimpiego/riciclaggio. Pertanto, se gestiti nel rispetto della normativa
vigente, l'impianto proposto non comporta alcun impatto ambientale ad essi ascrivibile.
Merita qualche osservazione aggiuntiva il tema delle terre e rocce da scavo che si originano
durante la fase di realizzazione dell'impianto.
Come riportato nel Progetto Definitivo, la volumetria complessiva di escavazione prevista è pari
a 221,24 mc, mentre la volumetria occupata dal plinto e dal basamento del locale tecnico in c.a. è
pari a 57,10 mc. Il terreno escavato viene riutilizzato per la chiusura dello scavo, ma evidentemente
il materiale escavato di risulta deve essere gestito.
155
Si segnala come l'Art. 185, Comma 1, Lett. c) del D.L.vo 152/06 e s.m.i. esclude le terre e le
rocce da scavo dal regime giuridico dei rifiuti in qualità di "suolo non contaminato e altro
materiale escavato durante attività di costruzione, a condizione che sia certo che verrà riutilizzato
a fini di costruzione allo stato naturale e nello stesso sito in cui è stato escavato".
Inoltre, la Parte B dell'Allegato I della DGP 244/2010 della Provincia di Pesaro - Urbino
(inerente la regolamentazione della documentazione da allegare alle istanze di autorizzazione
unica), individua come sensibili i movimenti terra che superano i 1000 mc.
Per quanto esposto, il materiale escavato eccedente (57,10 mc) sarà utilizzando - nell'ambito del
sito e nelle particelle catastali di proprietà del Proponente - per regolarizzazioni del piano
campagna.
156
6 CONCLUSIONI
6.1
Confronto delle Alternative Progettuali
Quale step fondamentale del processo tecnico – scientifico, decisionale e amministrativo di
Valutazione d'Impatto Ambientale si è proceduto al confronto delle alternative progettuali,
compresa l'”Alternativa zero” (Tabella 43). In termini sintetici è possibile concludere che:
–
l'impatto ambientale sulla componente atmosfera è da ritenersi positivo, ai sensi dell'Art. 5 –
Comma 1, Lett. c) – del D.L.vo 152/06 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010 e dell'Art.
2, Comma 1, Lett. a) e Lett. h) della L.R. 3/2012 e s.m.i.;
–
impatto ambientale residuo sull'avifauna, in termini di probabilità di collisione con le pale, ma
ritenuto, appunto, poco probabile e ulteriormente mitigabile con idonei interventi;
–
per le rimanenti componenti e/o fattori ambientali, l'impatto è da ritenersi non significativo ai
sensi del Comma 5 dell'Art. 6 del D.L.vo 152/06 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010 e
dell'Art. 2, Comma 1, Lett. a) e Lett. h) della L.R. 3/2012 e s.m.i.;
Tabella 43: confronto delle alternative progettuali
Componente e/o Fattore Ipotesi Progettuale I (con locale tecnico Ipotesi Progettuale II (con cabina elettrica
Ambientale (D.P.C.M. realizzato in legno e di dimensioni standard prefabbricata)
27 dicembre 1988)
personalizzabili)
Alternativa “zero”
Impatto ambientale positivo permanente, indiretto (per la Impatto ambientale positivo permanente, indiretto (per la
prevista vita utile)
prevista vita utile)
\
Ambiente idrico
Impatto non significativo
\
Suolo e sottosuolo
\
Flora e vegetazione
\
Impatto ambientale residuo permanente, indiretto (per la
prevista vita utile). Si ritiene la collisione di individui
appartenenti all'avifauna locale con le pale molto poco
probabile.
Impatto ambientale residuo permanente, indiretto (per la
prevista vita utile). Si ritiene la collisione di individui
appartenenti all'avifauna locale con le pale molto poco
probabile.
\
Impatto nullo
Impatto nullo
\
\
non Impatto non significativo
\
Atmosfera
Fauna
Ecosistemi
Salute pubblica
Rumore e vibrazioni
Radiazioni
ionizzanti
ionizzanti
e
157
\
Il possibile impatto sul paesaggio è uno degli aspetti che meglio deve essere valutato per questo tipo
di impianti. In questo caso, il contesto paesaggistico mostra – già ad oggi – delle modificazioni dovute
alle attività umane. Quella più significativa è la vicina zona industriale di Bellocchi, a seguire la
stazione di compressione/distribuzione – di rilevanza provinciale – del gas metano del Gruppo ENI.
Quest’ultimo, peraltro, è dotato di due strutture a traliccio piuttosto significative.
Come indicato nei documenti citati in premessa, è stato condotto uno studio che consentisse di misurare
in modo oggettivo la percezione visiva della pala eolica.
L’idea di base è ben comprensibile anche tramite le comuni esperienze quotidiane: un oggetto o una
struttura presente nel paesaggio, la si percepisce sempre più piccola, allontanandosi o non la si
percepisce affatto o la si percepisce in modo parziale, se ci sono degli ostacoli.
In questo caso lo studio ha portato ai risultati seguenti (si veda la Tavola 30):
●
la pala eolica non si vede dal nucleo abitato chiamato Caminate;
●
si percepisce un’altezza compresa tra ¼ (25%) e 1/3 ( circa il 33%) delle dimensioni reali, dalle case
nelle immediate vicinanze; si sono fatti i calcoli con 32 m (la somma dell’altezza della torre di
sostegno e del raggio del rotore), in realtà, l’elemento maggiormente visibile è la torre, la
rotazione del rotore tende a sfumarne la visibilità;
●
dalle case nelle immediate vicinanze, ma più lontane, si percepisce un’altezza compresa tra 1/8 e ¼
delle dimensioni reali;
●
dal tratto del fiume Metauro più vicino alla pala eolica, si percepisce un’altezza compresa tra 1/20 e i
1/8 delle dimensioni reali (escluso un breve tratto da dove si percepisce un’altezza pari a 1/8);
●
idem per il fosso delle Caminate;
●
dalla strada chiamata Via Caminate, che confluisce in Via Tombaccia, si percepisce un’altezza
compresa tra un valore praticamente nullo e 1/20.
●
Quindi la visibilità della pala eolica è classificabile:
●
alta solo dalle due case etichettate con PO82 e PO84;
●
medio alta solo dalle due case etichettate PO65 e PO100;
●
media solo dalle case etichettate PO81 e PO93;
●
all’aumentare della distanza, da media a praticamente nulla per tutti gli altri punti di osservazione
(PO).
In merito all’appartenenza di quell’area ad un’area di Tipo V, ossia definita dal PPAR, ad elevata
percettività visiva dalle principali infrastutture stradali (e il PRG ha specificato che sono l’autostrada e
la superstrada), lo studio condotto – sempre secondo i metodi dei documenti citati in premessa – ha
portato alle conclusioni seguenti:
158
●
in primo luogo è necessario considerare che chi guida ha un cono visivo obbligato (parallelo alla
carreggiata e con apertura pari a circa 120°), quindi a prescindere dalla distanza dalla pala
eolica, nel momento in cui quest’ultima esce da esso, non è più visibile;
●
in questo caso, l’autostrada “corre” ad una distanza tale per cui l’altezza percepita della pala
eolica è in pratica nulla;
●
la superstrada “corre” quasi sempre in regioni di non visibilità della pala eolica.
Inoltre si deve ricordare come i software che si utilizzano per gli studi di cui si è parlato, non sono in
grado di tener conto degli ostacoli naturali (alberi) e/o artificiali (si pensi agli edifici industriali /
commerciali dell’area industriale di Bellocchi, alcuni anche piuttosto alti).
Infine si vuol far notare come – secondo le analisi teoriche condotte in base ai criteri del PEAR – il
massimo rendimento di conversione dell’energia del vento in energia elettrica (ossia quanta dell’energia
meccanica del vento che attraversa le pale, diventa effettivamente energia elettrica) tende ad essere
massimo per basse velocità del vento. Come in questo caso. Infatti come suggerisce l’intuito,
all’aumentare della velocità del vento aumenta la velocità di rotazione delle pale e, quindi, aumentano
anche tutti i fenomeni di attrito che dissipano energia. In conclusione, in questo caso, si sfrutta molto
bene l’energia del vento.
Per quanto esposto, l'impatto ambientale sul fattore paesaggio è da ritenersi non significativo ai sensi
del Comma 5 dell'Art. 6 del D.L.vo 152/06 come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010 e dell'Art.
2, Comma 1, Lett. a) e Lett. h) della L.R. 3/2012 e s.m.i..
6.2
Scelta dell'Alternativa
Al fine di assicurare la piena compatibilità paesaggistico - ambientale si ritiene che sia
preferibile adottare l'Ipotesi Progettuale I, che prevede la realizzazione del vano tecnico in legno
e di dimensioni e colore personalizzabili (casotto).
159
6.3
Misure di mitigazione
Le misure di mitigazione al fine di abbattere ulteriormente, se non annullare, gli impatti residui
previsti sono:
●
installazione, sulla sommità dell'aerogeneratore, di idonea luce intermittente tale da
aumentare la percezione del rischio da parte dell'avifauna notturna.
6.4
Monitoraggio
Pur essendo ritenuta, per l'impianto proposto, la probabilità di collisione con le pale molto
contenuta, si crede che sia opportuno porre in essere un Piano di Monitoraggio dell'avifauna di
durata pari ad almeno un anno da condurre secondo i protocolli maggiormente accreditati in
letteratura. Si crede idonea una frequenza di monitoraggio pari ad un sopralluogo al mese, da
raddoppiarsi nei periodi più delicati (migrazione). Lo scopo è quello di verificare l'idoneità delle
misure di mitigazione e di adottarne, se richieste, ulteriori.
6.5
Proposta di Provvedimento di Valutazione d'Impatto Ambientale Positivo
La presenza sul territorio di un impianto minieolico per la produzione di energia elettrica,
può costituirsi quale emblema rappresentativo di “sviluppo sostenibile”, concretizzando una
garanzia del rispetto delle risorse ambientali nel loro complesso.
Viste tutte le argomentazioni esposte, si ritiene che, complessivamente, la realizzazione
dell'impianto proposto sia compatibile con l'ambiente nell'accezione più ampia del termine. Si
propone, quindi, all'Autorità Competente, l'adozione del Provvedimento di Valutazione
d'Impatto Ambientale Positivo ai sensi dell'Art. 5 – Comma 1, Lett. o) – del D.L.vo 152/06
come modificato e integrato dal D.L.vo 128/2010 e ai sensi dell'Art. 16 della L.R. 3/2012 e
s.m.i..
160
Fermignano, 25 settembre 2014
Per. Ind. Marcello Cacciamani
_________________________
Consulente Ambientale/Aziendale
(Dott. Mauro Giavazzi)
_____________________________
161
Allegati
Allegato A
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Visura n.: T232345 Pag: 1
Situazione degli atti informatizzati al 28/07/2014
Ufficio Provinciale di Pesaro e Urbino - Territorio
Servizi Catastali
Dati della richiesta
Segue
ANTOGNONI MARIA
Terreni e Fabbricati siti in tutta la provincia di PESARO E URBINO
Soggetto individuato
ANTOGNONI MARIA nata a FANO il 02/12/1934 C.F.: NTGMRA34T42D488R
1. Immobili siti nel Comune di FANO(Codice D488) - Catasto dei Terreni
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Foglio
1
90
Particella
5
Sub
DATI DI CLASSAMENTO
Porz
Qualità Classe
Superficie(m²)
ha are ca
01
00
25
Euro 0,09
Euro 0,11
34
80
Euro 12,58
Euro 16,18
4
55
20
5
34
80
Euro 19,96
L. 38.640
Euro 12,58
Euro 24,23
L. 46.920
Euro 16,18
5
15
40
Euro 5,57
L. 10.780
Euro 7,16
L. 13.860
5
AB
SEMIN
ARBOR
SEMINAT
IVO
4
00
5
SEMIN
ARBOR
SEMINAT
IVO
SEMINAT
IVO
59
-
3
90
63
-
4
90
68
-
5
90
77
-
* Codice Fiscale Validato in Anagrafe Tributaria
Dati derivanti da
Agrario
Euro 0,46
SEMINAT
IVO
90
Reddito
Deduz.
Dominicale
Euro 0,36
AA
2
ALTRE INFORMAZIONI
Dati ulteriori
Tabella di variazione del 08/03/2007
n . 6219 .1/2007 in atti dal
08/03/2007 (protocollo n .
PS0049627) TRASMISSIONE
DATI AI SENSI DEL DECRETO
262 DEL 3 OTTOBRE 2006
Annotazione
n . 32821 .1/2007 in atti dal
Impianto meccanografico del
13/12/1971
n . 32823 .1/2007 in atti dal
13/12/1971
Annotazione
Annotazione
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Servizi Catastali
Immobile 1: Annotazione:
variazione colturale ex d.l. n. 262/06 - qualita` dichiarata o parificata a coltura presente nel quadro tariffario
Totale: Superficie 01.41.45
Segue
Redditi: Dominicale Euro 51,14
Agrario Euro 64,32
Intestazione degli immobili indicati al n. 1
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
DIRITTI E ONERI REALI
1
ANTOGNONI Maria nata a FANO il 02/12/1934
NTGMRA34T42D488R*
(1) Proprieta` per 1/1
DATI DERIVANTI DA
RICONGIUNGIMENTO DI USUFRUTTO del 29/12/1990 n. 3646.1/2009 in atti dal 05/05/2009 (protocollo n. PS0082298) Registrazione: Sede: R.U. DI FRONZI EVELINA
2. Unità Immobiliari site nel Comune di FANO(Codice D488) - Catasto dei Fabbricati
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Sezione
Foglio
Particella
DATI DI CLASSAMENTO
Sub
Urbana
Zona
Micro
Cens.
Zona
Categoria
Classe
Consistenza
ALTRE INFORMAZIONI
Rendita
1
16
351
1
A/3
2
4 vani
Euro 202,45
2
16
351
2
A/3
2
5 vani
Euro 253,06
costituita dalla soppressione della particella ceu sez fgl 16 pla 388 sub 1 per allineamento mappe
costituita dalla soppressione della particella ceu sez fgl 16 pla 388 sub 2 per allineamento mappe
Totale: vani 9
Rendita: Euro 455,51
Indirizzo
Dati derivanti da
VIA DEI BARCHETTI piano: T;
Variazione del 30/01/2009 n . 1210
.1/2009 in atti dal 30/01/2009 (protocollo
n . PS0016967) BONIFICA
IDENTIFICATIVO CATASTALE
VIA DEI BARCHETTI piano: 1;
Variazione del 30/01/2009 n . 1211
.1/2009 in atti dal 30/01/2009 (protocollo
n . PS0016967) BONIFICA
IDENTIFICATIVO CATASTALE
Dati ulteriori
Annotazione
Annotazione
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Segue
Servizi Catastali
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
1
NTGMRA34T42D488R*
2
SIMONCINI Sauro nato a FANO il 17/11/1957
SMNSRA57S17D488D*
DATI DERIVANTI DA
DENUNZIA (NEI PASSAGGI PER CAUSA DI MORTE) del 13/02/2009 n . 5458 .1/2009 in atti dal 14/07/2009 (protocollo n . PS0129785) Registrazione: UU Sede: FANO Volume:
510 n: 97 del 09/07/2009 SUCCESSIONE DI SIMONCINI GIUSEPPE
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Foglio
Particella
Sub
DATI DI CLASSAMENTO
Porz
Qualità Classe
1
16
182
-
ORTO
IRRIG
2
2
16
872
-
ORTO
IRRIG
2
Totale: Superficie 10.33
Superficie(m²)
Reddito
Deduz.
ha are ca
06
50
03
ALTRE INFORMAZIONI
83
Dati derivanti da
Dominicale
Euro 12,25
L. 23.725
Agrario
Euro 5,20
L. 10.075
Euro 7,22
L. 13.980
Euro 3,07
L. 5.937
Dati ulteriori
ISTRUMENTO (ATTO
PUBBLICO) del 29/01/1982 n . 2060
.1/1982 in atti dal 02/11/1989
ISTRUMENTO (ATTO
PUBBLICO) del 29/01/1982 n . 2060
.1/1982 in atti dal 02/11/1989
Agrario Euro 8,27
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
1
NTGMRA34T42D488R*
2
SMNSRA57S17D488D*
DATI DERIVANTI DA
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Situazione degli atti informatizzati
Servizi Catastali
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Sezione
Foglio
Particella
al 28/07/2014
DATI DI CLASSAMENTO
Sub
Urbana
Zona
Micro
Cens.
Zona
Categoria
Classe
Consistenza
ALTRE INFORMAZIONI
Rendita
1
11
213
1
A/2
2
7,5 vani
Euro 697,22
L. 1.350.000
2
11
213
2
A/2
2
7 vani
Euro 650,74
L. 1.260.000
classamento proposto e validato (d.m. 701/94)
classamento proposto e validato (d.m. 701/94)
Totale: vani 14,5
Segue
Indirizzo
Dati derivanti da
VIA DI VILLA GIULIA n . 54 piano: S1
-T; AMPLIAMENTO del 29/10/1998 n .
C02439 .1/1998 in atti dal 29/10/1998
VIA DI VILLA GIULIA n . 54 piano: 1
-2; AMPLIAMENTO del 29/10/1998 n .
C02439 .1/1998 in atti dal 29/10/1998
Dati ulteriori
Annotazione
Annotazione
Rendita: Euro 1.347,96
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
1
NTGMRA34T42D488R*
2
SMNSRA57S17D488D*
DATI DERIVANTI DA
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Situazione degli
Servizi Catastali
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Foglio
Particella
Sub
Qualità Classe
Superficie(m²)
ha are ca
16
00
Reddito
Deduz.
Dati derivanti da
Agrario
Euro 7,44
80
Euro 1,74
Euro 2,23
13
45
Euro 4,86
Euro 6,25
4
05
14
4
56
35
4
00
05
5
35
89
Euro 1,86
L. 3.598
Euro 20,37
L. 39.445
Euro 0,02
L. 35
Euro 12,97
Euro 2,26
L. 4.369
Euro 24,74
L. 47.898
Euro 0,02
L. 43
Euro 16,68
5
06
40
Euro 2,31
L. 4.480
Euro 2,97
L. 5.760
90
44
-
SEMINAT
IVO
5
2
90
45
-
SEMINAT
IVO
5
04
3
90
60
-
SEMINAT
IVO
5
4
90
61
-
5
90
64
-
6
90
66
-
7
90
69
-
SEMIN
ARBOR
SEMIN
ARBOR
SEMIN
ARBOR
SEMINAT
IVO
8
90
78
-
SEMINAT
IVO
ALTRE INFORMAZIONI
Dominicale
Euro 5,78
1
atti informatizzati al 28/07/2014
DATI DI CLASSAMENTO
Porz
Segue
n . 32817 .1/2007 in atti dal
n . 9808 .1/2011 in atti dal
DATI AGEA AI SENSI DEL DL 3
.10 .2006 N .262
n . 6222 .1/2007 in atti dal
13/12/1971
13/12/1971
13/12/1971
n . 6223 .1/2007 in atti dal
13/12/1971
Dati ulteriori
Annotazione
Annotazione
Annotazione
Annotazione
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Servizi Catastali
di stadio: variazione colturale eseguita ai sensi del dl 3 .10 .2006 n . 262 , convertito con modificazioni nella legge 24 .11 .2006 n . 286 e
successive modificazioni (anno 2011)
Totale: Superficie 01.38.08
Segue
Agrario Euro 62,59
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
1
NTGMRA34T42D488R*
2
SMNSRA57S17D488D*
DATI DERIVANTI DA
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Sezione
Foglio
Particella
DATI DI CLASSAMENTO
Sub
Urbana
1
5
91
6
Zona
Micro
Cens.
Zona
Categoria
A/4
Classe
3
Consistenza
5,5 vani
ALTRE INFORMAZIONI
Rendita
Euro 207,36
Indirizzo
Dati derivanti da
VIA RONCOSAMBACCIO n . 99 piano:
T -1; VARIAZIONE NEL
CLASSAMENTO del 23/02/2012 n .
2716 .1/2012 in atti dal 23/02/2012
(protocollo n . PS0020280)
VARIAZIONE DI CLASSAMENTO
classamento e rendita non rettificati entro dodici mesi dalla data di iscrizione in atti della dichiarazione (d.m. 701/94)
Dati ulteriori
Annotazione
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Servizi Catastali
N.
1
2
Segue
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
NTGMRA34T42D488R*
SMNSRA57S17D488D*
N.
DATI IDENTIFICATIVI
Foglio
1
5
Particella
DATI DI CLASSAMENTO
Sub
333
Porz
Qualità Classe
AA
SEMIN
ARBOR
5
AB
ULIVETO
2
Superficie(m²)
ha are ca
00
70
13
00
ALTRE INFORMAZIONI
Reddito
Deduz.
Dati derivanti da
Dominicale
Euro 0,22
Agrario
Euro 0,25
Euro 4,03
Euro 3,69
n . 66872 .1/2007 in atti dal
DATI AGEA AI SENSI DEL DL 3
.10 .2006 N .262
Dati ulteriori
Annotazione
variazione colturale eseguita ai sensi del dl 3 .10 .2006 n . 262 , convertito con modificazioni nella legge 24 .11 .2006 n . 286 (anno 2007)
- qualita` dichiarata o parificata a coltura presente nel quadro tariffario del comune
N.
DATI ANAGRAFICI
CODICE FISCALE
1
NTGMRA34T42D488R*
2
SMNSRA57S17D488D*
DATI DERIVANTI DA
Totale Generale: vani 29
Rendita: Euro 2.010,83
Data: 28/07/2014 - Ora: 17.24.44
Visura per soggetto
Servizi Catastali
Totale Generale: Superficie 03.03.56
Unità immobiliari n. 21
Tributi erariali: Euro 2,70
Visura telematica
Agrario Euro 139,12
Fine
Allegato B
COMUNE DI FANO
(Provincia di Pesaro e Urbino)
SETTORE 5° - LAVORI PUBBLICI E URBANISTICA
Marca da Bollo
n. 01111388184548
CERTIFICATO DI DESTINAZIONE URBANISTICA N. 104 del 23/06/2014
IL DIRIGENTE
VISTO il D. Lgs.vo 18.08.2000 n.ro 267 “T.U. delle leggi sull’ordinamento delle autonomie locali”;
VISTO l’art. 39, comma 3, dello Statuto Comunale;
VISTO il vigente Regolamento sull’ordinamento generale degli uffici e dei servizi;
VISTO l'art. 30 del D.P.R. 06.06.2001 n. 380;
VISTO il Piano Regolatore Generale approvato con Deliberazione Consiliare n. 34 del 19/02/2009;
VISTA la richiesta della Ditta: GIAVAZZI MAURO, presentata in data 20/06/2014; P.G. n.ro
43832/2014;
CERTIFICA
che il terreno sito in Fano, LOC. CAMINATE, così distinto: CATASTO TERRENI: foglio 90;
mappale 29-62-63-64-65-67-68-69-70-124-135-171-160-165-163-127-41-158-159131-31-12-120-32-2, della superficie dichiarata dal richiedente di mq. 306.165,4, è
classificato dal Piano Regolatore Generale vigente come di seguito specificato:
E4 - Zone agricole di ristrutturazione ambientale. Art. 58
1. Le zone E 4 sebbene destinate all'esercizio dell'attività agricola - ammettono interventi di
riqualificazione ambientale finalizzati ad un uso naturalistico-ricreativo nel rispetto dei valori
paesaggistici che caratterizzano le aree stesse.
2. Compatibilmente con quanto previsto dalle prescrizioni relative alle tutele (integrale,
orientata, specifica) , ove presenti, delle norme del Sistema Paesistico Ambientale che
comunque prevarranno sul presente articolo, in esse sono ammesse:a) ampliamento o
ricostruzione di abitazioni preesistenti da parte dell'imprenditore agricolo; lotto minimo: 2 hab)
attrezzature e infrastrutture necessarie per il diretto svolgimento dell'attività agricola, come
silos, serbatoi idrici, depositi per attrezzi, macchine, fertilizzanti, sementi e antiparassitari,
ricoveri per bestiami; lotto minimo: 5 hac) opere di pubblica utilità che debbono sorgere
necessariamente in zone agricole; d) attività agrituristica e di turismo rurale.
3. Previa redazione di un apposito piano particolareggiato o piano di recupero e nel rispetto
delle finalità enunciate al comma 1, i volumi esistenti legittimamente assentiti o sanati possono
essere destinati a fini naturalistico-ricreativi assegnando gli usi U3.1 - Attività direzionali, U2.5Attrezzature ricreative e Pubblici esercizi, U3.4 - Attività commerciali di vicinato.
4. Tutte le strutture, il cui uso non è conforme agli usi previsti per le zone E4, ricadenti o
prospicienti aree SIC o ZPS, al termine delle attività attualmente in essere, non potranno essere
riconvertite se non per la conservazione e la gestione dei siti stessi, fatto salvo quanto previsto
dalla SCHEDA COMPARTO DI RIQUALIFICAZIONE AMBIENTALE "EX DICOMAR", riportata in
calce al presente articolo.
5. Le aree in località Falcineto e in località Tombaccia specificatamente perimetrate come
indicato nella "Valutazione di incidenza delle opere previste nel P.R.G." (schede intervento 5 e 7)
approvata con Decreto della P.F. Valutazioni e Autorizzazioni Ambientali della Regione Marche
n.70 del 08/07/2008 nonché il laboratorio di ecologia all'aperto e il centro didattico naturalistico
ubicato in località Ponte Metauro (lago della Fondazione Carifano), in continuità con le aree
SIC/ZPS, sono destinate a "Zona agricola di conservazione naturalistica - E4.1" e sono riservate
ad oasi didattico naturalistica sul cui territorio impostare attività di conservazione degli ambienti
umidi ed agricoli, attuare una agricoltura a basso impatto ambientale e realizzare percorsi
didattici; su tali zone vige il divieto di edificazione, fatta eccezione per le aule didattiche e locali
di servizio, ed è obbligatorio il mantenimento delle zone umide.
SCHEDA COMPARTO DI RIQUALIFICAZIONE AMBIENTALE "EX DICOMAR"
Zona : E4
Il Comparto di cui alla presente scheda individua un'area all'interno della zona agricola di
riqualificazione ambientale del Metauro e coincide con le aree oggetto del Permesso di Costruire
n.753/07 del --- e successive varianti. La volumetria, la superficie utile e l'area interessata dal
permesso di costruire possono mantenere la destinazione artigianale/industriale.
Previa redazione di un apposito piano particolareggiato o piano di recupero e nel rispetto dei
valori paesaggistici che caratterizzano tali aree, i volumi esistenti possono essere destinati a fini
naturalistico-ricreativi assegnando gli usi U3.1 - Attività direzionali, U2.5- Attrezzature ricreative
e Pubblici esercizi, U3.4 - Attività commerciali di vicinato.
NORME GENERALI
Art. 52; Art. 53; Art. 54; Art. 37/bis; Art. 59; Art. 59/bis
Art. 52
Norme generali
1. Le zone agricole sono le parti del territorio destinate all'esercizio delle attività dirette alla
coltivazione dei fondi, alla silvicultura, allevamento del bestiame e alle altre attività connesse ivi
compreso l'agriturismo, assimilabili alle zone omogenee "E" ai sensi del D.M. 02/04/1968 n.
20/444.
2. Le aree agricole destinate a uliveti e vigneti riportate nella Tav. 5 in scala 1:25000 della serie
"Sintesi degli studi preliminari", vanno salvaguardate al fine di tutelare sia la produzione tipica
che i contesti paesaggistici.
3. Esse si suddividono come di seguito e sono definite quanto ad indici, parametri e particolari
funzioni nei successivi specifici articoli:
E1 - Zone agricole;
E2 - Zone agricole con presenza di valori paesaggistici;
E3 - Zone agricole di rispetto;
E4 - Zone agricole di ristrutturazione ambientale;
Art. 53
Norme comuni agli interventi edilizi
1. Gli interventi edilizi ammessi nelle zone agricole sono quelli previsti e regolati dalla L.R. n. 13
dell'8/03/1990 e successive modificazioni nonché dalle presenti NTA.
2. Gli interventi aventi ad oggetto l'attività agrituristica ed il turismo rurale sono regolati altresì
dalla L.R. n. 3 del 03/04/2002 pubblicata nel BUR 11/04/2002 n. 52.
3. Non è consentito trasformare un edificio esistente in residenza, qualora lo stesso sia stato
realizzato originariamente come accessorio agricolo o comunque non destinato ad abitazione
rurale. Eventuali deroghe saranno consentite - dietro parere della Commissione Edilizia
Comunale - soltanto per quegli edifici aventi specifiche peculiarità storiche, architettoniche e
culturali, come ad esempio vecchi frantoi, mulini, ecc., fermo restando l'ipotesi prevista dal
comma 4° dell'art. 5 della L.R. 13/90.
4. Sono consentiti interventi di ristrutturazione con possibilità una tantum di ampliamento come
previsto dall'art. 37 bis.
5. I fabbricati rurali esistenti che, seppure parzialmente crollati, si configurano come un
organismo edilizio che nella sua attuale consistenza risulta ancora architettonicamente e
tipologicamente "leggibile", in quanto risultano conservate le murature perimetrali, le strutture
orizzontali e di copertura in misura tale da assolvere le loro funzioni di delimitazione, sostegno e
protezione, possono essere oggetto di interventi di ristrutturazione edilizia, effettuati sulla base
di un rilievo critico accompagnato da una documentazione storico-architettonica del fabbricato,
dell'ambiente e del patrimonio edilizio rurale circostante.
I fabbricati parzialmente crollati per i quali viene ammesso l'intervento di ristrutturazione,
vengono censiti ed individuati all'interno di uno o più Piani Particolareggiati approvati
dall'Amministrazione Comunale.
In detti piani vengono fornite indicazioni generali e di dettaglio, finalizzate alla definizione di
corrette modalità di recupero, di corretto inserimento paesaggistico degli interventi, alla
conservazione e valorizzazione delle caratteristiche e peculiarità dell'edilizia rurale tradizionale;
in merito a tali indicazioni si richiamano i contenuti del "Documento di indirizzi in materia di
pianificazione urbanistica" di cui al vigente P.T.C. provinciale con specifico riferimento agli
indirizzi per gli interventi in zone agricole.
Art. 54
Attività vietate in zone agricole
1. In tutte le zone agricole sono vietate:
a. l'apertura di nuove cave, salvo quanto previsto dal P.R.A.E. e dal P.P.A.E.
b. la realizzazione di depositi e di stoccaggi di materiali non agricoli
Art. 37 bis
"Tessuti residenziali diffusi extra-urbani"
1. Le aree di pertinenza degli edifici residenziali non rurali esistenti, non più adibiti né funzionali
all'attività agricola che, pur inseriti in contesti territoriali rurali, risultano iscritti al catasto
fabbricati come unità immobiliari urbane, sono disciplinate quali "tessuti residenziali diffusi
extraurbani".
2. In tali aree di norma non è ammesso l'aumento della superficie utile lorda esistente; tuttavia
al solo scopo di introdurre miglioramenti igienici, funzionali e distributivi, nonché per finalità
antisismiche, sono consentiti interventi di ristrutturazione edilizia con possibilità " una tantum "
di ampliamento massimo di 30 mq della superficie utile esistente.
3. La Superficie Utile Lorda degli edifici ampliati non deve comunque essere superiore a 250
mq.
4. Gli edifici per cui è ammesso tale ampliamento vengono censiti ed individuati all'interno di
uno o più Piani Particolareggiati redatti dall'Amministrazione Comunale in cui verranno indicate,
in base alle diverse caratteristiche degli edifici, le quantità e le modalità degli incrementi
volumetrici nel rispetto delle tipologie e dei materiali esistenti.
5. Sono esclusi dall'applicazione delle disposizioni di cui sopra gli edifici ed i manufatti
extraurbani di interesse storico ed architettonico, anche in caso di perdita dei requisiti di
ruralità.
Art. 59
Edifici di valore storico e architettonico
1. Il Comune ha effettuato il censimento dei fabbricati rurali esistenti previsto dall'art. 15 della
L.R. 08/03/1990 n.ro 13 (CENSIMENTO DEI MANUFATTI EXTRAURBANI - Maggio 2000)
2. Gli edifici tutelati sono individuati in uno specifico elenco denominato "Edifici di valore storico
e architettonico" allegato alle presenti nome e nelle tavole di piano con la trasposizione del
relativo ambito di tutela di 50 mt nel quale è prevista l'inedificabilità.
Per tali edifici gli interventi consentiti sono quelli previsti dall'art. 15, commi 3, 4 e 5 della L.R.
n. 13/90;
3. Per gli altri edifici individuati nel "Censimento dei manufatti extraurbani" sono consentiti tutti
gli interventi previsti per gli edifici in zona agricola.
Art. 59 bis
Attività agricole ad ordinamento colturale intensivo
1. È consentito agli imprenditori agricoli professionali, che dimostrino di svolgere attività
agricola ad ordinamento colturale intensivo, (ortaggi, frutta, vino, olio, formaggio, fiori, piante,
carni suine, bovine, ovine) di realizzare all'interno del proprio fondo agricolo, una struttura
destinata alla vendita di prodotti aziendali ed extra aziendali (chiosco), fino ad un massimo di
36 mq. Le costruzioni dovranno avere un'altezza massima Hmax=2.50 ml.
lotto minimo: 2 ha
Parte come zona
V5 - Zone di rispetto dei pozzi comunali. Art. 82
1. Le zone V5 sono le zone di rispetto dei pozzi idrici comunali, e sono stabilite - ai sensi del
art. 5 D.Lgs 258/00 - al fine di assicurare, mantenere e migliorare le caratteristiche qualitative
delle acque da destinare al consumo umano.
2. Sono stabilite aree di salvaguardia distinte in zone di tutela assoluta, zone di rispetto e zone
di protezione: le zone di tutela assoluta e le zone di rispetto si riferiscono alle sorgenti, ai pozzi
ed ai punti di presa; le zone di protezione si riferiscono ai bacini imbriferi ed alle aree di ricarica
delle falde.
3. La zona di tutela assoluta è adibita esclusivamente ad opere di presa ed a costruzioni di
servizio; deve essere recintata e provvista di canalizzazione per le acque meteoriche ed ha
un'estensione di raggio non inferiore a ml. 10, ove possibile.
4. Le zone di rispetto sono delimitate in relazione alle risorse idriche da tutelare e comunque
hanno un'estensione di raggio pari a ml. 200 rispetto al punto di captazione dei pozzi comunali,
così come indicata nella Tavola dal titolo " Indagine geologica per la determinazione delle zone
di rispetto dei pozzi comunali" in scala 1:25.000.
5. Nelle zone di rispetto sono vietate le attività o destinazioni definite al comma 3 dell'art. 7
delle Norme del Sistema Paesistico Ambientale
6. Le norme di tutela di cui al precedente comma 5 valgono anche per le aree soggette a
permessi di ricerca per captazione delle acque ad uso termale o per imbottigliamento, fino alla
scadenza del permesso di ricerca.
7.
Nelle zone di rispetto è vietato l'insediamento di fognature e pozzi perdenti; per quelle
esistenti si adottano, ove possibile, le misure per il loro allontanamento.
8.
Per la captazione di acque superficiali si applicano, per quanto possibile, le norme di
cui ai precedenti commi 2, 3 e 4.
9.
La misura di ml. 200 non è in alcun modo derogabile.
10.
Nelle zone di protezione sono vietate le attività e destinazioni definite al comma 4
dell'art. 7 delle Norme del Sistema Paesistico Ambientale
11.
Le ulteriori prescrizioni da osservare sono:
a) Obbligo da parte dei proprietari dei pozzi esistenti ad effettuare regolare denuncia ai sensi
della Legge 11.12.1933 n.ro 1775, qualora non vi avessero già provveduto;
b) Divieto assoluto di apportare modifiche sia ai pozzi che agli impianti di sollevamento, se non
previo regolare nullaosta rilasciato dall'Ufficio del Genio Civile per i pozzi agricoli ed industriali e
dell'Ufficio Acquedotto per i pozzi domestici;
c) Obbligo per i fabbricati esistenti di allacciarsi alla rete fognante comunale dove essa esista, e
di chiudere i rispettivi pozzi perdenti;
c)
Per i nuovi fabbricati obbligo di allacciarsi alla rete fognante comunale se essa esiste o
di effettuare gli scarichi, previa autorizzazione dell'Ufficio Tecnico Comunale, mediante soluzioni
alternative consentite dalla norma vigente in materia laddove non esista la rete fognante.
12.
Per la realizzazione degli interventi di trasformazione urbanistica negli ambiti di
rispetto dei pozzi vanno inoltre adottate ulteriori misure di protezione, quali ad esempio le
doppie tubature nella rete fognaria, l'impermeabilizzazione dei pozzetti, ecc…..
Nella progettazione e nella costruzione delle condotte fognarie, da realizzarsi con impianti
separati tra la rete di canalizzazione acque meteoriche (bianche) e rete fognante (nere), dovrà
essere comunque garantita l'affidabilità dell'opera in relazione al grado di sicurezza statica, di
resistenza alla corrosione, di integrità della tenuta nel tempo, tenendo conto della
caratterizzazione geologica geotecnica dei terreni interessati dal tracciato delle tubazioni.
Nelle fasce di rispetto di 200 m. sono inoltre vietati gli scarichi di acque in corsi d'acqua non
impermeabilizzati.
NORME GENERALI
Art. 77 - Zone a vincolo speciale
Art. 77
Zone a vincolo speciale
1. Le zone a vincolo speciale sono le aree individuate sulla base di specifiche normative, che si
sovrappongono alla zonizzazione di cui ai capitoli precedenti del presente Titolo, dettando
particolari prescrizioni restrittive all'edificazione ivi prevista.
2. Dette zone si dividono in:
V1 - Fasce di rispetto stradale;
V2 - Fasce di rispetto cimiteriale;
V3 - Aree di vincolo paesistico;
V4 - Aree di vincolo archeologico;
V5 - Zone di rispetto dei pozzi comunali;
V6 - Fasce di rispetto di centrali elettriche e di elettrodotti;
V7 - Fasce di rispetto per i depuratori;
V8 - Fasce di rispetto per metanodotti e gasdotti;
V9 - Fasce di rispetto per ferrovia.
V10 - Aree i cui soprassuoli sono stati percorsi dal fuoco
E' sottoposto ai seguenti vincoli di cui al Dlgs.42/2004 e ai seguenti ambiti di tutela
del Sistema Paesistico Ambientale:
E' sottoposto ai seguenti vincoli paesaggistici:
"FIUME METAURO/TORRENTE ARZILLA" istituito con D.P.G.R. 668 del 03/02/1981
"Dichiarazione di notevole interesse pubblico delle zone ricadenti lungo il corso del fiume Metauro
e del Torrente Arzilla".
Nelle motivazioni si riconosce che trattasi di una zona "Torrente Arzilla" di notevolissimo interesse
paesistico e naturale nel suo complesso: elementi caratterizzanti che la compongono sono il corso
del torrente Arzilla, alcuni boschi ed il paesaggio collinare ed agricolo... (omissis) .... di notevole
effetto estetico nel paesaggio delle colline che fiancheggiano le zone. Di queste e' di rilevante
interesse il loro specifico carattere agricolo con case coloniche isolate, coltivazione di vite, olivo,
grano e granoturco in appezzamenti in genere di modeste dimensioni.
Nelle motivazioni si riconosce che la zona comprendente il "fiume Metauro" nel territorio del
comune di Fano, ha particolare caratteristiche naturali, il vasto letto fluviale di proprietà demaniale
e' fiancheggiato da una considerevole quantita' di verde, specie nel tratto più a monte... (omissis)
.... presso la riva destra si estende una serie di colline che comprendono due interessanti ripe
marnoso-arenacee, queste colline, interessanti dal punto di vista paesaggistico e faunistico,
consentono una ottima vista della bassa valle del Metauro sino al mare e costituiscono esse stesse
elementi caratterizzanti del paesaggio. Sulla riva sinistra, contribuisce a determinare l'interesse del
paesaggio, una caratteristica scarpata posta tra il terrazzo fluviale costituito dagli antichi depositi
alluvionali della valle del Metauro e i terreni più bassi di diversi metri del fiume attuale. Tutti gli
elementi sopra descritti contribuiscono a caratterizzare un paesaggio di notevole valore,
costituente quadro panoramico pubblicamente godibile
in parte "FIUMI" D.Lgs.42/2004 art.142 lettera c) (ex Legge n.431/85)
Fiumi, torrenti, corsi d'acqua iscritti negli elenchi previsti dal testo unico delle disposizioni di legge
sulle acque ed impianti elettrici, approvato con regio decreto 11 dicembre 1933 n.1775, e le
relative sponde o piedi degli argini per una fascia di 150 m ciascuna.
SOTTOSISTEMA GEOLOGICO-GEOMORFOLOGICO E IDROGEOLOGICO (Cap.III):
in parte art.7 – Aree soggette a pericolosità geologica, idrogeologica e sismica: TUTELA
INTEGRALE
in parte art.8 – Corsi d'acqua: TUTELA INTEGRALE
SOTTOSISTEMA BOTANICO-VEGETAZIONALE (Cap.IV):
in parte art.14 – Aree SIC-ZPS appartenenti alla Rete Natura 2000
SOTTOSISTEMI TERRITORIALI (Cap.VI):
Aree di tipo "C"
Art. 23 Classificazione.
b) Aree C: Aree che esprimono la qualita' diffusa del paesaggio regionale nelle molteplici forme che
lo caratterizzano: torri, case coloniche, ville, alberature, pievi, archeologia produttiva, fornaci,
borghi e nuclei, paesaggio agrario storico, emergenze naturalistiche (colline di Carignano, San
Cesareo, Cannelle, Ferriano e Caminate.
Art.24 Indirizzi generali di tutela
Nelle aree C deve essere graduata la politica di tutela in rapporto ai valori e ai caratteri specifici
delle singole categorie di beni, promuovendo la conferma dell'assetto attuale ove sufficientemente
qualificato o ammettendo trasformazioni che siano compatibili con l'attuale configurazione
paesistico-ambientale o determinino il ripristino e l'ulteriore qualificazione.)
Aree di tipo "V"
Art. 23 - Classificazione.
c) Aree V: Aree di alta percettivita' visuale individuabili in relazione alle vie di comunicazione
ferroviarie, autostradali e stradali di maggiore intensita' di traffico (in particolare si fa riferimento
alla Superstrada, e al tratto esterno al perimentro urbano dell'Autostrada).
Art.24 - Indirizzi generali di tutela
Nelle aree V, deve essere attuata una politica di salvaguardia, qualificazione e valorizzazione delle
visuali panoramiche percepite dai luoghi di osservazione puntuali o lineari.
Il terreno ricade parzialmente in area inondabile con i seguenti livelli di rischio R : R2(cod. E05-0004); come definiti dal PAI approvato con DCR n.116/2004.
Il presente certificato si rilascia ai sensi dell’art. 30, comma 3, del DPR n.ro 380/2001
e si compone di n. 6 pagine.
Il presente certificato non può essere prodotto agli organi della Pubblica amministrazione o ai privati gestori di pubblici
servizi. (art. 15 - L. 12 novembre 2011 n. 184).
Fano, lì 23/06/2014
Il Direttore
U.O. P.R.G.
Il Dirigente del Settore
LL.PP. E Urbanistica
(ing. Marco Ferri)
(arch. Adriano Giangolini)
La Ditta, consapevole che ai sensi dell'art. 76 del D.lgs. n. 445/2000 “chiunque rilascia dichiarazioni mendaci, forma
atti falsi o ne fa uso nei casi previsti dal presente testo unico è punito ai sensi del codice penale e delle leggi speciali
in materia”, dichiara che il numero identificativo della marca da bollo da apporre al presente Titolo Unico da € 16,00
è il n. 01111388184548 del 20/06/2014 e che la stessa, ai sensi dell'art. 3 del D.M. 10/11/2011 è stata annullata e sarà
conservata a cura della Ditta richiedente.
Allegato C
ASTER GDEM Readme File – ASTER GDEM Version 1
I. Introduction
The Advanced Spaceborne Thermal Emission and Reflection Radiometer (ASTER) Global
Digital Elevation Model (GDEM) was developed jointly by the Ministry of Economy, Trade,
and Industry (METI) of Japan and the United States National Aeronautics and Space
Administration (NASA). The ASTER GDEM was contributed by METI and NASA to the
Global Earth Observation System of Systems (GEOSS) and is available at no charge to users
via electronic download from the Earth Remote Sensing Data Analysis Center (ERSDAC)
of Japan and NASA’s Land Processes Distributed Active Archive Center (LP DAAC).
The ASTER instrument was built by METI and launched onboard NASA’s Terra spacecraft
in December 1999. It has an along-track stereoscopic capability using its near infrared
spectral band and its nadir-viewing and backward-viewing telescopes to acquire stereo
image data with a base-to-height ratio of 0.6. The spatial resolution is 15 meters (m) in the
horizontal plane. One nadir-looking ASTER visible and near-infrared (VNIR) scene
consists of 4,100 samples by 4,200 lines, corresponding to about 60 kilometers (km)-by-60
km ground area.
The methodology used to produce the ASTER GDEM involved automated processing of the
entire 1.5-million-scene ASTER archive, including stereo-correlation to produce 1,264,118
individual scene-based ASTER DEMs, cloud masking to remove cloudy pixels, stacking all
cloud-screened DEMs, removing residual bad values and outliers, averaging selected data to
create final pixel values, and then correcting residual anomalies before partitioning the data
into 1°-by-1° tiles. It took approximately one year to complete production of the beta
version of the ASTER GDEM using a fully automated approach. Version 1 differs only
slightly from the beta version, with the most significant difference being that elevation
anomalies caused by residual clouds have been replaced with -9999 values for those
anomalous values detected on the Eurasian continent north of 60° north latitude.
II. ASTER GDEM Characteristics
A number of characteristics of the ASTER GDEM and its presentation, which are important
to user application of the ASTER GDEM, are presented below.
A. Basic GDEM Characteristics
The ASTER GDEM covers land surfaces between 83°N and 83°S and is comprised of
22,600 1°-by-1° tiles. Tiles that contain at least 0.01% land area are included. The
ASTER GDEM is in GeoTIFF format with geographic lat/long coordinates and a 1 arcsecond (approximately 30 m) grid. It is referenced to the WGS84/EGM96 geoid. Table
1 summarizes the basic characteristics of the ASTER GDEM. Pre-production estimated
(but not guaranteed) accuracies for this global product were 20 m at 95 % confidence for
vertical data and 30 m at 95 % confidence for horizontal data.
Table 1. ASTER GDEM Characteristics
Tile Size
3601 x 3601 (1°-by-1°)
Posting interval
1 arc-second
Geographic coordinates
Geographic latitude and longitude
DEM output format
GeoTIFF, signed 16 bits, and 1m/DN
Referenced to the WGS84/EGM96 geoid
Special DN values
-9999 for void pixels, and 0 for sea water body
Coverage
North 83° to south 83°, 22,600 tiles for Version 1
B. GDEM Package
The basic unit of the ASTER GDEM is the 1°-by-1° tile. Each GDEM tile container
accommodates two zip-compressed files, a DEM file and a quality assessment (QA) file.
Both files have dimensions of 3601 samples by 3601 lines, corresponding to the 1°-by1° data area. Each tile container is part of a Unit Directory that accommodates up to a
full array of 5°-by-5° tile containers, which each contain the zip-compressed DEM file
and QA file. As implied, the maximum number of tiles in one unit directory is 25.
When ordering ASTER GDEM tiles, however, users may not see the entire GDEM
directory structure. Rather, with current data systems users will select individual zipped
tile containers that include the DEM and QA files (Figure 1).
Tile Container (zip-compressed)
ASTGTM_N00E006.zip
EXPAND
ASTGTM_N00E006_dem.tif
AST GTM_N00E006_num.tif
DEM file
QA file
Figure 1. GDEM file structure.
The names of individual data tiles refer to the latitude and longitude at the geometric
center of the lower-left (southwest) corner pixel. For example, the coordinates of the
lower-left corner of the tile ASTGTM_N00E006 tile are 0 degrees north latitude and 6
degrees east longitude. ASTGTM_N00E006_dem and ASTGTM_N00E006_num files
accommodate DEM and QA data, respectively. The rows at the north and south edges,
as well as the columns at the east and west edges, of each tile overlap and are identical to
the edge row and column in the adjacent tile.
C. QA File Description
The QA file included in the tile container conveys two fundamental pieces of
information: 1) the number of scene-based DEMs contributing to the final GDEM value
for each 30m pixel (stack number); or 2) the source data set used to replace identified
bad values in the ASTER GDEM. Each QA file pixel contains only one of these two
possible pieces of information.
2
The automated cloud masking and statistical approach used to select data for stacking
are not totally effective in avoiding anomalous elevations values, and anomalies may
remain in the GDEM where the stack number is three or less, particularly. Where
available, existing DEMs were used to replace anomalous GDEM values, including
adjusting for offsets between the ASTER GDEM and the reference DEM data.
Reference data sets used to replace ASTER GDEM anomalies are described in Table 2.
Table 2. Reference DEMs Used for ASTER GDEM Version 1 Anomaly Replacement
SRTM3 V3
(Void-filled version)
Posting: 3 arc seconds
Coverage: north 60° to south 56°
Only about 90 % tiles of SRTM V3 are void filled
SRTM3 V2
Coverage: north 60° to south 56°
Posting: 1 arc second
Coverage: Conterminous U.S.
Posting: 3 arc seconds for latitude; 3, 6 and 12 arc seconds for
longitude, depending on latitude
Coverage: all Canada territory
Coverage: all Alaska territory
NED
(U.S. National Elevation Data)
CDED
(Canada DEM)
Alaska DEM
The vast majority of QA plane values are positive and directly correspond to the number
of individual ASTER DEM scenes that contributed to determining the final GDEM
elevation value for that corresponding pixel in the DEM file. Negative values designate
a specific reference data set that was used to replace bad values in the ASTER GDEM.
Reference data sets and their corresponding key are shown in Table 3.
Table 3. QA File Reference Data Sets and Key
SRTM3 V3
SRTM3 V2
NED
CDED
Alaska DEM
-1
-2
-5
-6
-11
III. Summary of Preliminary ASTER GDEM Assessment Results
The ASTER GDEM is a very large product, covering the vast reaches of the global land
surface. Its full validation and characterization will be achieved only after detailed study by
the global user community. However, prior to their decision to release the ASTER GDEM,
NASA and METI, in cooperation with the U.S. Geological Survey (USGS), ERSDAC, and
other collaborators, conducted extensive preliminary validation and characterization studies
of the ASTER GDEM. The results of those studies are briefly summarized below. For a
discussion of these and additional GDEM accuracy assessment and characterization results,
users may download the ASTER Global DEM Validation Summary Report from
http://www.gdem.aster.ersdac.or.jp/ASTER_GDEM_Validation_Summary_Report or from
https://lpdaac.usgs.gov/lpdaac/media/files/ASTER_GDEM_Validation_Summary_Report.
3
A. Accuracy Assessments
The 934 ASTER GDEM tiles that comprise the conterminous United States (CONUS)
were compared with USGS NED data and with more than 13,000 ground control points
(GCPs). In comparison with NED data, the mean differences, standard deviations, and
root mean square errors (RMSEs) were calculated for each tile and for All CONUS, as
well as by National Land Cover Dataset (NLCD) class, terrain type, and stack number.
Table 4 reports results for ASTER GDEM minus NED for the NLCD water class, for
three aggregated NLCD land cover type classes (urban, forest, and open), and one
additional category that seeks to reduce the effects of water and snow/ice.
Table 5 presents results where GDEM values were compared to GCPs at more than
13,000 benchmarks scattered across the CONUS. Results are shown both for the
elevation of the pixel containing the benchmark (NN) and for elevations calculated by
interpolation (I) with surrounding pixels. Table 5 results generally are consistent with
Table 4 results. The 10.87 RMSE reported in Table 4 and the 9.35 RMSE reported in
Table 5 convert, respectively, to vertical errors of just over and just under the preproduction estimated ASTER GDEM vertical error of 20 m at 95% confidence.
Table 4. Raster-based ASTER GDEM vertical accuracy results for CONUS, including the
NLCD water class and three aggregated land cover type classes. All values are in meters.
ASTER GDEM minus NED
Land Cover
Type Name
All CONUS
Water
Urban
Forest
Open
Excluding Water
and Ice & Snow
Mean
-3.64
-1.32
-4.06
1.72
-6.40
Std. Dev.
8.75
15.71
6.94
9.93
7.31
RMSE
10.87
16.53
9.06
10.93
10.33
-3.77
8.19
10.46
Table 5. Absolute-control-based ASTER GDEM vertical accuracy results for CONUS. All
values are in meters.
(NN = nearest neighbor; I = interpolated)
GDEM minus Benchmark Elevations (NN)
GDEM minus Benchmark Elevations (I)
Number of
Benchmarks
13,193
13,193
Mean RMSE
-3.71
9.33
-3.69
9.37
Average Average
Mean
RMSE
-3.70
9.35
Various efforts were made to extrapolate detailed accuracy results obtained from
studies of CONUS ASTER GDEM tiles to GDEM tiles from other parts of the world.
Results obtained by Japanese investigators for numerous tiles located throughout Japan
were consistent with results obtained for CONUS tiles, both in comparison with
reference DEMs and GCPs. Results were better than obtained for CONUS tiles when
ASTER GDEM tiles were corrected for measured geolocation errors (Table 6).
4
Table 6. Geolocation errors for seven ASTER GDEM tiles from Japan.
Fukuoka
Kochi
Kyoto
Noubi
Osaka
Saitama
Tokyo
Geolocation
Error E-W (m)
-19.25
-16.55
-23.63
-15.24
-8.33
-17.25
-14.23
Geolocation
Error N-S (m)
-5.40
20.68
13.04
13.96
57.05
27.63
17.82
In addition, U.S. and international cooperators who participated in preliminary
validation studies assessed ASTER GDEM accuracy and characteristics for
approximately 350 additional ASTER GDEM tiles located on all seven continents.
Vertical accuracies were determined using both reference DEMs and absolute control
points. SRTM DTED2 (30 m) was the principal raster reference data set, and ICESat
GLAS points provided much of the absolute control.
While accuracy results varied among the studies reported, overall results for the nonCONUS ASTER GDEM tiles were generally consistent with those obtained for the
CONUS tiles, both in comparison with reference DEMs and GCPs. Various factors
affect local ASTER GDEM accuracy, so RMSEs for individual non-CONUS tiles vary
from much better than the average CONUS results to considerably worse. However,
the overall accuracy of the ASTER GDEM, on a global basis, can be taken to be
approximately 20 m at 95 % confidence.
B. Anomalies and Artifacts
An important objective of preliminary ASTER GDEM validation efforts was to
characterize the ASTER GDEM in terms of specific features, such as artifacts and
residual anomalies, that may affect the overall accuracy of the data set, impede its use
for certain applications, or just render it cosmetically unappealing. Indeed, it was
determined that the ASTER GDEM does contain residual anomalies and artifacts
that degrade its overall accuracy, represent barriers to effective utilization of the
GDEM for certain applications, and give the product a distinctly blemished
appearance in certain renditions.
Particularly for areas where the stack number is small, where persistent clouds are an
issue, and where no replacement DEM was available, residual cloud-related anomalies
exist in the ASTER GDEM. In the beta version of the ASTER GDEM, such
anomalies were most prominent in Eurasian tiles north of 60° north latitude. Most of
these anomalies have been replaced by -9999 values in Version 1.
Much more troublesome than residual cloud anomalies, however, are a variety of
pervasive artifacts that are clearly related to linear and curvilinear boundaries between
different stack number areas. Such artifacts appear as straight lines, “pits,” “bumps,”
“mole runs,” and other geometric shapes. Anomalous elevations associated with these
artifacts can range from 1 m or 2 m to more than 100 m. Figure 2 illustrates examples
of the “pit” artifacts and their association with stack number boundaries. Figure 3
illustrates examples of “mole run” artifacts and their association with stack number
boundaries.
5
A.
B.
C.
Figure 2. Examples of “pit” artifacts in an ASTER GDEM shaded-relief image (A) that are
clearly related to the stack number boundaries (B). Pits typically are less apparent in the
normal intensity ASTER GDEM images (C).
A.
B.
C.
Figure 3. Examples of “mole run” artifacts in an ASTER GDEM shaded-relief image (A)
that are clearly related to the stack number boundaries (B). Mole runs, particularly, are less
apparent in the normal intensity ASTER GDEM images (C).
In addition to the anomalies and artifacts already mentioned, another shortcoming of
the current ASTER GDEM version is the fact that no inland water mask has been
applied. Consequently, the elevations of the vast majority of inland lakes are not
internally constant, and the existence of most water bodies is not indicated in the
ASTER GDEM. Also, while the elevation postings in the ASTER GDEM are at 1 arcsecond, or approximately 30 m, the detail of topographic expression resolvable in the
ASTER GDEM appears to be between 100 m and 120 m.
IV. Summary and Conclusions
Statistically, the ASTER GDEM appears generally to meet its pre-production estimated
vertical accuracy of 20 m at 95% confidence, globally. Some tiles have substantially better
than 20 m accuracy, and some tiles have substantially worse than 20 m vertical accuracy.
The ASTER GDEM contains anomalies and artifacts that will reduce its usability for certain
applications, because they can introduce large elevation errors on local scales. However, in
spite of its flaws, the ASTER GDEM will be a very useful product for many applications,
including those requiring a true global DEM.
METI and NASA acknowledge that Version 1 of the ASTER GDEM should be viewed as
“experimental” or “research grade.” However, they have decided to release the ASTER
GDEM, because they believe its potential benefits outweigh its flaws and because they hope
the work of the user community can help lead to an improved ASTER GDEM in the future.
6
Allegato D
GENERATORE EOLICO - KGE 55KT1
Il generatore eolico KGE 55 KT1 è proge ato e prodo o in italia secondo la norma va IEC 61400-2, tu a la
componen s ca meccanica ed ele romeccanica è prodo a da primarie e specializzate aziende italiane ed
europee per garan re la massima affidabilità, efficienza e un funzionamento sicuro e duraturo.
Collegamento direƩo alla rete senza inverter
Il generatore eolico KGE 55 KT 1 è accoppiabile dire amente alla rete
(tramite l'opportuno sistema di interfaccia richiesto dall'ente distributore
di energie ele rica) senza interposizione di inverter, in modo da evitare
perdite dell'inverter e ridurre le probabilità di guasto dell'ele ronica.
Torre con abbaƫmento idraulico 20/24 mt
Il sistema standard ado a una torre di sostegno ges ta da un sistema
idraulico di sollevamento al fine di creare notevoli vantaggi sia per
quanto concerne l'installazione che per quanto riguarda la manutenzione (non occorre la gru per l'elevazione o l'abba mento della torre e in
caso di manutenzione è possibile accedere al generatore abbassando la
torre in autonomia totale). I tempi necessari per la salita e la discesa del
generatore sono di circa 20 minu .
Livelli di sicurezza
Sono previs tre diversi livelli di sicurezza a va e passiva, tramite freno a disco oleodinamico ad azionamento posi vo,freno magne co ad
azionamento manuale e automa co e sicurezza passiva assicurata da
nuove appendici aerodinamiche azionate da forza centrifuga.
Frenatura aerodinamica ad azionamento centrifugo
Sistema di limitazione velocità rotorica tramite appendici applicate
sulle pale; questo garan sce una frenatura indipendente da tu a
l’ele ronica, ha tre livelli di sicurezza poichè ogni pala ha una sua appendice indipendente dalle altre.
Pitch ad asseƩo variabile
Il mozzo di a acco pale è proge ato per consen re una regolazione del
pitch in accordo con le cara eris che del sito. La variazione dell’angolo
di cale amento consente di o mizzare la curva di potenza in termini
di spun to, medi regimi e massima produzione.
Sistema di imbardata
L’imbardata è servita da una ralla compa a a vite senza fine di
produzione tedesca. Questo sistema garan sce un’ elevata coppia di rotazione ed allo stesso tempo efficienza di blocco in fase di
funzionamento. La motorizzazione idraulica introduce vantaggi in
termini di performance e agevola le opere di manutenzione.
GesƟone PLC
Tu e le funzioni di controllo e comando sono assolte da un sistema programmato a PLC interno al quadro ele rico in dotazione.
Il PLC ado ato è di produzione giapponese di alta qualità.
Telerilevamento funzioni con moduli GPRS
Dotato di un sistema di telecomunicazione tramite rete GPRS è in
grado di trasme ere a distanza i da rela vi ai parametri di funzionamento del generatore ed i da di produzione ele rica in tempo reale.
ErgoWind si riserva la facoltà di variare le caraƩerisƟche dei propri prodoƫ senza preavviso
ErgoWind s.r.l.s.
Via delle Industrie, 114bis | 61122 Pesaro
P +39 0721 401376 | F +39 0721 24437
www.ergowind.it | [email protected]
Allegato E
Allegato F
Applicazione dei criteri dell'Indice di Impatto Paesaggistico (IP) e dell'Indice di Visione Azimutale Pesato Medio (IVA-PM)
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
Classe di visibilità
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
82
EDIFICIO
0,2556
1,9557
1,5
0,15
125
84
EDIFICIO
0,2218
1,7699
1,5
0,15
144
100
EDIFICIO
0,1981
1,6396
1,5
0,15
162
65
EDIFICIO
0,1421
1,3318
1,5
0,15
225
93
EDIFICIO
MEDIA: 1/20-1/8
0,0881
1,0348
1,5
0,15
363
81
EDIFICIO
0,0754
0,9646
1,5
0,15
425
48
EDIFICIO
0,0649
0,9069
1,5
0,15
493
90
EDIFICIO
0,0528
0,8403
1,5
0,15
606
49
EDIFICIO
0,0516
0,8337
1,5
0,15
620
134
EDIFICIO
0,0479
0,8133
1,5
0,15
668
120
EDIFICIO
0,0474
0,8108
1,5
0,15
675
56
EDIFICIO
0,0471
0,8089
1,5
0,15
680
325
EDIFICIO IN COSTRUZIONE
0,0466
0,8061
1,5
0,15
687
138
EDIFICIO
0,0452
0,7985
1,5
0,15
708
106
EDIFICIO
0,0447
0,7957
1,5
0,15
716
104
EDIFICIO
0,0436
0,7898
1,5
0,15
734
110
EDIFICIO
0,0434
0,7887
1,5
0,15
737
34
EDIFICIO
0,0431
0,7871
1,5
0,15
742
91
EDIFICIO
0,0420
0,7808
1,5
0,15
763
95
EDIFICIO
0,0417
0,7794
1,5
0,15
767
114
EDIFICIO
0,0405
0,7726
1,5
0,15
791
111
EDIFICIO
0,0385
0,7615
1,5
0,15
832
60
EDIFICIO
0,0384
0,7610
1,5
0,15
834
88
EDIFICIO
0,0379
0,7584
1,5
0,15
844
Nota: la classe di visibilità etichettata con "ANGOLI NEGATIVI" denota le
porzioni di territorio per le quali la quota del PO (Punto di Osservazione) è
maggiore della somma della quota del punto di ubicazione dell'aerogeneratore
e della sua altezza complessiva. Per essi, perde di significato la definizione
standard dell'Altezza Percepita.
1
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
113
EDIFICIO
0,0376
0,7567
1,5
0,15
852
87
EDIFICIO
0,0372
0,7544
1,5
0,15
861
92
EDIFICIO
0,0370
0,7536
1,5
0,15
865
333
EDIFICIO RURALE
0,0369
0,7530
1,5
0,15
867
85
EDIFICIO
0,0365
0,7510
1,5
0,15
876
118
EDIFICIO
0,0364
0,7504
1,5
0,15
878
96
EDIFICIO
0,0361
0,7487
1,5
0,15
886
162
EDIFICIO
0,0361
0,7487
1,5
0,15
886
50
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0351
0,7429
1,5
0,15
913
54
EDIFICIO
0,0350
0,7424
1,5
0,15
915
124
EDIFICIO
0,0347
0,7410
1,5
0,15
922
131
EDIFICIO
0,0333
0,7333
1,5
0,15
960
127
EDIFICIO
0,0327
0,7298
1,5
0,15
979
154
EDIFICIO
0,0325
0,7287
1,5
0,15
985
132
EDIFICIO
0,0324
0,7283
1,5
0,15
987
122
EDIFICIO
0,0324
0,7281
1,5
0,15
988
168
EDIFICIO
0,0323
0,7274
1,5
0,15
992
332
EDIFICIO RURALE
ANGOLI NEGATIVI
0,0323
0,7274
1,5
0,15
992
161
EDIFICIO
0,0321
0,7265
1,5
0,15
997
160
EDIFICIO
0,0321
0,7265
1,5
0,15
997
117
EDIFICIO
0,0320
0,7258
1,5
0,15
1.001
40
EDIFICIO
0,0317
0,7245
1,5
0,15
1.009
53
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0317
0,7243
1,5
0,15
1.010
157
EDIFICIO
0,0310
0,7205
1,5
0,15
1.032
159
EDIFICIO
0,0308
0,7193
1,5
0,15
1.039
44
EDIFICIO
0,0305
0,7177
1,5
0,15
1.050
2
PO
Tipo di edificio
139
EDIFICIO
331
EDIFICIO RURALE
136
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
0,0300
0,7150
1,5
0,15
1.067
ANGOLI NEGATIVI
0,0300
0,7150
1,5
0,15
1.067
EDIFICIO
0,0297
0,7132
1,5
0,15
1.078
121
EDIFICIO
0,0296
0,7125
1,5
0,15
1.083
141
EDIFICIO
0,0293
0,7110
1,5
0,15
1.093
14
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0292
0,7108
1,5
0,15
1.094
25
EDIFICIO
0,0291
0,7100
1,5
0,15
1.100
23
EDIFICIO
0,0290
0,7093
1,5
0,15
1.105
170
EDIFICIO
0,0288
0,7085
1,5
0,15
1.110
175
EDIFICIO
0,0286
0,7071
1,5
0,15
1.121
326
0,0284
0,7063
1,5
0,15
1.126
ANGOLI NEGATIVI
70
EDIFICIO
0,0284
0,7062
1,5
0,15
1.127
320
0,0282
0,7052
1,5
0,15
1.134
177
EDIFICIO
0,0282
0,7049
1,5
0,15
1.136
24
EDIFICIO
0,0279
0,7034
1,5
0,15
1.147
129
EDIFICIO
0,0277
0,7024
1,5
0,15
1.155
35
EDIFICIO
0,0277
0,7021
1,5
0,15
1.157
130
EDIFICIO
0,0276
0,7019
1,5
0,15
1.159
80
EDIFICIO
0,0274
0,7005
1,5
0,15
1.170
21
EDIFICIO
0,0274
0,7005
1,5
0,15
1.170
36
EDIFICIO
0,0270
0,6986
1,5
0,15
1.184
181
EDIFICIO
0,0270
0,6984
1,5
0,15
1.186
133
EDIFICIO
0,0270
0,6982
1,5
0,15
1.187
76
EDIFICIO
0,0268
0,6972
1,5
0,15
1.196
137
EDIFICIO
0,0267
0,6970
1,5
0,15
1.198
38
EDIFICIO
0,0262
0,6941
1,5
0,15
1.221
3
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
183
EDIFICIO
0,0258
0,6917
1,5
0,15
1.242
61
EDIFICIO
0,0249
0,6872
1,5
0,15
1.283
75
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0249
0,6868
1,5
0,15
1.287
10
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0248
0,6862
1,5
0,15
1.293
9
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0247
0,6858
1,5
0,15
1.296
18
EDIFICIO
0,0243
0,6834
1,5
0,15
1.319
19
EDIFICIO
0,0241
0,6828
1,5
0,15
1.326
103
EDIFICIO
0,0241
0,6828
1,5
0,15
1.326
26
EDIFICIO
0,0241
0,6825
1,5
0,15
1.329
20
EDIFICIO
0,0240
0,6822
1,5
0,15
1.331
102
EDIFICIO
0,0240
0,6819
1,5
0,15
1.335
176
EDIFICIO
0,0236
0,6796
1,5
0,15
1.358
73
EDIFICIO
0,0234
0,6787
1,5
0,15
1.367
201
EDIFICIO
0,0229
0,6758
1,5
0,15
1.399
158
EDIFICIO
0,0229
0,6757
1,5
0,15
1.400
62
EDIFICIO
0,0227
0,6749
1,5
0,15
1.409
200
EDIFICIO
0,0226
0,6742
1,5
0,15
1.417
324
0,0225
0,6738
1,5
0,15
1.421
33
EDIFICIO
0,0224
0,6730
1,5
0,15
1.431
203
EDIFICIO
0,0223
0,6726
1,5
0,15
1.436
128
EDIFICIO
0,0222
0,6722
1,5
0,15
1.440
28
EDIFICIO
0,0222
0,6722
1,5
0,15
1.440
205
EDIFICIO
0,0221
0,6718
1,5
0,15
1.445
123
EDIFICIO
0,0219
0,6706
1,5
0,15
1.460
29
EDIFICIO
0,0211
0,6659
1,5
0,15
1.519
86
EDIFICIO
0,0210
0,6656
1,5
0,15
1.523
4
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
EDIFICIO
0,0208
0,6643
1,5
0,15
1.539
EDIFICIO
0,0208
0,6642
1,5
0,15
1.541
143
EDIFICIO
0,0207
0,6636
1,5
0,15
1.549
218
EDIFICIO
0,0203
0,6618
1,5
0,15
1.574
207
EDIFICIO
0,0203
0,6615
1,5
0,15
1.579
79
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0200
0,6598
1,5
0,15
1.603
16
EDIFICIO
0,0197
0,6583
1,5
0,15
1.625
182
EDIFICIO
0,0193
0,6564
1,5
0,15
1.654
336
EDIFICIO RURALE
0,0192
0,6554
1,5
0,15
1.670
327
0,0191
0,6549
1,5
0,15
1.677
83
EDIFICIO
0,0190
0,6545
1,5
0,15
1.684
244
EDIFICIO
0,0189
0,6542
1,5
0,15
1.690
337
EDIFICIO RURALE
0,0189
0,6537
1,5
0,15
1.697
30
EDIFICIO
0,0188
0,6537
1,5
0,15
1.698
338
EDIFICIO RURALE
0,0188
0,6533
1,5
0,15
1.704
193
EDIFICIO
0,0186
0,6521
1,5
0,15
1.724
31
EDIFICIO
0,0185
0,6516
1,5
0,15
1.733
339
EDIFICIO RURALE
0,0182
0,6500
1,5
0,15
1.759
15
EDIFICIO
0,0181
0,6497
1,5
0,15
1.765
265
EDIFICIO
0,0178
0,6476
1,5
0,15
1.803
283
EDIFICIO
0,0177
0,6476
1,5
0,15
1.803
64
EDIFICIO
0,0176
0,6470
1,5
0,15
1.815
286
EDIFICIO
0,0176
0,6468
1,5
0,15
1.818
215
EDIFICIO
0,0174
0,6457
1,5
0,15
1.840
293
EDIFICIO
0,0173
0,6454
1,5
0,15
1.846
12
EDIFICIO
0,0173
0,6453
1,5
0,15
1.847
135
8
5
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
22
EDIFICIO
0,0172
0,6448
1,5
0,15
1.857
340
EDIFICIO RURALE
0,0172
0,6447
1,5
0,15
1.859
206
EDIFICIO
0,0172
0,6444
1,5
0,15
1.864
66
EDIFICIO
0,0171
0,6439
1,5
0,15
1.875
17
EDIFICIO
0,0168
0,6426
1,5
0,15
1.900
13
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0168
0,6424
1,5
0,15
1.905
233
EDIFICIO
0,0168
0,6424
1,5
0,15
1.906
172
EDIFICIO
0,0168
0,6422
1,5
0,15
1.908
167
EDIFICIO
0,0168
0,6422
1,5
0,15
1.909
191
EDIFICIO
0,0167
0,6419
1,5
0,15
1.915
335
EDIFICIO RURALE
0,0167
0,6419
1,5
0,15
1.916
231
EDIFICIO
0,0167
0,6418
1,5
0,15
1.918
239
EDIFICIO
0,0165
0,6407
1,5
0,15
1.941
243
EDIFICIO
0,0164
0,6404
1,5
0,15
1.947
236
EDIFICIO
0,0164
0,6402
1,5
0,15
1.951
251
EDIFICIO
0,0164
0,6402
1,5
0,15
1.951
298
EDIFICIO
0,0164
0,6401
1,5
0,15
1.952
237
EDIFICIO
0,0163
0,6397
1,5
0,15
1.962
250
EDIFICIO
0,0163
0,6395
1,5
0,15
1.966
234
EDIFICIO
0,0162
0,6388
1,5
0,15
1.981
248
EDIFICIO
0,0161
0,6385
1,5
0,15
1.988
235
EDIFICIO
0,0161
0,6385
1,5
0,15
1.990
246
EDIFICIO
0,0160
0,6381
1,5
0,15
1.998
245
EDIFICIO
0,0159
0,6376
1
0,10
2.009
208
EDIFICIO
0,0159
0,6376
1
0,10
2.009
301
EDIFICIO
0,0159
0,6375
1
0,10
2.012
6
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
297
EDIFICIO
0,0159
0,6374
1
0,10
2.013
254
EDIFICIO
0,0159
0,6372
1
0,10
2.018
303
EDIFICIO
0,0158
0,6371
1
0,10
2.020
3
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0158
0,6370
1
0,10
2.022
11
EDIFICIO
0,0158
0,6369
1
0,10
2.024
255
EDIFICIO
0,0158
0,6367
1
0,10
2.031
259
EDIFICIO
0,0156
0,6358
1
0,10
2.050
310
EDIFICIO
0,0155
0,6354
1
0,10
2.061
263
EDIFICIO
0,0155
0,6352
1
0,10
2.065
222
EDIFICIO
0,0154
0,6350
1
0,10
2.071
307
EDIFICIO
0,0154
0,6348
1
0,10
2.075
269
EDIFICIO
0,0153
0,6343
1
0,10
2.087
271
EDIFICIO
0,0153
0,6341
1
0,10
2.093
276
EDIFICIO
0,0152
0,6338
1
0,10
2.099
223
EDIFICIO
0,0150
0,6324
1
0,10
2.137
55
EDIFICIO
0,0149
0,6322
1
0,10
2.141
99
EDIFICIO
0,0149
0,6322
1
0,10
2.141
59
EDIFICIO
0,0149
0,6322
1
0,10
2.142
296
EDIFICIO
0,0149
0,6319
1
0,10
2.149
178
EDIFICIO
0,0149
0,6317
1
0,10
2.153
198
EDIFICIO
0,0148
0,6317
1
0,10
2.155
192
EDIFICIO
0,0148
0,6314
1
0,10
2.162
45
EDIFICIO
0,0148
0,6313
1
0,10
2.166
330
EDIFICIO RURALE
0,0148
0,6313
1
0,10
2.166
342
SCUOLA
0,0147
0,6310
1
0,10
2.173
94
EDIFICIO
0,0147
0,6310
1
0,10
2.174
7
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
57
EDIFICIO
0,0147
0,6308
1
0,10
2.178
299
EDIFICIO
0,0147
0,6308
1
0,10
2.178
179
EDIFICIO
0,0146
0,6304
1
0,10
2.188
195
EDIFICIO
0,0146
0,6304
1
0,10
2.189
209
EDIFICIO
0,0146
0,6302
1
0,10
2.195
300
EDIFICIO
0,0146
0,6301
1
0,10
2.198
211
EDIFICIO
0,0145
0,6300
1
0,10
2.201
190
EDIFICIO
0,0145
0,6299
1
0,10
2.202
187
EDIFICIO
0,0145
0,6298
1
0,10
2.205
186
EDIFICIO
0,0145
0,6297
1
0,10
2.209
105
EDIFICIO
0,0145
0,6296
1
0,10
2.210
249
EDIFICIO
0,0145
0,6296
1
0,10
2.212
184
EDIFICIO
0,0145
0,6295
1
0,10
2.213
213
EDIFICIO
0,0145
0,6295
1
0,10
2.213
214
EDIFICIO
0,0144
0,6293
1
0,10
2.218
204
EDIFICIO
0,0144
0,6293
1
0,10
2.220
148
EDIFICIO
0,0144
0,6292
1
0,10
2.221
210
EDIFICIO
0,0144
0,6292
1
0,10
2.222
306
EDIFICIO
0,0144
0,6292
1
0,10
2.222
199
EDIFICIO
0,0144
0,6292
1
0,10
2.223
217
EDIFICIO
0,0144
0,6291
1
0,10
2.225
194
EDIFICIO
0,0144
0,6291
1
0,10
2.225
264
EDIFICIO
0,0143
0,6289
1
0,10
2.231
309
EDIFICIO
0,0143
0,6289
1
0,10
2.231
212
EDIFICIO
0,0143
0,6289
1
0,10
2.232
291
EDIFICIO
0,0143
0,6288
1
0,10
2.232
8
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
321
0,0143
0,6288
1
0,10
2.233
219
EDIFICIO
0,0143
0,6288
1
0,10
2.233
247
EDIFICIO
0,0143
0,6286
1
0,10
2.238
196
EDIFICIO
0,0143
0,6285
1
0,10
2.241
329
0,0143
0,6285
1
0,10
2.241
257
EDIFICIO
0,0143
0,6285
1
0,10
2.242
322
0,0143
0,6285
1
0,10
2.243
221
EDIFICIO
0,0143
0,6284
1
0,10
2.244
112
EDIFICIO
0,0143
0,6284
1
0,10
2.244
315
EDIFICIO
0,0143
0,6284
1
0,10
2.245
268
EDIFICIO
0,0142
0,6284
1
0,10
2.246
101
EDIFICIO
0,0142
0,6283
1
0,10
2.248
216
EDIFICIO
0,0142
0,6282
1
0,10
2.251
220
EDIFICIO
0,0141
0,6278
1
0,10
2.263
224
EDIFICIO
0,0141
0,6277
1
0,10
2.265
225
EDIFICIO
0,0141
0,6277
1
0,10
2.265
252
EDIFICIO
0,0141
0,6276
1
0,10
2.268
164
EDIFICIO
0,0141
0,6274
1
0,10
2.273
317
EDIFICIO
0,0141
0,6274
1
0,10
2.274
256
EDIFICIO
0,0140
0,6270
1
0,10
2.285
226
EDIFICIO
0,0140
0,6269
1
0,10
2.289
274
EDIFICIO
0,0140
0,6267
1
0,10
2.293
240
EDIFICIO
0,0139
0,6266
1
0,10
2.299
43
EDIFICIO
0,0139
0,6264
1
0,10
2.305
314
EDIFICIO
0,0139
0,6263
1
0,10
2.308
282
EDIFICIO
0,0138
0,6261
1
0,10
2.314
9
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
266
EDIFICIO
0,0138
0,6260
1
0,10
2.315
232
EDIFICIO
0,0138
0,6260
1
0,10
2.316
98
EDIFICIO
0,0138
0,6260
1
0,10
2.317
228
EDIFICIO
0,0138
0,6260
1
0,10
2.317
74
EDIFICIO
0,0138
0,6259
1
0,10
2.320
42
EDIFICIO
0,0138
0,6257
1
0,10
2.326
260
EDIFICIO
0,0138
0,6257
1
0,10
2.326
242
EDIFICIO
0,0137
0,6255
1
0,10
2.331
272
EDIFICIO
0,0137
0,6254
1
0,10
2.333
72
EDIFICIO
0,0137
0,6254
1
0,10
2.334
0
CHIESA
0,0137
0,6254
1
0,10
2.335
273
EDIFICIO
0,0137
0,6253
1
0,10
2.336
97
EDIFICIO
0,0137
0,6253
1
0,10
2.336
277
EDIFICIO
0,0137
0,6253
1
0,10
2.336
258
EDIFICIO
0,0136
0,6249
1
0,10
2.348
115
EDIFICIO
0,0136
0,6248
1
0,10
2.352
287
EDIFICIO
0,0136
0,6248
1
0,10
2.354
284
EDIFICIO
0,0136
0,6248
1
0,10
2.355
107
EDIFICIO
0,0136
0,6247
1
0,10
2.357
47
EDIFICIO
0,0136
0,6247
1
0,10
2.357
71
EDIFICIO
0,0136
0,6246
1
0,10
2.358
278
EDIFICIO
0,0136
0,6246
1
0,10
2.359
189
EDIFICIO
0,0136
0,6246
1
0,10
2.361
261
EDIFICIO
0,0135
0,6245
1
0,10
2.363
312
EDIFICIO
0,0135
0,6244
1
0,10
2.365
316
EDIFICIO
0,0135
0,6242
1
0,10
2.370
10
PO
Tipo di edificio
Altezza
percepita (H/H
torre)
IP
Peso
IVA-PM
Distanza
(m)
341
EDIFICIO RURALE
0,0135
0,6242
1
0,10
2.372
180
EDIFICIO
0,0135
0,6242
1
0,10
2.372
318
EDIFICIO
0,0134
0,6239
1
0,10
2.380
46
EDIFICIO
0,0134
0,6239
1
0,10
2.382
285
EDIFICIO
0,0134
0,6239
1
0,10
2.383
275
EDIFICIO
0,0134
0,6239
1
0,10
2.383
153
EDIFICIO
0,0134
0,6238
1
0,10
2.384
281
EDIFICIO
0,0134
0,6238
1
0,10
2.386
89
EDIFICIO
0,0134
0,6236
1
0,10
2.392
319
EDIFICIO
0,0133
0,6234
1
0,10
2.397
289
EDIFICIO
0,0133
0,6233
1
0,10
2.401
288
EDIFICIO
0,0133
0,6232
1
0,10
2.406
280
EDIFICIO
0,0133
0,6231
1
0,10
2.408
EDIFICIO
ANGOLI NEGATIVI
0,0133
0,6230
1
0,10
2.412
116
EDIFICIO
0,0133
0,6229
1
0,10
2.415
67
EDIFICIO
0,0132
0,6226
1
0,10
2.423
41
EDIFICIO
0,0131
0,6222
1
0,10
2.439
1
11
Allegato G
DECRETO MINISTERIALE 31 LUGLIO 1985.
DICHIARAZIONE DI NOTEVOLE INTERESSE PUBBLICO DELLA ZONA DELLA BASSA
VALLE DEL METAURO, RICADENTE NEI TERRITORI DEI COMUNI DI MONDAVIO,
FANO, CARTOCETO, PIAGGE, SALTARA, MONTE MAGGIORE SUL METAURO,
SERRUNGARINA, ORCIANO DI PESARO, MONTEFELCINO, S. IPPOLITO E
FOSSOMBRONE.
IL MINISTRO PER I BENI CULTURALI E AMBIENTALI
VISTI LA LEGGE 29 GIUGNO 1939, N. 1497 ED IL REGOLAMENTO APPROVATO CON
REGIO DECRETO 3 GIUGNO 1940, N. 1357.
VISTO IL DECRETO DEL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA 24 LUGLIO 1977, N. 616,
ART. 82.
VISTO IL DECRETO MINISTERIALE 21 SETTEMBRE 1984, (PUBBLICATO NELLA
GAZZETTA UFFICIALE N. 265 DEL 26 SETTEMBRE 1984).
VISTO IL DECRETO-LEGGE 27 GIUGNO 1985, N. 312 (PUBBLICATO NELLA GAZZETTA
UFFICIALE N. 152 DEL 29 GIUGNO 1985).
CONSIDERATO CHE CON DECRETO DEL PRESIDENTE DELLA GIUNTA REGIONALE
MARCHE N. 668 DEL 3 FEBBRAIO 1981 (PUBBLICATO NEL BOLLETTINO UFFICIALE
DELLA REGIONE MARCHE, N. 37 DEL 29 APRILE 1981 E N. 104 DEL 5 OTTOBRE 1981),
ALCUNE ZONE LUNGO IL CORSO DEL FIUME METAURO E DEL TORRENTE ARZILLA
SONO RICONOSCIUTE DI NOTEVOLE INTERESSE PUBBLICO AI SENSI DELLA LEGGE
29 GIUGNO 1939, N. 1497, PER I SEGUENTI MOTIVI.
LA ZONA DEL TORRENTE ARZILLA E' DI NOTEVOLISSIMO INTERESSE PAESISTICO E
NATURALE NEL SUO COMPLESSO; ELEMENTI CARATTERIZZANTI CHE LA
COMPONGONO SONO IL CORSO DEL TORRENTE ARZILLA, ALCUNI BOSCHI E IL
PAESAGGIO COLLINARE E AGRICOLO. NEL TORRENTE SI SUSSEGUONO TRATTI CON
ALVEO FANGOSO, TRATTI CON ACQUA BASSA E FONDO GHIAIOSO, NONCHE'
MEANDRI E PUNTI CON ACQUE PIU' PROFONDE DETTE "GORGHE".
LE
ALBERATURE
CHE
COSTEGGIANO
LE
RIVE
SONO
COSTITUITE
PREVALENTEMENTE DA PIOPPI E SALICI, CON QUERCE, PIOPPO BIANCO E ONTANO
NERO.
NELL'AMBITO DELLE RIVE LA VEGETAZIONE ERBACEA E' MOLTO RIGOGLIOSA,
DALL'ACQUA SPUNTANO FITTE CORTINE DI CANNUCCE, CIPARECCE E SPARGANIO:
NEI TRATTI PIU' TRANQUILLI GALLEGGIANO ABBONDANTI LE LENTI D'ACQUA;
SOTTO LA SUPERFICIE SI SCORGONO DENSI CIUFFI DI PIANTE ACQUATICHE TRA LE
QUALI LA CHARA, LA ZANNICHELLIA E VARIE ALGHE VERDI FILAMENTOSE.
NELLA ZONA SONO COMPRESI ANCHE DUE PICCOLI BOSCHI, LA SELVA SEVERINI E
LA SELVA ADANTI, POSTI SULLE COLLINE A RIDOSSO DEL TORRENTE; SONO
COSTITUITI DA ROVELLA, CARPINO NERO, LECCIO, ORNIELLO, ACERO E PIOPPO
BIANCO; MOLTO RIGOGLIOSO E' IL SOTTOBOSCO CON DIVERSE SPECIE BOTANICHE
INTERESSANTI, SPECIE NELLA SELVA SEVERINI OVE SONO STAZIONI DI CARDAMINE
BULBIFERA E DI CORNUS MAS DI PARTICOLARE IMPORTANZA PER LA LORO BASSA
QUOTA. QUESTI BOSCHI, CON LE ALTRE ALBERATURE TIPICHE SPARSE NELLA
CAMPAGNA, COSTITUISCONO ELEMENTI IMPORTANTI, UNITAMENTE AL CORSO DEL
TORRENTE CON LA PROPRIA VEGETAZIONE, DI NOTEVOLE EFFETTO ESTETICO NEL
PAESAGGIO DELLE COLLINE CHE FIANCHEGGIANO LE ZONE. DI QUESTE E' DI
RILEVANTE INTERESSE IL LORO SPECIFICO CARATTERE AGRICOLO CON CASE
COLONICHE ISOLATE, COLTIVAZIONE DI VITE, OLIVO, GRANO E GRANOTURCO IN
APPEZZAMENTI IN GENERE DI MODESTE DIMENSIONI. DALLE COLLINE SI PUO'
INOLTRE GODERE UN VASTO PANORAMA DELLA VALLE FINO AL MARE ADRIATICO.
LA ZONA COMPRENDENTE IL FIUME METAURO NEL TERRITORIO DEL COMUNE DI
FANO, HA PARTICOLARI CARATTERISTICHE NATURALI. IL VASTO LETTO FLUVIALE
DI PROPRIETA' DEMANIALE E' FIANCHEGGIATO DA UNA CONSIDEREVOLE
QUANTITA' DI VERDE, SPECIE NEL TRATTO PIU' A MONTE.
LUNGO L'ALVEO SI TROVANO TRATTI GHIAIOSI E TRATTI FANGOSI, QUEST'ULTIMI DI
ORIGINE SECONDARIA, ESSENDOSI ORIGINATI PER ESCAVAZIONE DELLA GHIAIA.
NEL LETTO DEL FIUME SI INTERCALANO TRATTI CON ACQUA BASSA, CORRENTE, A
FONDO GHIAIOSO, A "GORGHE" PROFONDE QUALCHE METRO.
NEL VASTO SPECCHIO D'ACQUA ALLA FOCE CRESCONO DENSE CORTINE DI PIANTE
PALUSTRI: CANNUCCIA, TIFA, CIPERACCE, GIUNCACE; TALI PIANTE, UNITAMENTE A
CESPUGLI DI SALICE DI RIPA, SALICE ROSSO E PIOPPO NERO CRESCONO
COPIOSAMENTE ANCHE NEL PRIMO TRATTO FANGOSO, COSTITUENDO UN'INSIEME
DI NOTEVOLE EFFETTO PAESISTICO. LA VEGETAZIONE ACQUATICA COMPRENDE IL
MYRIOPHILLUM VERTICILLATUM, UNICA STAZIONE NELLE MARCHE.
PRESSO LA RIVA DESTRA SI ESTENDE UNA SERIE DI COLLINE CHE COMPRENDONO
DUE INTERESSANTI RIPE MARNOSO- ARENACEE, DIRUPATE VERSO IL METAURO, LE
RIPE DI S. ANGELO E DI PERRIANO. NEI PUNTI PIU' SCOSCESI GLI STRATI DI COLORE
GIALLASTRO RIMANGONO SCOPERTI, MENTRE NEL RESTO CRESCE LA
VEGETAZIONE A CANNA DEL RENO, GINESTRA E GRAMINACEE VARIE.
QUESTE COLLINE, INTERESSANTI DAL PUNTO DI VISTA PAESAGGISTICO E
FAUNISTICO, CONSENTONO UN'OTTIMA VISTA DELLA BASSA VALLE DEL METAURO
SINO AL MARE E COSTITUISCONO ESSE STESSE ELEMENTI CARATTERIZZANTI DEL
PAESAGGIO.
SULLA RIVA SINISTRA, CONTRIBUISCE A DETERMINARE L'INTERESSE DEL
PAESAGGIO UNA CARATTERISTICA SCARPATA POSTA TRA IL TERRAZZO FLUVIALE
COSTITUITO DAGLI ANTICHI DEPOSITI ALLUVIONALI DELLA VALLE DEL METAURO
E I TERRENI PIU' BASSI DI DIVERSI METRI DEL FIUME ATTUALE. TUTTI GLI
ELEMENTI SOPRA DESCRITTI CONTRIBUISCONO A CARATTERIZZARE UN
PAESAGGIO DI NOTEVOLE VALORE, COSTITUENTE QUADRO PANORAMICO
PUBBLICAMENTE GODIBILE.
TALI ZONE SONO COSI' DELIMITATE:
A) FIUME METAURO:
SPONDA SINISTRA:
FOGLIO 66: STRADA STATALE ADRIATICA N. 76 - STRADA COMUNALE MADONNA DEL
PONTE SINO AD INCONTRARE IL FOGLIO 65 - SEGUE CONFINE CON IL FOGLIO 65
SINO ALLA SPONDA DEL FIUME METAURO; FOGLIO 55: MAPPALE 56-5-6 STRADA
STATALE ADRIATICA STRADA FERRATA - SPONDA FIUME METAURO; FOGLIO 54 -
NORD-EST MARE ADRIATICO - SUD ARGINE DEL FIUME - OVEST LINEA FERRATA NORD VIA DELLE BRECCE;
SPONDA DESTRA:
FOGLIO 66: STRADA STATALE ADRIATICA - STRADA COMUNALE S. COSTANZO - FANO
SINO AD INCONTRARE IL FOGLIO 65 - SEGUE CONFINE CON IL FOGLIO SINO ALLA
SPONDA DEL FIUME METAURO; FOGLIO 68: NORD-EST MARE ADRIATICO - NORDOVEST ARGINE SUD-OVEST STRADA STATALE - SUD SINO AI MAPPALI 16 E 23
COMPRESI;
SPONDA SINISTRA:
FOGLIO 65 - 77 - 89 - 103 - 117 - 116 - 129 - 128 - 130 - 127;
SPONDA DESTRA:
FOGLI 65 - 91 - 90 - 104 - 105 - 131 - 132 - 137 - 136 - 139;
B) TORRENTE ARZILLA:
FOGLIO 26: FOCE DEL TORRENTE ARZILLA - MAPPALI 29 - 28 - 1179 - TRATTO DI VIA
MADONNA A MARE A PARTIRE DALL'INCROCIO CON IL MAPPALE 1179 SINO AD
INCONTRARE LA STRADA STATALE N. 16 - STRADA PONTE ARZILLA - STRADA
VICINALE PALEOTTA SINO ALL'ALTEZZA DEI MAPPALI 1170 - 1225 - INDI ZONA
DELIMITATA DAI MAPPALI (COMPRESI) 17 - 33 - 34 - 1173 - 32 - 766 - 52 - 646 - 645 SINO
AD INCONTRARE LA STRADA COMUNALE PALEOTTA;
FOGLIO 25: STRADA COMUNALE PALEOTTA - TERRENI COMPRESI NELLA RETTA CHE
PASSA SULLA DIVISIONE DEI MAPPALI 9/11 SINO AD INCONTRARE IL MAPPALE 51 INDI ZONA DELIMITATA DAI MAPPALI (COMPRESI) 51 - 154 - 153 SINO AD
INCONTRARE LA STRADA COMUNALE DELLA SPERANZA - TRATTO DI DETTA
STRADA SINO ALL'INCROCIO SUL MAPPALE 233 - PROSEGUE LA STRADA DELLA
SPERANZA SINO ALL'INCROCIO CON VIA DELLA TRAVE - DETTA VIA SINO
ALL'INCROCIO DENOMINATO "MADONNA DELLA TRAVE";
FOGLIO 36: DA DETTO INCROCIO STRADA COMUNALE CHE RAGGIUNGE VIA
FANELLA DETTA VIA, CHE PROSEGUE NEL FOGLIO 47, SINO ALL'INCROCIO CON LA
STRADA COMUNALE FORCOLE CON TERMINE AL MAPPALE 3 COMPRESO IN DETTO
FOGLIO;
FOGLIO 24: TUTTO CON ESCLUSIONE DELLA ZONA GIA' SOTTOPOSTA A TUTELA CON
DECRETO MINISTERIALE 25 AGOSTO 1965 (GAZZETTA UFFICIALE N. 164 DEL 6
LUGLIO 1966);
FOGLI CATASTALI INTERI: 2 - 4 - 5 - 7 - 8 - 12 - 13 - 17 - 18 - 19 - 20 - 21 - 22 - 28 - 29 - 30 31 - 32 - 33 - 34 - 35 - 40 - 43 - 44 - 45 - 46.
CONSIDERATO CHE: UNA PIU' AMPIA ZONA COMPRENDENTE LA BASSA VALLE DEL
METAURO, RICADENTE NEI COMUNI DI MONDAVIO, FANO, CARTOCETO, PIAGGE,
SALTARA, MONTE MAGGIORE SUL METAURO, SERRUNGARINA, ORCIANO DI
PESARO, MONTEFELCINO, S. IPPOLITO E FOSSOMBRONE (PROVINCIA DI PESARO),
RIVESTE NOTEVOLE INTERESSE IN QUANTO L'INTERA ZONA, SOSTANZIALMENTE
OMOGENEA PER CARATTERISTICHE PAESISTICO-AMBIENTALI, PRESENTA IL
PAESAGGIO TIPICO DELLE VALLI FLUVIALI MARCHIGIANE CHE CON DISPOSIZIONE
A PETTINE DEGRADANO DOLCEMENTE VERSO L'ADRIATICO.
LA ZONA INIZIA A MONTE IN PROSSIMITA' DELLA LOCALITA' MOSSE DI
FOSSOMBRONE E TERMINA ALLA FOCE DEL METAURO. NEL TRATTO CENTRALE DI
QUESTA FASCIA FLUVIALE, SI TROVA IL RILIEVO DEL MONTE DANDO CHE SI ERGE A
RIDOSSO DELLA SPONDA DESTRA IN CORRISPONDENZA DELL'ULTIMA ANSA CHE
FORMA IL FIUME PRIMA DI ARRIVARE AL MARE. TALE RILIEVO, INCLUSO NELLE
PROPOSTE DI PARCO PROMOSSE DA ENTI LOCALI, HA INFATTI PARTICOLARI
CONNOTAZIONI AMBIENTALI STRETTAMENTE CORRELATE ALLA FASCIA FLUVIALE
E COMPRENDE LE SORGENTI DEI TORRENTI VERGINETO E SCARICOLOSINO ED E' DA
QUESTI TORRENTI DELIMITATO IN FORMA PRECISA.
L'INTERA UNITA' AMBIENTALE CON VASTO LETTO FLUVIALE DI PROPRIETA'
DEMANIALE E' CARATTERIZZATA DALLA PRESENZA DI UNA RICCA E VARIA
VEGETAZIONE E COSTITUISCE HABITAT IDEALE PER NUMEROSE SPECIE ANIMALI
STANZIALI E MIGRATORIE. NELLA FOCE A RIDOSSO DEL MARE SI TROVA SULLA
GHIAIA UNA SCARSA VEGETAZIONE TIPICA DI QUESTO AMBIENTE: PAPAVERO
DELLE SABBIE, RUCHETTA DI MARE E COCOMERO ESININO. NEL TRATTO PIU' A
MONTE, LUNGO UNA ZONA PROFONDA CIRCA DUE CHILOMETRI CRESCONO DENSE
CORTINE DI PIANTE PALUSTRI: CANNUCCIA, VARIE CITERACEE E GIUNGACEE. TALI
PIANTE UNITAMENTE ALLA TIJA, A CESPUGLI DI SALICI DA CESTE, SALICE ROSSO,
SALICE BIANCO E PIOPPO NERO, CRESCONO COPIOSAMENTE ANCHE NEI TRATTI
FANGOSI. NELLE ZONE SEMISOMMERSE O IN STRETTA VICINANZA CON L'ACQUA,
OLTRE ALLE SPECIE GIA' CITATE CRESCONO LUNGO IL RESTO DEL FIUME LA
SANCERELLA, VARIE SPECIE DI MENTA. TRA LE PIANTE STRETTAMENTE
ACQUATICHE PREVALGONO LE ALGHE VERDI FILAMENTOSE, CHE FORMANO
SOFFICI AMMASSI DOVE L'ACQUA E' LIMPIDA, MENTRE NELLE ZONE DOVE IL
FONDO E' FANGOSO CRESCONO LA CHARA E LA ZANNICHELLI. LE RIVE ALBERATE,
PUR SOTTOPOSTE A NOTEVOLI DEGRADAZIONI SONO ANCORA IN CERTI TRATTI
SUGGESTIVE: L'ALBERO PIU' COMUNE E' IL PIOPPO NERO, SEGUITO DAL SALICE
BIANCO, DA QUALCHE PIOPPO BIANCO, DA POCHISSIMI ONTANI NERI E DALLA
REBINIA. SULLA RIVA DESTRA, IN CORRISPONDENZA DELLA RIPA DI S. ANGELO,
CRESCE UNA MACCHIA DI QUERCIOLI ED ALCUNE GRANDI QUERCE, UNITAMENTE A
GINESTRA, BIANCOSPINO, PRUGNOLO, ASPARAGO SELVATICO E CAPRIFOGLIO
ETRUSCO. AI PIEDI DELLE PARETI, A PICCO DELLA RIPA, CRESCE IL FARFARO E IL
COCOMERO ESININO. LE ZONE PRESSO I PONTI E LE CHIUSE OSPITANO, A SECONDA
DELLE CONDIZIONI LOCALI, LEMBI DI SALICETO, LA VEGETAZIONE PIONIERA
DELLE ALLUVIONI INCOERENTI, SPECIE RUDERALI ED ALTRE TIPICHE DEI LUOGHI
ARIDI. SI TRATTA DI CESPUGLI SPARSI DI SALICE ROSSO, SALICE DI RIPA, SALICE DA
CESTE E PIOPPO NERO, A CUI SI AGGIUNGONO DIVERSE PIANTE ERBACEE TRA CUI
L'ENULA VISCHIOSA, IL FULICCHIO, LA GALEGA O COPRAGGINE, LA GUARDARELLA
CROCIATA, LA SAPONARIA, LA VETTURINA BIANCA, LO SCOLINO, IL CHENORRINO,
IL CARDO DI VENERE, L'ERBA VIPERINA, LA VIPERINA PALLIDA, LA CAMOMILLA
GIALLA ED INFINE QUALCHE ESEMPLARE DI ASSENZIO.
NELLA ZONA E SOPRATTUTTO NEI VICINI LAGHETTI SI OSSERVANO NUMEROSI
UCCELLI ACQUATICI: LIMICALI COME IL COMBATTENTE, IL PIROPIRO PICCOLO, IL
CORRIERE PICCOLO, IL GAMBECCHIO, IL GIOVANELLO E LA PONTANA. GLI
ABITATORI DEI CANNETI SONO LA GALLINELLA D'ACQUA, LA FOLAGA, IL
TARABUSINO, IL CANNARECCIONE E L'USIGNOLO DI FIUME; VI SONO ANCHE ALTRE
SPECIE APPARISCENTI COME IL MARTIN PESCATORE, LA GARZETTA, L'AIRONE
ROSSO E L'AIRONE CENERINO; INOLTRE VARI ANATIDI, COME IL BECCACCINO, LA
CUTRETTOLA E LA BALLERINA BIANCA. A VOLTE E' POSSIBILE AVVISTARE SPECIE
PIUTTOSTO RARE NELLA NOSTRA ZONA O IN TUTT'ITALIA. SONO IL TARABUSO, LA
SGARZA CIUFFETTO, IL MIGNATTAIO, IL FALCO DI PALUDE, IL FALCO PESCATORE,
LA GRU, LA SPATOLA, L'AVOCETTA ED IL CAVALIERE D'ITALIA.
SONO PRESENTI ANCHE DEI MAMMIFERI E PIU' PRECISAMENTE IL RICCIO, LA
TALPA, LA LEPRE, LA VOLPE, IL TASSO, LA DONNOLA, LA PUZZOLA, LA FAINA E I
VARI MICROMAMMIFERI.
LA PRESENZA DI IMPORTANTI FALDE FREATICHE LUNGO I TERRAZZI FLUVIALI, I
RAPPORTI ECOLOGICI ESISTENTI TRA FIUME E AMPIA FASCIA COSTIERA IN
PROSSIMITA' DELLA FOCE, NONCHE' I VALORI TESTIMONIALI DELLA VALLE
FLUVIALE RAPPRESENTATI DA NOTEVOLI RITROVAMENTI ARCHEOLOGICI E DAI
NUCLEI STORICI SORTI LUNGO IL TRACCIATO DELLA CONSOLARE FLAMINIA
COSTITUISCONO UN UNICUM DI NOTEVOLE IMPORTANZA STORICA E AMBIENTALE,
GODIBILE DA NUMEROSI PUNTI DI VISTA ACCESSIBILI AL PUBBLICO.
TALE ZONA E' COSI' DELIMITATA:
INIZIA A NORD (COMUNE DI FANO), LUNGO IL LIMITE DELLA ZONA GIA' VINCOLATA
AI SENSI DELLA LEGGE N. 1497/1939, DALLA FOCE DEL FIUME METAURO LUNGO
L'ARGINE VERSO L'INTERNO, SINO AD INCROCIARE LA STRADA STATALE
ADRIATICA; PER INSERIRSI, ALLA ALTEZZA DELLA LOCALITA' DI MADONNA DEL
PONTE, NELLA STRADA COMUNALE CHE AD OVEST DELL'ARGINE DEL FIUME
METAURO CONDUCE SINO ALLA LOCALITA' PAPIRIA S. MICHELE PASSANDO
ATTRAVERSO LE LOCALITA' TOMBA, CASA PANICALI E MOLINACCIO SECONDO,
FINO AD INCROCIARE IL CANALE ALBANI, SEGUENDO LA STRADA COMUNALE DI
DESTRA A CONFINE CON IL MEDESIMO, SINO ALLA LOCALITA' GRAMACCIA
(VECCHIA) PER INSERIRSI NELLA STRADA INTERPODERALE CHE CONDUCE A CASA
NORI, DA QUI SI IMMETTE NEL FOSSO, PERCORRENDOLO SINO A CASA DEGLI
ORFANI; DA TALE PUNTO PROSEGUE SULLA STRADA VERSO SUD GIUNGENDO SINO
A PRO- SECCO; DA DETTA LOCALITA' IL LIMITE SEGUE IL CONFINE FRA I COMUNI DI
CARTOCETO E FANO, LUNGO IL DETTO RIO-SECCO FINO AD INCROCIARE LA
STRADA VICINALE CHE CONDUCE A CASA FAVA, ATTRAVERSO CASA ROVINELLI E
CASA MENCHETTI E FINO AD INCROCIARE IL LIMITE DI CONFINE TRA IL COMUNE DI
CARTOCETO E SALTARA (I.G.M. FOGLIO 109 II NE) SEGUENDOLO VERSO NORD FINO
AD INCROCIARE LA SUPERSTRADA FANO- GROSSETO; LA MEDESIMA VIENE
PERCORSA FINO A NORD DI TAVERNELLE DOVE ABBANDONATA LA SUPERSTRADA SI
VA A CONGIUNGERE ATTRAVERSO LA STRADA COMUNALE, CON STRADA STATALE 3
FLAMINIA IN CORRISPONDENZA DELLA LOCALITA' IL GODELLINO (COMUNE DI
SERRUNGARINA); TALE LIMITE SEGUE LA STRADA STATALE 3 FLAMINIA FINO AL
CENTRO ABITATO DI FOSSOMBRONE, ALL'ALTEZZA DELLA CHIESA MADONNA
DELLE MOSSE; DA TALE PUNTO ATTRAVERSO IL SOTTOVIA DELLA FERROVIA
METAURENSE E IL PONTE SUL METAURO SI COLLEGA CON LA STRADA CHE DA
MADONNA DEL SASSO VA VERSO CASA MORELLI, DA DOVE SI IMMETTE VERSO SUD
LUNGO LA STRADA CHE CONDUCE IN LOCALITA' SCUOLE ALL'INCROCIO A QUOTA
213 METRI (COMUNE DI FOSSOMBRONE); DA TALE INCROCIO VERSO EST ARRIVA IL
LIMITE TRA I COMUNI DI FOSSOMBRONE E S. IPPOLITO; IL LIMITE SUDDETTO LO
PERCORRE VERSO NORD LUNGO IL TORRENTE TARRUGO DOVE ALLA ALTEZZA
DELLA STRADA CHE COLLEGA FOSSOMBRONE CON S. IPPOLITO PROSEGUE LA
STRADA VERSO NORD CHE CONDUCE ALLA LOCALITA' GHIERA E SEMPRE VERSO
NORD ALLA LOCALITA' LA PLATA; LUNGO LA STRADA VERSO EST SI INSERISCE
NELLA STRADA CHE VA A PIAN DI ROSE CASA FUMELLI E CASA MARTINI, A QUOTA
96 METRI (COMUNE DI S. IPPOLITO); DA TALE PUNTO VA VERSO EST LUNGO LA
CARREGGIABILE FINO A CONGIUNGERSI CON IL FOSSO DELLE LOGGE LIMITE FRA I
COMUNI DI S. IPPOLITO, BARCHI, ORCIANO, PROSEGUENDO VERSO SUD-EST LUNGO
IL LIMITE FRA BARCHI E ORCIANO; SU TALE LIMITE SI ARRIVA AL MONTE SAFFIO
DOVE IL CONFINE PROSEGUE LUNGO LA STRADA VERSO SUD CHE CONDUCE ALLA
LOCALITA' GROTTALI A QUOTA 222 METRI; DA TALE LOCALITA' IL CONFINE VA
VERSO NORD SINO ALL'INCROCIO CON LA STRADA CHE DA MONTE MAGGIORE AL
METAURO VA A SALTARA INDICATO CON LA QUOTA 79 METRI PERCORRENDO LA
STRADA CHE CORRE PARALLELA AL FOSSO LA PORRACCIA E AL LIMITE TRA I
COMUNI DI ORCIANO E MONDAVIO SINO AD INCROCIARE IL LIMITE TRA
MONDAVIO, MONTE M. AL METAURO E ORCIANO, VERSO NORD LUNGO LA STRADA
CHE CONDUCE ALLA LOCALITA' VILLA NOVA A QUOTA 73 METRI, IL CONFINE DEVIA
A DESTRA E SI IMMETTE NELLA STRADA CHE CONDUCE LA PRIMA A SUD VERSO
PIAGGE L'ALTRA A EST VERSO FANO, ENTRANDO NEL COMUNE DI PIAGGE (I.G.M.
FOGLIO 110 III NO) CHE IN QUEL PUNTO CORRE LUNGO IL RIO GALLERO, DAL
QUALE SI DISTACCA IN LOCALITA' CA' FIORINI E A SUA VOLTA LUNGO IL LIMITE
DELLA ZONA GIA' VINCOLATA AI SENSI DELLA LEGGE N. 1497/1939 DEL FIUME
METAURO, IL QUALE LO PERCORRE PASSANDO PER VILLA NUOVA, IL FOSSO
DELL'ACQUA SATURA VERSO NORD, AD EST VERSO CASA ROSSI A QUOTA 116 METRI,
PER GIUNGERE AL FOSSO DI S. ANGELO, PER PROSEGUIRE ATTRAVERSO CASA
CASTRACANI VERSO EST SUCCESSIVAMENTE VERSO SUD VERSO CASA GORGORINI;
A TALE PUNTO CI SI IMMETTE SUL FOSSO DELLE CAMMINATE ALL'ALTEZZA DI
CASA TOMASSETTI ALL'ALTEZZA DEL PONTE CHE OLTREPASSA TALE FOSSO; DA
DETTA LOCALITA' PROSEGUENDO LA STRADA CHE CONDUCE A NORD, SUL PONTE
METAURO, SINO AD INCROCIARE LA STRADA STATALE 16 ADRIATICA PASSANDO
ATTRAVERSO LA LOCALITA' CASA BOCCHERINI, TORRETTE MANZONI; DALLA
STRADA STATALE 16 VERSO SUD IL LIMITE GIUNGE SINO AL KM 255 PER DEVIARE
VERSO EST CONGIUNGENDOSI CON LA FERROVIA, CHE VIENE PERCORSA VERSO
BOLOGNA SINO A RAGGIUNGERE L'ARGINE SUD DEL FIUME METAURO.
DA TALE PERIMETRAZIONE SONO ESCLUSI I CENTRI ABITATI DELIMITATI DAGLI
STRUMENTI URBANISTICI VIGENTI OPPURE AI SENSI DELL'ART. 41-QUINQUIES,
LETTERA A), DELLA LEGGE 17 AGOSTO 1942, N. 1150, NEL TESTO MODIFICATO
DELL'ART. 17 DELLA LEGGE 6 AGOSTO 1967, N. 765, SALVO IL SEGUENTE
INSEDIAMENTO PER LE PARTICOLARI CARATTERISTICHE E COLLOCAZIONI,
ALL'INTERNO DEI SISTEMI UNITARI SOTTO IL PROFILO PAESISTICO E AMBIENTALE:
CENTRO ABITATO DELLA FRAZIONE DI MONTEBELLO, NEL COMUNE DI ORCIANO.
SONO ALTRESI' ESCLUSE DALLA PERIMETRAZIONE STESSA LE ZONE PER LE QUALI
E' IN FASE ATTUATIVA IL SEGUENTE PROGETTO DI PARTICOLARE INTERESSE
PUBBLICO CON FINANZIAMENTO: REGIONE MARCHE - PIANO DI BACINO PER IL
REPERIMENTO DI RISORSE IDRICHE INTEGRATIVE E PER LA TUTELA DELLE ACQUE
DEL FIUME METAURO ART. 21 LEGGE N. 130 DEL 26 APRILE 1983 - APPROVAZIONE
C.I.P.E. DEL 22 FEBBRAIO 1985.
CONSIDERATO CHE LA ZONA SOPRA DESCRITTA NON E' SOTTOPOSTA, NEL SUO
COMPLESSO, A TUTELA AI SENSI DELLA LEGGE 29 GIUGNO 1939, N. 1497, E CHE E'
PERTANTO, NECESSARIO ED URGENTE L'ASSOGGETTAMENTO AL VINCOLO DELLA
LEGGE 29 GIUGNO 1939, N. 1497 ART. 1, (NUMERI 3 E 4) DEL TERRITORIO
SOPRAINDICATO NON ESSENDOSI FINORA PROVVEDUTO.
CONSIDERATO CHE LA SOPRINTENDENZA PER I BENI AMBIENTALI E
ARCHITETTONICI DELLE MARCHE CON NOTA N. 2384 DEL 19 MARZO 1985 HA
RIFERITO CHE NEL LETTO DEL METAURO SI INTERCALANO TRATTI DI ACQUA
BASSA CORRENTE E CON FONDO GHIAIOSO E "GORGHE" PROFONDE QUALCHE
METRO CON ACQUA QUASI FERMA, IN GENERE FORMATASI PRESSO L'OSTACOLO
DEI GABBIONI COSTRUITI PER IMPEDIRE L'EROSIONE DELLE RIVE. QUASI OGNI
ANNO L'ALVEO DEL FIUME CAMBIA IL SUO CORSO, APRENDOSI NUOVI PERCORSI,
LASCIANDO ALL'ASCIUTTO TRATTI BASSI ED ISOLANDO LE POZZE LATERALI. PER
CIRCA UN CHILOMETRO E MEZZO PARTENDO DALLA FOCE, A CAUSA
DELL'ASPORTAZIONE ARTIFICIALE DELLA GHIAIA IL FIUME HA ASSUNTO NEGLI
ULTIMI TEMPI UN ASPETTO DIVERSO; E' DIVENTATO PIU' LARGO, CON LENTO
DEFLUSSO, FONDO FANGOSO, ACQUA TORBIDA E FOLTA VEGETAZIONE PALUSTRE
SULLE RIVE. LA FOCE, CHIUSA QUASI COMPLETAMENTE DA UNO SBARRAMENTO DI
DEPOSITI DI GHIAIA, FORMATA DALL'AZIONE MARINA, E' ANCH'ESSA ESTESA E
RICCA DI VEGETAZIONE. NEL TRATTO DI FIUME CONSIDERATO LE PRINCIPALI
ALTERAZIONI DELL'AMBIENTE SONO CAUSATE DALL'ESCAVAZIONE DELLA GHIAIA
ENTRO L'ALVEO, DAI FRANTOI, DALL'APERTURA DI STRADE CAMIONABILI, DA
DISCARICHE, DALLO ABBATTIMENTO DEGLI ALBERI E DALLA COLTIVAZIONE
AGRICOLA DELLA ZONA DI GOLENA. TALI ALTERAZIONI, TUTTAVIA, POSSONO
ESSERE ANCORA ELIMINATE, SINO A GIUNGERE AD UN COMPLETO RESTAURO
DELLA STRUTTURA AMBIENTALE ORIGINARIA. LA RIVA DESTRA E' IN GENERE
ABBASTANZA INTEGRA, SPECIE NELLA ZONA PIU' A MONTE. LA RIVA SINISTRA AL
CONTRARIO RISULTA PIU' DEGRADATA, ANCHE A CAUSA DELLA FACILITA' DI
ACCESSO PER CHI GIUNGE DA FANO.
RITENUTA L'OPPORTUNITA' DI GARANTIRE MIGLIORI CONDIZIONI DI TUTELA CHE
VALGANO AD IMPEDIRE MODIFICAZIONI DELL'ASPETTO ESTERIORE DEL
TERRITORIO DELLA BASSA VALLE DEL METAURO CHE COMPORTEREBBERO,
NELL'ATTUALE SITUAZIONE DESCRITTA DAL PRECEDENTE "CONSIDERATO",
L'IRREPARABILE COMPROMISSIONE DELLE CARATTERISTICHE DI PREGIO
PAESISTICO INDIVIDUATE.
RITENUTA L'OPPORTUNITA' CHE ALLA DICHIARAZIONE DI BELLEZZA NATURALE
INTERESSANTE IL TERRITORIO SUDDETTO, POSSA PIU' APPROPRIATAMENTE FAR
SEGUITO, A CAUSA DELLE SUE VASTE DIMENSIONI, L'EMANAZIONE DI
UN'ADEGUATA E DEFINITIVA DISCIPLINA DI USO DEL TERRITORIO DA DETTARSI AI
SENSI DELL'ART. 5 DELLA LEGGE N. 1497/ 1939, MEDIANTE PIANO TERRITORIALE
PAESISTICO A CURA DELLA REGIONE COMPETENTE.
RITENUTA LA NECESSITA' CHE LE MISURE DA ADOTTARE TEMPORANEAMENTE
SIANO IDONEE A GARANTIRE IN VIA CAUTELARE LA CONSERVAZIONE DELLO STATO
DEI LUOGHI ONDE EVITARE LA VANIFICAZIONE DELLE FINALITA' E DEGLI EFFETTI
DELL'ADOTTANDO PIANO TERRITORIALE PAESISTICO.
SENTITO IL COMITATO DI SETTORE PER I BENI AMBIENTALI E ARCHITETTONICI E
CONFORMEMENTE AL PARERE DAL MEDESIMO ESPRESSO.
CONSIDERATE SINGOLARMENTE E NEL LORO INSIEME LE SOPRAESPOSTE RAGIONI
ED ANCHE IN BASE AL DISPOSTO DEL PUNTO 2) DEL PROPRIO DECRETO
MINISTERIALE 21 SETTEMBRE 1984.
DECRETA:
1) LA ZONA DELLA BASSA VALLE DEL METAURO, RICADENTE NEI TERRITORI DEI
COMUNI DI MONDAVIO, FANO, CARTOCETO, PIAGGE, SALTARA, MONTE MAGGIORE
SUL METAURO, SERRUNGARINA, ORCIANO DI PESARO, MONTEFELCINO, S. IPPOLITO
E FOSSOMBRONE (PROVINCIA DI PESARO), HA NOTEVOLE INTERESSE PUBBLICO AI
SENSI DELLA LEGGE 29 GIUGNO 1939, N. 1497, ART. 1 (NUMERI 3 E 4), ED E', QUINDI,
SOTTOPOSTA A TUTTE LE DISPOSIZIONI CONTENUTE NELLA LEGGE STESSA.
TALE ZONA E' COSI' DELIMITATA:
INIZIA A NORD (COMUNE DI FANO), LUNGO IL LIMITE DELLA ZONA GIA' VINCOLATA
AI SENSI DELLA LEGGE N. 1497/1939, DALLA FOCE DEL FIUME METAURO LUNGO
L'ARGINE VERSO L'INTERNO, SINO AD INCROCIARE LA STRADA STATALE
ADRIATICA; PER INSERIRSI, ALL'ALTEZZA DELLA LOCALITA' DI MADONNA DEL
PONTE, NELLA STRADA COMUNALE CHE AD OVEST DELL'ARGINE DEL FIUME
METAURO CONDUCE SINO ALLA LOCALITA' PAPIRIA S. MICHELE PASSANDO
ATTRAVERSO LE LOCALITA' TOMBA, CASA PANICALI E MOLINACCIO SECONDO,
FINO AD INCROCIARE IL CANALE ALBANI, SEGUENDO LA STRADA COMUNALE DI
DESTRA A CONFINE CON IL MEDESIMO, SINO ALLA LOCALITA' GRAMACCIA
(VECCHIA) PER INSERIRSI NELLA STRADA INTERPODERALE CHE CONDUCE A CASA
NORI, DA QUI SI IMMETTE NEL FOSSO, PERCORRENDOLO SINO A CASA DEGLI
ORFANI; DA TALE PUNTO PROSEGUE SULLA STRADA VERSO SUD GIUNGENDO SINO
A PRO-SECCO; DA DETTA LOCALITA' IL LIMITE SEGUE IL CONFINE FRA I COMUNI DI
CARTOCETO E FANO LUNGO IL DETTO RIO SECCO FINO AD INCROCIARE LA STRADA
VICINALE CHE CONDUCE A CASA FAVA, ATTRAVERSO CASA ROVINELLI E CASA
MENCHETTI E FINO AD INCROCIARE IL LIMITE DI CONFINE TRA IL COMUNE DI
CARTOCETO E SALTARA (I.G.M. FOGLIO 109 II NE) SEGUENDOLO VERSO NORD FINO
AD INCROCIARE LA SUPERSTRADA FANO-GROSSETO; LA MEDESIMA VIENE
PERCORSA FINO A NORD DI TAVERNELLE DOVE ABBANDONATA LA SUPERSTRADA SI
VA A CONGIUNGERE ATTRAVERSO LA STRADA COMUNALE, CON LA STRADA
STATALE 3 FLAMINIA IN CORRISPONDENZA DELLA LOCALITA' IL GODELLINO
(COMUNE DI SERRUNGARINA); TALE LIMITE SEGUE LA STRADA STATALE 3
FLAMINIA FINO AL CENTRO ABITATO DI FOSSOMBRONE, ALLA ALTEZZA DELLA
CHIESA MADONNA DELLE MOSSE; DA TALE PUNTO ATTRAVERSO IL SOTTOVIA
DELLA FERROVIA METAURENSE E IL PONTE SUL METAURO SI COLLEGA CON LA
STRADA CHE DA MADONNA DEL SASSO VA VERSO CASA MORELLI, DA DOVE SI
IMMETTE VERSO SUD LUNGO LA STRADA CHE CONDUCE IN LOCALITA' SCUOLE
ALL'INCROCIO A QUOTA 213 METRI (COMUNE DI FOSSOMBRONE); DA TALE
INCROCIO VERSO EST ARRIVA IL LIMITE TRA I COMUNI DI FOSSOMBRONE E S.
IPPOLITO; IL LIMITE SUDDETTO LO PERCORRE VERSO NORD LUNGO IL TORRENTE
TARRUGO DOVE ALLA ALTEZZA DELLA STRADA CHE COLLEGA FOSSOMBRONE CON
S. IPPOLITO PROSEGUE LA STRADA VERSO NORD CHE CONDUCE ALLA LOCALITA'
GHIERA E SEMPRE VERSO NORD ALLA LOCALITA' LA PLATA; LUNGO LA STRADA
VERSO EST SI INSERISCE NELLA STRADA CHE VA A PIAN DI ROSE CASA FUMELLI E
CASA MARTINI, A QUOTA 96 METRI (COMUNE DI S. IPPOLITO); DA TALE PUNTO VA
VERSO EST LUNGO LA CARREGGIABILE FINO A CONGIUNGERSI CON IL FOSSO
DELLE LOGGE LIMITE FRA I COMUNI DI S. IPPOLITO, BARCHI, ORCIANO,
PROSEGUENDO VERSO SUD-EST LUNGO IL LIMITE FRA BARCHI E ORCIANO; SU TALE
LIMITE SI ARRIVA AL MONTE SAFFIO DOVE IL CONFINE PROSEGUE LUNGO LA
STRADA VERSO SUD CHE CONDUCE ALLA LOCALITA' GROTTALI A QUOTA 222
METRI; DA TALE LOCALITA' IL CONFINE VA VERSO NORD SINO ALL'INCROCIO CON
LA STRADA CHE DA MONTE MAGGIORE AL METAURO VA A SALTARA INDICATO CON
LA QUOTA 79 METRI PERCORRENDO LA STRADA CHE CORRE PARALLELA AL FOSSO
LA PORRACCIA E AL LIMITE TRA I COMUNI DI ORCIANO E MONDAVIO SINO AD
INCROCIARE IL LIMITE TRA MONDAVIO, MONTE M. AL METAURO E ORCIANO,
VERSO NORD LUNGO LA STRADA CHE CONDUCE ALLA LOCALITA' VILLA NOVA A
QUOTA 73 METRI, IL CONFINE DEVIA A DESTRA E SI IMMETTE NELLA STRADA CHE
CONDUCE LA PRIMA A SUD VERSO PIAGGE L'ALTRA A EST VERSO FANO, ENTRANDO
NEL COMUNE DI PIAGGE (I.G.M. FOGLIO 110 III NO) CHE IN QUEL PUNTO CORRE
LUNGO IL RIO GALLERO, DAL QUALE SI DISTACCA IN LOCALITA' CA' FIORINI E A
SUA VOLTA LUNGO IL LIMITE DELLA ZONA GIA' VINCOLATA AI SENSI DELLA LEGGE
N. 1497/1939 DEL FIUME METAURO, IL QUALE LO PERCORRE PASSANDO PER VILLA
NUOVA, IL FOSSO DELL'ACQUA SATURA VERSO NORD, AD EST VERSO CASA ROSSI A
QUOTA 116 METRI, PER GIUNGERE AL FOSSO DI S. ANGELO, PER PROSEGUIRE
ATTRAVERSO CASA CASTRACANI VERSO EST SUCCESSIVAMENTE VERSO SUD
VERSO CASA GORGORINI; A TALE PUNTO CI SI IMMETTE SUL FOSSO DELLE
CAMMINATE ALL'ALTEZZA DI CASA TOMASSETTI ALL'ALTEZZA DEL PONTE CHE
OLTREPASSA TALE FOSSO; DA DETTA LOCALITA' PROSEGUENDO LA STRADA CHE
CONDUCE A NORD, SUL PONTE METAURO, SINO AD INCROCIARE LA STRADA
STATALE 16 ADRIATICA PASSANDO ATTRAVERSO LA LOCALITA' CASA BOCCHERINI,
TORRETTE MANZONI; DALLA STRADA STATALE 16 VERSO SUD IL LIMITE GIUNGE
SINO AL KM 255 PER DEVIARE VERSO EST CONGIUNGENDOSI CON LA FERROVIA,
CHE VIENE PERCORSA VERSO BOLOGNA SINO A RAGGIUNGERE L'ARGINE SUD DEL
FIUME METAURO.
DA TALE PERIMETRAZIONE SONO ESCLUSI I CENTRI ABITATI DELIMITATI DAGLI
STRUMENTI URBANISTICI VIGENTI OPPURE AI SENSI DELL'ART. 41-QUINQUIES,
LETTERA A), DELLA LEGGE 17 AGOSTO 1942, N. 1150, NEL TESTO MODIFICATO
DALL'ART. 17 DELLA LEGGE 6 AGOSTO 1967, N. 765, SALVO IL SEGUENTE
INSEDIAMENTO: CENTRO ABITATO DELLA FRAZIONE DI MONTEBELLO, NEL
COMUNE DI ORCIANO.
SONO ALTRESI' ESCLUSE DALLA PERIMETRAZIONE STESSA LE ZONE PER LE QUALI
E' IN FASE ATTUATIVA IL SEGUENTE PROGETTO DI PARTICOLARE INTERESSE
PUBBLICO CON FINANZIAMENTO: REGIONE MARCHE - PIANO DI BACINO PER IL
REPERIMENTO DI RISORSE IDRICHE INTEGRATIVE E PER LA TUTELA DELLE ACQUE
DEL FIUME METAURO ART. 21 LEGGE N. 130 DEL 26 APRILE 1983 - APPROVAZIONE
C.I.P.E. DEL 22 FEBBRAIO 1985.
IN TALE TERRITORIO SONO VIETATE, FINO AL 31 DICEMBRE 1985, MODIFICAZIONI
DELL'ASSETTO DEL TERRITORIO, NONCHE' OPERE EDILIZIE E LAVORI, FATTA
ECCEZIONE PER I LAVORI DI RESTAURO, RISANAMENTO CONSERVATIVO NONCHE'
PER QUELLI CHE NON MODIFICANO L'ASPETTO ESTERIORE DEI LUOGHI.
PER LE OPERE PUBBLICHE RESTANO FERME, ANCHE PER IL DEMANIO MARITTIMO,
LE DISPOSIZIONI DI CUI ALLE CIRCOLARI DELLA PRESIDENZA DEL CONSIGLIO DEI
MINISTRI N. 1.1.2/3763/6 DEL 20 APRILE 1982 E N. 3763/6 DEL 24 GIUGNO 1982.
2) LA SOPRINTENDENZA PER I BENI AMBIENTALI E ARCHITETTONICI DELLE
MARCHE PROVVEDERA' A CHE COPIA DELLA GAZZETTA UFFICIALE CONTENENTE IL
PRESENTE DECRETO VENGA AFFISSA, AI SENSI E PER GLI EFFETTI DELL'ART. 4
DELLA LEGGE 29 GIUGNO 1939, N. 1497 E DELL'ART. 12 DEL REGOLAMENTO 3
GIUGNO 1940, N. 1357, ALLO ALBO DEI COMUNI INTERESSATI E CHE ALTRA COPIA
DELLA GAZZETTA UFFICIALE STESSA, CON RELATIVA PLANIMETRIA DA ALLEGARE,
VENGA DEPOSITATA PRESSO I COMPETENTI UFFICI DEI COMUNI SUDDETTI.
ROMA, ADDI' 31 LUGLIO 1985
P. IL MINISTRO: GALASSO
Allegato H
OUT-28/10/2013-0047562
GRUPPO ENEL - DIVISIONE INFRASTRUTTURE E RETI
Zona di Pesaro
DIS/MAT/NE/DTR-ERM/ZO/ZOPU
Spett.le
ING. RICCARDO CANGELOSI
VIA LEONE XIII, 125
91011 ALCAMO TP
Codice di rintracciabilità: T0649810
Oggetto: Preventivo di connessione alla rete BT di Enel Distribuzione per
Cessione per l’impianto di produzione da fonte Eolica per una potenza in
immissione richiesta di 50 kW sito in CONTRADA Caminate DI,snc - FANO
Con riferimento alla Sua richiesta di connessione del 10/07/2013 si trasmette, ai sensi della
Delibera dell'Autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas n. 99/08, allegato A - Testo Integrato
delle Connessioni Attive e successive modifiche ed integrazioni, comprese quelle introdotte
dalla deliberazione n. 328/2012/R/EEL, di seguito denominata “TICA”, il preventivo di
connessione, elaborato secondo le seguenti condizioni:
• Potenza in immissione richiesta (art. 1.1,dd del TICA) 50 kW;
• Potenza nominale dell’impianto di produzione 55 kW;
• Potenza ai fini della connessione (art. 1.1,z del TICA) 50 kW.
1. DATI IDENTIFICATIVI DI IMPIANTO
I seguenti dati sono relativi al punto di connessione dell'impianto in oggetto alla rete BT con
tensione nominale 400 V ed identificato con il codice di rintracciabilità della richiesta
T0649810.
indirizzo:
CONTRADA Caminate DI,snc - FANO
comune:
FANO 61032 (PU)
codice POD:
IT001E551417930(Art. 37, c.1 Delibera 111/06)
codice presa:
4106017400001
codice fornitura: 551417930
Cliente:
SIMONCINI SAURO
nodo SIGRAF: DH6P 171855
1/8
Enel Distribuzione SpA – Società con unico socio - Sede legale 00198 Roma, via Ombrone 2 - Registro Imprese di Roma, C.F. e P.I. 05779711000 - R.E.A.
922436 - Capitale Sociale Euro 2.600.000.000,00 i.v. - Direzione e coordinamento di Enel SpA
DTR:
Zona:
Emilia Romagna e Marche
Pesaro
2. COSTI PER
PAGAMENTO
LA
REALIZZAZIONE
DELLA
CONNESSIONE
E
MODALITA’
DI
L’importo da corrispondere per la richiesta di connessione in immissione, tenuto conto di
quanto stabilito dagli artt.7.5 e 7.8 del TICA, è pari a:
-
valore 3.416,00 € determinato come minimo tra:
A = 35 · 50 + 90 · 1,2 · 50 · 0,29+100
B = 4 · 50 + 7,5 · 1,2 · 50 · 1,95+6000
3.416,00 €
7.077,50 €
cui andrà aggiunta l’ IVA pari a 751,52 €.
Pertanto il corrispettivo per la connessione è pari a 4.167,52 €, IVA compresa.
Con l’accettazione del preventivo dovrà corrispondere l’importo di 1.250,26 € IVA compresa
(pari al 30% dell’importo totale sopraddetto).
L’importo a saldo, pari a 2.917,26 € (70% dell’importo totale iva compresa), dovrà essere
corrisposto contestualmente alla comunicazione di completamento delle opere strettamente
necessarie alla realizzazione fisica della connessione, previste nella Specifica Tecnica allegata
al presente preventivo.
Gli importi suddetti potranno essere corrisposti mediante:
•
bonifico bancario IT60 N 06385 02452 000802076380 riportando come dicitura:
Corrispettivo pratica n° T0649810;
•
bollettino di c/c postale 000085351807 IBAN del c/c postale IT47 J076 0102 4000 0008
5351 807 riportando nella causale di versamento: Corrispettivo pratica n° T0649810.
3. TIPOLOGIA DI LAVORO PER ESECUZIONE DELLA CONNESSIONE
Il lavoro necessario per eseguire la connessione è di tipo Complesso (art. 10.1 TICA) e il tempo
massimo previsto per l'esecuzione dello stesso a cura Enel Distribuzione è di 90 giorni
lavorativi, al netto di eventuali sospensive previste dal TICA (quali ad esempio appuntamenti
per sopralluogo in data diversa da quella prevista da Enel Distribuzione, atti autorizzativi,
ecc.).
Enel Distribuzione non risponde di eventuali danni per ritardi nell’esecuzione dei lavori di
competenza per cause non imputabili alla stessa.
4. SOLUZIONE TECNICA
Le evidenziamo che l’accettazione del preventivo comporta la prenotazione della capacità di
rete relativamente alla potenza di immissione indicata nel presente preventivo.
Il Suo impianto sarà allacciato alla rete di Distribuzione tramite derivazione da linea BT da
nodo esistente mediante nuova linea.
Evidenziamo inoltre che, qualora la soluzione tecnica di connessione alla rete del Suo impianto
di produzione dovesse risultare, in tutto o in parte, comune ad altri impianti di produzione, è
indispensabile mettere in atto il coordinamento tra i vari richiedenti interessati. Sarà nostra
cura trasmettere ogni informazione necessaria ai fini di tale coordinamento, che potrà
auspicabilmente riguardare la fase autorizzativa.
2/8
Per quanto riguarda la fase autorizzativa, in mancanza del suddetto coordinamento, La
informiamo che, dopo l’approvazione del progetto dell’impianto di rete da Lei eventualmente
predisposto per la gestione in proprio dell’iter autorizzativo, procederemo ad inviare tale
progetto, limitatamente alla porzione che dovesse risultare comune, anche agli altri richiedenti
interessati che abbiano scelto di seguire in proprio l’iter autorizzativo, affinché gli stessi ne
tengano conto. Pertanto con l’accettazione del presente preventivo, Lei autorizza la consegna e
la divulgazione a terzi del suddetto progetto.
Gli spazi ulteriori rispetto a quelli strettamente necessari alla realizzazione dell’impianto di rete
per la connessione, eventualmente indicati nella specifica tecnica allegata e correlabili ad
esigenze di successivi sviluppi del Suo impianto elettrico, saranno messi gratuitamente a ns.
disposizione.
5. TUTELA DEGLI ELETTRODOTTI
Le facciamo presente che la localizzazione dei nuovi impianti di produzione, quali ad es.
pannelli fotovoltaici, e delle relative opere accessorie, non deve comportare alcun problema
nella gestione ordinaria e straordinaria degli impianti elettrici esistenti nonché del realizzando
impianto di rete. In particolare non dovranno essere occupate le fasce necessarie alla suddetta
gestione, la cui estensione per tipologia di impianto è riportata nella tabella “Larghezza delle
fasce da asservire in presenza di campate di lunghezza ricorrente” allegata.
Il rispetto della sopracitata prescrizione costituisce condizione indispensabile, tenuto anche
conto delle facoltà previste a favore del Gestore della Rete dall’art. 121 del T.U. delle
disposizioni di legge sulle acque e impianti elettrici n° 1775/33, per l’esecuzione delle attività
di ispezione, di manutenzione ordinaria e straordinaria delle linee finalizzata a garantire la
continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica o ad eliminare eventuali situazioni di
pericolo, mediante anche l’impiego di specifici mezzi d’opera.
Eventuali Sue esigenze di spostamento dei nostri elettrodotti dovranno essere formalizzate per
la successiva emissione del preventivo ad hoc, che conterrà anche la quantificazione dei relativi
oneri economici da sostenere.
6. ITER AUTORIZZATIVO
Non sono necessarie autorizzazioni per quanto riguarda l’impianto di rete per la connessione.
7. MISURA DELL’ENERGIA IMMESSA E PRELEVATA DALLA RETE
L’installazione e manutenzione degli apparecchi di misura dell’energia sul punto di
connessione, secondo quanto da Lei indicato nella richiesta di connessione, verrà effettuata da
Enel Distribuzione, secondo le condizioni generali previste nel contratto del servizio di misura
allegato, che riportano anche i corrispettivi e le modalità di fatturazione.
La raccolta, validazione e registrazione delle letture è a carico di Enel Distribuzione, che
provvederà ad addebitare i relativi oneri secondo quanto previsto dalle vigenti norme in
materia.
8. INDENNIZZI
Qualora il presente preventivo venisse messo a sua disposizione oltre i tempi previsti dal
TICA, sarà corrisposto un indennizzo automatico di importo pari a quanto previsto dall’art.
14.1.
Qualora il preventivo eventualmente rielaborato in base a prescrizioni delle autorità competenti
per il rilascio delle autorizzazioni venisse messo a sua disposizione oltre 30 giorni lavorativi
dalla data di ottenimento delle autorizzazioni, sarà corrisposto un indennizzo automatico di
importo pari a quanto previsto dall’art. 14.1.
Qualora la connessione venga realizzata oltre i tempi previsti dal TICA, sarà corrisposto un
indennizzo automatico di importo pari a quanto previsto dall’art. 14.2.
Gli indennizzi relativi a ritardo nella presentazione di eventuali richieste di autorizzazione in
capo ad Enel Distribuzione o ritardo nella messa a disposizione delle informazioni necessarie
3/8
alla predisposizione della documentazione da presentare nell’ambito del procedimento
autorizzativo saranno regolati secondo quanto disposto dall’art. 14.3.
Saranno poi corrisposti gli altri indennizzi previsti dall’art. 14.3. del TICA.
Qualora gli indennizzi automatici dovuti Le venissero corrisposti in ritardo, si applicano le
maggiorazioni previste al comma 40.5 del TICA.
9. VALIDITA’ DEL PREVENTIVO
Il periodo di validità del presente preventivo, tenuto conto di quanto previsto dall’art. 7.2 del
TICA, è di 45 giorni lavorativi a decorrere dalla data di ricevimento dello stesso.
Rammentiamo la necessità che ci pervenga comunicazione di inizio dei lavori o fine lavori di
costruzione dell’impianto di produzione di energia nel termine previsto dall’art. 31.1 – Allegato
A della delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 (“Testo Integrato
Connessioni Attive”, cd. “TICA”), pena la decadenza della pratica.
10. ACCETTAZIONE DEL PREVENTIVO
Qualora sia Sua intenzione accettare il presente preventivo è necessario inviare al seguente
indirizzo: https://produttori-eneldistribuzione.enel.it/portaleproduttori, accedendo alla Sua
area riservata, ed utilizzando il servizio apposito:
•
Il modulo di accettazione, contenente altresì l’accettazione delle condizioni generali del
contratto di connessione e delle condizioni generali del servizio di misura, compilato e
firmato.
•
Documentazione attestante il pagamento del corrispettivo per la connessione come
precedentemente indicato.
11. CONDIZIONI PER LA REALIZZAZIONE OPERE PER LA CONNESSIONE
Per consentirci di avviare la realizzazione delle opere di connessione di ns. competenza è
necessario che, dopo l’ottenimento delle eventuali autorizzazioni previste nel presente
preventivo, Lei ci invii all’indirizzo sopraindicato:
• comunicazione di completamento delle opere strettamente necessarie ai fini della
realizzazione della connessione, indicate nella già citata Specifica Tecnica
• documentazione attestante il pagamento della restante quota (70%) del corrispettivo
per la connessione
12. TUTELA DELLA SALUTE E DELLA SICUREZZA DEI LAVORATORI NEI LUOGHI DI
LAVORO
Richiamiamo la Sua attenzione sulle disposizioni del D.Lgs. n. 81 del 09 aprile 2008
“Attuazione dell’articolo 1 della legge 03 agosto 2007, n. 123, in materia di tutela della salute
e della sicurezza nei luoghi di lavoro” che regolamentano la materia della tutela della salute e
della sicurezza dei lavoratori nei luoghi di lavoro, ed in particolare sugli artt. n. 83 e 117, che
vietano l’esecuzione di lavori in prossimità di linee elettriche o impianti elettrici con parti attive
non protette a meno che non vengano adottate idonee precauzioni.
13. CONDIZIONI PER L’ATTIVAZIONE DELL’IMPIANTO
Una volta terminati i lavori di realizzazione della connessione, l’attivazione dell’impianto è
subordinata al ricevimento della seguente documentazione:
•
Dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà attestante il completamento dei lavori di
realizzazione dell’impianto di produzione nelle tempistiche previste dal provvedimento
autorizzativo
•
Nel caso di pratiche non gestite tramite procedura online, comunicazione di un recapito
di posta elettronica certificata (PEC) o fax per consentire ad Enel Distribuzione l’invio
4/8
della comunicazione di disponibilità all’attivazione secondo modalità che consentano
l’immediato ricevimento, come disposto dal TICA
•
Versamento del corrispettivo per la remunerazione delle attività di certificazione di fine
lavori eseguite dai gestori di rete ai sensi della Delibera ARG/elt n.149/11 ed invio della
certificazione attestante il pagamento dell’importo in questione (documentazione
richiesta solo per i soggetti titolari di un impianto di produzione iscritto al
registro di cui all’art. 8 del decreto interministeriale 5 maggio 2011)
•
Esplicita richiesta di attivazione della fornitura di energia elettrica in prelievo, da inviare
a cura del venditore di energia elettrica da Lei scelto, secondo le consuete modalità di
scambio di comunicazioni con Enel Distribuzione (in assenza di tale documentazione e
nel caso in cui la fornitura in prelievo sia destinata unicamente all’alimentazione dei
servizi ausiliari dell’impianto di produzione, vale quanto specificato all’articolo 10.11 art.
b del TICA)
•
Regolamento di Esercizio da Lei compilato esclusivamente mediante apposito servizio
disponibile sul Portale Produttori e sottoscritto.
•
Documentazione di cui alla Sezione F della “Guida per le connessioni alle reti elettriche
di Enel Distribuzione”
•
Accettazione delle “Condizioni generali di contratto di connessione” e, se il servizio di
misura è stato richiesto ad Enel Distribuzione, delle “Condizioni generali per il contratto
di misura”, allegate al presente preventivo, sottoscritte da parte del richiedente
•
Comunicazione di completamento dei lavori strettamente necessari per l’attivazione
dell’impianto di produzione previsti nella “Guida per le connessioni alla rete di Enel
Distribuzione”
•
Attestazione
rilasciata
da
Terna
riportante
l’abilitazione
in
GAUDÌ
(http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/gaudi.aspx) delle informazioni
relative all’impianto di produzione, secondo quanto previsto dalla Delibera ARG/elt n.
124/10
•
Nel caso di impianti registrati in GAUDÌ successivamente al 30 aprile 2012,
comunicazione ad Enel Distribuzione, da parte di Terna, di Abilitazione ai fini
dell’Attivazione e dell’Esercizio delle Unità di Produzione su GAUDÌ.
Nel caso di impianti registrati in GAUDÌ fino al 30 aprile 2012, ai fini dell’attivazione
è comunque necessario che Enel Distribuzione validi i dati presenti nella copia
cartacea dell’attestazione di avvenuta registrazione in GAUDÌ, che Lei dovrà
provvedere ad inviarci
Le ricordiamo inoltre che, successivamente all’attivazione della connessione, dovrà comunicare
ad Enel Distribuzione il codice ditta attribuito nella licenza fiscale di esercizio rilasciata
dall'Agenzia delle Dogane territorialmente competente.
Per tutto l’iter della pratica di connessione dovrà fare riferimento a Tonino Del Baldo n°
telefonico 0721 607713 e-mail: [email protected].
Con l’occasione comunichiamo di seguito il link del nostro sito internet sul quale potrete
trovare informazioni utili ad ogni Vostra esigenza:
http://www.enel.it/it-IT-static/reti/enel_distribuzione/produttori/autoproduttori/.
14. OBBLIGHI INFORMATIVI A CARICO DEL RICHIEDENTE
Riteniamo opportuno farLe presente che, dopo l’accettazione del preventivo e per evitare la
decadenza dello stesso, dovrà inviarci, come previsto dall’art. 31 del TICA, l’informativa sullo
stato dell’iter autorizzativo ovvero sull’avvio dei lavori di realizzazione dell’impianto di
produzione precisando, per il caso di ritardo nell’avvio, se questo sia dovuto alla mancata
5/8
conclusione dei procedimenti autorizzativi o a cause di forza maggiore ovvero ad altre cause a
Lei non imputabili. Tale informativa dovrà pervenirci entro la tempistica indicata nel TICA
mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà il cui facsimile è disponibile sul sito:
http://www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_connessione/delibera125/
Le rammentiamo, inoltre, che dovrà esserci inviata, pena la decadenza del preventivo, una
dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà attestante l’avvio dell’iter autorizzativo, nelle
tempistiche previste dagli artt. 9.3, 9.5 e 9.8 del TICA. Con riferimento a quanto disposto agli
art. 9.3 e 9.5 del TICA, come modificati dalla deliberazione n. 328, la dichiarazione di avvio del
procedimento autorizzativo da inviare al gestore di rete deve contenere “il tipo di iter
auttorizzativo seguito, nonché gli estremi ed i recapiti del responsabile del procedimento
autorizzativo”. Il facsimile di dichiarazione sostitutiva è disponibile sul sito:
Le comunichiamo altresì che, in base all’art. 10.6 del TICA, se il suo impianto di produzione
non venisse realizzato entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla costruzione, incluse
eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante, il preventivo verrà a decadere. E’ quindi
necessario che, al termine dei lavori di costruzione dell’impianto di produzione, ci trasmetta
una dichiarazione sostitutiva di atto notorio attestante il rispetto della tempistica sopraddetta.
Il facsimile di dichiarazione sostitutiva è disponibile sul sito:
Le evidenziamo inoltre che, come previsto dall’art. 10.5 del TICA, è Suo onere provvedere ad
inviarci un crono-programma relativo alla realizzazione dell’impianto di produzione ed al
relativo aggiornamento, dandocene comunicazione con cadenza almeno trimestrale.
Le ricordiamo che, come previsto dall’art. 36 del TICA, a seguito dell’ottenimento delle
autorizzazioni per la costruzione ed esercizio dell’impianto di produzione, dovrà registrare il
medesimo impianto all’interno di GAUDÌ, accedendo al link:
http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/gaudi.aspx
Per maggiori informazioni sul processo di registrazione dell’impianto in GAUDÌ e sui successivi
obblighi a Suo carico, necessari ai fini dell’Abilitazione ai fini dell’Attivazione e dell’Esercizio
delle Unità di Produzione su GAUDÌ, previsti dal TICA, può consultare i manuali pubblicati sul
sito internet di Terna, e la “Guida per le connessioni alla rete di Enel Distribuzione”.
Ci è infine gradita l’occasione di invitarLa a registrarsi presso il nostro sito internet al link:
http://www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_stato_domanda/
al fine di poter usufruire dei nostri servizi gratuiti di verifica dello stato dell’iter di connessione
relativo alla Sua richiesta.
15. ALTRE INFORMAZIONI
La informiamo che, qualora dovessero pervenirci, anche successivamente all’accettazione del
presente preventivo, altre richieste di connessione insistenti nell’area oggetto del Suo
intervento e la soluzione tecnica a Lei trasmessa dovesse diventare comune, anche soltanto in
parte, a tali richieste di connessione, valuteremo l’opportunità di aggiornare le condizioni del
presente preventivo con particolare riguardo a quelle relative alla gestione dell’iter
autorizzativo dell’impianto di rete per la connessione ed alla realizzazione dell’impianto
medesimo.
Qualora durante l’esercizio dell’impianto di produzione, Enel Distribuzione dovesse rilevare
sistematiche immissioni di energia elettrica eccedenti la potenza in immissione richiesta, Enel
6/8
Distribuzione, ove tecnicamente possibile, modificherà il valore della potenza in immissione
richiesta e ricalcolerà il corrispettivo per la connessione sulla base della regolazione vigente al
momento del ricalcolo. Enel Distribuzione applicherà in tal caso al richiedente il triplo della
differenza tra il corrispettivo per la connessione ricalcolato e il corrispettivo per la connessione
determinato nel preventivo, provvedendo a modificare di conseguenza il contratto di
connessione, come stabilito nell’articolo 10.15 del TICA. Si considera come “sistematico” il
superamento della potenza in immissione richiesta in almeno due distinti mesi nell’anno solare.
16. DOCUMENTAZIONE ALLEGATA
In allegato al presente preventivo si trasmettono:
Condizioni generali del contratto di connessione
Condizioni generali per il contratto di misura
Modulo per la richiesta di attivazione della fornitura di energia elettrica in prelievo
Con i migliori saluti.
ANTONIO DELLI CARPINI
IL RESPONSABILE
Il presente documento è sottoscritto con firma digitale ai sensi
dell'art. 21 del d.lgs. 82/2005.
7/8
Larghezza delle fasce da asservire in presenza
di campate di lunghezza ricorrente1
Tipo di
linea
Natura
conduttore
Sezione o
diametro
BT
Cavo
interrato
qualsiasi
cavo aereo
qualsiasi
Cavo
interrato
qualsiasi
rame nudo
25/35 mm2
MT
rame nudo
70 mm2
Palificazio
Armamento
ne
Lunghezza
campata
ricorrente (1)
Larghezza
fascia
(2)
3m
Qualsiasi
qualsiasi
qualsiasi
4m
4m
Qualsiasi
qualsiasi
160 m
11 m
Qualsiasi
qualsiasi
160 m
13 m
Al- Acc.
Lega di Al
Qualsiasi
Qualsiasi
qualsiasi
160 m
13 m
Qualsiasi
Qualsiasi
Qualsiasi
qualsiasi
250 m
19 m
tralicci
semplice
terna
sospeso
400 m
27 m
sospeso
400 m
28 m
sospeso
350 m
29 m
sospeso
350 m
30 m
All-Acc
Φ = 22,8
mm
AT fino a
150 kV
All-Acc
Cavo
interrato
Φ = 31,5
mm
qualsiasi
tralicci
doppia
terna
tralicci
semplice
terna
tralicci
doppia
terna
5m
1
Di norma si adottano le larghezze delle fasce di rispetto riportate nella tabella seguente.
Eventuali maggiori larghezze sono consentite per tener conto di soluzioni impiantistiche
specifiche o di normative applicabili.
(1)
Per campate di lunghezze superiori la larghezza Ha delle fasce da asservire va calcolata con riferimento alle
posizioni impraticabili di cui all’art. 2.1.06 lettera h) del D.M. 21.03.1988 n. 449.
(2)
La larghezza della fascia può essere aumentata qualora si presentino circostanze che lo consiglino.
8/8
da inviare a cura del venditore di energia elettrica
Spett.le Enel Distribuzione S.p.A
Oggetto: Richiesta di attivazione della fornitura di energia elettrica in prelievo.
Codice univoco Pratica: T0649810
La sottoscritta società __________________________________________ in qualità di
Esercente MMT
Esercente salvaguardia
Esercente la Vendita sul Mercato Libero
Con la presente comunica di aver stipulato un contratto di fornitura di energia elettrica con il
cliente ……………………………………………………………………………………………………………………………………………
codice fiscale
partita IVA
recapito telefonico
codice POD
N°presa
n. ……………………………………,
/ tensione di alimentazione (Volt) ……………………, potenza disponibile (kW) ……………………………,
Indirizzo Punto di prelievo …………………………………………………………………………………………………………
sito nel Comune di …………………………………………………………………, provincia (sigla) ……………
RICHIEDE
l’attivazione della fornitura in prelievo a decorrere dalla data di attivazione della connessione
alla rete di Enel Distribuzione dell’impianto di produzione correlato al POD sopracitato,
sempre sul medesimo punto di connessione.
Data ________________
Timbro e firma
CONDIZIONI GENERALI
DEL CONTRATTO PER IL SERVIZIO DI CONNESSIONE DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
ALLA RETE ELETTRICA IN BASSA TENSIONE
PREMESSA
a) l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas,
d’ora innanzi denominata -per brevitàanche AEEG, con deliberazione ARG/elt n.
99/08 e successive modifiche ha approvato
il Testo Integrato delle Condizioni Tecniche
ed Economiche per la Connessione alle Reti
con obbligo di connessione di terzi degli
impianti di produzione di energia elettrica
(di seguito denominato TICA);
b) in attuazione della sopra menzionata
deliberazione,
ENEL
Distribuzione
(di
seguito denominata ENEL) ha adottato la
“Guida per le connessioni alla rete elettrica
di ENEL Distribuzione” pubblicata sul sito
internet www.enel.it/it-IT/,(di seguito
denominata GUIDA), con la quale sono state
definite le disposizioni generali relative alle
modalità e condizioni contrattuali per
l’erogazione da parte di ENEL del servizio di
connessione alle reti elettriche per impianti
di produzione;
c) il TICA prevede che i rapporti tra il
gestore di rete interessato alla connessione
ed il richiedente ai fini dell’erogazione del
servizio di connessione siano regolati da un
apposito contratto di connessione;
d)
al
fine
di
semplificare
la
contrattualizzazione di cui al precedente
punto ENEL ha predisposto le presenti
condizione generali
di
contratto
che
vengono inviate unitamente al preventivo
per la successiva accettazione da parte del
PRODUTTORE.
DEFINIZIONI
AEEG: è l’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas.
Cabina di consegna: è l’impianto, di cui alla
norma CEI 0-16, occorrente per realizzare
la connessione del PRODUTTORE .
Codice di Rete: è il “Codice di trasmissione,
dispacciamento, sviluppo e sicurezza della
rete” emanato e periodicamente aggiornato
da Terna secondo la normativa vigente .
Connessione: è il collegamento alla rete di
un impianto elettrico per il quale sussiste,
almeno in un punto la continuità circuitale,
senza interposizione di impianti elettrici di
terzi, con la rete medesima.
Contratto di connessione in prelievo: è il
contratto che disciplina il rapporto tra il
distributore ed il titolare del punto di
connessione in prelievo in merito al servizio
di connessione per i prelievi di energia
elettrica dalla rete ENEL.
Contratto per il servizio di trasporto: è il
contratto che disciplina il servizio di
trasporto in relazione ai prelievi di energia
elettrica effettuati sulla rete di distribuzione.
GAUDI’:
è
il
sistema
di
Gestione
dell’Anagrafica Unica Degli Impianti di
produzione di energia elettrica predisposto
da Terna ai sensi del TICA.
Impianto di rete per la connessione: è la
porzione di impianto per la connessione di
competenza del gestore di rete con obbligo
di connessione di terzi, compresa tra il
punto di inserimento sulla rete esistente e il
punto di connessione.
Impianto di produzione: è l’insieme del
macchinario, dei circuiti, dei servizi ausiliari
e degli eventuali carichi per la generazione
di energia elettrica; ciascun impianto può
essere diviso in una o più sezioni e queste
in uno o più gruppi di generazione.
Interventi sulla rete elettrica esistente:
interventi in relazione ai quali ENEL può
consentire al PRODUTTORE, di gestire l’iter
autorizzativo.
Impianto di rete per la connessione comune
a più richiedenti : è l’impianto di rete
necessario, in tutto o in parte per la
connessione di più impianti di produzione.
Iter
autorizzativo:
è
l’insieme
dei
procedimenti
autorizzativi
volti
all’acquisizione
delle
autorizzazioni
necessarie alla costruzione ed esercizio
dell’impianto di rete per la connessione e
delle attività finalizzate all’acquisizione delle
relative servitù.
PESSE: è il “Piano di Emergenza per la
Sicurezza del Sistema Elettrico” adottato da
Terna, ai sensi della deliberazione del
Comitato
Interministeriale
per
la
Programmazione Economica (CIPE) del 6
novembre 1979 n.91.
Potenza in immissione: è la potenza
massima riportata nel preventivo che il
PRODUTTORE può immettere in rete.
PRODUTTORE: la persona fisica o giuridica
che è o sarà titolare del Punto di Consegna
e che ha la disponibilità dell’impianto di
produzione di energia elettrica.
Punto di Consegna o Punto di Connessione:
è il confine fisico tra la rete di distribuzione
e la porzione di impianto di connessione la
cui realizzazione, gestione, esercizio e
manutenzione rimangono di competenza del
PRODUTTORE.
Punto di Prelievo: è il punto in cui l’energia
elettrica viene prelevata dalla rete con
obbligo di connessione di terzi da parte del
PRODUTTORE. Tale punto può coincidere
con il Punto di Consegna.
Regolamento di esercizio:
documento
contenete le condizioni anche tecniche per
l’esercizio dell’impianto di produzione e
l’interoperabilità tra il medesimo e la rete di
distribuzione come meglio definito dalle
norme CEI 0-16.
Sviluppo: è un intervento di espansione o di
evoluzione
della
rete
elettrica
di
distribuzione e/o di trasmissione, motivato,
in particolare, dall’esigenza di estendere la
rete per consentire la connessione di
impianti elettrici di soggetti terzi alla rete
medesima.
Terna: è Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale
concessionario dell’attività di
dispacciamento e trasmissione della rete
elettrica.
UP :sono le unità di produzione di energia
elettrica che compongono l’impianto di
produzione.
TITOLO I - DISPOSIZIONI GENERALI
Art. 1 Premesse, allegati e definizioni.
1.1. Le premesse e le definizioni formano
parte integrante e sostanziale delle presenti
condizioni generali.
1.2. Ai fini e per gli effetti del presente
documento, valgono anche le disposizioni
contenute nella GUIDA, cui si fa rinvio per
quanto non specificamente previsto nelle
presenti condizioni generali.
1.3. In caso di contrasto tra le disposizioni
contenute nelle presenti condizioni e quelle
contenute nella GUIDA prevalgono le prime.
Art. 2 Oggetto.
2.1.
Le
presenti
condizioni
generali
disciplinano i rapporti tra ENEL ed il
PRODUTTORE
relativamente
alla
connessione in bassa tensione alla rete
elettrica degli impianti di produzione.
TITOLO II – OBBLIGHI DELLE PARTI
PRIMA
DELL’EROGAZIONE
DEL
SERVIZIO DI CONNESSIONE
Art. 3 Obblighi del PRODUTTORE.
3.1. Il PRODUTTORE, con l’accettazione del
preventivo, si impegna a:
a) rispettare le previsioni contenute nella
GUIDA e nel Regolamento di Esercizio;
b) costruire l’impianto di produzione da
connettere alla rete di ENEL, salvo cause di
forza maggiore o fatto del terzo,
caso
fortuito o eventi comunque allo stesso non
imputabili;
c) provvedere a tutto quanto necessario a
inserire le UP in GAUDI’ e ai successivi
aggiornamenti;
d) costruire, previa acquisizione delle
eventuali autorizzazioni o permessi, nel
rispetto delle regole di buona tecnica, le
opere necessarie alla realizzazione fisica
della connessione indicate nella specifica
tecnica, allegata al preventivo o consegnata
in sede di sopralluogo per la redazione del
preventivo, nonché di darne comunicazione
scritta di completamento a Enel
e) stipulare con Enel contratto per la
costituzione di servitù di elettrodotto e/o di
cabina qualora l’impianto di rete interessi
aree che siano nell’esclusiva proprietà del
Produttore;
f) qualora
opti
di
seguire
l’iter
autorizzativo relativo all’impianto di rete per
la connessione e quello per gli eventuali
interventi sulla rete elettrica esistente,
sottoporre
ad
ENEL,
prima
della
presentazione
dell’istanza
di
autorizzazione,la relativa documentazione
progettuale per la validazione
di
competenza nonché ottenere a favore di
ENEL o volturare in capo a ENEL, con oneri
a proprio carico, tutte le autorizzazioni,
licenze o permessi inerenti gli impianti di cui
sopra
rilasciati
dalle
competenti
Amministrazioni ed anche le relative servitù
di elettrodotto, consegnando la connessa
documentazione, anche tecnica;
g) ad eliminare le eventuali difformità
riscontrate da Enel in relazione alle opere
necessarie alla realizzazione fisica della
connessione realizzate dal PRODUTTORE,
dandone comunicazione ad ENEL;
h) nel caso in cui il PRODUTTORE abbia
gestito l’iter autorizzativo per l’impianto di
rete per la connessione e/o per gli eventuali
interventi sulla rete, rimborsare ad ENEL
tutti i danni o oneri che la stessa dovesse
sopportare per il caso in cui l’impianto di
rete e/o l’eventuale intervento sulla rete
non siano assistiti , per responsabilità del
PRODUTTORE,
da
provvedimenti
autorizzativi legittimi e/o servitù valide ed
efficaci, anche nei confronti dei terzi;
i) a non chiedere ad ENEL il risarcimento
dei danni per mancata produzione nel caso
tale
situazione
sia
conseguenza
dell’annullamento
di
provvedimenti
amministrativi ovvero del venir meno delle
servitù relative all’impianto di rete per la
connessione.
Art. 4 Obblighi di ENEL.
4.1. ENEL, qualora il PRODUTTORE, con
l’accettazione del preventivo, scelga di non
curare gli adempimenti connessi alle
procedure autorizzative, si attiva per
l’acquisizione delle autorizzazioni e permessi
eventualmente necessari per la costruzione
e l’esercizio dell’impianto di rete per la
connessione e/o per gli eventuali interventi
sulla rete esistente, dandone la relativa
informativa al PRODUTTORE, nel rispetto
della tempistica prevista dall’AEEG.
4.2. ENEL, qualora il PRODUTTORE, con
l’accettazione del preventivo, scelga di
curare gli adempimenti connessi alle
procedure autorizzative dell’impianto di rete
e/o per gli eventuali interventi sulla rete
esistente, si impegna a:
a) fornire, se non già contenute nel
preventivo, tutte le informazioni necessarie
per la predisposizione della documentazione
che il PRODUTTORE deve presentare per
l’ottenimento delle autorizzazioni, permessi
e servitù necessari alla costruzione ed
esercizio dell’impianto di rete per la
connessione che degli eventuali interventi
sulla rete elettrica esistente;
b) predisporre,
se
richiesta
dal
PRODUTTORE,
la documentazione per
l’acquisizione delle autorizzazioni, permessi
e servitù di cui alla precedente lett. a).
4.3.
ENEL,
una
volta
ottenute
le
autorizzazioni, i permessi e le servitù
necessarie alla costruzione dell’impianto di
rete per la connessione e/o per gli eventuali
interventi sulla rete elettrica esistente, si
impegna, nel rispetto dei tempistica prevista
dall’AEEG, a realizzare l’impianto di rete per
la connessione , salvo casi di forza
maggiore, fatto del terzo, caso fortuito o
eventi comunque non imputabili ad ENEL.
Realizzato l’impianto di rete per la
connessione, ENEL ne dà comunicazione al
PRODUTTORE.
TITOLO
III
EROGAZIONE
SERVIZIO DI CONNESSIONE
DEL
Art. 5 Attivazione e prosecuzione del
servizio di connessione.
5.1. In esito alla realizzazione dell’impianto
di rete per la connessione e/o degli
eventuali interventi sulla rete, ENEL si
impegna, nel rispetto di quanto previsto nel
presente contratto, ad attivare e mantenere
la connessione.
5.2. L’attivazione e la prosecuzione del
servizio di connessione sono subordinate al
verificarsi delle seguenti condizioni:
a) che, in relazione ai prelievi di energia
elettrica necessari per il funzionamento
dell’impianto di produzione ed effettuati nel
Punto di consegna ovvero da eventuale altro
Punto di prelievo di cui il PRODUTTORE sia
titolare, siano stati stipulati gli specifici
contratti per la regolamentazione dei
prelievi stessi (contratto per il servizio di
trasporto e contratto di connessione in
prelievo);
b) che le apparecchiature di misura
dell’energia prodotta in rete, ove il
PRODUTTORE (nei casi previsti dalle
disposizioni dell’AEEG) abbia optato per
l’installazione a propria cura delle stesse,
siano conformi alle prescrizioni delle GUIDA
e teleleggibili da ENEL;
c) che il PRODUTTORE abbia stipulato con
ENEL il contratto per il servizio di misura ,
qualora, nei casi previsti dalle disposizioni
dell’AEEG;
abbia
chiesto
ad
ENEL
l’attivazione del servizio;
d) che all’impianto di produzione non sia
connesso, salvo quanto previsto dalla
normativa vigente,
alcun impianto che
risulti
essere
direttamente
od
indirettamente nella disponibilità di soggetti
giuridici diversi dal PRODUTTORE;
e) che il PRODUTTORE abbia sottoscritto il
Regolamento di Esercizio BT, rispetti le
prescrizioni ivi contenute ed abbia ottenuto
l’abilitazione in GAUDI’;
f) che permangano le autorizzazioni, i
permessi e le servitù riguardanti la
costruzione e l’esercizio dell’impianto di rete
di connessione e quelli relativi agli interventi
sulla rete elettrica esistente.
Art. 6 Servizio di connessione.
6.1.
A
seguito
dell’attivazione
della
connessione alla rete dell’impianto di
produzione, il PRODUTTORE acquisisce il
diritto ad esercire l’impianto in parallelo con
la rete ENEL ed ad immettere energia
elettrica nella rete ENEL nei limiti della
potenza in immissione e nel rispetto:
a) delle prescrizioni tecniche per la
connessione stabilite nel preventivo e nel
Regolamento di Esercizio;
b) delle condizioni tecnico-economiche di
accesso e di interconnessione alla rete
stabilite dall’AEEG;
c) regole e obblighi contenuti nel Codice di
Rete;
d) delle norme tecniche in vigore (CEIComitato Elettrotecnico Italiano).
6.2. Il PRODUTTORE si impegna, inoltre, a:
a) mantenere in stato di perfetta efficienza
i propri impianti in modo da non recare
danni o disturbi alla rete Enel, agli altri
clienti già connessi alla stessa, nonché alle
altre reti a cui la rete ENEL è sottesa;
b) impedire, salvo caso di forza maggiore,
caso fortuito o fatto del terzo, il
danneggiamento
di
impianti
ed
apparecchiature di ENEL insistenti su aree di
sua proprietà, anche se non esclusiva;
c) adeguare, sostenendo i relativi costi, su
richiesta di ENEL e secondo le modalità da
questa definite, l’impianto di produzione nei
casi in cui interventi di sviluppo della rete
elettrica o altre esigenze di tale rete lo
rendano
necessario
per garantire la
sicurezza del sistema elettrico;
d) far sì che, nel caso di trasferimento a
terzi
della
titolarità
dell’impianto
di
produzione o comunque in ogni situazione
che comporti una modifica del soggetto
giuridico che ha la disponibilità dell’impianto
di produzione, il nuovo titolare assuma a
suo carico le obbligazioni previste nel
preventivo,
nelle
presenti
condizioni
generali di contratto e nel Regolamento di
Esercizio
inviando
tempestiva
comunicazione scritta ad ENEL onde
permettere
le
successive
stipulazioni
contrattuali
con
il
nuovo
titolare
dell’impianto di produzione;
e) segnalare, tempestivamente e per
iscritto, ad ENEL l’eventuale cessione di
ramo di azienda e qualsivoglia situazione
e/o operazione societaria che comporti la
variazione nella titolarità della connessione
f) non effettuare prelievi di energia
elettrica dal Punto di Consegna, qualora non
abbia concluso i contratti di cui all’art. 5.2
lett. a);
g) garantire, nel rispetto delle disposizioni
normative vigenti, il corretto esercizio e
manutenzione delle apparecchiature di
misura e degli eventuali apparati di
telelettura dallo stesso installate;
h) garantire a ENEL e/o a propri incaricati
l’accesso, in qualsiasi momento, ai propri
impianti di rete ed all’apparecchiatura di
misura.
i) Il PRODUTTORE non può immettere una
potenza superiore a quella indicata nel
preventivo; in caso di superamento della
potenza in immissione
in almeno due
distinti mesi nell’anno solare da parte del
PRODUTTORE, qualora ENEL non proceda
alla risoluzione del contratto e ritenga
tecnicamente
possibile
aumentare
la
potenza in immissione, il PRODUTTORE
deve corrispondere gli importi richiesti da
Enel in base alle disposizioni dell’AEEG e
sottoscrivere,
se
necessario,
nuovo
contratto di connessione.
6.3 L’ENEL si impegna a:
a) mantenere in efficienza, nel rispetto
della normativa tecnica vigente, l’impianto
di rete per la connessione nonché le proprie
apparecchiature di misura e telelettura;
b) mantenere attiva la connessione, salvo
quanto previsto ai successivi art. 8 e art. 9.
Art. 7 Condizioni particolari per i
prelievi.
7.1. Con riferimento ai prelievi di energia
effettuati nel Punto di Consegna trova
applicazione,
per
quanto
non
specificatamente previsto nelle presenti
condizioni generali, quanto stabilito
contratto di connessione in prelievo.
nel
Art. 8 Limitazioni all’esercizio.
8.1. ENEL potrà imporre limitazioni di
esercizio all’impianto del PRODUTTORE, sino
alla sospensione del servizio, nel caso di
violazione delle presenti condizioni generali,
delle disposizioni del Regolamento di
Esercizio nonchè nei seguenti casi:
a) qualora siano necessari interventi di
Sviluppo e/o adeguamento della rete
elettrica, anche in assolvimento degli
obblighi derivanti a proprio carico dall’atto
di concessione di cui ENEL è titolare;
b) qualora sussistano ragioni di sicurezza e
continuità del servizio elettrico;
c) nei casi di mancata interconnessione
con altri esercenti o in caso di specifiche
disposizioni di TERNA o, ancora, in caso di
disposizioni adottate
in attuazione del
PESSE;
d) per l’espletamento delle attività di
manutenzione ordinaria e straordinaria della
rete ENEL;
8.2. Nei casi di cui al comma precedente e
comunque in ogni caso di limitazioni non
imputabili a ENEL, il PRODUTTORE non ha
diritto ad alcuna forma di remunerazione,
indennizzo o risarcimento; 8.3. Qualora
ENEL, per ordine di autorità, o in base alla
normativa vigente ovvero in conformità di
provvedimenti dell’AEEG (quale ad ad es. la
delibera AEEG n. 4/08) debba disalimentare
il Punto di Consegna, il PRODUTTORE
esonera ENEL da ogni responsabilità per le
conseguenti limitazioni o sospensioni di
esercizio dell’impianto di produzione.
Art. 9 Cessazione del servizio di
connessione.
9.1 Il PRODUTTORE ha facoltà di chiedere in
qualsiasi momento la cessazione del servizio
di
connessione
mediante
apposita
comunicazione scritta da inviare nel rispetto
della tempistica prevista dalle disposizioni
dell’AEEG.
9.2. E' riconosciuta ad ENEL la facoltà di
cessare il servizio di connessione e,
contestualmente, di risolvere di diritto, ai
sensi dell’art. 1456 c.c., il contratto di
connessione di cui alle presenti condizioni
generali, al verificarsi di anche una soltanto
delle circostanze di seguito elencate:
a) inadempimento
da
parte
del
PRODUTTORE ad uno degli obblighi previsti
nei precedenti articoli 5 e 6;
b) ogni altro comportamento che possa
compromettere la sicurezza o la continuità
del servizio elettrico.
Art. 10 Efficacia.
10.1
Le
presenti
condizioni
generali
diventano vincolanti a decorrere dalla data
di
ricevimento
da
parte
di
ENEL
dell’accettazione
del
preventivo
e
conservano la loro efficacia per tutta la
durata del servizio di connessione.
10.2 In caso di trasferimento a terzi della
titolarità o della disponibilità dell’impianto di
produzione ovvero in caso di cessione di
ramo d’azienda di cui all’art.6.2 lett. d) ed
e), il PRODUTTORE rimane vincolato al
rispetto di tutte le obbligazioni assunte
verso ENEL, rispondendo di ogni
danno,
diretto ed indiretto, fino a che detti terzi
non abbiano assunte nei confronti di ENEL le
medesime obbligazioni.
Art. 11 Riservatezza e trattamento dei
dati personali.
11.1. Tutte le informazioni di carattere
personale,
industriale,
finanziario,
economico, patrimoniale e commerciale,
rilasciate dal PRODUTTORE a ENEL sono da
considerarsi riservate e non saranno
utilizzate da ENEL se non in funzione di
attività previste dalla legge o dalle MCC o
altrimenti
prescritte
dalle
autorità
competenti. ENEL garantirà al PRODUTTORE
il rispetto del segreto d’ufficio e della
riservatezza su tutte le informazioni
riservate ricevute e non comunicherà dette
informazioni a terzi senza il consenso scritto
del PRODUTTORE.
11.2. Il PRODUTTORE consente che ENEL
possa utilizzare e pubblicare i propri dati, in
forma
aggregata
ed
anonima,
per
l’elaborazione di bilanci, a fini statistici o per
altre finalità istituzionali.
11.3. Il PRODUTTORE, ai sensi di quanto
previsto dal D.Lgs. n. 196/2003, presta il
proprio consenso al trattamento ed alla
comunicazione, da parte di ENEL, dei dati
riguardanti la connessione - ivi compresi
quelli di misura dei prelievi e dei consumi nei limiti in cui il trattamento e la
comunicazione
siano
funzionali
all’adempimento di tutti gli obblighi previsti
dalle presenti condizioni generali, dalla
legge, da regolamenti, da delibere, dalla
normativa comunitaria e dalle GUIDA.
11.4 Il PRODUTTORE, ai sensi di quanto
previsto dal D.Lgs.n.196/2003, acconsente
che i dati dallo stesso forniti siano utilizzati
per il monitoraggio della qualità del servizio
prestato e che gli stessi dati possano essere
comunicati, per le medesime finalità, a
società controllate o collegate e/o a terzi
fornitori di servizi.
Art. 12 Modifiche ed integrazioni alle
presenti condizioni generali e clausola
di rinvio.
12.1.
Integrano
automaticamente
il
presente
documento
le
condizioni
obbligatoriamente imposte dalla legge o da
provvedimenti dell’ AEEG, di altre pubbliche
Autorità o di altri soggetti competenti.
12.2. Parimenti, si intendono abrogate le
condizioni che risultino incompatibili con
quanto imposto ai sensi del precedente
comma.
12.3. Qualora, a seguito dei provvedimenti
del’AEEG non sia possibile la modifica
automatica del presenti condizioni generali,
ENEL provvederà a formulare le conseguenti
clausole integrative o modificative e a
renderle note al PRODUTTORE ai fini della
successiva sottoscrizione,
sempre che
necessaria.
12.4 Per quanto non espressamente
previsto dalle presenti condizioni generali, le
parti fanno espresso rinvio alle disposizioni
del TICA.
Art. 13 Cessione del contratto.
13.1. ENEL potrà cedere il contratto ad altra
impresa distributrice di energia elettrica
ovvero al gestore di rete competente.
CONDIZIONI GENERALI DI CONTRATTO PER IL SERVIZIO DI MISURA DELL’ENERGIA IMMESSA IN RETE E/O PRODOTTA
PRESSO UN IMPIANTO DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA.
PREMESSA
Il Richiedente e’ responsabile, in base alle
vigenti disposizioni dell’AEEG, del servizio di
misura
dell’energia
elettrica
prodotta
dall’impianto di produzione.
Il Richiedente intende affidare ad Enel
Distribuzione l’espletamento di tale servizio.
Enel Distribuzione, al fine di semplificare la
contrattualizzazione del servizio di misura
dell’energia
elettrica
prodotta,
ha
predisposto le presenti condizioni generali di
contratto anche pubblicate sul proprio sito
internet.
DEFINIZIONI
AEEG: è l’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas
Servizio di misura: E’ il servizio composto
dalle attività di:
a)installazione
e
manutenzione
delle
apparecchiature di misura dell’energia
elettrica prodotta
b)rilevazione e registrazione dei dati di
misura
dell’energia
elettrica
prodotta
acquisiti con cadenza non inferiore a quella
mensile e con segregazione dei dati alla fine
mese precedente.
c) la messa a disposizione delle misure
dell’energia elettrica prodotta al GSE.
Apparecchiatura di misura: E’ l’insieme
del misuratore e di tutti gli altri dispositivi
necessari alla rilevazione e registrazione
dell’energia elettrica prodotta dall’impianto
del Richiedente
Guida: è il documento adottato da Enel
Distribuzione
in
attuazione
della
deliberazione ARG/elt n. 99/08 e pubblicato
sul sito internet.
Impianto: e’ l’insieme del macchinario, dei
circuiti, dei servizi ausiliari e degli eventuali
carichi per la generazione dell’energia
elettrica.
Parti: sono il Richiedente ed Enel
Distribuzione.
Punto di consegna: e’ il punto di confine
tra l’impianto di rete di competenza del
gestore di rete per la connessione e
l’impianto di utenza di competenza del
Richiedente.
Punto di produzione è il punto in cui
vengono installate le apparecchiature di
misura dell’energia prodotta oggetto del
presente contratto.
Richiedente: e’ il Produttore, cioè la
persona fisica o giuridica che è o sarà
titolare del Punto di Consegna e/o che ha la
disponibilità dell'impianto di produzione di
energia elettrica.
TITOLO I - DISPOSIZIONI GENERALI
Art. 1 Premesse, allegati e definizioni.
1.1. Le premesse e gli eventuali allegati
nonché
le
definizioni
formano
parte
integrante delle presenti condizioni generali.
1.2. Ai fini e per gli effetti del presente
documento, valgono anche le disposizioni
contenute nella Guida e nelle delibere
dell’AEEG relative al servizio di misura
disciplinato
dalle
presenti
condizioni
generali.
Art.2 Oggetto.
2.1.
Le
presenti
condizioni
generali
disciplinano
l’espletamento
dell’intero
servizio di misura oppure della sola attività
di fornitura, manutenzione ed installazione
dei
misuratori dell’energia prodotta
dall’Impianto del Richiedente. In relazione
all’attività richiesta verrà commisurato il
corrispettivo dovuto dal Richiedente.
2.2. Le apparecchiature di misura installate
sono e rimarranno di proprietà di Enel
Distribuzione,
che
ne
curerà’
la
manutenzione mentre la custodia di queste
ultime, con ogni connessa responsabilità, è
a carico del Richiedente.
TITOLO
II
EROGAZIONE
DEL
SERVIZIO
DI
INSTALLAZIONE
E
MANUTENZIONE
DELLE
APPARECCHIATURA DI MISURA
Art. 3 Obblighi di Enel Distribuzione
3.1. Enel Distribuzione si impegna ad
installare l’apparecchiatura di misura, in
conformità alle prescrizioni tecniche di cui
alle disposizioni normative e dell’AEEG,
nonché a manutenerla. Il misuratore da
installare sarà di tipo bidirezionale idoneo a
rilevare l’energia elettrica immessa e
prelevata dalla rete.
3.2. Enel Distribuzione procederà inoltre ad
installare, ove necessario per la misurazione
dell’energia, i riduttori di tensione
e di
corrente
3.3. Enel Distribuzione, qualora sia stato
richiesto il servizio di misura completo,
procederà a rilevare e registrare i dati di
misura dell’energia elettrica prodotta ed a
mettere a disposizione del GSE le misure
dell’energia elettrica registrati
3.4 L’espletamento di ogni altra attività che
venisse
richiesta
dal
Richiedente
relativamente al servizio di misura non
prevista nel presente contratto, quali
attività di certificazioni di componenti delle
apparecchiature richieste dall’Agenzie delle
Dogane o richieste di lettura a scadenze non
previste, se accettata da Enel Distribuzione,
verrà svolta diligentemente previo rimborso
delle voci di costo (materiale, manodopera,
prestazione di terzi e spese generali pari al
20% delle somma delle voci sopraddette)
sostenute.
3.5 Le attività di cui al precedente comma
3.4 richieste dall’Agenzia delle Dogane sono
a carico di Enel Distribuzione per i soli casi
di
sostituzione
di
componenti
di
apparecchiature di misura per progresso
tecnologico.
Art .4 Obblighi del Richiedente
4.1. Il Richiedente deve mettere a
disposizione di Enel Distribuzione, a propria
cura e spese e nel rispetto delle indicazioni
fornite da Enel Distribuzione, locali o siti
idonei
per
la
collocazione
dell’apparecchiatura di misura dell’energia
elettrica prodotta.
4.2. Il Richiedente autorizza l’accesso ai siti
o ai locali di cui al precedente punto 4.1. al
personale di Enel Distribuzione o di terzi
dalla stessa incaricati per l’espletamento di
tutte le attività inerenti il servizio di misura.
L’accesso è consentito anche per la
rimozione dell’apparecchiatura in questione
in caso di cessazione o risoluzione del
contratto. Tale accesso avverrà, di norma,
durante il normale orario di lavoro. Il
personale di Enel Distribuzione o dei terzi
sopraddetti, il giorno precedente a quello
stabilito per l’accesso, ne darà, se possibile,
comunicazione al Richiedente.
4.3. Il Richiedente provvede al pagamento
dei corrispettivi come di seguito specificati
all’art. 7 nonché a versare, a titolo di
corrispettivo per il recesso anticipato di cui
al successivo art. 5.2., gli importi previsti
nello stesso art. 5.2..
4.4.
Nel
caso
si
renda
necessario
l’installazione di riduttori di tensione e di
corrente, il richiedente e’ tenuto alla
Pagina 1 di 2
CONDIZIONI GENERALI CONTRATTO SERVIZIO MISURA - Mod. 1.0 03/2011
corresponsione degli importi “una tantum”
così come specificati al successivo art.7.
4.5. Il Richiedente,
nel caso di
trasferimento a terzi della titolarità o
disponibilità dell’Impianto o comunque di
ogni situazione che comporti una modifica
del soggetto giuridico che ha la disponibilità
dell’Impianto stesso, si obbliga a trasferire il
contratto di cui alle presenti condizioni
generali al nuovo titolare che si assumerà a
suo carico ogni relativa
obbligazione,
inviando contestuale informativa ad Enel
Distribuzione. In caso di violazione della
presente obbligazione, il Richiedente rimane
obbligato nei confronti di Enel Distribuzione
per l’adempimento di tutte le obbligazioni
previste nelle presenti condizioni generali,
rispondendo altresì di ogni danno diretto ed
indiretto,
sino a che il nuovo titolare
dell’Impianto non proceda a sottoscrivere
con Enel Distribuzione il contratto del
servizio di misura ovvero dichiari di
assumere
in prima persona, nei casi
previsti dal’AEEG, la responsabilità del
servizio di misura.
4.6. Il Richiedente e’ tenuto a custodire con
la diligenza del buon padre di famiglia le
apparecchiature di misura ed a non
danneggiarle o manometterle; deve altresì
impedire
la
manomissione
ed
il
danneggiamento dell’apparecchiatura stessa
da parte di terzi.
4.7. Per tutte le attività che richiedono
l’intervento
sull’Impianto,
per
l’espletamento del servizio di misura, il
Richiedente, su comunicazione di Enel
Distribuzione, deve provvedere, dandone
riscontro ad Enel Distribuzione stessa, alla
messa in sicurezza dell’Impianto per
consentire lo svolgimento in sicurezza delle
attività lavorative da parte del personale di
Enel Distribuzione o di Società da questa
autorizzata.
4.8. Sono a carico del Richiedente gli
eventuali
oneri
fiscali
connessi
all’esecuzione delle attività oggetto delle
presenti condizioni generali e le eventuali
spese, comprese quelle di registrazione del
contratto di cui alle presenti condizioni
generali.
Art. 5 Durata del contratto
5.1 Il contratto di cui alle presenti
condizioni generali ha una durata di tre
anni a decorrere dalla data di installazione
dell’apparecchiatura di misura; in mancanza
di
disdetta,
da
comunicarsi
con
raccomandata con RR e con un preavviso di
almeno 30 giorni rispetto alla scadenza, si
rinnova tacitamente di anno in anno.
5.2 E’ consentito al Richiedente di recedere
dal contratto di cui alle presenti condizioni
generali. Tale recesso, dovrà essere
comunicato, nel rispetto delle disposizioni
dell’AEEG, ad Enel Distribuzione mediante
raccomandata R.R. Il recesso ha efficacia 30
giorni lavorativi dopo il ricevimento da parte
di Enel Distribuzione della comunicazione di
recesso. Nel caso la facoltà di recesso venga
esercitata entro i primi tre anni di durata del
presente contratto, il Richiedente è tenuto a
versare il corrispettivo previsto per l’intera
durata triennale del contratto.
Art..6 - Risoluzione del contratto
6.1. E' riconosciuta ad Enel Distribuzione la
facoltà di risolvere di diritto il contratto di
cui alla presente condizioni generali, ai sensi
dell’art. 1456 c.c., al verificarsi di
inadempimento da parte del Richiedente, di
uno degli obblighi previsti all’articolo 4.
6.2. E’ riconosciuta al Richiedente la facoltà
di risolvere di diritto il contratto di cui alla
presente condizioni generali, ai sensi
dell’art. 1456 c.c., al verificarsi di
inadempimento
da
parte
di
Enel
Distribuzione, di uno degli obblighi previsti
all’articolo 3.
Art. 7 – Corrispettivi
7.1 Il corrispettivo annuale dovuto dal
Richiedente ad Enel Distribuzione per il
servizio di installazione e manutenzione
della
apparecchiatura
di
misura,
è
determinato moltiplicando il numero dei
misuratori
e
delle
eventuali
altre
apparecchiature installate presso il punto di
produzione per il corrispettivo unitario,
relativo al periodo di vigenza del contratto
di cui alla presenti condizioni generali,
pubblicato sul sito internet di ENEL e
relativo ad ogni apparecchiatura installata.
Tali corrispettivi sono
determinati in
riferimento al livello di tensione del primario
dei trasformatori di misura eventualmente
installati o in loro mancanza al livello di
tensione a cui è connesso l’impianto di
produzione.
Tale corrispettivo è
automaticamente
aggiornato all’inizio di ciascun anno solare
da Enel Distribuzione sulla base della
variazione annuale, intervenuta nell’anno
precedente, dell’indice ISTAT dei prezzi per
le famiglie di operai e impiegati (FOI) al
netto dei tabacchi.
7.2 Il corrispettivo “una tantum” previsto
per l’installazione e manutenzione dei
riduttori di tensione e di corrente è
pubblicato sul sito internet di Enel
Distribuzione e viene corrisposto in un’unica
soluzione ad Enel Distribuzione .
7.3 Le parti si danno atto che le attività
oggetto delle presenti condizioni generali,
non sono remunerate in componenti
tariffarie stabilite da norme di legge o
disposizioni della AEEG
Art. 8 - Fatturazione e Pagamento
8.1. Il pagamento dei corrispettivi di cui al
precedente articolo dovrà avvenire entro 20
giorni solari dalla data di emissione della
fattura.
La fatturazione del corrispettivo di cui
all’art. 7 avverrà immediatamente dopo
l’installazione del gruppo di misura, come
risultante
dal
verbale
redatto,
e,
successivamente, con cadenza periodica
annuale o infrannuale.
La fatturazione del corrispettivo “una
tantum” previsto per l’installazione e
manutenzione dei riduttori di tensione e di
corrente, verrà effettuata entro 30 giorni
dalla
data
di
installazione
di
tali
apparecchiature .
I pagamenti dovranno essere effettuati a
mezzo bonifico bancario utilizzando le
coordinate bancarie indicate in fattura.
Contestualmente ad ogni disposizione di
bonifico il Richiedente comunicherà ad Enel
Distribuzione gli estremi del pagamento
effettuato.
8.2. In caso di mancato pagamento del
corrispettivo pattuito nei termini previsti al
precedente comma, il Richiedente è tenuto
a corrispondere a
Enel Distribuzione
interessi di mora pari al TUR maggiorato di
3,5 punti, calcolato per ogni giorno di
ritardo del pagamento.
8.3. Qualora il ritardo nel pagamento superi
i 30 giorni è facoltà di Enel Distribuzione di
risolvere il Contratto ai sensi del precedente
art. 6.2.
Nel caso la risoluzione del contratto per
inadempimento si verifichi anteriormente
alla
prima
scadenza
contrattuale,
il
Richiedente è tenuto comunque a versare
ad Enel Distribuzione, a titolo di ristoro dei
costi
sostenuti
per
l’installazione
e
rimozione delle apparecchiature di misura, i
corrispettivi dovuti fino alla prima scadenza
contrattuale. Rimane comunque salvo il
diritto di Enel Distribuzione al risarcimento
del maggior danno subito.
Art. 9 - Affidamento a Terzi
9.1. Per lo svolgimento delle attività
oggetto
del
presente
Contratto,
il
Richiedente autorizza Enel Distribuzione ad
avvalersi dell’opera di terzi, restando
comunque quest’ultima unica responsabile
nei
confronti
del
Richiedente
stesso
dell’adempimento
delle
obbligazioni
assunte.
Art.10 Obblighi e Responsabilità delle
parti
10.1. Non sussisterà responsabilità alcuna
delle Parti per inadempimenti dovuti a cause
di forza maggiore, caso fortuito, fatto del
terzo ovvero ad eventi comunque al di fuori
del loro controllo quali, a titolo meramente
esemplificativo:
guerre,
sommosse,
terremoti, inondazioni, incendi, scioperi
(anche aziendali).
10.2 Le parti convengono che Enel
Distribuzione
sarà
eventualmente
responsabile dei soli danni materiali che
siano diretta conseguenza di suo dolo o
colpa grave, intendendosi espressamente
esclusa ogni sua responsabilità per danni
indiretti o lucro cessante. Nel caso Enel
Distribuzione
risulti
inadempiente
agli
obblighi di cui al precedente art. 3 verserà
ex art.1382 c.c. pari al 10% del
corrispettivo annuo come determinato dal
successivo art. 7 .
10.3. Il Richiedente è responsabile della
conservazione
ed
integrità
delle
apparecchiatura di misura e dovrà adottare
ogni precauzione necessaria per evitare ogni
danneggiamento
all’apparecchiatura
in
questione.Il Richiedente sarà tenuto quindi,
salvo i caso di forza maggiore o comprovato
fatto del terzo, a rimborsare ad Enel
Distribuzione tutti i danni diretti ed indiretti
derivanti
dal
danneggiamento
dell’apparecchiatura in questione
Art. 11 Efficacia.
11.1. Le presenti condizioni generali
diventano vincolanti a decorrere dalla data
di installazione delle apparecchiature di
misura e conservano la loro efficacia per
tutta la durata del contratto.
11.2. In caso di trasferimento a terzi della
titolarità o disponibilità dell’Impianto o
comunque di ogni situazione che comporti
una modifica del soggetto giuridico che ha
la disponibilità dell’Impianto stesso, trova
applicazione quanto previsto al precedente
art. 4.5.
Art. 12 Riservatezza e trattamento dei
dati personali.
12.1. Tutte le informazioni di carattere
personale,
industriale,
finanziario,
economico, patrimoniale e commerciale,
rilasciate
dal
Richiedente
a
Enel
Distribuzione e il cui conferimento è
richiesto per l’espletamento del servizio di
cui alle presenti condizioni generali, sono da
considerarsi riservate e non saranno
utilizzate da Enel Distribuzione se non per
l’esecuzione del presente contratto nonché
in funzione di attività previste dalla legge o
dalla GUIDA o altrimenti prescritte dalle
autorità competenti. Enel Distribuzione
garantirà al Richiedente il rispetto del
segreto d’ufficio e della riservatezza su tutte
le informazioni riservate ricevute e non
comunicherà dette informazioni a terzi
senza il consenso scritto del Richiedente.
12.2. Il Richiedente consente che Enel
Distribuzione possa utilizzare e pubblicare i
propri dati, in forma aggregata ed anonima,
per l’elaborazione di bilanci, a fini statistici o
per altre finalità istituzionali.
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CONDIZIONI GENERALI CONTRATTO SERVIZIO MISURA - Mod. 1.0 03/2011
12.3. Il Richiedente, ai sensi di quanto
previsto dal D.Leg. n. 196/2003, presta il
proprio consenso al trattamento ed alla
comunicazione,
da
parte
di
Enel
Distribuzione, dei dati riguardanti la
connessione -ivi compresi quelli di misura
dei prelievi e dei consumi- nei limiti in cui il
trattamento e la comunicazione siano
funzionali all’adempimento di tutti gli
obblighi previsti dalle presenti condizioni
generali , dalla legge, da regolamenti, da
delibere, dalla normativa comunitaria e dalla
GUIDA.
12.4. Il Richiedente , ai sensi di quanto
previsto dal D.Lgs.n.196/2003, acconsente
che i dati dallo stesso forniti siano utilizzati
per il monitoraggio della qualità del servizio
prestato e che gli stessi dati
possano
essere, comunicati, per le medesime
finalità, a società controllate o collegate e/o
a terzi fornitori di servizi.
Art. 13 Modifiche ed integrazioni alle
presenti condizioni generali e clausola
di rinvio.
13.1.
Integrano
automaticamente
il
presente
documento
le
condizioni
obbligatoriamente imposte dalla legge, da
provvedimenti dell’ AEEG, di altre pubbliche
Autorità o di altri soggetti competenti.
13.2. Parimenti, si intendono abrogate le
condizioni che risultino incompatibili con
quanto imposto ai sensi del precedente
comma.
13.3. Qualora, a seguito dei provvedimenti
dell’AEEG non sia possibile la modifica
automatica
delle
presenti
condizioni
generali, Enel Distribuzione provvederà a
formulare
le
conseguenti
clausole
integrative o modificative e a renderle note
al Richiedente ai fini della successiva
sottoscrizione, sempre che necessaria.
Art. 14 Cessione del contratto.
14.1. Il Richiedente non potrà cedere il
presente Contratto senza l’autorizzazione
scritta di Enel Distribuzione.
14.2 Il Richiedente autorizza sin d'ora Enel
Distribuzione a cedere, con le modalità e gli
effetti di cui agli art. 1407 e segg. c.c., il
presente Contratto a proprie società
controllate, ovvero ad ad altra impresa
distributrice dell’energia elettrica ovvero al
gestore di rete competente.
Art. 15 Foro competente
15.1. Per qualsiasi controversia che
dovesse
insorgere
in
merito
all’interpretazione e/o
esecuzione del presente Contratto, le Parti,
d’intesa,
stabiliscono
la
competenza
esclusiva
del
Foro
di
BOLOGNA

Studio Impatto Ambientale - Provincia di Pesaro e Urbino

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