Linee Guida per la Valutazione della Compatibilità

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LINEE GUIDA PER LA VALUTAZIONE
DELLA COMPATIBILITÀ AMBIENTALE
DI IMPIANTI DI PRODUZIONE
A ENERGIA FOTOVOLTAICA
Revisione n. 1 / Integrazioni / Novembre 2011
LINEE GUIDA TERRITORIALI – IMPIANTI FOTOVOLTAICI
ARPA PUGLIA
Corso Trieste, 27
70126 Bari
Tel. 080/5460201
Fax 080/5460200
Responsabile Scientifico:
Dr. Massimo Blonda
Redattori:
Ing. Giuseppe Gravina
Dr. Vito Perrino
Dr.ssa Anna Guarnieri Calò Carducci
Ing. Maria Cristina De Mattia
Dr.ssa Francesca Di Gioia
Dr.ssa Patrizia Lavarra
Ing. Andrea Potenza
Dr.ssa Gabriella Trevisi
Arch. Benedetta Radicchio
Arch. Erminia Sgaramella
Con il contributo dei Dipartimenti Provinciali
in collaborazione con:
UNIVERSITÀ del SALENTO
CERPI - Dipartimento di Ingegneria dell’Innovazione
Estensore rev.1/Integrazioni: Ing. Nicola Robles
Contributo: GdL_FER – ARPA Puglia
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INDICE
PREMESSA
CAPITOLO I.
LA TECNOLOGIA FOTOVOLTAICA........................................................ 5
1.1
La produzione di energia con tecnologia fotovoltaica ..................................................................... 5
1.2
Tipologia di celle fotovoltaiche ....................................................................................................... 5
1.3
Le tipologia di impianti fotovoltaici ................................................................................................ 6
1.4
Le strutture di sostegno e le opere accessorie .................................................................................. 8
1.5
Considerazioni ............................................................................................................................... 11
CAPITOLO II.
NORMATIVA DI RIFERIMENTO............................................................... 12
2.1
Normativa nazionale ...................................................................................................................... 12
2.2
Normativa regionale ....................................................................................................................... 12
2.3
Normativa V.I.A. ........................................................................................................................... 14
3.1
Suolo .............................................................................................................................................. 15
3.2
Vegetazione .................................................................................................................................... 15
3.3
Fauna .............................................................................................................................................. 16
3.4
Emissioni Elettromagnetiche ......................................................................................................... 16
3.5
Paesaggio ....................................................................................................................................... 17
3.6
Rumore ........................................................................................................................................... 17
3.7
Aspetti legati alla localizzazione .................................................................................................... 18
CAPITOLO IV.
VALUTAZIONE DELLA COMPATIBILITÀ AMBIENTALE ................ 19
4.1
Criteri di localizzazione ed installazione ....................................................................................... 19
4.2
Fase di cantiere............................................................................................................................... 23
4.3
Fase di esercizio ............................................................................................................................. 23
4.4
Fase di dismissione ........................................................................................................................ 24
CAPITOLO V.
VALUTAZIONE DEGLI IMPATTI CUMULATIVI……………………..25
5.1
L'impatto cumulativo…………………………………………………………………………….. 25
5.2
L'impatto cumulativo e le criticità ambientali…………………………………………………….26
5.3
Criteri di valutazione degli impatti cumulativi……………………………………………………28
CAPITOLO VI.
MISURE DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE ................................ 30
6.1
Mitigazione .................................................................................................................................... 30
6.2
Compensazione .............................................................................................................................. 31
ALLEGATO 1 - FLUSSO ITER PROCEDURALE .................................................................... 32
3
4
PREMESSA
Il presente documento costituisce uno strumento di supporto per i tecnici ARPA nella valutazione dei
progetti di impianti fotovoltaici. L’obiettivo è quello di uniformare i criteri, le procedure e le modalità
applicative per la valutazione.
Le linee-guida sono il risultato di un percorso metodologico che parte dalla descrizione delle tecnologie del
settore per analizzarne i potenziali impatti e definire indicatori e criteri di valutazione.
Gli operatori del settore, al contempo, possono fare riferimento alle indicazioni contenute nel presente
documento per la produzione di documentazione progettuale adeguata e completa.
CAPITOLO I.
1.1
LA TECNOLOGIA FOTOVOLTAICA
La produzione di energia con tecnologia fotovoltaica
Il funzionamento dei dispositivi fotovoltaici si basa sulla capacità di alcuni materiali semiconduttori,
opportunamente trattati, di convertire l'energia della radiazione solare in energia elettrica senza bisogno di
parti meccaniche in movimento (effetto fotovoltaico), il materiale semiconduttore quasi universalmente
impiegato oggi a tale scopo è il silicio.
Una cella fotovoltaica esposta alla radiazione solare si comporta come un generatore di corrente con una
curva caratteristica tensione/corrente che dipende fondamentalmente dalla intensità della radiazione solare,
dalla temperatura e dalla superficie. Il trasferimento dell'energia dal sistema fotovoltaico all'utenza avviene
attraverso ulteriori dispositivi, necessari per trasformare ed adattare la corrente continua prodotta dai moduli
alle esigenze dell'utenza finale. Il complesso di tali dispositivi prende il nome di BOS (Balance of System).
Un componente essenziale del sistema del BOS, se le utenze devono essere alimentate in corrente alternata, è
l'inverter, dispositivo che converte la corrente continua in uscita dal generatore in corrente alternata.
1.2
Tipologia di celle fotovoltaiche
Attualmente, il mercato del fotovoltaico è dominato dalle tecnologie del silicio, che oltre ad essere uno dei
materiali più diffusi sul nostro pianeta, per il grado di purezza richiesto nell’industria fotovoltaica, può
provenire dagli scarti dell’industria elettronica.
La variazione delle dimensioni delle celle fotovoltaiche è funzione della tipologia di materiale utilizzato:
• Silicio monocristallino
La struttura atomica presenta atomi orientati nello stesso verso e legati uniformemente tra loro; la maggior
purezza del materiale garantisce migliori prestazioni del modulo fotovoltaico, raggiungendo un rendimento
pari al 15%. I moduli si presentano di colore blu scurissimo uniforme e hanno forma circolare o ottagonale,
di dimensione dagli 8 ai 12 cm di diametro e 0,2 – 0,3 mm di spessore.
• Silicio policristallino:
Il materiale è costituito da cristalli di silicio aggregati tra di loro ma con forme ed orientamenti diversi; i
moduli, con una purezza minore del materiale, hanno una minor efficienza ossia il loro rendimento si aggira
tra l’11 e il 14%. Si presentano di un colore blu intenso cangiante dovuto alla loro struttura policristallina.
Hanno forma quadrata o ottagonale e di spessore analogo al tipo precedente.
• Silicio amorfo
Si tratta della deposizione di uno strato sottilissimo di silicio cristallino (1-2 micron) su superfici di altro
materiale, ad esempio vetri o supporti plastici: in questo caso è improprio parlare di celle, in quanto possono
essere ricoperte superfici anche consistenti in modo continuo (il cosiddetto film sottile). L’efficienza di
questa tecnologia è sensibilmente più bassa, nell’ordine del 5 - 8% ed è soggetta a un decadimento
consistente (dell’ordine del 30%) delle proprie prestazioni nel primo mese di vita che impone quindi un
sovradimensionamento della superficie installata, in modo da consentire in fase di esercizio la produzione di
energia elettrica preventivata in sede di progetto.
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La tecnologia del silicio ha raggiunto un grado elevato di maturità e da anni sono in corso studi,
sperimentazioni ed applicazioni con materiali diversi. Se ne riportano alcuni esempi:
• tecnologia a film sottile al diseleniuro di indio e rame (CUInSe2) e il tellururo di cadmio (CdTe), che
portano ad efficienze superiori al 14%;
• tecnologia a film sottile con strati policristallini di arseniuro di gallio e alluminio (GaAlAs); moduli
con celle di questa tecnologia, molto utilizzate per applicazioni spaziali, raggiungono rendimenti
superiori al 30%;
• materiali fotoelettrici organici (i cosiddetti OPV) che consentono di sfruttare anche raggi non visibili
all’occhio umano. È questo un settore sperimentale in cui sono in corso studi sui materiali polimerici
elettroconduttori e nanoparticelle (nanotecnologie).
1.3
Le tipologia di impianti fotovoltaici
I sistemi fotovoltaici, data la loro modularità, presentano una estrema flessibilità di impiego. Possono essere
classificati in base a:
• tipo di configurazione elettrica;
• tipo di integrazione architettonica;
• tipo di installazione.
La classificazione dei sistemi fotovoltaici in base alla configurazione elettrica divide i sistemi in:
•
sistemi autonomi ("stand alone");
•
sistemi connessi alla rete elettrica ("grid connected").
Negli impianti “stand alone” l’energia generata alimenta direttamente il carico elettrico, la parte in eccesso
viene accumulata nelle batterie che la rendono disponibile nei periodi in cui il generatore fotovoltaico non è
nelle condizioni di fornirla. Questi impianti rappresentano la soluzione più idonea a soddisfare utenze isolate
che possono essere convenientemente equipaggiate con apparecchi utilizzatori che funzionano in corrente
continua. Tali impianti non sono però oggetto di analisi della presente linea guida.
Negli impianti “grid connected” l’energia viene convertita direttamente in corrente elettrica alternata per
alimentare le normali utenze oppure essere immessa nella rete, con la quale lavora in regime di interscambio.
In quest’ultimo caso, sono installati presso l’utente due contatori: uno che contabilizza l’energia elettrica
fornita dall’impianto fotovoltaico alla rete ed uno che contabilizza l’energia elettrica che l’utente preleva
dalla rete. Un impianto fotovoltaico connesso alla rete (Figura 1) é principalmente composto dai seguenti
componenti:
• Celle solari;
• Inverter: trasforma la corrente continua proveniente dai moduli in corrente alternata convenzionale a
220V di tensione; questo adattatore é assolutamente necessario per il corretto funzionamento delle
utenze collegate e per l'alimentazione della rete;
• Quadro elettrico: in esso sono contenuti i dispositivi elettrici che provvedono alla distribuzione
dell'energia. In caso di consumi elevati o in assenza di alimentazione da parte dei moduli fotovoltaici
la corrente viene prelevata dalla rete pubblica; in caso contrario l’energia fotovoltaica eccedente
viene di nuovo immessa in rete. Inoltre comprende i contatori per misurare la quantità di energia
fornita dall'impianto fotovoltaico alla rete;
• Rete: allacciamento alla rete pubblica dell'azienda elettrica;
• Utenze.
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Figura 1. Schema di un impianto fotovoltaico “grid connected”.
Gli impianti fotovoltaici possono essere classificati dal punto di vista dell’integrazione architettonica in:
•
impianto fotovoltaico non integrato, definito di seguito “centrale fotovoltaica”, con moduli
installati al suolo;
•
impianto fotovoltaico parzialmente integrato, con moduli installati su tetti o facciate di edifici in
modo complanare alle superfici, senza sostituzione dei materiali di rivestimento delle superfici
stesse;
•
impianto fotovoltaico integrato, in cui i moduli sostituiscono i materiali di rivestimento degli edifici,
assumendone le funzioni. I moduli sono quindi istallati in sostituzione di tegole, vetri nelle facciate,
elementi di balaustre, pannelli fonoassorbenti in barriere acustiche.
Per quanto riguarda la tipologia di installazione, i sistemi fotovoltaici si classificano in:
•
impianti ad installazione fissa (detti anche a telaio fisso): sono costituiti da moduli fotovoltaici
montati su strutture di sostegno fisse che mantengono costante nel tempo orientamento ed
inclinazione dei moduli. Tali parametri sono definiti in fase di progettazione dell’impianto per
ottimizzare la resa dell’impianto in base ad un’esposizione solare variabile, sia su base giornaliera
che stagionale.
•
impianti “ad inseguimento solare”: questa tecnologia consente invece di variare l’orientamento e
l’inclinazione dei moduli attraverso opportuni motori elettrici, in modo da ricevere la massima
quantità possibile di radiazione solare in ogni periodo dell’anno, mantenendo ortogonale i pannelli
rispetto alla direzione dei raggi solari. In questo modo è possibile aumentare il rendimento di oltre il
40% rispetto ai sistemi ad installazione fissa. Tali sistemi si distinguono inoltre in:
sistemi di inseguimento ad asse singolo, in cui la rotazione avviene rispetto ad un solo asse,
orizzontale o verticale;
sistemi di inseguimento a doppio asse, in cui la rotazione avviene contemporaneamente sia in
verticale che in orizzontale, posizionando pertanto i pannelli in modo sempre frontale rispetto al
sole.
•
impianti “a concentrazione”: tale tecnologia, che nasce con l’obiettivo di ridurre in maniera
significativa l’incidenza dei costi del componente fotovoltaico, prevede un utilizzo ridotto di celle
fotovoltaiche ad alta efficienza, sulle quali è concentrato un flusso luminoso maggiore. Negli
impianti fotovoltaici “a concentrazione” la radiazione solare non va ad incidere direttamente sulle
celle ma viene concentrata su di esse da opportune lenti. I principali componenti di un sistema
fotovoltaico “a concentrazione” (Figura 2) sono :
concentratore primario, un sistema di specchi che ha lo scopo di concentrare la luce proveniente
dal sole sul ricevitore fotovoltaico posto nel fuoco ottico del sistema;
ricevitore fotovoltaico, costituito da un piccolo pannello di celle fotovoltaiche ad alta efficienza
progettate per operare sotto concentrazione;
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sistema di raffreddamento, in grado di mantenere la temperatura delle celle fotovoltaiche sotto i
90°C.
Uno degli aspetti importanti dei sistemi a concentrazione è che, per operare correttamente, il sole deve
trovarsi sempre sull’asse ottico del concentratore primario. Il sistema necessita, quindi, di organo di
movimento che gli permetta di seguire il moto apparente del sole, attraverso un sensore di posizione solare
ed un opportuno sistema elettromeccanico.
-
Figura 2. Esempi di sistemi fotovoltaico “a concentrazione”.
Un’ulteriore tipologia del fotovoltaico “a concentrazione”, rappresentata in Figura 3, è costituita da un
pannello di concentratori a lenti fresnel o prismatiche, posizionato al di sopra dei ricevitori fotovoltaici.
Figura 3. Esempio di sistema fotovoltaico “a concentrazione” a lenti.
1.4
Le strutture di sostegno e le opere accessorie
Il sito di installazione, oltre che essere idoneo dal punto di vista della profittabilità dell’impianto e conforme
agli strumenti urbanistici e di pianificazione territoriale vigenti, può determinare scelte progettuali sulle
opere accessorie con un impatto ambientale non trascurabile.
La scelta delle strutture di sostegno dei pannelli è influenzata dalle caratteristiche meccaniche del terreno
insieme con la tipologia di tecnologia fotovoltaica, ed a sua volta incide sulle operazioni preliminari di
condizionamento del sito, quali la rimozione dello strato vegetale, il livellamento e costipamento in presenza
di pendenza o asperità, la posa di materiale stabilizzato di sottofondo, ecc.
Le strutture di sostegno, oltre a resistere al peso dei pannelli, devono resistere alle sollecitazioni derivanti dal
carico neve e dall’azione del vento agente sul piano dei moduli (effetto vela). I materiali solitamente
utilizzati per tali strutture sono l’acciaio zincato, l’alluminio e il legno.
Si descrivono di seguito i principali sistemi di sostegno in uso:
• telai fissi o mobili ancorati a fondazioni: la scelta della tipologia di fondazione dipende da una serie di
parametri, quali l’entità dei carichi da trasferire al terreno, la capacità portante del terreno, la presenza di
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falda acquifera, l’andamento planimetrico del terreno, ecc.. In genere, le fondazioni sono di tipo
superficiale, costituite da plinti isolati o travi rovesce. Esempi sono riportati in Figura 4.
Figura 4. Esempi di fondazioni superficiali.
•
strutture ad infissione: per le strutture ad infissione (micropali o pali) è necessario eseguire prove
geomeccaniche di resistenza alla traslazione ed allo spiantaggio per definirne la giusta profondità.
L’infissione può avvenire senza asportazione di terreno (battitura), con parziale asportazione di terreno
(intermedi o “a vite”) qualora il palo o tubo forma sia inserito nel terreno con elica continua, o con
asportazione di terreno (trivellati). I sistemi di ancoraggio a vite possono essere assemblati e disassemblati
agevolmente senza particolari problemi di carattere ambientale, consentono l’abbattimento di costi delle
attività di cantierizzazione per la rapidità di posa dei pali e la mancanza della stagionatura del calcestruzzo.
Inoltre, le superfici non vengono sigillate e l’area attorno al terreno d’installazione non è alterata. I molteplici
vantaggi attengono alla rapidità di realizzazione, regolazione e disassemblaggio, all’assenza di
manutenzione, di scavi e di gettata di cemento, alla stabilità ad azioni di vento e pioggia, all’aerazione dei
moduli, alla rapidità ed economicità della rinaturalizzazione del terreno. In Figura 5 sono riportati degli
esempi di installazione.
Figura 5. Esempi di strutture ad infissione.
•
strutture zavorrate: si utilizzano elementi prefabbricati in calcestruzzo per zavorrare la struttura in
modo da impedirne il ribaltamento e lo scivolamento indotti dall’azione del vento (Figura 6). I vantaggi di
questi sistemi consistono nella mancanza di opere civili sia in fase di messa in opera che di dismissione
dell’impianto. Una problematica operativa rilevante è presente nei sistemi zavorrati di grandi dimensioni, la
cui modalità di installazione può comportare un eccessivo impatto sul suolo; tali sistemi, se non provvisti di
accorgimenti tecnici adeguati, possono influire sul libero scorrimento delle acque superficiali.
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Figura 6. Esempio di struttura zavorrata.
Alcune tipologie di impianti, sia di tipo fisso che ad inseguimento, possono richiedere strutture di sostegno
ad hoc in funzione delle particolari soluzioni tecnologiche adottate. A titolo di esempio, si riportano in
Figura 7 un impianto di tipo fisso con struttura di sostegno dei pannelli sospesa, fissata al suolo attraverso un
unico plinto di fondazione ed in Figura 8 alcuni sistemi ad inseguimento su rotaia che richiedono una
fondazione di tipo continuo.
Figura 7. Esempio di struttura sospesa.
Figura 8. Esempio di inseguitori su rotaia e ruote.
Le ulteriori opere accessorie di un impianto fotovoltaico sono le seguenti:
le vie di circolazione interna;
i percorsi dei cavidotti;
le strutture legate alle utilities, quali ad esempio la cabina di trasformazione;
i sistemi di illuminamento;
i sistemi di recinzione.
10
1.5
Considerazioni
La vita media di un impianto, in base a analisi tecniche ed economiche, può essere stimata in 20 – 25 anni. I
moduli monocristallini e policristallini, che sono attualmente i più venduti nel mondo, hanno una durata di
vita da 25 a 30 anni, con una diminuzione delle prestazioni energetiche medie pari ad un valore inferiore al
20% dopo un periodo di circa 10 - 12 anni.
I moduli amorfi di silicio, che sono meno costosi, hanno una perdita di rendimento del 30% nei primi mesi,
per poi stabilizzarsi gradualmente.
La manutenzione di un impianto fotovoltaico interessa principalmente le attività volte a mantenere
l’efficienza del sistema elettrico: i moduli, che rappresentano la parte attiva dell'impianto, sono costituiti da
materiali praticamente inattaccabili dagli agenti atmosferici, come è dimostrato da esperienze in campo ed in
laboratorio. Le attività di manutenzione consistono essenzialmente nelle attività di pulizia dei pannelli e di
mantenimento in condizioni ottimali del terreno circostante i pannelli.
11
CAPITOLO II.
2.1
NORMATIVA DI RIFERIMENTO
Normativa nazionale
•
D. Lgs 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"
(pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 25 del 31 gennaio 2004 - Supplemento Ordinario n. 17);
•
DECRETO 19 febbraio 2007 - Ministero dello Sviluppo Economico - Decreto Ministeriale
19/02/2007 - “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29
dicembre 2003, n. 387.”(pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 45 del 23 febbraio 2007);
•
DECRETO 2 marzo 2009 - Ministero dello Sviluppo Economico - Disposizioni in materia di
incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte
solare. (pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 59 del 12 marzo2009);
•
Delibera AEEG n. 88/2007 - Disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da
impianti di generazione;
•
Delibera AEEG 150/08 - Ulteriori disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da
impianti di generazione e in materia di misura dell’energia elettrica prodotta e immessa da impianti
di produzione Cip n. 6/92;
•
Decreto 10 settembre 2010 Ministero dello Sviluppo Economico. Linee guida per l'autorizzazione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18-9-2010 );
•
Decreto Legislativo 3 marzo 2011 n. 28 - Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione
dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE (S.O. n. 81 alla Gazzetta Ufficiale n. 71 del 28/03/2011 – In vigore dal
29/3/11)
2.2
Normativa regionale
•
Regolamento Regionale 30 dicembre 2010 n. 24 - Regolamento attuativo del Decreto del
Ministero per lo Sviluppo Economico del 10 settembre 2010, “Linee Guida per l’autorizzazione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, recante la individuazione di aree e siti non idonei alla
installazione di specifiche tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili nel territorio della
Regione Puglia” (Bollettino Ufficiale della Regione Puglia n. 195 del 31-12-2010);
•
L.R. 21 ottobre 2008, n. 31: “Norme in materia di produzione di energia da fonti rinnovabili e per la
riduzione di immissioni inquinanti e in materia ambientale” (Bollettino Ufficiale della Regione
Puglia n. 167 del 24/10/2008);
•
Corte Costituzionale - Sentenza n. 119. Sentenza 22 – 26 marzo 2010 – [illegittimità costituzionale
dell’art. 2, commi 1, 2 e 3, e dell’art. 3, commi 1 e 2 della legge della Regione Puglia 21 ottobre
2008, n. 31.] (pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 31 marzo 2010 – 1a Serie speciale - n. 13);
12
Giudizio di legittimità costituzionale in via principale.
Energia - Norme della Regione Puglia - Accordi tra la Giunta regionale e operatori industriali
- Rilascio di autorizzazioni per l’installazione e l’esercizio di impianti di produzione di energia
da fonti rinnovabili a compensazione di riduzioni programmate delle emissioni - Ricorso del
Governo - Denunciata violazione di norma statale di principio nella materia di legislazione
concorrente «produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia», nonché lesione del
principio di eguaglianza e del principio di iniziativa economica - Esclusione - Non fondatezza
della questione.
– Legge della Regione Puglia 21 ottobre 2008, n. 31, art. 1.
– Costituzione, artt. 3, 41 e 117, terzo comma; legge 23 agosto 2004, n. 239, art. 1, comma 5.
Energia - Norme della Regione Puglia - Divieto di realizzazione di impianti fotovoltaici per la
produzione di energia elettrica in aree agricole di particolare pregio, nei siti della Rete Natura
2000, nelle aree protette nazionali e regionali, nelle oasi regionali e nelle zone umide tutelate a
livello internazionale - Misura adottata in assenza delle linee guida nazionali per il corretto
inserimento nel paesaggio di tali impianti
- Violazione della competenza esclusiva statale nella materia «tutela dell’ambiente» nonché del
principio di leale collaborazione - Illegittimità costituzionale – Estensione degli effetti della
pronuncia al comma 3 dello stesso art. 2 della legge denunciata (in quanto rimasto privo di
oggetto).
– Legge della Regione Puglia 21 ottobre 2008, n. 31, art. 2, commi 1, 2 e 3.
– Costituzione, art. 117, commi secondo, lett. e ) , e terzo; d.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, art. 12,
commi 1 e 10.
Energia - Norme della Regione Puglia - Impianti di produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili - Estensione dell’ambito di applicabilità del regime semplificato della denuncia di
inizio di attività (DIA) per alcune tipologie di impianti specificatamente elencati - Contrasto
con la normativa nazionale che prevede, solo con decreto del Ministro dello sviluppo di
concerto con quello dell’ambiente, d’intesa con la Conferenza unificata, l’individuazione di
maggiori soglie di capacità di generazione e le caratteristiche dei siti di installazione per quali
si procede con la disciplina della DIA - Illegittimità costituzionale .
– Legge della Regione Puglia 21 ottobre 2008, n. 31, art. 3, commi 1 e 2.
– Costituzione, art. 117, terzo comma; d.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, art. 12, comma 5.
Energia - Norme della Regione Puglia - Impianti di produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili - Autorizzazione unica regionale - Subordinazione a condizioni ulteriori richieste al
proponente non previste dalla normativa nazionale - Ricorso del Governo - Denunciata
violazione di norma statale di principio nella materia di legislazione concorrente «produzione,
trasporto e distribuzione nazionale dell’energia»
- Doglianza priva dei requisiti di chiarezza e completezza - Inammissibilità della questione.
– Legge della Regione Puglia 21 ottobre 2008, n. 31, art. 4.
– Costituzione, art. 117, terzo comma; d.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, art. 12, comma 3.
Energia - Norme della Regione Puglia - Installazione di impianti di produzione di energia
elettrica da fonti rinnovabili - Disciplina transitoria - Applicabilità della nuova normativa a
tutte le procedure in corso per le quali non risultino formalmente concluse le conferenze di
servizi ovvero non sia validamente trascorso il termine di trenta giorni dalla formale
presentazione di dichiarazione di inizio attività - Ricorso del Governo - Denunciata violazione
di norma statale di principio nella materia di legislazione concorrente «produzione, trasporto e
distribuzione nazionale dell’energia» - Esclusione - Non fondatezza della questione.
– Legge della Regione Puglia 21 ottobre 2008, n. 31, art. 7, comma 1.
– Costituzione art. 117, terzo comma; d.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, art. 12, comma 4.
13
2.3
Normativa V.I.A.
• Legge Regionale 18 ottobre 2010, n. 13 - Modifiche e integrazioni alla legge regionale 12
aprile 2001, n. 11 “Norme sulla valutazione dell’impatto ambientale”
(Bollettino Ufficiale della Regione Puglia - n. 159 suppl. del 19-10-2010);
• Decreto Legislativo 16 gennaio 2008, n. 4 - Ulteriori disposizioni correttive ed integrative del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale. (pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale n. 24 del 29 gennaio 2008 - Supplemento Ordinario n. 24);
• Legge Regionale 12 aprile 2001, n. 11 - "Norme sulla valutazione dell'impatto ambientale"
(Bollettino Ufficiale della Regione Puglia – n. 57 suppl. del 12-4-2001);
• Deliberazione della Giunta Regionale 28 dicembre 2009, n. 2614 - Circolare esplicativa delle
procedure di VIA e VAS ai fini dell’attuazione della Parte Seconda del D. Lgs 152/2006, come
modificato dal D. Lgs 4/2008. [Circolare Regionale n. 1 del 2009 in merito all’applicazione delle
procedure di VIA e VAS nelle more dell’adeguamento della L.R. 11/2001 e s.m.i.] (Bollettino
Ufficiale della Regione Puglia – n. 15 del 25-01-2010).
14
CAPITOLO III.
IMPATTI AMBIENTALI DERIVANTI DAL FOTOVOLTAICO
Si analizzano di seguito i principali impatti ambientali derivanti dalla realizzazione e messa in esercizio di
impianti fotovoltaici in zona agricola non integrati, le cosiddette “centrali fotovoltaiche”.
3.1 Suolo
Per gli impianti non integrati, uno dei principali impatti ambientali è costituito dalla sottrazione di suolo,
altrimenti occupato da vegetazione naturale e semi-naturale o destinato ad uso agricolo.
In genere, vengono privilegiate le aree pianeggianti, libere e facilmente accessibili, ovvero quelle che
potenzialmente si prestano meglio all’utilizzo agricolo. Ciò comporta una sottrazione di suolo agrario
piuttosto consistente e l’occupazione di suoli di medio-alta fertilità per un periodo di 25-30 anni, con
conseguente modifica dello stato del terreno sottostante ai pannelli fotovoltaici.
Riguardo all’estensione, occorre considerare che in genere un impianto fotovoltaico richiede circa 2 ettari di
terreno per ogni MW installato1, a cui vanno aggiunti gli spazi “di servizio” necessari per le opere accessorie
e per le opportune fasce di rispetto, al fine di evitare fenomeni di ombreggiamento tra pannelli.
Inoltre, occorre considerare gli effetti prodotti dal tipo di lavorazioni effettuate nella fase di cantiere e
durante la manutenzione in primis diserbo e compattazione.
Tali operazioni, protratte nel tempo, potrebbero portare ad una progressiva ed irreversibile riduzione della
fertilità del suolo, aggravata dall’ombreggiamento pressoché costante del terreno (nel caso di pannelli fissi).
Verrebbero a mancare, quindi, due degli elementi principali per il mantenimento dell’equilibrio biologico
degli strati superficiali del suolo: luce e apporto di sostanza organica con il conseguente impoverimento della
componente microbica e biologica del terreno.
Il rischio principale è che tali suoli, a seguito della dismissione degli impianti, non siano restituibili all’uso
agricolo, se non a costo di laboriose pratiche di ripristino della fertilità.
Il fenomeno della compattazione dei terreni si può verificare sia in fase di cantiere che in fase di gestione.
In fase di cantiere, il fenomeno potrà verificarsi qualora il terreno necessiti di opere di spianamento per
ottenere piani regolari con adeguate pendenze. In fase di gestione il fenomeno potrebbe presentarsi al
passaggio di pesanti automezzi adibiti alla manutenzione ed alla pulizia periodica dei pannelli fotovoltaici. Il
“calpestio” dovuto agli automezzi e l’assenza di opportune lavorazioni periodiche, potrebbero deteriorare la
struttura del terreno riducendone sensibilmente la capacità di immagazzinare acqua e sostanze nutritive.
I suoli potrebbero subire fenomeni di perdita di permeabilità alla penetrazione delle acque meteoriche, sia
per effetto delle lavorazioni di preparazione dell’area e di istallazione dei pannelli che per trasformazioni
successive. Tale fenomeno, associato all’automatica concentrazione delle acque meteoriche solo nei punti di
scolo delle superfici dei pannelli solari, potrebbe determinare fenomeni idrogeologici non sottovalutabili, fra
i quali il principale è rappresentato da un rapido ed elevato deflusso superficiale. Interessando aree di una
certa vastità potrebbe indursi una significativa alterazione dei processi di ricarica della falda, nonché i
fenomeni alluvionali e di erosione che ne derivano.
3.2 Vegetazione
L’installazione di centrali fotovoltaiche prevede generalmente la pratica dello scortico della vegetazione preesistente del sito prescelto.
Sarebbe opportuno, dunque, uno studio ex-ante dei luoghi interessati dall’installazione, al fine di far
emergere l'eventuale presenza nell'area di elementi floristico-vegetazionali rilevanti. Andrebbe fornito un
elenco delle specie riscontrate sia su base bibliografica sia effettuando un sopralluogo mirato alla conoscenza
del sito.
I possibili impatti sulla vegetazione presente nel sito di installazione sono:
1
“Sostenibilità ambientale dei sistemi energetici”, ENEA, 2007
15
sottrazione e perdita diretta di habitat naturali (es. macchie, garighe, pseudosteppa) o di aree rilevanti
dal punto di vista naturalistico su cui attualmente non vigono norme di salvaguardia ossia non
incluse nella rete ecologica regionale (aree protette, siti Natura 2000, zone Ramsar);
- perdita di esemplari di specie di flora minacciata, contenuta in Liste Rosse;
- sottrazione di colture agricole di pregio (espianto di frutteti, oliveti secolari, vigneti tradizionali,
ecc.);
- trasformazione permanente del territorio, in particolare delle aree semi-naturali ed agricole di pregio
paesaggistico, per il rischio di mancata dismissione/smaltimento degli impianti, senza il successivo
ripristino dello stato dei luoghi;
- rischio incendio, a causa della crescita incontrollata di piante erbacee e/o arbustive spontanee.
In definitiva, la depressione dell'attività biologica associata alla perdita costante di irraggiamento solare delle
aree ombreggiate dai pannelli, non sono compensate, come avviene invece per il sottobosco forestale, né
dall'apporto di sostanza organica e nutrienti del ciclo biologico della biomassa vegetale e animale
sovrastante, né dalla buona prassi delle pratiche agricole, se non espressamente previste nei piani di gestione
di tali insediamenti.
Gli impatti suddetti non sono limitati alla sola fase di cantiere, ma anche di esercizio e di dismissione.
Inoltre, non sarebbe neppure da sottovalutare l’effetto microclimatico determinato dalle installazioni in
oggetto, determinato dalla separazione di fatto che si genera fra l’ambiente al di sopra e quello al di sotto dei
pannelli, specie se molto ravvicinati e su vasta area, con esiti opposti fra estate ed inverno; anche in questo
caso è proprio l’entità dell’effetto cumulativo che merita attenzione.
-
3.3 Fauna
Tale impatto è legato alla fase di realizzazione dell'impianto che prevede l'occupazione del suolo e lo
scortico della vegetazione esistente.
Anche in questo caso, dunque, risulta necessario uno studio ex-ante dei luoghi interessati dall’installazione,
al fine di far emergere l'eventuale presenza nell'area di elementi faunistici rilevanti (osservazione diretta) e di
habitat di specie (osservazione indiretta). Andrebbe fornito un elenco delle specie riscontrate sia su base
bibliografica che a seguito di osservazioni dirette nel sito. Ciò al fine di individuare il giusto periodo per
effettuare le operazioni di installazione, onde arrecare il minor disturbo possibile alla fauna, evitando ad
esempio il periodo di riproduzione delle specie riscontrate.
L'impatto sulla fauna è da ritenersi trascurabile e legato più alla fase di cantiere che di esercizio; produce
effetti negativi transitori e di modesta entità dovuti alle vibrazioni e al rumore, soprattutto durante la fase di
realizzazione di grossi impianti ma anche durante la fase di dismissione con smantellamento dell'impianto.
L'entità del disturbo alla fauna è da porre in relazione anche alla vicinanza del sito ad aree naturali che
fungono da siti trofici oltre che da rifugio per la fauna.
Per ciò che concerne il probabile fenomeno "abbagliamento" e "confusione biologica" sull'avifauna, le
ricerche effettuate, che andrebbero ulteriormente approfondite, non hanno consentito di risalire a studi
specifici, per cui, sarebbe opportuno valutare, in ogni caso, l’effetto delle aree pannellate sul comportamento
della fauna avicola acquatica migratoria.
In particolare, i singoli isolati insediamenti non sarebbero capaci di determinare incidenza sulle rotte
migratorie, mentre vaste aree o intere porzioni di territorio pannellato potrebbero rappresentare
un’ingannevole appetibile attrattiva per tali specie, deviarne le rotte e causare gravi morie di individui esausti
dopo una lunga fase migratoria, incapaci di riprendere il volo organizzato una volta scesi a terra. Ciò sarebbe
ancora più grave in considerazione del fatto che i periodi migratori possono corrispondere con le fasi
riproduttive e determinare, sulle specie protette, imprevisti esiti negativi progressivi.
3.4 Emissioni Elettromagnetiche
Per le centrali fotovoltaiche, tale impatto è legato alla presenza di cabine di trasformazione, cavi elettrici,
dispositivi elettronici ed elettromeccanici installati nell’area d’impianto (per la valutazione dell’eventuale
contributo che tali sorgenti possono dare ai campi elettromagnetici al di fuori di tale area) e soprattutto alle
16
linee elettriche in media tensione di interconnessione con la cabina primaria e/o con la rete di trasmissione
nazionale.
Il livello di emissioni elettromagnetiche deve essere conforme con la legislazione di riferimento che fissa i
valori limite di esposizione, i valori di attenzione e gli obiettivi di qualità: la legge quadro sulla protezione
dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici n.36 del 2001, il D.P.C.M. dell’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”, D.M. 29 Maggio 2008 “Approvazione della metodologia di calcolo per la determinazione delle
fasce di rispetto per gli elettrodotti” e la Legge Regionale n. 25 del 09.10.08 “Norme in materia di
autorizzazione alla costruzione ed esercizio di linee e impianti elettrici con tensione non superiore a 150.000
Volt”.
Se non espressamente previsto nel documento di valutazione di impatto elettromagnetico, in fase di rilascio
del parere si dovrà valutare l’opportunità di prescrivere un piano di monitoraggio per la fase di esercizio.
3.5 Paesaggio
La Convenzione Europea del Paesaggio (CEP, 2000) definisce il paesaggio come “una determinata parte di
territorio, così come è percepita dalle popolazioni, il cui carattere deriva dall’azione di fattori naturali e/o
umani e dalle loro interrelazioni”. Il concetto di paesaggio dunque contiene in sé aspetti di tipo esteticopercettivo contemporaneamente ad aspetti ecologici e naturalistici, in quanto comprensivo di elementi fisicochimici, biologici e socio-culturali in continuo rapporto dinamico fra loro.
Inevitabilmente, l’utilizzo di grandi porzioni di territorio agrario come sede di impianti fotovoltaici non
integrati modifica, parcellizza il paesaggio rurale e provoca trasformazioni morfologiche importanti dal
punto di vista visivo e vegetazionale.
Pertanto, occorrerebbe a livello di singolo impianto effettuare una valutazione dell’inserimento ambientale
dell'intervento in relazione alla componente visuale ovvero alla percezione dell’impianto con il paesaggio
circostante attraverso:
- l’identificazione dei principali “bacini visivi” (zone da cui l'intervento è visibile) e “corridoi visivi”
(visioni che si hanno percorrendo gli assi stradali);
- la prossimità di elementi di particolare significato paesaggistico (architettonico, archeologico,
naturalistico) per integrità, rappresentatività, rarità, valore produttivo, valore storico-culturale, da
valutarsi attraverso la lettura delle sezioni territoriali.
A scala più ampia occorrerebbe affrontare la problematica attraverso strumenti di regolamentazione,
regionali o locali, che considerino l’impatto cumulativo di più impianti di questo tipo nello stesso territorio,
al fine di salvaguardarlo e valorizzarlo nei suoi elementi di identità e di equilibrio, tipici delle aree agricole.
3.6 Rumore
Per le centrali fotovoltaiche l’impatto acustico deve riguardare sia la fase di cantiere, che pur transitoria può
essere significativa, che la fase di esercizio legata ai trasformatori di potenza ed eventualmente ai dispositivi
che permettono ai pannelli l’inseguimento della radiazione solare. Secondo quanto previsto dalla Legge
Quadro sull’Inquinamento Acustico n. 447/95, si rende necessario produrre una documentazione di
previsione di impatto acustico a firma di tecnico competente in acustica ambientale ex art. 2 della Legge
447/95, valutando che i livelli di immissione sia in ambiente esterno che in eventuale ambiente abitativo
limitrofo e, nel caso di presenza del piano di zonizzazione acustica comunale, che anche i livelli di emissione
sonora siano compatibili con le disposizioni definite dalla normativa di riferimento (D.P.C.M. 1/03/91, L.
447/95, D.M. 11/12/96, D.P.C.M. 14/11/97, L.R. n. 3/02).
Se non espressamente previsto nel documento di valutazione di impatto acustico, in fase di rilascio del parere
si dovrà valutare l’opportunità di prescrivere un piano di monitoraggio sia per la fase di cantiere che per la
fase di esercizio.
17
3.7 Aspetti legati alla localizzazione
Gli aspetti legati alla scelta del sito riguardano in linea generale:
l’accessibilità all’area: un’area facilmente accessibile e già dotata di infrastrutture idonee consente di
ridurre la fase di cantiere e di evitare la realizzazione di strutture accessorie ad hoc per l’impianto;
la presenza nelle immediate vicinanze del sito di una linea di distribuzione elettrica idonea;
le caratteristiche geo-morfologiche del terreno;
possibilità di localizzare l’impianto, piuttosto che su terreno agricolo, in siti da recuperare quali ad
esempio cave dismesse, discariche in gestione post-operativa, siti inquinati a seguito di bonifica. Tali
localizzazioni consentono di valorizzare in termini ambientali territori comunque compromessi senza
occupare il territorio produttivo.
18
CAPITOLO IV.
VALUTAZIONE DELLA COMPATIBILITÀ AMBIENTALE
Per la valutazione della compatibilità ambientale degli impianti fotovoltaici si propone l’utilizzo di indicatori
la cui analisi potrà consentire ai tecnici ARPA PUGLIA un’efficace valutazione delle singole proposte
progettuali.
A tal fine, sono stati individuati degli indicatori definiti in relazione ai criteri di localizzazione ed
installazione, alla fase di cantiere e alle fasi di esercizio e di dismissione.
Il parere tecnico, per quel che riguarda gli aspetti di competenza Arpa, sarà espresso sulla base di tutte le
criticità specifiche relative al progetto esaminato risultanti dalla valutazione degli indicatori descritti nella
presente metodologia e seguirà la linea procedurale riportata in allegato 1.
Affinché il documento possa essere utile anche ai proponenti, il campo di seguito indicato come “NOTE SU
INDICATORE” nelle tabelle sotto riportate, contiene le informazioni che il progettista dovrebbe fornire al
valutatore, al fine di chiarire aspetti tecnici, procedurali e gestionali inerenti al parametro in analisi.
Va sottolineato che i dati forniti dall’azienda che sottomette a valutazione il progetto devono essere
supportati da assunzioni dettagliate e/o da dati ricavati da fonti consolidate nella specifica letteratura
tecnica.
4.1 Criteri di localizzazione ed installazione
I criteri di localizzazione ed installazione consentono l’individuazione dell’ubicazione e delle caratteristiche
legate all’installazione dell’impianto.
Vanno verificate le informazioni riferite alla situazione ante-operam del contesto ambientale in cui si
propone l’inserimento dell’impianto, ed alla situazione post-operam che consideri gli impatti derivanti dalla
realizzazione dello stesso.
Le informazioni andranno verificate in relazione a tre ambiti differenti.
1. Ambito “contesto territoriale”: riguarda essenzialmente le caratteristiche del territorio in cui è prevista la
localizzazione dell’impianto.
Le informazioni da valutare riguardano:
-
la condizione preesistente del sito di installazione.
Nel caso in cui si proponga l’ubicazione in aree industriali dismesse o in fase di dismissione (quale ad
esempio un sito di discarica di rifiuti in gestione post-operativa) vanno indicate in un apposito
documento le caratteristiche ante-operam dell’area ed eventuali interventi previsti (quali ad esempio
bonifiche, demolizioni, etc.) necessari per il cambio di uso.
-
la tipizzazione dell’area dal punto di vista dei vincoli paesaggistici, urbanistici ed ecologici. Tali
informazioni vanno valutate considerando l’estensione di un’area di 5 km intorno all’ubicazione prevista.
In particolare, va considerata la coerenza dell’iniziativa con i vincoli paesaggistici (PUTT), urbanistici
(PUG, PTCP) ed ecologici (norme di salvaguardia, piano del parco, piano di gestione di SIC/ZPS)
eventualmente presenti.
In riferimento alle indicazioni definite dal PTCP, laddove se ne verifichi la mancata coerenza occorre
richiedere il parere della Provincia di competenza.
Per quel che riguarda “i terreni in cui risultano coltivati gli uliveti considerati monumentali ai sensi della
legge regionale 4 giugno 2007, n.14 (Tutela e valorizzazione del paesaggio degli ulivi monumentali della
Puglia)”, nelle more della conclusione del Censimento degli ulivi monumentali previsto, i proponenti
dovranno acquisire un’autorizzazione rilasciata dalla Commissione per la Tutela degli alberi monumentali, ai
sensi delle procedure disciplinate dalla stessa L.R. 14/2007 e dalla DGR 707/2008.
La tutela degli ulivi non aventi carattere di monumentalità, inoltre, resta disciplinata dalla legge 14 febbraio
1951, n. 144.
Per ciò che concerne i siti della Rete Natura 2000, la normativa prevede che si sottopongano alla procedura
di Valutazione di Incidenza i progetti che li riguardano direttamente o indirettamente. Come esempio di
19
incidenza indiretta si può considerare il caso di linee elettriche che attraversano un sito Natura 2000 per
giungere all'impianto che insiste al di fuori di un sito Natura 2000.
Sul territorio regionale sono state individuate, inoltre le Important Bird Area (IBA) ossia aree che, in base a
criteri definiti a livello internazionale, sono considerate importanti per la conservazione di popolazioni di
uccelli in quanto ospitano una frazione significativa delle popolazioni di specie rare o minacciate oppure
ospitano eccezionali concentrazioni di uccelli di altre specie.
Nella tabella che segue sono elencate le 8 IBA presenti in Puglia.
Codice
126
127
135
139
145
146
147
203
Denominazione
Monti della Daunia
Isole Tremiti
Murge
Gravine
Isola di Sant’Andrea
Le Cesine
Costa tra Capo d’Otranto e Capo Santa Maria di Leuca
Promontorio del Gargano e Zone Umide della Capitanata
Viste le peculiarità di tali aree ed il ruolo ecologico da esse svolto, si ritiene che esse, seppure non sottoposte
a vincoli, rappresentino "aree sensibili" del territorio regionale relativamente alla scelta delle localizzazioni
più idonee degli impianti in questione. Pertanto, si suggerisce che il tecnico valutatore del progetto verifichi
se il sito di intervento interessato dall'impianto fotovoltaico ricade in un'area IBA.
Lo shapefile delle IBA è consultabile sul portale cartografico ed è accessibile dal seguente percorso: arpanet
→ per produrre → applicazioni → GIS → inserire le proprie credenziali di accesso (username, password).
Pertanto, in relazione ai vincoli ecologici occorre:
- qualora il progetto ricada in siti Natura 2000, accertarsi che sia stato sottoposto alla fase preliminare
di "Screening" o di "Valutazione Appropriata" a seconda se esso è oppure no strettamente connesso
con la gestione e conservazione del sito, ovvero se non sussistono incidenze significative sul sito
Natura 2000; ciò anche nei casi in cui il progetto non ricade in tali aree ma ne interferisce
indirettamente (es. attraversamento di linee elettriche);
- occorre verificare, inoltre, gli orientamenti previsti in merito dagli strumenti di pianificazione
qualora esistenti (i.e. Piani del Parco per le aree protette e Piani di Gestione dei siti Natura 2000).
- verificare se persistono vincoli che scattano sulle aree percorse da incendi ai sensi dell’art. 10 della
L. 353/2000. Ciò significa che, se nell'area interessata dal progetto si è verificato un episodio di
incendio regolarmente registrato nel catasto degli incendi (RAPF), in essa è fatto divieto di:
1) cambio di destinazione d’uso (15 anni);
2) edificabilità (10 anni);
3) rimboschimenti e ingegneria ambientale (5 anni);
4) pascolo e caccia (10 anni).
- verificare se il progetto ricade in area IBA. In caso affermativo valutare in funzione degli elementi di
naturalità dell'area specifica.
È opportuno, inoltre, verificare se persistono i vincoli previsti dal Piano Stralcio per l’Assetto Idrogeologico
e considerare la distanza del sito di intervento dalle principali infrastrutture (stradali, ferroviarie, etc.) e dai
centri abitati.
Nella tabella 1, che segue, è riportato il set di indicatori relativi all’ambito “contesto territoriale”.
20
Tabella 1 - Set d’indicatori relativi all’ambito “contesto territoriale”
CATEGORIA
AMBITO
INDICATORI
NOTE SU INDICATORE
Sito industriale esistente - piano di riconversione
industriale
Sì/No
Dettagliare in un documento
specifico
Area sottoposta a bonifica
Sì/No
Dettagliare in un documento
specifico
Zonizzazione urbanistica (PUG)
Indicare la tipologia
Coerenza con PTCP
Sì/No
Vincoli paesaggistici (PUTT)
Sì/No
Se sì, indicare la tipologia.
Se non recepito dal Comune va
acquisito il parere della
Provincia
Distanza da aree sottoposte a vincolo
paesaggistico
[Km]
Indicare la tipologia di vincolo
Inserimento dell’intervento nel contesto
paesaggistico (simulazione visivo-panoramica
dell’impianto)
Sì/No
Indicare se ricade in Aree
Territoriali Estese (ATE) da
PUTT/P
Impianto ricadente in uliveto monumentale
Sì/No
Se si, è necessario acquisire il
parere della Commissione per
la Tutela degli alberi
monumentali, ai sensi della
L.R. 14/2007 e della DGR
707/2008
Impianto ricadente in Oasi venatorie
(L.R. 27/98)
Sì/No
Indicare quale
Impianto ricadente in
Aree Protette (nazionali,
regionali)
Sì/No
Indicare quale
Aree SIC e/o ZPS
Sì/No
Se no ma incidente, inserire
scheda anagrafica o studio di
Valutazione d’Incidenza.
Sì/No
Specificare
Sì/No
Indicare quale
Impianto ricadente in aree
IBA
Si/No
Indicare quale
Distanza da aree naturali protette, aree SIC e/o
ZPS, oasi venatorie, zone umide, aree di pregio
[km]
Indicare la tipologia di vincolo
Sottrazione o perdita di habitat naturali
Sì/No
Sottrazione o perdita di aree coltivate
Sì/No
Vincolo Piano di Assetto Idrogeologico (PAI)
Sì/No
Se sì, indicare la tipologia
Vincolo area percorsa incendio
Sì/No
-
Impianto ricadente in zone agricole di pregio
Criteri di
localizzazione e
installazione
Contesto
territoriale
Sezioni territoriali in scala
1:10.000
Vincoli ecologici
Coerenza con strumenti di
pianificazione e gestione
di aree protette, SIC e/o
ZPS
Zone umide (Ramsar)
Inserire studio ex-ante e
documentazione fotografica
Se si, verificare il possesso di
eventuali autorizzazioni
all’espianto (es. per gli uliveti
ai sensi della L. 144/1951)
21
2. Ambito “Area d’intervento e Struttura”: interessa l’area su cui insiste l’impianto e la struttura dello stesso.
Le informazioni da verificare riguardano le caratteristiche del sito interessato dall’impianto e le specifiche
della struttura.
In particolare, il proponente è obbligato a redigere relazione tecnica ai sensi della Legge Quadro n. 36 del 22
febbraio 2001 e s.m.i. e DPCM del 08/07/03 e s.m.i. (studio di impatto elettromagnetico) ed a presentare uno
studio di impatto acustico ai sensi della Legge Quadro sull’Inquinamento Acustico n. 447 del 1995.
Gli indicatori da valutare sono sintetizzati in tabella 2.
Tabella 2 - Set d’indicatori relativi all’ambito “area di intervento e struttura”
CATEGORIA
AMBITO
NOTE SU
INDICATORE
INDICATORI
Superficie totale occupata
[m2]
Area occupata dai pannelli
[m2]
-
Superficie captante
[m2]
Superficie
captante/superficie totale
dell’impianto
Grado di utilizzazione della superficie
Studio pedologico del sito
Area
d’intervento
Criteri di
installazione e
localizzazione
Sì/No
Percorso del cavidotto
Cartografia del percorso
Infrastruttura di distribuzione energia
Disponibilità punto di consegna
Sì/No
Inserire dettagli
Area recintata e tipologia di recinzione
Tipologia del trattamento del terreno dell’area coperta
dai pannelli
Tipologia del trattamento del terreno delle aree di
servizio (strade interne, ecc.)
Mantenimento attività agricola/pascolo
Sì/No
Sì/No
Tipologia delle fondazioni della struttura moduli
Infissione diretta del supporto pannelli
Sì/No
Tipologia di supporto moduli
Struttura
[cm]
Sistema di lavaggio pannelli
Sì/No
Tipologia di sorveglianza dell’impianto
Conformità dell’impianto di illuminazione alla LR 15/05
Studio impatto elettromagnetico
Studio impatto acustico
Procedure gestionali di pulizia e manutenzione
Altezza da terra dei moduli
Presenza software di gestione impianto
-
Sì/No
Inserire sintesi della
relazione tecnica
Inserire sintesi
Inserire esito della
relazione
Breve descrizione
22
4.2 Fase di cantiere
L’entità e la durata della fase di cantiere determinano impatti ambientali che, a priori, non possono essere
trascurabili. Tali impatti sono relativi all’utilizzo di macchinari e mezzi meccanici utilizzati per la
costruzione dell’impianto e riguardano le emissioni in atmosfera dei motori a combustione, le emissioni
diffuse (polveri), rumore e vibrazioni, rifiuti; in particolare, per quanto attiene al rumore prodotto in fase di
cantiere, si dovrà fare riferimento all’art. 17, commi 3 e 4 della L.R. n. 3/02 in merito a orari e limiti.
L’eventuale richiesta di deroghe dovrà essere dichiarata al comune.
Tabella 3 - Set d’indicatori relativi alla fase di cantiere
INDICATORI
NOTE SU INDICATORE
Durata prevista della fase di cantiere
Principali attrezzature utilizzate
[mesi]
-
Principali mezzi meccanici utilizzati
Scavi
-
Traffico
Interventi previsti per l’accessibilità
all’area destinata all’impianto
-
FASE DI CANTIERE
Indicazione sulle infrastrutture
stradali d’accesso, ecc.
Scortico vegetazione esistente
Sì/No
Se Sì, indicare entità
Richiesta deroghe ex art. 17 , commi 3
e 4 della L.R. n. 3/02
Si/No
Se SI, indicare quale
4.3 Fase di esercizio
Per quanto riguarda la fase di esercizio dell’impianto, sono stati considerati indicatori relativi ai “parametri
di processo” che consentono l’individuazione delle caratteristiche principali dell’impianto in termini
tecnologici e prestazionali.
E’ necessario verificare che siano indicate tutte le informazioni riguardanti essenzialmente i parametri
progettuali dell’impianto, legati alla potenza elettrica sviluppata e alle caratteristiche tecnologiche, in termini
di numero di moduli utilizzati, tipologia e dimensione dei moduli, ecc.
Tabella 4 - Set d’indicatori relativi ai parametri di processo
CATEGORIA
INDICATORI
2
Parametri di processo
NOTE SU INDICATORE
Potenza di picco o nominale
[MWp]
Producibilità annua
[MWh]
-
Tipologia impianto
-
Materiale celle
-
Indicare se ad inseguimento solare o no, se
a concentrazione ecc.
-
Dimensioni moduli
-
-
Numero moduli
-
-
Efficienza Modulo
[%]
-
2
Potenza nominale di un dispositivo fotovoltaico in condizioni standard di funzionamento, chiamato STC per “Standard Test
Conditions” (irraggiamento 1000 W/m2 e temperatura 25 °C).
23
4.4 Fase di dismissione
Come già visto, la durata di utilizzo di un impianto fotovoltaico è di circa 20 - 25 anni. A fine vita
dell’impianto si pone la questione del ripristino del sito dopo l’eliminazione e lo smaltimento dei vari
componenti (pannelli fotovoltaici, componenti elettroniche e meccaniche, fondazioni, etc.). Pertanto, occorre
valutare il Piano di dismissione, se esistente.
Tabella 5 - Set d’indicatori relativi alla fase di dismissione
INDICATORI
Fase di dismissione
Piano di dismissione dell’impianto
Tipologia rifiuti in fase di
smantellamento dell’impianto
Tipologia di smaltimento/recupero
NOTE SU INDICATORE
Sì/No
24
CAPITOLO V.
VALUTAZIONE DEGLI IMPATTI CUMULATIVI
5.1 L'impatto cumulativo
Due definizioni forniscono spunti per la comprensione del concetto di impatto cumulativo:
1. “Effetti riferiti alla progressiva degradazione ambientale derivante da una serie di attività
realizzate in tutta un’area o regione, anche se ogni intervento, preso singolarmente, potrebbe
non provocare impatti significativi” (A. Gilpin, 1995)
2. “Accumulo di cambiamenti indotti dall’uomo nelle componenti ambientali di rilievo (VECs:
Valued Environmental Components) attraverso lo spazio e il tempo. Tali impatti possono
combinarsi in maniera additiva o interattiva” (H. Spaling, 1997)
Gli impatti cumulativi producono effetti che accelerano il processo di saturazione della c.d. ricettività
ambientale di un territorio.
In presenza di interventi indipendenti che interagiscono creando impatti cumulativi è necessario oggettivare
le valutazioni in merito all'accettabilità di un singolo progetto attraverso la definizione di parametri di
controllo (o soglie di allarme) riconosciute in sede tecnica, anche se non previste dalle norme, strettamente
collegate al concetto di ricettività ambientale di un contesto territoriale. Lo scopo è quello di evitare che la
sovrapposizione di interventi antropici, minori ed indipendenti, determini la rapida saturazione della
ricettività ambientale instaurando condizioni di insostenibilità.
Ad esempio, se allo stato attuale in Italia non esistono limiti cogenti alla concentrazione di impianti a fonti
rinnovabili in un ambito territoriale, si possono utilizzare nella pratica, quale riferimento per le valutazioni di
compatibilità, appositi parametri di controllo.
Vi possono essere dei casi, legati a particolari sensibilità ambientali, per i quali è necessario porsi come
riferimento valori considerevolmente inferiori alle soglie di controllo così individuate.
Qualora usato in modo automatico, tale criterio potrebbe infatti portare al consumo completo da parte di un
singolo progetto della ricettività ambientale disponibile o residua di una determinata area.
Si propongono pertanto criteri idonei ad evitare peggioramenti significativi della qualità ambientale. E’
altresì necessario che i criteri di controllo siano definiti con il rischio di confondere il riferimento di qualità
ambientale con la situazione esistente, per non sottostimare gli impatti che già insistono nel contesto
osservato e che devono essere opportunamente tenuti in considerazione.
Per la corretta trattazione e la valutazione degli impatti cumulativi è necessario riferirsi ad un appropriato
contesto territoriale, considerando che gli impatti di un progetto (o sistema di progetti) sugli ecosistemi non
sono limitati da confini amministrativi. La portata massima degli impatti deve essere usata per determinare la
scala spaziale di riferimento, tenendo conto del punto in cui gli effetti diventano insignificanti (Hegmann et
al, 1999;. Dollin et al, 2003).
L'identificazione e la valutazione degli impatti cumulativi passati, presenti e futuri deve essere sviluppata
attentamente poiché questi possono manifestarsi in modo graduale nel tempo e risultare difficili da percepire
(MacDonald et al., 2000).
L’impatto riferito ad un progetto dipende dalla sua dimensione e dalla sensibilità delle componenti
ecologiche interessate. E’ possibile definire soglie correlate alla sensibilità delle componenti . Se la soglia è
superata, allora l'impatto è considerato significativo (Hegmann et al, 1999;. Dollin et al, 2003). Se le misure
di mitigazione sono adeguate per contenere/eliminare un potenziale impatto, il livello di significatività può
conseguentemente diminuire (Griffiths et al., 1999).
Avere completa conoscenza sugli impatti cumulativi e sul loro peso sulle componenti ecologiche, aiuta i
decisori nel motivare le proprie decisione in modo informato ed oggettivo (Dollin et al., 2003).
25
5.2 L’impatto cumulativo e le criticità ambientali
I fenomeni cumulativi ipotizzabili riguardano diversi aspetti.
1. L’idrogeologia
2. La sottrazione di suolo
3. Gli effetti microclimatici
4. L’ attività biologica
5. Il Fenomeno di abbagliamento
6. L’ impatto visivo sulla componente paesaggistica
7. La Dismissione degli impianti
1. L’idrogeologia
I suoli potrebbero subire fenomeni di perdita di permeabilità alla penetrazione delle acque meteoriche, sia
per effetto delle lavorazioni di preparazione dell’area e di istallazione dei pannelli che per trasformazioni
successive. Tale fenomeno, associato alla automatica concentrazione delle acque meteoriche solo nei punti di
scolo delle superfici dei pannelli solari, potrebbe determinare fenomeni idrogeologici non sottovalutabili, fra
i quali il principale e rappresentato da un rapido ed elevato deflusso superficiale. Interessando aree di una
certa vastità potrebbe indursi una significativa alterazione dei processi di ricarica della falda, nonché i
fenomeni alluvionali e di erosione che ne derivano.
2. La sottrazione di suolo
Uno degli impatti più rilevanti nell’installazione di un parco fotovoltaico è rappresentato dall’occupazione
del suolo. A questo vanno aggiunti gli spazi “di servizio” necessari per le opere accessorie e per le opportune
fasce di rispetto ai fini di evitare fenomeni di ombreggiamento.
La sottrazione di suolo fertile all’agricoltura è uno degli effetti diretti. Il progetto comporterà di norma la
perdita di suoli esistenti. Occorrerà valutare la significatività di tale consumo, ad esempio in funzione della
fertilità, dell’assorbimento delle acque meteoriche, degli habitat interessati ecc. I punti seguenti affrontano
nel dettaglio le tipologie di impatti più rilevanti riconducibili al sistema suolo/sottosuolo.
2.1 La sottrazione di superfici coltivabili
Gli impianti fotovoltaici realizzati, in corso di realizzazione ed in attesa di autorizzazione sono nella quasi
totalità realizzati su aree agricole.
La scelta dei siti di localizzazione è determinata da criteri di impiantistica, di agevole accessibilità e
possibilità di connessione alla rete.
Le aree agricole interessate non sono marginali o caratterizzate da forme di agricoltura estensiva, ma in larga
percentuale si tratta di aree pianeggianti, fertili, anche servite da impianti di irrigazione, vocate alle
produzioni agricole regionali di qualità. Infatti, nelle aree della pianura pugliese trovano le migliori
condizioni pedoclimatiche numerose colture.
La produzione di 1 MW di energia da impianto fotovoltaico su suolo agrario richiede una superficie di
terreno superiore ai 2 ettari, senza tenere conto delle fasce di rispetto ad evitare ombreggiamenti tra i
pannelli; a detta superficie è necessario aggiungere le aree destinate ad opere accessorie.
La concentrazione di impianti osservata su alcuni areali particolarmente vocati a produzioni agricole di
qualità sta determinando una contrazione delle produzioni agrarie, specie in determinate zone.
Tali effetti si pongono in netto contrasto con gli interventi del Programma di Sviluppo Rurale 2007-2013,
che hanno l’obiettivo di accrescere la competitività dei sistemi agrari e delle filiere agroalimentari e di
sostenere la qualificazione delle produzioni agricole di qualità.
26
2.2 La sottrazione di suolo agrario e conseguenze sulla qualità dei suoli
I suoli agrari che sono stati interessati da occupazione da impianti fotovoltaici sono caratterizzati da una
fertilità medio-alta. Inoltre presentano ottimali caratteristiche fisiche, dovute alle periodiche lavorazioni e
allo spietramento, sia con frantumazione in sito che con allontanamento delle pietre.
La persistenza di impianti fotovoltaici per un periodo di 20-30 anni, è causa di modificazioni dello stato del
suolo agrario sottostante.
Vanno considerati gli effetti prodotti nella fase di installazione dell’impianto, quelli indotti dalle operazioni
di manutenzione, quelli indotti permanentemente dalla presenza dei pannelli. Il calpestio da mezzi
meccanici, la copertura del terreno anche con materiali inerti, la progressiva compattazione, le operazioni di
diserbo, l’assenza totale di lavorazioni senza la presenza negli strati coltivabili di apparati radicali delle
colture, l’ombreggiamento causato dai pannelli conducono senza dubbio ad una progressiva ed irreversibile
riduzione della fertilità del suolo.
Infatti, l’assenza costante della luce diretta, l’interruzione dell’apporto di sostanza organica da residui delle
colture, l’interruzione di apporto di concimi ed ammendanti la costante mancanza di interscambio biologico
dovuto all’azione microbiologica del suolo, il tutto per un arco temporale così esteso, determina il concreto
rischio che il suolo non possa, alla dismissione dell’impianto, essere ricondotto all’utilizzo agricolo, a meno
di costose e poco economiche operazioni di ripristino della fertilità. Tutto ciò, non considerando le
operazioni di bonifica delle aree.
Qualora siano interessate grandi superfici, vi è quindi un rilevante fattore di rischio di abbandono definitivo
dell’attività agricola su interi territori.
3. Gli effetti microclimatici
Ogni pannello fotovoltaico genera nel suo intorno un campo termico che può arrivare anche a temperature
dell’ordine di 70 °C. Questo comporta sia la variazione del microclima sottostante i pannelli ed il
riscaldamento dell’aria che le modificazioni chimico-fisiche subite dal suolo.
Non è da sottovalutare l’effetto microclimatico determinato dalle installazioni in oggetto, determinato dalla
separazione di fatto che si genera fra l’ambiente al di sopra e quello al di sotto dei pannelli, specie se molto
ravvicinati e su vasta area, con esiti opposti fra estate ed inverno; in questo caso é proprio l’entità dell’effetto
cumulativo che merita attenzione.
4. L’attività biologica
Ulteriore fattore da considerare è quello relativo alla depressione della attività biologica associata alla perdita
costante di irraggiamento solare delle aree ombreggiate dai pannelli, non compensata, come avviene invece
per il sottobosco forestale, dall’apporto di sostanza organica e nutrienti del ciclo biologico della biomassa
vegetale e animale sovrastante, né dalla buona prassi delle pratiche agricole, se non espressamente previste
nei piani di gestione di tali insediamenti. Piccole aree isolate, destinate a tali istallazioni, potrebbero ricevere
comunque, per trasporto e diffusione, apporti naturali dalle aree limitrofe; vaste aree, come pure aree
prossime l’una all’altra non separate da sufficienti aree di compensazione dei cicli biologici, non potrebbero
giovare nemmeno di questi limitati fenomeni compensativi. In altre parole la componente organico-biologica
di queste aree sembrerebbe destinata ad una progressiva riduzione, con una netta accelerazione dei fenomeni
di desertificazione, che a loro volta incrementerebbero i fenomeni idrogeologici descritti in precedenza.
5. Il Fenomeno di abbagliamento
Meritevole di attenzione è l’effetto delle aree pannellate sul comportamento della fauna avicola acquatica
migratoria: dall’alto le aree pannellate potrebbero essere scambiate per specchi lacustri. Ancora una volta
singoli isolati insediamenti non sarebbero capaci di determinare incidenza sulle rotte migratorie, mentre
vaste aree o intere porzioni di territorio pannellate potrebbero rappresentare un’ingannevole appetibile
attrattiva per tali specie, deviarne le rotte e causare gravi morie di individui esausti dope una lunga fase
migratoria, incapaci di riprendere il volo organizzato una volta scesi a terra. Ciò sarebbe ancora più grave in
considerazione del fatto che i periodi migratori possono corrispondere con le fasi riproduttive e determinare,
sulle specie protette, imprevisti esiti negativi progressivi.
27
6. L’impatto visivo sulla componente paesaggistica
L'impatto visivo prodotto da impianti fotovoltaici a terra è particolarmente significativo e va affrontato con
grande attenzione. Maggiore è inoltre l’impatto cumulativo prodotto dalla concentrazione di più impianti
distinti, in relazione alle caratteristiche degli impianti ed alla loro disposizione, alla orografia, al
paesaggistico nel quale si inseriscono.
L'analisi degli impatti deve essere riferita all'insieme delle opere previste per la funzionalità dell'impianto,
considerando che l’entità degli impatti è funzione della particolare localizzazione.
7. La dismissione degli impianti
Gli impatti della fase di dismissione dell’impianto sono relativi alla produzione di rifiuti essenzialmente
dovuti a:
- dismissione dei pannelli fotovoltaici di silicio mono/policristallino o amorfo o in telluro di cadmio;
- dismissione dei telai in alluminio (supporto dei pannelli);
- dismissione di eventuali cordoli e plinti in cemento armato (ancoraggio dei telai);
- dismissione di eventuali cavidotti ed altri materiali elettrici (compresa la cabina di trasformazione BT/MT
se in prefabbricato).
Una cosi massiccia e contemporanea installazione di impianti sul territorio determinerà automaticamente una
altrettanto contemporanea dismissione dei campi fotovoltaici e delle opere accessorie, con un effetto sui
processi di smaltimento che potrebbe tradursi in una ulteriore emergenza.
5.3 Criteri per la valutazione degli impatti cumulativi
I criteri di valutazione per analisi degli impatti cumulativi per il concorso di più progetti in uno stesso
ambito territoriale (impianti autorizzati e in corso di autorizzazione) che sono stati adottati da ARPA Puglia
nell’espressione delle proprie valutazioni tecniche, richieste dalla Regione Puglia e rese a norma dell’art.17
della L.241/1990 e s.m.i.., si fondano nel rispetto del Principio di Precauzione.
A tal proposito si riporta la sentenza TAR Puglia – Lecce sezione prima – 14 Luglio 2011 n. 1341, in cui
richiamando la necessità di adottare il principio di precauzione si afferma che “anche la semplice possibilità
di un’alterazione negativa va considerata un ragionevole motivo di opposizione alla realizzazione di
un’attività, sfuggendo, per l’effetto, al sindacato giurisdizionale la scelta discrezionale della P.A. di non
sottoporre beni di primario rango costituzionale, qual è l’integrità ambientale, ad ulteriori fattori di rischio
che, con riferimento alle peculiarità dell’area possono implicare l’eventualità, non dimostrabili in positivo
ma neanche suscettibile di esclusione, di eventi lesivi”.
Si sottolinea che l’applicazione, da parte dell’Agenzia, dei criteri per la valutazione degli impatti cumulativi
per gli impianti fotovoltaici al suolo non deve e non può automaticamente essere tradotta nel parere finale
che deve rispondere, oltre all’autonomia professionale del valutatore, a un soddisfacente e articolato numero
di osservazioni (valutazioni) di cui quella in esame sui criteri – Indice di Pressione Cumulativa (IPC) e
Distanza fra gli Impianti – sia pur dirimente, non sia l’unica.
Per cui, fermo restando ogni altra valutazione di competenza, in relazione alla presenza di impatti cumulativi
di impianti fotovoltaici, si riporta quanto di seguito:
28
CRITERIO 1
•
Indice di Pressione Cumulativa (IPC):
IPC = 100 x SIT / AVA
dove:
SIT = Σ (Superfici Impianti Fotovoltaici Autorizzati, Realizzati e in Corso di Autorizzazione Unica fonte SIT Puglia ed altre fonti disponibili) in m2;
AVA = Area di Valutazione Ambientale (AVA) nell’intorno dell’impianto al netto delle aree non
idonee (da R.R. 24 del 2010 - fonte SIT Puglia) in m2;
si calcola tenendo conto:
• Si = Superficie dell’impianto preso in valutazione in m2;
• Si ricava il raggio del cerchio avente area pari alla superficie dell’impianto in valutazione
R = (Si/π)1/2;
• Per la valutazione dell’Area di Valutazione Ambientale (AVA) si ritiene di considerare la
superficie di un cerchio (calcolata a partire dal baricentro dell’impianto fotovoltaico in
oggetto), il cui raggio è pari a 6 volte R, ossia:
RAVA = 6 R
da cui
AVA = π RAVA2 - aree non idonee
CRITERIO 2
•
Distanza dell’impianto in valutazione da altri impianti considerati < 2 Km
Valutazione parziale:
Valutazione
Criterio 1
Favorevole < 3 %
Sfavorevole > 3 %
Criterio 2
Favorevole > 2 Km
Sfavorevole < 2 Km
Valutazione totale:
La valutazione Tecnica sarà POSITIVA solo in caso si verifichi una valutazione Favorevole per entrambi i
criteri.
Si osserva che, anche solo il non rispetto di uno dei due criteri sopra evidenziati porterebbe, come prassi, ad
una valutazione tecnica negativa qualora non fossero presenti studi esaustivi sulla valutazione degli impatti
cumulativi presentata dall’istante, tanto da indurre l’Agenzia a formulare la propria valutazione tecnica su
criteri più ampi, più articolati e dettagliati rispetto a quelli semplificati in uso di prassi.
29
CAPITOLO VI.
MISURE DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE
6.1 Mitigazione
Le misure di mitigazione hanno l’obiettivo di ridurre o contenere gli impatti ambientali negativi previsti. Tali
misure possono essere classificate in quattro categorie fondamentali:
a.
mitigazioni relative alla localizzazione dell’intervento in progetto:
sono preferibili le installazioni in zone prive di vegetazione o in aree dismesse (es. cave,
discariche abbandonate, siti inquinati previa bonifica);
sarebbe auspicabile individuare delle aree buffer per gli impianti ubicati in prossimità di zone
protette, siti Natura 2000, zone umide e aree di pregio paesaggistico di ampiezza adeguata
rispetto alla tipologia di sito, da valutare tramite lo sviluppo di un apposito studio, ed in funzione
del tipo di impatto.
b.
mitigazioni relative alla scelta dello schema progettuale e tecnologico di base:
ove possibile, e compatibilmente con la natura geomorfologica dei suoli, occorre preferire
strutture ancorate al terreno tramite pali in acciaio infissi e/o avvitati fino alla profondità
necessaria evitando così ogni necessità di fondazioni in c.a. che oltre a porre problemi di
contaminazione del suolo in fase di costruzione creano la necessità di un vero piano di
smaltimento e di asporto in fase di ripristino finale. Inoltre, l’utilizzo di questa tecnica consente
di coltivare il terreno adiacente ai pali. In caso contrario preferire come basamenti strutture
appoggiate al terreno, che abbiano la duplice funzione di sostegno e di zavorra, risparmiando
così eventuali problematiche dovute all’invasione del terreno in profondità per l’ancoraggio delle
strutture;
ove possibile, preferire strutture la cui altezza consenta l’aerazione naturale ed il passaggio degli
automezzi per la lavorazione del terreno in modo che il suolo occupato dall’impianto possa
continuare ad essere coltivato come terreno agricolo;
è preferibile che le direttrici dei cavidotti, interni ed esterni all’impianto, seguano i percorsi delle
vie di circolazione, al fine di ridurre gli scavi per la loro messa in opera;
è preferibile utilizzare strutture prefabbricate ovvero costruite con materiali della tradizione
locale per le utilities (es. cabina di trasformazione);
relativamente ai supporti dei moduli, si fa presente che deve essere assolutamente evitato
l’utilizzo di solette stabilizzatrici mediante l’uso di apporto di materiale di consolidamento;
i sistemi di illuminamento devono essere conformi alla Legge Regionale n.15 del 2005;
è preferibile utilizzare sistemi di recinzione vegetali, tipo siepi. Nel caso di recinzione artificiale,
con reti metalliche o grigliati è preferibile l’utilizzo di strutture ad infissione anziché cordoli di
fondazione;
è preferibile che il layout dell’impianto sia tale da minimizzare il numero e/o l’ingombro delle
vie di circolazione interne garantendo allo stesso tempo la possibilità di raggiungere tutti i
pannelli che costituiscono l’impianto per le operazioni di manutenzione e pulizia;
per la realizzazione delle vie di circolazione interna, è preferibile che siano utilizzati materiali
e/o soluzioni tecniche in grado di garantire un buon livello di permeabilità, evitando l’uso di
pavimentazioni impermeabilizzanti, prediligendo ad esempio ghiaia, terra battuta, basolato a
secco, mattonelle autobloccanti, stabilizzato semipermeabile, del tipo macadam, con l’ausilio di
geo-tessuto con funzione drenante. Inoltre, è preferibile effettuare operazioni di costipamento del
terreno che permettano una migliore distribuzione delle pressioni sul terreno sottostante e che
garantiscano, in caso di pioggia insistente, la fruibilità del sito (es. posa di geotessuto e di
materiale stabilizzato al di sopra del terreno naturale);
c.
mitigazioni volte a ridurre interferenze indesiderate:
salvaguardare la vegetazione spontanea presente, anche in singoli elementi, all'interno dei siti di
installazione (es. macchie, garighe, pseudosteppa), soprattutto in quelle aree caratterizzate da
scarsa presenza di segni antropici;
30
assolutamente da preservare sono i corridoi ecologici che possono essere rappresentati da siepi,
fasce arboree o arbustive, muretti a secco disposti a circondare i margini dei terreni interessati
dalla realizzazione dell'impianto. Qualora già presenti, si prescriverà la loro conservazione e
cura, qualora non presenti ne potrà essere suggerita la creazione. Se, tuttavia, il proponente opta
per una recinzione metallica, si dovrà prevedere la presenza di aperture che consentano il
passaggio della fauna locale;
utilizzare pannelli ad alta efficienza per evitare il fenomeno abbagliamento nei confronti
dell'avifauna;
prevedere schermatura con elementi arborei o arbustivi per impatto visivo su aree di pregio
naturalistico situate nelle vicinanze o nella visuale (rendering).
d.
mitigazioni relative ad azioni che possono essere intraprese in fase di cantiere e di esercizio:
i lavori di installazione dell'impianto andrebbero effettuati evitando il periodo di riproduzione
delle principali specie di fauna (di nidificazione per l'avifauna) presenti nel sito;
le attività di manutenzione devono essere effettuate attraverso sistemi a ridotto impatto
ambientale sia nella fase di pulizia dei pannelli (es. eliminazione\limitazione di sostanze
detergenti) sia nell’attività di trattamento del terreno (es. eliminazione\limitazione di sostanze
chimiche diserbanti ed utilizzo di sfalci meccanici o pascolamento);
ripristino dello stato dei luoghi dopo la dismissione dell'impianto o destinazione del suolo alla
rinaturalizzazione con specie autoctone scelte in base alle peculiarità dell'area; la vegetazione
presente, dunque, va mantenuta o quantomeno rimpiazzata a fine ciclo;
per ridurre la compattazione dei terreni, è necessario ridurre il traffico dei veicoli, soprattutto con
terreno bagnato, ridurre al minimo indispensabile le lavorazioni, utilizzare attrezzi dotati di
pneumatici idonei, mantenere un adeguato contenuto di sostanza organica nel terreno,
ripristinare la finitura del piano del terreno mediante posa di terreno naturale per 20-30 cm per
permettere un’adeguata piantumazione e sistemazione a verde.
6.2 Compensazione
Le misure di compensazione consistono in interventi volti a “compensare” gli impatti residui non più
mitigabili, attraverso la corresponsione di eventuali corrispettivi economici o la realizzazione di opere che
apportino benefici ambientali equivalenti.
Tra le possibili opere compensative si menziona l’individuazione di un’area almeno pari al 4% della
superficie dell’impianto da destinare alla rinaturalizzazione con specie vegetali autoctone da scegliere in
funzione delle peculiarità dell’area.
31
ALLEGATO 1 - FLUSSO ITER PROCEDURALE
ANALISI DOCUMENTAZIONE
GIUDIZIO di COMPLETEZZA
POSITIVO
NEGATIVO
VALUTAZIONE NORMATIVA
RICHIESTA INTEGRAZIONI
POSITIVA
NEGATIVA
VALUTAZIONE COMPLETEZZA
VALUTAZIONE TECNICA
POSITIVA
POSITIVA
NEGATIVA
NEGATIVA
PARERE NEGATIVO
INTERMEDIO
VALUTAZIONE AMBIENTALE
RICHIESTA DI MODIFICHE,
INTEGRAZIONI, MITIGAZIONI E
COMPENSAZIONI
POSITIVA
NEGATIVA
VALUTAZIONE
PARERE POSITIVO
POSITIVA
NEGATIVA
PARERE NEGATIVO
DEFINITIVO
32

Linee Guida per la Valutazione della Compatibilità

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