COMUNE DI PORTO TORRES

Provincia di Sassari

Realizzazione di un Impianto Fotovoltaico per la produzione di Energia Elettrica da Fonte Solare della potenza di 11.587 MWp collegato alla rete elettrica.

Studio Preliminare Ambientale Redatto ai sensi della Deliberazione Regionale n. 24/23 del 23.4.2008

Impianto Fotovoltaico Fiume Santo 5

COMMITTENTE COORDINAMENTO PROGETTO

E.ON Climate & Renewables Italia Solar S.r.l. Terra 2 S.r.l. Rappresentante legale Amministratore Unico Alberto Radice Riccardo Marini

IL PROGETTISTA

DATA: Aprile 2010

1 INDICE

Premessa ...... 4 Riferimenti alle norme ...... 4 Contenuti dello studio ...... 5 Caratteristiche del progetto ...... 7 Descrizione del Progetto ...... 7 Ipotesi di Soleggiamento ...... 7 Strutture di sostegno ...... 9 Quadri Elettrici ...... 10 Inverter ...... 10 Cabine elettriche ...... 10 Cabina inverter/trasformatore ...... 10 Cabina di Consegna ...... 11 Cavi e Tubazioni ...... 11 Sistema di Terra ...... 11 Sistema di Monitoraggio delle Prestazioni...... 12 Recinzione, Sistema Antintrusione e Videosorveglianza ...... 12 Viabilità esterna all’Impianto ...... 13 Viabilità Interna, Piazzali, Strada d’Accesso...... 16 Produzione Attesa di Energia nei Prossimi 20 Anni ...... 16 Fase di Cantiere ...... 18 Principali Lavorazioni ...... 18 Tempistiche e Personale Impiegato...... 19 Dismissione (Decommissioning) ...... 19 Smontaggio degli Impianti e degli Equipaggiamenti ...... 19 Demolizione delle Opere Civili...... 20 Opere di Inserimento Paesaggistico ...... 20 Cumulo con altri progetti ...... 20 Utilizzazione di risorse naturali...... 21 Produzione di rifiuti ...... 23 Inquinamento e disturbi ambientali ...... 23 Rischio di incidenti...... 23 Localizzazione del progetto ...... 25 Inquadramento territoriale del sito e viabilità ...... 25 Inquadramento cartografico e catastale ...... 27 Stato Attuale delle Componenti Ambientali ...... 30 Meteorologia e clima ...... 30 Temperatura ...... 30 Precipitazioni ...... 30 Igrometria ...... 31 Anemologia ...... 32 Inquadramento idrografico ...... 33 Inquadramento geomorfologico ...... 35 Inquadramento geologico strutturale regionale ...... 35 Inquadramento storico archeologico ...... 38 Uso dei suoli ...... 42 Vegetazione ...... 43

2 Fauna ...... 44 Inquadramento e coerenza con P.R.T. A.S.I...... 49 Coerenza con il Piano energetico ambientale regionale...... 56 Coerenza con il Piano Urbanistico Provinciale – Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Sassari ...... 64 Coerenza con il piano regolatore generale di Porto Torres ...... 66 Coerenza con aree tutelate ai sensi del D.lgs. 22 gennaio 2004 n. 42 ...... 67 Coerenza con zone umide ...... 76 Coerenza con aree della rete natura 2000 ...... 76 Coerenza con parchi nazionali, regionali ed aree marine protette ...... 77 Coerenza con R.D. 3267/23 e Piano stralcio di assetto idrogeologico ...... 78 Coerenza con Piano delle attività estrattive ...... 78 Caratteristiche dell’impatto potenziale ...... 80 Effetti positivi ...... 80 Uso del suolo ...... 80 Paesaggio ...... 81 Impatto Visivo ...... 83 Analisi della compatibilità paesaggistica e misure di mitigazione ...... 98 Lista di Controllo dell’Allegato B3 della DGR n. 24/23 del 23 aprile 2008 ...... 101 Dimensioni del progetto ...... 101 Cumulo con altri progetti ...... 103 Utilizzazione delle risorse naturali ...... 103 Produzione dei rifiuti ...... 104 Inquinamento e disturbi ambientali ...... 104 Rischio di incidenti...... 106 Localizzazione del progetto ...... 106

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Premessa

L’impianto fotovoltaico di cui al presente studio preliminare ambientale, di proprietà della E.ON Climate & Renewables Italia Solar S.r.l., è denominato “FIUMESANTO 5” ed è ubicato nel Comune amministrativo e censuario di Porto Torres (Provincia di Sassari) nelle adiacenze della cava di inerti denominata “Monte Rosè”.

L’area sulla quale intende realizzarsi l’opera ricade in zona industriale e specificamente in ambito P.R.T. A.S.I. e, comunque, all’interno della perimetrazione della grande area industriale così come definita dal vigente Piano paesaggistico regionale.

La presente relazione, fornendo tutti gli opportuni elementi tecnici, intende dimostrare che l’intervento proposto, non impattando in modo sensibile sull’ambiente, non presuppone gli ulteriori più approfonditi studi previsti ed indispensabili nell’ambito della procedura di valutazione di impatto ambientale.

Riferimenti alle norme

Per la redazione del presente screening ci si è principalmente attenuti a:

• Comunicazione della Commissione Europea n. 599 del 26 novembre 1997; • Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili in Italia, aprile 1999; • Direttiva CEE n. 77 del 27 settembre 2001; • D.lgs. n. 387 del 29 dicembre 2003, attuazione della Direttiva 2001/77/CE;

• Comunicazione della Commissione Europea n. 105 del marzo 2006; • DM del 19 febbraio 2007 “, in attuazione dell’art. 7 del D.lgs. 29 dicembre 2003, n. 387”; • Pacchetto “Clima ed energia”, approvato dal Parlamento europeo lo scorso dicembre 2008 ed adottato dal Consiglio UE in data 6 aprile 2009; • Direttiva CEE n.28 del 23 aprile 2009;

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• Deliberazione della Giunta Regionale n. 24/23 del 23.4.2008 avente per oggetto le “Direttive per lo svolgimento delle procedure di valutazione di impatto ambientale e di valutazione ambientale strategica”. Nell’ambito di questa deliberazione è stabilito che lo studio preliminare ambientale deve essere redatto secondo le indicazioni contenute negli allegati B; • Deliberazione della Giunta Regionale n. 30/2 del 23.5.2008 e s.m.i. 0avente per oggetto “Linee guida per l’individuazione degli impatti potenziali degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento nel territorio; • Deliberazione della Giunta Regionale n. 36/7 del 5.9.2006 avente per oggetto “L.R. n. 8 del 25.11.2004, articolo 1, comma 1. Approvazione del Piano Paesaggistico - Primo ambito omogeneo • Legge regionale n. 31 del 7/06/1989 - Norme per l’istituzione e la gestione dei parchi, delle riserve e dei monumenti naturali, nonché delle aree di particolare rilevanza naturalistica ed ambientale; • Legge n. 394 del 6/11/1991 - Legge quadro sulle aree naturali protette; • Decreto Legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 - Codice dei beni culturali e del paesaggio • Con specifico riferimento invece alla progettazione della centrale fotovoltaica ci si è attenuti alla vigente normativa CE - CEI – IEC – UNI ISO – DPR 447/91(sicurezza elettrica) e D.L. 81/2008 e successive modifiche ed integrazioni (sicurezza e prevenzione infortuni sul lavoro).

Contenuti dello studio

In linea con le indicazioni contenute nell’allegato B2 alla Delibera della Giunta Regionale n. 24-23 del 23.4.2008 nel presente studio si esamineranno e saranno analizzate essenzialmente:

• Caratteristiche del progetto con descrizione delle dimensioni del medesimo, cumulo con altri progetti, utilizzo di risorse naturali, produzione di rifiuti, inquinamento e disturbi ambientali ed infine rischio di incidenti con specifico riferimento alle sostanze o alle tecnologie utilizzate;

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• Localizzazione del progetto rispetto alla sensibilità ambientale delle aree geografiche che possono risentire dell'impatto. Nell’ambito di tale studio si terrà conto in particolare dell'utilizzazione attuale del territorio, della qualità e della capacità di rigenerazione delle risorse naturali della zona, della capacità di carico dell'ambiente naturale, con particolare attenzione alle zone umide, costiere, montuose o forestali, riserve e parchi naturali, zone classificate o protette dalla legislazione degli Stati membri; zone protette speciali designate dagli Stati membri in base alle direttive 79/409/CEE e 92/43/CEE, zone nelle quali gli standard di qualità ambientale fissati dalla legislazione comunitaria sono già stati superati, zone a forte densità demografica, zone di importanza storica, culturale o archeologica, territori con produzioni agricole di particolare qualità e tipicità di cui all'articolo 21 del decreto legislativo 18 maggio 2001, n.228.

• Caratteristiche dell'impatto potenziale con disamina degli effetti significativi del progetto in relazione ai punti precedenti con particolare riferimento alla portata dell'impatto (area geografica e densità della popolazione interessata), della natura transfrontaliera dell'impatto, dell'ordine di grandezza e della complessità dell'impatto, della probabilità dell'impatto, della durata, frequenza e reversibilità dell'impatto.

Ai fini di una più compiuta comprensione del presente studio ed a corredo del medesimo sarà inserita la lista di controllo anch’essa contenuta nell’allegato B2 della DGR 24-23/2008 unitamente a tutte le possibili ulteriori informazioni che si riterranno utili ed a tutti gli elaborati richiesti nell’ambito delle linee guida di cui alla Deliberazione della Giunta Regionale 30/2 del 23.5.2008 e s.m.i.

6 Caratteristiche del progetto

Descrizione del Progetto

Il progetto allegato alla presente relazione attiene alla realizzazione di una centrale per la produzione di energia da fonte solare della potenza di 11.587 MWp generata da 50.379 moduli fotovoltaici su una superficie pari a Ha. 22,80 e con una superficie captante effettiva pari a circa mq. 82.000. L’impianto sarà costituito da 11 generatori di potenza pari a 11.587 kW, 11 cabine di sottocampo con relativi gruppi di conversione, 22 inverter, ml. 800,00 circa di rete di cavidotti interrati da 20 kV per il convogliamento dell'energia in MT, una cabina di trasformazione primaria MT/AT ed allacciamento alla rete, all’interno dell’esistente centrale termoelettrica E.ON.

Gli inverter avranno un’uscita AC a tensione di circa 320 V allacciata ad un trasformatore elevatore, di potenza unitaria pari a 1,25 KVA, con lo scopo di elevare la tensione da 320Vac a 20 KVac.

Oltre gli inverter ma prima del trasformatore di potenza BT/MT saranno collocati i misuratori di energia per il GSE, mentre l’impianto sarà complessivamente allacciato con linea dedicata in media tensione e trasformazione MT/AT alla rete interna locale di E.ON.

Nell’ambito delle previsioni di progetto vi è un sistema di acquisizione dati per il monitoraggio della potenza/energia prodotta dall’impianto, dati storici di assorbimento e parametri di servizio.

Ipotesi di Soleggiamento

L’energia elettrica producibile in un anno da un impianto fotovoltaico è direttamente proporzionale alla radiazione solare che annualmente incide sull’impianto medesimo. L’ottimizzazione dell’orientamento e dell’inclinazione dei moduli massimizzerà gli effetti di tale radiazione.

7 Da fonte Servizio Agrometereologico Regionale – SAR la radiazione globale totale annua su una superficie orizzontale è compresa per l’area di progetto tra 1.367 e 1.401 kWh/m 2 (vedi figura sottostante).

Figura 3.3.1a Distribuzione dei Valori Medi Annui della Radiazione Solare Globale in Sardegna

Fonte: Servizio Agrometeorologico Regionale – SAR, Elaborato Assessorato dell’Industria della Regione Sardegna per lo Studio Per Il Piano Energetico Ambientale Regionale

Il posizionamento dei pannelli all’interno delle singole aree è stato eseguito considerando gli ombreggiamenti che possono verificarsi nel corso dell’anno i quali, evidentemente, potrebbe comportare una consistente riduzione della produzione di energia elettrica. Al fine di minimizzare gli effetti dell’auto-ombreggiamento sulla produzione energetica annuale è stata ottimizzata la distanza tra le file.

L’energia elettrica producibile annualmente è stata calcolata sulla base di:

• Energia Solare media annua incidente su di un metro quadro di superficie orizzontale; • il Fattore di Trasposizione che tiene conto dell’orientamento (g) e dell’inclinazione (b): FT(g,b); • il Perfomance Ratio , cioè l’efficienza complessiva di tutti i dispositivi necessari al funzionamento dell’impianto (moduli FV esclusi) in condizioni reali di funzionamento;

8 • l’efficienza dei pannelli fotovoltaici, in considerazione anche del naturale decadimento della stessa nel tempo.

Caratteristiche di pannelli e sottocampi

I pannelli fotovoltaici che si intende utilizzare saranno del tipo in silicio policristallino con connettori rapidi, cavi pre-cablati e certificazione TUV su base IEC 61215 Ed. 2 e TUV classe II di isolamento (safety class II) su base IEC 61730 (SCII).

Complessivamente sarà composto di 50379 moduli suddivisi in 11 sottocampi a loro volta così suddivisi:

• 32046 in 7 sottocampi uguali da 4578 moduli ciascuno; • 9072 in 2 sottocampi uguali da 4536 moduli ciascuno; • 4557 in un unico sottocampo; • 4704 in un unico sottocampo.

Strutture di sostegno

La struttura di sostegno dei pannelli, interamente in acciaio, sarà del tipo fisso e resa solidale al suolo attraverso viti che evitano scavi di sbancamento e/o a sezione obbligata ed anzi, attraverso la meccanizzazione integrale, riducono i tempi d’esecuzione dell’opera. L’inclinazione dei pannelli sarà di circa 25°, l’esposizione verso Sud, l’altezza rispetto al piano di campagna da 0,50m a 1,80m.

Il tipico della struttura progettata è costituito da una stringa di 21 moduli, disposta in 3 file orizzontali e 7 verticali collegate all’impianto di terra della centrale al fine di assicurare la protezione contro eventuali sovratensioni indotte da fenomeni atmosferici.

9 Quadri Elettrici

I quadri di collegamento elettrico fra i componenti in corrente continua e alternata sarà predisposta con tutti gli elementi di protezione elettrica contro i contatti diretti e indiretti previsti dalla normativa vigente. I quadri elettrici, installati in interno, saranno i seguenti:

• quadri di parallelo stringhe in corrente continua con monitoraggio delle stringhe; • quadri di sezione in corrente continua; • scomparti in media tensione; • quadro generale servizi ausiliari.

Inverter

Saranno installati 22 inverter da 500 kW, 2 per ogni cabina di sottocampo con ventilazione forzata facenti capo ad un solo trasformatore a doppio avvolgimento da 1.250 kVA.

Cabine elettriche

Saranno del tipo monolitico in cls armato preassemblate in linea con le vigenti disposizioni di legge e dotate di tutte apparecchiature elettromeccaniche necessarie ivi compresi inverter e trasformatori. Interamente recuperabili all’atto della dismissione dell’impianto saranno appoggiate su base prefabbricata.

Cabina inverter/trasformatore

La cabina di conversione/trasformazione ha una struttura idonea ad ospitare e proteggere:

• La ricezione cavi di sottocampo; • Quadro servizi ausiliari per l’alimentazione in bassa tensione ed in corrente continua del sistema di acquisizione dati, servizi interni (illuminazione, antincendio ecc.), ausiliari inverter,

10 alimentazione elettrica di emergenza (UPS) per i servizi essenziali d’impianto in caso di fuori servizio della rete di collegamento; • Quadro UTF per la misura dell’energia prodotta; • Trasformatore elevatore BT/MT completo di accessori; • Scomparti MT di protezione del trasformatore.

Cabina di Consegna

La cabina di consegna dell’energia elettrica sarà composta da alcuni locali separati:

• Locale cabina: che contiene le protezioni elettriche ed i sezionatori dell’impianto verso la rete ed il trasformatore servizi ausiliari; • Locale trasformatore: che contiene il trasformatore di potenza per servizi ausiliari; • Locale di misura: con i trasformatori di tensione e corrente in MT ed i contatori per la misura dell’energia prodotta; • Locale controllo: che contiene le apparecchiature di sorveglianza generale d’impianto.

Cavi e Tubazioni

E’ prevista l’adozione di conduttori in rame e in alluminio di tipologia e sezione idonei e rispondenti alle esigenze delle diverse sezioni d’impianto in linea con le disposizioni contenute nella vigente normativa CEI

Sistema di Terra

Sia il sistema di distribuzione della sezione in corrente continua che quello lato BT della sezione in corrente alternata saranno del tipo IT (flottante senza punti a terra) con protezione da primo guasto con relè di isolamento elettrico. Le masse metalliche saranno collegate all’impianto di terra di protezione realizzando una protezione dai contatti indiretti.

11 La protezione contro i contatti diretti sarà assicurata dalla scelta di moduli fotovoltaici in classe II certificata (senza messa a terra della cornice), dai cablaggi con cavi in doppio isolamento (isolamento delle parti attive) e dall’utilizzo di involucri e barriere secondo la normativa vigente.

Sistema di Monitoraggio delle Prestazioni

Il sistema di monitoraggio consiste in un hardware ed un software in grado di monitorare e registrare le variabili fisiche ed elettriche principali durante l’esercizio dell’impianto e di inviare i dati dall’impianto ad un web server da cui sono gestiti e memorizzati. Tutte le informazioni di operazione possono essere consultate sia nei valori istantanei che negli storici valutando l'evoluzione delle variabili (giorno, mese, anno ecc.). Il sistema è corredato di tutti gli allarmi necessari alla visibilità totale dell’impianto ai tecnici preposti alla sorveglianza e ad un intervento manutentivo in caso di anomalia di funzionamento in tempi veloci.

Attraverso un sistema di gestione locale e remoto, sarà possibile conoscere e gestire in tempo reale, da una Centrale di Controllo, l’andamento delle:

• Variabili ambientali (temperatura, intensità del vento); • Variabili di funzionamento (potenza erogata, energia prodotta, tensioni, correnti, temperatura dei moduli ecc.).

Recinzione, Sistema Antintrusione e Videosorveglianza

L’area d’impianto sarà delimitata da rete metallica a pali infissi. E’ inoltre previsto un sistema di antintrusione e di videosorveglianza costituito dai seguenti componenti:

• Sottosistema di controllo antintrusione: protezione perimetrale con barriera ad infrarossi; • Sottosistema di controllo a circuito chiuso televisivo; • Sottosistema di comunicazione.

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Viabilità esterna all’Impianto

Come mostrato nella immagine sottostante l’accesso al sito avverrà direttamente dal Km. 8.700 della Strada Provinciale 34 (Porto Torres – La Pelosa). Tale tracciato è già di per sé idoneo al transito degli autoarticolati e non necessita di ulteriori sistemazioni stradali.

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Figura 1. CTR con indicazione strade di accesso e interne alla centrale

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Figura 2. Ortofoto con indicazione strade di accesso e interne alla centrale

15 Viabilità Interna, Piazzali, Strada d’Accesso.

La viabilità interna verrà assicurata dall’apertura di piste carrabili sterrate adeguatamente stabilizzate e rinforzate attraverso geogriglia strutturale.

Per ispezionare l’area lungo il perimetro dell'impianto nonché per accedere alle cabine sarà realizzata una pista su fondo naturale della sezione di ml. 5.00 con scavo di pulizia del terreno (spessore 20cm), posa di tessuto non tessuto (ove necessario) ed infine stesura di brecciolino opportunamente costipato per uno spessore di 10cm circa. Per le aree destinate all’installazione delle apparecchiature elettromeccaniche, oltre le opere previste per le piste, saranno inoltre eseguiti la pavimentazione industriale a spolvero in calcestruzzo dello spessore di cm.15 circa.

Produzione Attesa di Energia nei Prossimi 20 Anni

Nella Tabella seguente è riportata una stima dell’energia prodotta dall’impianto in venti anni. La medesima tiene conto di un fattore di decadimento annuo dello 0,5% e di una producibilità, in ore equivalenti, pari a 1.350 KWh/KWp/anno.

Sulla base della previsione della quantità di energia prodotta in 20 anni di funzionamento, stimata in circa 298.425,159 KWh, è stato calcolato il totale di CO 2 che sarebbe emessa se la stessa quantità di energia elettrica, prodotta mediante i pannelli fotovoltaici fosse generata utilizzando combustibili di origine fossile in impianti di ultima generazione.

Il calcolo è stato effettuato sulla base dei fattori emissivi (tCO 2/TJ) DEC RAS 854-2005, che riporta i parametri e la metodica di calcolo per il conteggio delle emissioni di CO 2 ai fini della direttiva Emission Trading, ed è stato sviluppato in due successive fasi:

• la prima stima la quantità di combustibile fossile necessario per la produzione della quantità di energia generata dall’impianto fotovoltaico su base annuale. Tale calcolo è stato sviluppato ipotizzando che l’energia sia prodotta da impianti recenti con rendimenti pari a quelli previsti dalle migliori tecnologie disponibili ( DM 01/10/08 );

16 • la seconda stima la conseguente emissione di CO 2 in relazione alla tipologia e alla quantità di combustibile, calcolata in precedenza, adottando la formula di calcolo ed i coefficienti previsti dal DEC RAS 854-2005:

t = E × F × F CO 2 e o

tCO2 = Totale CO 2 emessa [ t Co2 ] E = Consumo di Combustibile [ TJ ]

Fe = Fattore di Emissione [ t Co2 /TJ ]

Fo = fattore di Ossidazione

Per una semplificazione di lettura del dato, nella successiva Tabella è indicata la quantità di CO 2 evitata, calcolata considerando come energia primaria risparmiata (Tep) quella derivante dal “Fattore mix elettrico italiano” (fonte: Ministero dell’Ambiente). Tale Fattore è stimato considerando la composizione del parco produttivo elettrico nazionale (secondo tipologia di impianti e di combustibile).

Come indicato in Tabella , il quantitativo delle emissioni evitate di CO 2 risulta pari a 158.463,759 Kg. in 20 anni di funzionamento dell’impianto.

Stima preliminare producibilità elettrica ed emissioni evitate

Fattore di Producibilità Anno CO evitata kg decadimento Kwh 2 1 1,0000 15.642.450 8.306.141 2 0,9950 15.564.238 8.264.610 3 0,9900 15.486.417 8.223.287 4 0,9851 15.408.984 8.182.171 5 0,9801 15.331.940 8.141.260 6 0,9752 15.255.280 8.100.554 7 0,9704 15.179.003 8.060.051 8 0,9655 15.103.108 8.019.751 9 0,9607 15.027.593 7.979.652 10 0,9559 14.952.455 7.939.754 11 0,9511 14.877.693 7.900.055 12 0,9464 14.803.304 7.860.555 13 0,9416 14.729.288 7.821.252

17 14 0,9369 14.655.641 7.782.145 15 0,9322 14.582.363 7.743.235 16 0,9276 14.509.451 7.704.519 17 0,9229 14.436.904 7.665.996 18 0,9183 14.364.719 7.627.666 19 0,9137 14.292.896 7.589.528 20 0,9092 14.221.431 7.551.580 Totale 298.425.159 158.463.759

Fase di Cantiere

La realizzazione del progetto prevede il posizionamento di cabinati, quadri elettrici e vie cavi, oltre alla ovvia messa in opera dei pannelli fotovoltaici. Si renderà quindi necessaria la realizzazione di opere civili, tra cui scavi per la posa di condutture interrate, per il collegamento elettrico dei pannelli fotovoltaici ai quadri e alle cabine inverter. Tutti i rifiuti, che in questa fase sono perlopiù dati dai materiali di imballaggio della componentistica dell’impianto, saranno smaltiti nel pieno rispetto della normativa vigente.

Nel seguito si riporta una descrizione delle principali lavorazioni di cantiere, delle tempistiche, del personale impiegato e dei materiali necessari.

Principali Lavorazioni

Le principali lavorazioni consisteranno in:

• Rimozione attraverso sfalcio della copertura vegetale presente sul sito e preparazione della superficie attraverso la eliminazione delle asperità naturali affioranti. • Compattazione del terreno nelle aree dedicate alla viabilità interna. • Formazione della viabilità interna con strato di pietrisco di cava e legante naturale compattato lungo il perimetro dell’impianto e nei suoi assi principali per le esigenze di sicurezza e manutenzione. • Realizzazione di recinzione infissa con pali.

18 • Allestimento area cantiere con moduli prefabbricati e bagni chimici. • Scavi a sezione obbligata e rinterri per i cavidotti di impianto e trincee per la posa di condutture interrate. • Platee cabine.

Tempistiche e Personale Impiegato

Le attività di cantiere avranno una durata indicativa di 6 mesi. Nella tabella sottostante è riportato il cronogramma delle singole attività.

Cronoprogramma delle Attività di Cantiere Mese Attività Previste primo/secondo Preparazione del sito, recinzione aree ed installazione antintrusione. Infissioni pali struttura moduli e montaggio della carpenteria. terzo/quarto Infissioni pali struttura moduli, montaggio della carpenteria e montaggio moduli fotovoltaici, cablaggi. quinto/sesto Predisposizione cabinati inverter e trasformatori. Connessione alla Stazione della Centrale di Fiume Santo e stallo media/alta tensione. Successivamente connessione alla Rete.

Tutte le attività e le lavorazioni di cui sopra saranno eseguite da circa 60 operai specializzati.

Dismissione (Decommissioning)

Nell’ipotesi di dismissione dell’Impianto Fotovoltaico, ipotizzabile alla fine della sua vita tecnica, prevista in oltre 20 anni, si prevedono le seguenti fasi:

• Smontaggio degli impianti e degli equipaggiamenti; • Demolizione delle opere civili.

Smontaggio degli Impianti e degli Equipaggiamenti

Questa prima fase comprenderà tutte le attività necessarie per mettere a piè d’opera le componenti d’impianto e assicurarne il corretto smaltimento. L’operazione, condotta da ditte specializzate, consisterà nello smontaggio dei pannelli fotovoltaici e nello smaltimento a norma di legge dei rifiuti raccolti.

19 Le varie parti dell’impianto verranno separate e raccolte in base alla composizione chimica, in modo da poter riciclare il maggior quantitativo possibile dei singoli elementi che li costituiscono, presso ditte che si occupano di riciclaggio e produzione di tali elementi; i restanti rifiuti saranno inviati in discarica autorizzata.

Demolizione delle Opere Civili

Le operazioni, condotte da ditte specializzate, consisteranno nello smontaggio delle strutture metalliche, nella loro riduzione a membrature di dimensioni idonee al trasporto e nella demolizione meccanica delle opere in calcestruzzo armato (opere in elevazione e fondazioni) con l’utilizzo di apposite macchine operatrici. Tutti i residui di demolizione saranno suddivisi per tipologia e destinati al riutilizzo secondo necessità e possibilità. Concluse le operazioni di demolizione e di allontanamento dei residui, l’area sarà completamente ripulita e predisposta per gli eventuali utilizzi previsti.

Opere di Inserimento Paesaggistico

Tutto il perimetro dell’area di progetto sarà delimitato da una siepe di altezza adeguata per mascherare la presenza dell’impianto.

Cumulo con altri progetti

L’impianto fotovoltaico proposto, come specificato in premessa, ricade in zona sottoposta al Piano Regolatore dell'Area di Sviluppo Industriale di Sassari-Porto Torres-Alghero che interessa, oltre al territorio in esame, anche quelli dei comuni di Ittiri, Olmedo, Ossi, Putifigari, Sassari, Sennori, Sorso, Tissi, Uri, Usini.

In particolare l’area interessata, posta a SUD della predetta perimetrazione, fa parte di quelle non ancora infrastrutturate ma finitima ad un territorio estremamente compromesso sotto l’aspetto

20 prettamente ambientale e paesaggistico, vista la presenza a Nord-Nord-Est dell’area industriale di Porto Torres, che si estende su una superficie fronte mare di oltre 2.000 ettari, ove, negli anni Sessanta, nacque l’impero petrolchimico della S.I.R., il quale consentì nel volgere di un decennio l'occupazione di oltre 4.000 operai più l'indotto per poi lasciare spazio ad un percorso di continua decadenza che ha portato al giorno d’oggi a mantenere forse un migliaio di addetti, ma, al contempo, stabilimenti oramai obsoleti in un area che è ricaduta all’interno della perimetrazione dei siti di interesse nazionale per il potenziale inquinamento del suolo, e che è pertanto soggetta ad indagini approfondite. Ad Nord-Ovest dell’area interessata all’impianto è ubicata la centrale termoelettrica E.ON unitamente al finitimo parco eolico ENEL da circa 12 MW, a Ovest la grande discarica di scala Erre che costituisce il bacino di raccolta di proprietà comunale ove mensilmente vengono collocate circa 8.000 tonnellate di rifiuti provenienti da 19 Comuni della Provincia di Sassari e, in particolare, Alghero, Cargeghe, Codrongianos, Florinas, Ittiri, Muros, Olmedo, Osilo, Ossi, Porto Torres, Putifigari, Sassari, Sennori, Sorso, Stintino, Tissi, Uri, Usini, Villanova Monteleone.

A Sud della zona interessata al progetto si estendono due grandi cave di inerti: quella di Monte Rosé, più prossima all’impianto in progetto e quella di Monte Alvaro, di maggiori proporzioni collocata su un’area di novanta ettari.

Il quadro territoriale sopra sintetizzato dimostra che non possono individuarsi effetti cumulativi rispetto agli impianti ricompresi nell’area industriale in quanto l’impianto proposto, differentemente da quelli esistenti e succitati, non comporta emissioni in atmosfera, si differenzia notevolmente per l’uso del suolo e/o della falda.

Utilizzazione di risorse naturali

E’ ormai unanimemente riconosciuto che l’installazione degli impianti fotovoltaici è certamente una scelta responsabile, in quanto, nel rispetto assoluto dell’ambiente, contribuiscono a ridurre lo sfruttamento delle risorse naturali convenzionali quali il gas, il petrolio, il carbone, riducendo al contempo le emissioni dei gas responsabili dell’effetto serra e dell’inquinamento atmosferico.

21 La risorsa naturale è intimamente legata alla struttura economica nella quale si vive. Infatti mentre anticamente erano considerate risorse naturali le sole terre agricole e/o i campi destinati alla produzione delle essenze pabulari, oggi queste le riconosciamo solo come "risorse agricole". L'industrializzazione, succedutasi allo scientismo tecnologico, ha generato i concetti di risorsa mineraria, energetica e, in particolare, di risorsa ambientale connaturata alla natura incontaminata ed al paesaggio.

Le risorse naturali hanno la caratteristica fondamentale di non essere prodotte dall'uomo ma di avere, per il medesimo, un'utilità ed un valore economico, pertanto l'uomo non crea il petrolio, ma lo può estrarre, lavorare e vendere, così come, ovviamente, avviene per i metalli, l'energia del vento, le risorse ittiche o l’ambiente stesso che rispondendo ad un bisogno dell'uomo può essere economicamente valorizzato con la creazione delle aree protette come Parchi nazionali, aree naturali protette, SIC, ZPS ecc.

Le risorse naturali infine si suddividono in rinnovabili o non rinnovabili a seconda che si rinnovino attraverso un ciclo biologico breve o giacché presenti in quantità predeterminate si rinnovino con lunghi cicli geologici.

Considerato che l’impianto fotovoltaico sfrutta sostanzialmente la sola energia irradiata dal sole possiamo dire che utilizza una risorsa rinnovabile in senso stretto e, non comporta per contro inquinamento atmosferico.

Interviene solo parzialmente sulla risorsa naturale “suolo” dato che lo occupa per un periodo predeterminato dalla “vita” dei pannelli che in genere non supera i venticinque/trenta anni, ma contestualmente non lo depaupera ed anzi attraverso la sospensione di lavorazioni, concimazioni ecc. gli consente di ricostituirsi in modo assolutamente naturale. La “non-lavorazione” del terreno infatti, anche nell’ambito del semplice avvicendamento colturale, rappresenta lo strumento principe per la realizzazione di sistemi agricoli “sostenibili” in grado, nel lungo periodo, di conservare la fertilità del terreno e di salvaguardare la redditività del processo produttivo.

22 Produzione di rifiuti

L’esercizio del proposto parco fotovoltaico non comporterà produzione alcuna di rifiuti.

Unici momenti di produzione di quest’ultimi saranno quelli legati alle fasi di costruzione (cantiere) e dismissione. In ogni caso sia rispetto alla prima fase, stimata in mesi 6 circa, che nella seconda tutte le materie di risulta saranno conferite a discarica autorizzata e/o comunque smaltite secondo le indicazioni contenute nell’ambito delle normative vigenti al momento specifico.

Concludendo sull’argomento corre l’obbligo di specificare che la maggior consistenza degli inerti prodotti nell’ambito degli scavi preordinati alla realizzazione dei cavidotti piuttosto che alle platee di fondazione delle cabine di trasformazione saranno pressoché integralmente riutilizzati nei successivi rinterri.

Inquinamento e disturbi ambientali

Il funzionamento dell’impianto proposto non presupporrà uso di combustibile, produzione di rumore e emissioni di gas serra (o gas nocivi per l'ambiente). L’energia solare, in quanto simbolo per antonomasia di energia pulita e rinnovabile, comporterà nel luogo di installazione un inquinamento assolutamente minimale e pressoché irrilevante.

Rischio di incidenti

Il pericolo di incidente per l’ambiente circostante l’opera proposta è, ovviamente, solo una ipotesi di lavoro data l’aleatorietà propriamente insita nel titolo di questo paragrafo.

E’ possibile individuare un rischio derivante da eventi di tipo naturale, chiaramente del tutto indipendente dalla tipologia di intervento proposto, ed un rischio determinato, derivante e legato invece proprio dall’intervento medesimo.

23 Considerato che, normalmente, il rischio si valuta moltiplicando la probabilità che un determinato evento avvenga per il danno che ne conseguirebbe, nel caso in esame possiamo affermare che:

Ipotesi di evento naturale probabilità: dagli studi storici effettuati con specifico riferimento all’ultimo trentennio si è accertato che nel periodo medesimo non si sono verificati eventi naturali quali maremoti, terremoti, alluvioni ecc. pertanto dall’analisi storica, possiamo affermare che la probabilità di rischi naturali è pari a zero. Danno: elevato Rischio = probabilità x danno = 0

Ipotesi di evento legato alle tecnologie utilizzate probabilità: la probabilità è fortemente limitata in fase di esecuzione dall’adozione di tutte le misure di prevenzione e protezione previste dal Decreto legislativo n. 81/2008 (Testo Unico della sicurezza) e successive modifiche e integrazioni, mentre per quanto attiene la fase di esercizio dalla conformità dell’impianto proposto con la vigente normativa CEI e IEC. Danno: in ogni caso è e/o sarà minimizzato dall’utilizzo dei sistemi di protezione individuale previsti dalla normativa in vigore, nonché dal fatto che non saranno utilizzate tecnologie e/o sostanze nocive di genere alcuno. Rischio = probabilità x danno = minimo

24 Localizzazione del progetto

Inquadramento territoriale del sito e viabilità

Il sito ove si intende realizzare l’impianto fotovoltaico è, come più volte specificato, ubicato nel territorio del Comune amministrativo e censuario di Porto Torres a Sud della grande area industriale di quest’ultimo centro urbano. Il lotto di territorio in cui ricade l’area di progetto, avente dimensioni di circa 22.80 ettari, si estende tra le quote altimetriche 42m s.l.m. e 51 m s.l.m. e confina a Nord, Est ed Ovest con altra proprietà mentre a Sud con la S.P. 34 (Porto Torres – La Pelosa).

Nell’ambito dello studio sulla localizzazione dell’impianto è stata preliminarmente eseguita una ricognizione attenta e puntuale della rete viaria locale esistente per esaminare e giudicare l’idoneità e capacità della stessa ad essere validamente utilizzata per gli scopi specifici del progetto proposto.

Come si evince dalla figura n. 3 sotto riportata, la vicinanza del sito al porto commerciale e industriale di Porto Torres, pari a poco meno di sei chilometri in linea d’aria, ed il diretto, semplice e agevole collegamento col medesimo attraverso la esistente rete viaria rappresentata dalla nuova S.P. 34 è certamente, sotto l’aspetto economico, logistico e della riduzione dell’impatto ambientale, un punto di forza del progetto in quanto consentirà un rapido accesso al fondo ai mezzi pesanti che trasporteranno pannelli e strutture di sostegno senza che sia necessaria l’apertura di nuove strade, la regolarizzazione del profilo di quelle esistenti e nessuna opera di movimento di terra.

25

Figura 3. Inquadramento generale dell’area di intervento

26 Inquadramento cartografico e catastale

Il sito, come si vede nello stralcio sotto riportato, è ricompreso all’interno della cartografia dell’Istituto Geografico Militare (scala 1:25.000) nell’ambito del Foglio n. 441, sezione III, denominata “Porto Torres”.

N

Figura 4. Stralcio I.G.M. 1:25.000

Mentre in relazione alla Carta Tecnica Regionale (scala 1:10.000) il sito è inquadrato all’interno della sezione 44130.

27 N

Figura 5. Stralcio C.T.R. scala 1:10.000

28

Dalle indagini effettuate presso l’Agenzia del Territorio di Sassari il lotto, nella sua interezza, è collocato nelle mappe del Nuovo Catasto Terreni del Comune censuario di PORTO TORRES e meglio identificato sul Foglio 15 All. A, p.lle 3 e 75 per una complessiva superficie pari ad Ha. 27.96.80. Di tale superficie ai fini del presente intervento E.ON Climate & Renewables Italia Solar S.r.l. dispone e di fatto utilizzerà soltanto una porzione (campita in rosso nella figura sottostante) avente superficie pari a Ha. 22.80 circa.

Figura 6. Stralcio catastale

29 Stato Attuale delle Componenti Ambientali

Meteorologia e clima

In Sardegna (data la sua posizione geografica) vi è un clima di tipo temperato caldo, ed in particolare lungo la fascia costiera si rilevano temperature medie annue di circa 16°C. Il vento prevalente, soprattutto nella stagione invernale è il maestrale proveniente da Nord-Ovest. Le precipitazioni sono concentrate soprattutto in autunno ed inverno.

Temperatura

La seguente tabella riporta le statistiche relative alla temperatura dell’aria misurata presso la stazione della termo centrale E.ON di Fiume Santo nel periodo compreso fra gennaio 2004 ed ottobre 2009.

Centrale di G F M A M G L A S O N D Fiume Santo Media 11,7 11,8 13,2 16 19,7 22,8 25,8 25,7 23,8 20,2 15,6 12,7 Massima 19,9 22,7 27,7 36,1 34 38,4 39,8 39,9 36,9 36,5 26,4 21 Minima 2,8 2 3,8 7,8 5,7 11,5 16,5 15,5 13 11,2 4,2 3,9

Dalla tabella che precede emergono le caratteristiche di un clima temperato sub-tropicale con medie annue superiori a 17 °C, media mensile per febbraio di oltre i 10 °C e cinque mesi con temperatura media superiore a 20 °C.

Precipitazioni

Le precipitazioni sono generalmente limitate, con bassa frequenza in primavera e maggiormente presenti in autunno ed inverno. Le piogge sono normalmente rappresentate da rovesci violenti con totali annui caratterizzati da accentuata instabilità. Il regime pluviometrico è di transizione tra il sublitoraneo ed il mediterraneo. Nella tabella che segue sono riportate le statistiche derivate dai rilevamenti di alcune stazioni del bacino imbrifero del Rio Mannu di Porto Torres.

30 Valori di Piovosità Media nella Stazione di Porto Torres (Mennella)

STAZIONE G F M A M G L A S O N D ANNO Mannu di Porto Torres Thiesi (472 m slm) mm 104 91 78 67 47 16 8 9 63 83 128 131 825 giorni 10 9 8 7 6 2 1 1 4 8 10 12 78 Sassari (224 m slm) mm 62 59 58 52 41 10 4 7 46 71 88 98 596 giorni 9 8 8 7 5 2 1 1 4 8 9 12 74 Porto Torres (2 m slm) mm 48 47 44 36 30 11 3 12 35 75 86 88 515 giorni 8 8 8 6 5 2 1 1 4 7 9 10 69

Leggendo i valori riportati nella tabella emerge che il picco di piovosità è in dicembre, mentre il minimo in luglio.

Igrometria

In Sardegna l’umidità relativa è generalmente alta, con un valore medio annuo intorno al 70% nelle zone più propriamente costiere e con valori inferiori nelle aree interne. Il massimo principale è riscontrabile nei mesi di dicembre/gennaio mentre il minimo principale nei mesi di luglio/agosto. Nel caso specifico della zona ove è inquadrabile l’area di progetto (costa del versante settentrionale della Sardegna) il massimo si rileva in maggio.

Umidità Media Relativa nella Stazione di Porto Torres (Mennella)

STAZIONE G F M A M G L A S O N D Porto Torres (15 m) 78 76 77 76 79 73 73 73 76 77 78 78

Umidità Relativa Media Massima e Minima Mensile (centrale E.ON 2004-2009)

STAZIONE G F M A M G L A S O N D Centrale Fiume Santo Media 68,4 67,5 70,8 75,5 76,5 78,3 78,3 77,9 77,5 77,9 71,4 69,1 Massima 88,4 87,7 89,2 91,3 93,5 97,3 98,4 96,6 98,8 98,1 92,8 88,8 Minima 35,4 35 35,3 39,7 37 38,5 35,2 39,8 42,3 35,2 35,6 35

Dai rilevamenti della centrale E.ON si rileva un clima moderatamente asciutto con valori medi mensili di umidità relativa variabili fra il 67,5% di Febbraio e il 78,3% di Giugno e Luglio.

31 Anemologia

Nell’isola si ha una predominanza di Maestrale e Grecale durante l’inverno mentre nella stagione estiva si assiste ad una generalizzata stabilità del tempo con brezze e venti di bassa intensità. Nella immagine che segue è riportata la rosa del vento annuale (rilevazioni del ventennio 1954 -1974) della stazione dell’Asinara (118 metri s.l.m.) appartenente alla rete del Servizio Meteorologico dell’Aeronautica Militare. I venti dominanti in tale stazione provengono dai quadranti occidentali (W, WSW e WNW, per circa il 42% dei casi), circa l’82% di tali eventi anemologici corrisponde a intensità superiori a 4 m/s. In particolare, i casi con vento di intensità superiore a 12 m/s corrispondono ai settori W e WSW. Ai venti occidentali seguono quelli orientali (circa per il 26% degli eventi esaminati). In particolare, il 17% degli eventi proviene dai settori E ed ENE, il 6% da ESE e SE e il 3% da NE. Le componenti più intense, con velocità maggiore di 12 m/s sono associate ai settori E ed ENE.

Rosa del Vento Annuale – Stazione SMAM dell’Asinara

AREA DI INTERVENTO

32 Rosa del vento stazione Centrale E.ON

Le rilevazioni della stazione della centrale E.ON (Gennaio 2004 - Ottobre 2009) dimostrano una prevalenza di venti dal IV quadrante ed in particolare da Ovest-Sud Ovest con una velocità del vento al suolo che nel 1.5% dei casi ha intensità superiore ai 13,8 m/s. I periodi di calma di vento e cioè con intensità inferiore a 0,5 m/s, sono praticamente assenti (0,3% dei casi).

Inquadramento idrografico

Gli ambienti acquatici interni dislocati nel territorio ove si intende realizzare l’impianto fotovoltaico rivestono una enorme importanza nell’ambito dell’equilibrio ecologico e sono rappresentati dagli stagni di “Pilo” e di “Casaraccio” e, più propriamente, sotto l’aspetto idrografico, il “Fiume Santo” ed il “Rio Mannu” di Porto Torres, oltre taluni corsi d’acqua minori a regime stagionale.

Lo stagno di Casaraccio , ubicato nella penisola di Stintino, ad una distanza di 14.5 km dal sito di progetto, ha una superficie di circa 85 ha, profondità massima di circa 2 m e profondità media di 1 m. Lo stagno è in comunicazione con il mare tramite un canale che consente il ricambio idrico. Il

33 bacino imbrifero sotteso ha un’estensione pari a 11,7 km 2 ed è caratterizzato da un’attività pastorale intensiva. Per quanto riguarda la qualità delle acque il contenuto di cloruri varia da un minimo di 20 ad un massimo di 25 g/l correlati con la siccità estiva, pH con valore circa 8 relativamente costante e percentuale media di saturazione dell’ossigeno disciolto pari al 90%.

Lo stagno di Pilo , situato ad Ovest di Porto Torres e distante circa 6 Km dal sito di progetto, ha un’estensione di circa 119 ha, profondità massima di circa 2 m e profondità media di circa 1 m. La salinità varia molto (da 8 a 18 g/l di cloruri) in quanto con cadenza annuale lo stagno viene artificialmente messo in comunicazione con il mare per consentire la monta del novellame. Il pH presenta valori compresi tra 8 e 10 e l’ossigeno disciolto espresso in % di saturazione ha valori variabili tra 60 e 120% nello strato superficiale, e forti deficit verso il fondo. Tale corpo idrico mostra uno stato eutrofico con elevati valori di clorofilla a .

Il Fiume Santo, che sottende un bacino di circa 80 km 2, nasce dal Monte lu Ferru (m 228) col nome di rio d’Astimini e dopo un percorso di circa 22 km sfocia nel Golfo dell’Asinara, in prossimità di Porto Torres, fra lo stagno di Pilo e lo stagno di Gennano. Tale corso d’acqua ha regime torrentizio con portate medie invernali di circa 500 m 3/h (valori massimi di 1000 m 3/h) e nulle in estate.

Il rio Mannu con un bacino di circa 670 km 2 e lunghezza di 65 km, convoglia a mare le acque di rio Minore e rio Ertas in sinistra idrografica e rio Bidighinzu, rio Mascari e rio d’Ottava in destra. Tale corso d’acqua nasce nel territorio comunale di Thiesi e dopo un percorso con andamento Sud Ovest – Nord Est sfocia presso Porto Torres. Il rio Mannu presenta un regime idrologico fortemente legato alle precipitazioni con portate medie estive di circa 300 m 3/h e punte di 9.000 m 3/h in periodo invernale dopo piogge prolungate. La qualità delle acque del rio Mannu è soggetta ad una variabilità di tipo stagionale sia a causa della diluizione degli inquinanti operata dagli apporti meteorici al regime di portata del fiume, sia in virtù dell’immissione di effluenti inquinanti da parte di attività a carattere stagionale (caseifici e frantoi). In particolare campagne di indagine della qualità delle acque effettuate poco a monte della foce, in regime di piena (ottobre) e di magra (giugno), hanno rilevato i valori che alcuni dei parametri macrodescrittori per la determinazione dello stato di qualità ambientale ai sensi del D.Lgs. 152/06 , (BOD 5 e ammoniaca) presentano concentrazioni che individuano un forte livello di inquinamento.

34 Tale condizione è confermata da indagini di qualità delle acque eseguita dalla Provincia di Sassari nel periodo 2000 – 2001 che mostrano uno stato di salute cattivo del rio Mannu dove sono state misurate concentrazioni elevate di azoto totale, fosforo totale ed ammoniaca, frutto evidentemente di scarichi urbani. L’effetto del cattivo stato del fiume è visibile anche nel tratto di mare antistante la sua foce.

Inquadramento geomorfologico

Nella cartografia ufficiale dello Stato italiano, redatta dall’I.G.M., tali aree sono ricomprese nel foglio 441 sezione III SO Porto Torres. L’area interessata all’intervento è delimitata a Nord da altre proprietà a loro volta finitime alla nuova S.P. 57 Porto Torres - Palmadula, a Sud lambisce la Strada Provinciale n. 34 Porto Torres – La Pelosa”, ad Ovest da fondi del medesimo proprietario ed infine ad Est da fondi di proprietà terzi. L’area si colloca all’interno della sub-regione storica denominata Nurra, orograficamente pianeggiante con modesti rilievi che non superano i 400 m di altitudine, con una storia morfologica complessa nella quale si riscontrano differenti realtà geologiche dal paleozoico al quaternario. Nel dettaglio si può affermare che nella zona interessata vi sono rappresentate formazioni calcaree di tipo dolomitico, dolomie calcaree, calcari grigiastri bruni di matrice selcifera, risalenti al triassico ed al giurassico poste principalmente nell’entroterra, in direzione Sud, e costituenti la maggior parte dei piccoli rilievi che caratterizzano il territorio. Nell’ambito di queste formazioni vi sono pianure di sabbioni alluvionali di matrice fluviale dell’olocene, tipiche dei bassi corsi fluviali della zona e cordoni litoranei fossili e formazioni retrodunali che hanno creato gli stagni di Pilo a N-O e di Genano a N-E posti alle immediate spalle delle spiagge di Ezzi Mannu e Fiume Santo. In questo tratto si sviluppa una grande pianura costiera in senso Est-Ovest per diversi chilometri, caratterizzata da un profilo leggermente ondulato a causa delle vallecole prodotte dai corsi d’acqua stagionali che la attraversano.

Inquadramento geologico strutturale regionale

35 Il quadro geologico generale dell’area esaminata è riportato nella cartografia ufficiale rappresentata dal Foglio geologico N°179 in scala 1:100.000. Alla base dell’edificio geologico vi è un Complesso metamorfico, di età paleozoica che affiora estesamente lungo il settore occidentale della Nurra, da Porto Ferro alla penisola di Stintino. Le litologie affioranti sono composte da metarenarie, filladi, quarziti e meta derivati di vulcaniti a chimismo sia basico che acido, attraversate da un fitto sistema di vene di quarzo. L’età delle metamorfici è compresa tra l’Ordoviciano ed il Carbonifero. La ricristallizzazione metamorfica è di basso grado, in facies degli scisti verdi e mostra un andamento progrado da sud verso Nord. La strutturazione geologica di questo settore e stata descritta nel lavoro di Carmignani et alii del 1979 ove viene interpretata come una grande sinforme che ripiega il fianco inverso di una anticlinale coricata. La sequenza mostra una elevata deformazione plicativa all’interno della quale si distinguono almeno tre fasi deformative sovrapposte ed una scistosità pervasiva che suddivide la roccia in lamine sottili. Sopra il Complesso Paleozoico poggia in discordanza una sequenza calcareo dolomitica di età mesozoica. Al contatto si rinvengono dei depositi clastici (formazione di Punta Lu Caparoni) di età permo-carbonifera, che testimoniano un lungo periodo di emersione instauratosi alla fine del Paleozoico. La successione Mesozoica inizia con una sequenza Triassica che comprende un ciclo completo Trasgressivo — Regressivo in facies germanica che ha inizio con una sequenza clastica continentale (Buntsandestain) e termina, dopo un ciclo di calcari fossiliferi di mare basso (Muschelkalk) con delle marne argillose fossilifere con lenti di gesso (Keuper). La sedimentazione carbonatica continua nel Giurassico con una successione di piattaforma caratterizzata, da calcari oolitici, biocalcareniti, con intercalate marne e calcari marnosi, riferibili al Lias, seguiti da marne, calcari marnosi e dolomie, caratteristici del Dogger, seguiti ancora da dolomie massive e calcari stratificati del Malm. Il passaggio Giurassico — Cretaceo è caratterizzato da marne lacustri e calcari marnosi, seguiti, nel Cretaceo inferiore da calcari di ambiente neritico. Alla fine del Cretaceo inferiore si registra un lungo periodo di instabilità tettonica che porta ad una generale emersione che perdura per tutto il Cretaceo medio accompagnata da un blando piegamento ad assi Est - Sud Est. Caratteristici di questo periodo sono i depositi bauxitici che derivano dal parziale smantellamento della sequenza carbonatica pre cretacea.

36 La sedimentazione riprende nel Cretaceo superiore, in un ambiente di mare basso dove si depositano calcari biohermali a rudiste, calcareniti, marne e marne arenacee e termina alla fine del Cretaceo in coincidenza con una generale emersione della piattaforma Carbonatica. Tutta la sequenza mesozoica è interessata da un blando piegamento, ad assi Est - Nord Est che determina un sistema di sinclinali e anticlinali aperte, a loro volta intersecate da faglie distensive dirette N 60° o Nord Sud. A partire dall’Oligocene superiore e per tutto il Terziario, la Sardegna è interessata da una tettonica disgiuntiva che da luogo ad una serie di bacini tettonici in parte coalescenti che costituiscono quella che viene tradizionalmente definita Fossa Sarda.

Questa evoluzione è accompagnata da vulcanismo di stirpe calco alcalina e dalla sedimentazione di una potente sequenza silicoclastico — carbonatica di ambiente prevalentemente marino che colma le depressioni tettoniche. Le teorie interpretative più recenti tendono a suddividere questa strutturazione in due fasi principali: una attiva tra l’Oligocene superiore e l’Aquitaniano, caratterizzata dalla strutturazione di bacini tettonici transtensivi orientati all’incirca N 6O, ed una attiva tra il Burdigaliano - Tortoniano (Messiniano ?) caratterizzata da bacini a strutturazione NNW. La prima viene messa in relazione con la tettonica trascorrente prodottasi in Sardegna e nella Corsica durante la fase collisionale nord-appenninica; la seconda fase viene invece riferita ad una tettonica estensionale connessa con l’apertura del mediterraneo occidentale e alla rotazione del blocco Sardo — Corso. Nella Sardegna nord occidentale al Terziario si associa una importante struttura tettonica nota come Bacino di Porto Torres. Si tratta di un ampio bacino con geometria a semìgraben, delimitato verso Est da delle faglie dirette orientate pressappoco NNW (faglia di P.ta Tramontana), mentre ad ovest va in on lap sul basamento paleozoico e mesozoico precedentemente decritto. La sequenza sedimentaria che colma questa struttura viene suddivisa in tre sequenze sedimentarie principali. La più antica ha un’età compresa tra il Burdigaliano superiore ed il Langhiano e comprende alla base dei sedimenti clastici continentali seguiti verso l’alto da calcari litorali che passano a siltiti e marne arenacee di ambiente marino più profondo; la seconda sequenza, che arriva fino al Tortoniano - Messiniano inizia anche essa da sabbie continentali di ambiente fluvio deltizio e passa verso l’alto a calcari di piattaforma interna ricchi in alghe calcaree. La terza sequenza infine è costituita unicamente da argille e conglomerati di ambiente fluvio-deltizio ed affiora unicamente

37 in una stretta paleo valle incisa nelle coperture mesozoiche che coincide attualmente con la vallata di Fiume Santo; la sua età è riferita la Messiniano superiore - Pliocene inferiore. Successivamente, come conseguenza dell’apertura del Bacino sud-tirrenico verso la fine del Messiniano e nel Plio-Pleistocene, l’intera Isola è interessata da un’accentuata ripresa della tettonica distensiva la quale favorì una diffusa attività vulcanica a carattere alcalino prevalentemente basaltico.

Inquadramento storico archeologico

La ricerca abbraccia un arco temporale compreso fra il neolitico e l’età alto-medievale. L’area oggetto di studio è compresa nella sub-regione storica denominata Nurra, più precisamente nella sua porzione nord-orientale, delimitata naturalmente ad Est dal Riu Mannu di Porto Torres e ad Ovest dal Fiume Santo. L’area, viste le discrete risorse idriche, la disponibilità di risorse per agricoltura e pastorizia, la buona posizione rispetto ai traffici mercantili, le cave di pietra, le miniere (ferro, piombo, argento), ha sempre avuto un ottimo potenziale economico e insediativo. Il periodo che meglio si conosce è il romano imperiale rispetto al quale vi sono numerosissimi studi e scavi perlopiù riferiti alla colonia Iulia di Turris Lybissonis (odierna Porto Torres), fondata nel I sec a.C., ed il suo territorio che comprende tutto il Nord della Nurra. Rispetto ai periodi preistorico e protostorico di grande importanza sono i siti di epoca neolitica di Monte d’Accoddi, Crucifissu Mannu, quelli di epoca nuragica come Monte Elva, Sant’Elena, Biunis, Margone, Nieddu, Ferrali, Minciaredda, Monti di Li Casi con i rispettivi villaggi. Nel loro insieme i siti precedentemente indicati circoscrivevano l’area compresa fra Monte Alvaro, il Rio Mannu e la costa posta fra la centrale termoelettrica E.ON e la grande area industriale di Porto Torres. Sono inoltre da annoverare sempre sul medesimo territorio insediamenti medievali quali quelli di Fiume Santo, Ezzi Mannu, Ezzi Minori, Corona Romana ed insediamenti più recenti quali le fortificazioni militari della seconda guerra mondiale sottoposte a vincolo da parte della Soprintendenza per i Beni paesaggistici ed architettonici. Riferendosi al periodo neolitico (4000 a.C.- 2700 a.C) le più antiche testimonianze archeologiche rinvenute nella zona sono rappresentate dalle necropoli di Su Crucifissu Mannu e di Li Lioni poste nelle adiacenze della vecchia S.S. 131, la necropoli di Piano di Li Colti, ubicata al confine tra Sassari e Porto Torres, la necropoli di Ferrainaggiu, a Sud di Porto Torres, la necropoli di Cabula

38 Muntones nei pressi del Riu Mannu. Ulteriori memorie dello stesso periodo sono l’importante altare megalitico di forma tronco-piramidale ed il villaggio di Monte d’Accoddi posto 6 km a Sud di Porto Torres in direzione Sassari. Di età nuragica (1800-900 a.C.) è la tomba a prospetto architettonico di Andriolu sita alla periferia Sud Est di Porto Torres caratterizzata dalla riproduzione in facciata di elementi tipici delle tombe dei giganti come la stele centinata e il profilo ricurvo dell’esedra. Mentre nelle aree limitrofe al territorio in esame vi sono numerosi nuraghi ed alcuni villaggi ad essi correlati, unitamente a tre tombe dei giganti. Quelli più importanti sono: a Nord Ovest il nuraghe di Mont’Elva ubicato a circa 3.10 Km, il nuraghe Sant’Elena posto a circa 3 Km, il nuraghe Margone posto a circa 2.3 Km.; a Sud il nuraghe Monti di Li Casi posto a Km. 0.9; in direzione Nord, il nuraghe Minciaredda sito a 3 km, ed infine ad Ovest a circa mt. 250 il nuraghe “Biunis”. Dell’età fenicia e punica compressa fra il 900 a.C. ed il 235 a.C. non vi sono ancora elementi che depongano per una frequentazione stabile della zona in esame e di quelle limitrofe. In ogni caso alcuni ritrovamenti sono stati fatti nelle località di “Pianu Li Colti”, “Li Pidriazzi” e “Biunis” località quest’ultima distante circa 1.5 Km. in direzione est dal sito interessato alle opere. Sono dell’età romana ed altomedievale le maggiori testimonianze archeologiche presenti nella Nurra. La stessa città di Porto Torres, è originata dalla Colonia romana di Turris Libisonis (45 a.C. circa). Della città storica, di grande importanza sotto il profilo commerciale, rimangono numerosi resti monumentali come testimoniano gli scavi effettuati dagli inizi del 900 in poi attraverso i quali sono stati rinvenuti il complesso delle terme centrali, c.d. “palazzo di Re Barbaro” ed altri edifici identificati come tabernae . Dal 1940 vengono “scavati” il quartiere e le terme di Maetzke, posti ad est del complesso principale e le terme e il peristilio Pallottino posto ad ovest, in prossimità dei resti della cinta muraria del III sec. d.C. che racchiude la città antica. Oltre le diverse necropoli dislocate a Sud, Est e Ovest della città, certamente frequentate fra il II e VII sec d. C. e caratterizzate da diverse tipologie funerarie, il monumento di maggior interesse e prestigio è il ponte romano a sette arcate per centotrentacinque metri di lunghezza, risalente al I sec d.C. ubicato ad ovest della città romana. Attraverso detto ponte dalla città si accedeva alla Nurra settentrionale ed alle villae quali quelle di Fiume Santo, Cuili Ercoli, Ezzi Minori e Corona Romana. Queste villae sorte nelle adiacenze di insediamenti preesistenti furono frequentate sino al medioevo insieme ai villaggi medievali di Biunis e Sant’Elena.

39 In ambito ricognitivo, è possibile individuare cumuli di pietra e resti ceramici antichi certamente ricollocati rispetto ai loro originari contesti a causa delle continue lavorazioni superficiali e profonde dei terreni.

Dato atto che il rischio altro non è se non la probabilità che la realizzazione dell’impianto possa intervenire, generando un impatto negativo, sulla presenza di oggetti e manufatti, rispetto alle epoche storiche individuate, si definiscono quattro livelli di rischio:

- nullo : zona priva di rinvenimenti archeologici o di tracce antropiche; - basso : zona di rinvenimenti sporadici, limitrofa ad area archeologica; - medio : zona di rinvenimenti sporadici, contigua ad area archeologica; - alto : zona conclamata come area archeologica.

Dato atto di quanto più sopra esposto e considerato che:

• L’area interessata è limitrofa al sito archeologico del nuraghe “Biunisi”; • Nell’area interessata la presenza di materiali erratici ha una densità bassa o molto bassa tale da non essere considerata indizio certo della presenza di emergenze archeologiche; • La valutazione del rischio archeologico è stata compiuta anche attraverso l’analisi bibliografica e la ricognizione superficiale sul campo, si può ritenere che la zona interessata al progetto presenta livello di rischio basso.

40 AREA DI INTERVENTO INTERVENTO DI AREA

41 Uso dei suoli

Al riguardo si riporta di seguito lo stralcio della tavola dell’uso del suolo contenuta all’interno del Piano forestale regionale per il distretto 02 (Nurra e Sassarese).

Nell’ambito di tale elaborato la zona interessata al progetto è identificata come “SISTEMI AGRICOLI INTENSIVI

AREA DI INTERVENTO

42 Vegetazione

L’area interessata al progetto è inserita nell’ambito del Piano forestale ambientale regionale nel distretto 02 e, per quanto attiene la vegetazione, nel sub-distretto 2b sedimentario mesozoico.

AREA DI INTERVENTO

43 Fauna

Al riguardo si riporta di seguito un estratto del PROGRAMMA SVILUPPO RURALE 2007-2013 REG.(CE) N. 1698/2005 Allegato 1 ANALISI DI CONTESTO

Biodiversità animale

L’attuale composizione della fauna sarda (44) è il risultato delle vicende geologiche, climatiche ed evolutive svoltesi in milioni di anni, ma anche di introduzioni di diverse specie ad opera dell’uomo, nei tempi preistorici (Cervo, Muflone), in tempi storici (molti animali domestici; Coniglio selvatico, Pernice sarda, verosimilmente introdotta dai Fenici o dai Romani; molte specie di pesci d’acqua dolce) e anche più recentemente (alcune specie di anfibi, rettili, uccelli e mammiferi). Dal 1850 sino ad oggi (2006) si sono riprodotte nell’Isola almeno 243 specie e sottospecie di vertebrati: 9 appartenenti alla classe Amphibia, 22 a Reptilia (tra cui 2 sottospecie localizzate della Lucertola tirrenica: Podarcis tiliguerta ranzii e P.t. toro), 168 ad Aves e 44 a Mammalia (tra cui ben 22 specie di Chiroptera). Di queste 243 specie ne risultano attualmente (1997-2006) estinte 24, appartenenti alla classe dei rettili (Chamaeleo chamaeleon, Elaphe longissima) e a quella degli uccelli: Anas crecca, Aythya fuligula, Oxyura leucocephala, Milvus migrans, Haliaeetus albicilla, Gypaetus barbatus, Aegypius monachus, Pandion aliaetus(45), Colinus virginianus (specie esotica introdotta a scopo venatorio), Porzana porzana, Porzana pusilla, Sterna caspia, Sterna sandvicensis, Chlidonias niger, Riparia riparia, Prunella collaris, Saxicola rubetra, Acrocephalus melanopogon, Hippolais polyglotta, Sylvia comunis, Sylvia borin e Carduelis spinus. Camaleonte, Alzavola, Moretta, Nibbio bruno, Voltolino, Topino, Sordone, Stiaccino, Forapaglie castagnolo, Canapino, Sterpazzola e Beccafico sono da considerare specie nidificanti occasionali storiche – tutte ancora da omologare. Pertanto, attualmente (1997– 2006) i Vertebrata che si riproducono nell’Isola sono 219 (9 anfibi, 20 rettili, 146 uccelli e 44 mammiferi).

(44 ) Viene presa in considerazione soltanto la fauna selvatica (anfibi, rettili, uccelli, mammiferi), come definita nella L.R. n.23/1998 “Norme per la protezione della fauna selvatica e per l’esercizio della caccia in Sardegna”. (45 ) Sembra che la specie abbia nidificato nel 2006 con successo nuovamente in Sardegna.

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Complessivamente, delle 219 entità faunistiche considerate, 23 (10,5%) risultano minacciate (CR, EN, VU) (47) a livello mondiale, 77 a livello nazionale (35%) e 60 a livello regionale (27,4%). Il processo di estinzione delle specie, tuttavia, viene controbilanciato da immigrazioni naturali e, in alcuni casi, da introduzioni effettuate dall’uomo. Le immigrazioni naturali interessano prevalentemente la classe degli uccelli grazie alla loro elevata capacità di dispersione: Nycticorax nycticorax, Ardeola ralloides, Bubulcus ibis, Egretta garzetta, Ciconia ciconia, Plegadis falcinellus, Phoenicopterus ruber, Anas clypeata, Anas strepera, Aythya ferina, Circus pygargus, Himantopus himantopus, Recurvirostra avosetta, Gareola pratnicola, Larus ridibundus, Larus genei, Gelochelidon nilotica ed altre. Le introduzioni degli ultimi decenni ad opera dell’uomo riguardano, tra le altre specie, Rana esculenta, Chamaeleo chamaeleon, Cygnus olor, Phasianus colchicus, Pica pica, Myocastor coypus e, più recentemente, Mustela vison - queste ultime due specie evase da allevamenti a scopo commerciale. Tra le peculiarità della fauna sarda vanno menzionate le numerose specie e sottospecie endemiche “della Sardegna” e “della Sardegna e della Corsica” (Tirrenide), tra le quali: (Anfibi) Euprotto sardo, Geotritone dell’Iglesiente, Geotritone imperiale, Geotritone del Supramonte; (Rettili) Lucertola di Bedriaga, Lucertola Campestre, Lucertola tirrenica del Toro, Biscia dal collare Sarda

45 (Natrix natrix cetti), Gongilo; (Uccelli) Astore Sardo, Barbagianni di Sardegna, Cinciallegra sarda e Ghiandaia sarda, ma anche (Mammiferi) il Cervo sardo, l’Orecchione sardo e il Ghiro sardo. Le forme esclusive dell’Isola o della Tirrenide raggiungono per l’erpetofauna oltre il 50% di tutte le specie autoctone appartenenti a queste due classi di vertebrati sardi.

(46 ) Nel conteggio complessivo dei Reptilia della Sardegna sono comprese anche le due sottospecie distinte, geograficamente isolate e riconoscibili sul campo, della Lucertola tirrenica: Podarcis tiliguerta toro (Isola del Toro) e Podarcis tiliguerta ranzii. (Isola di Molarotto). (47 ) CR : in pericolo critico; EN : in pericolo; VU : vulnerabile; CR+EN+VU : minacciate

La Sardegna, oltre a forme esclusive, ospita popolazioni di specie piuttosto rare e localizzate in altre parti dell’Italia o dell’area mediterranea: attualmente la più grande colonia europea del Gabbiano roseo si trova, con oltre 3.000 coppie, nelle zone umide cagliaritane (Stagno di Molentargius; Stagno di Cagliari), in cui si è insediata nel 1976 (Schenk, 1976); sin dal 1993 (Schenk et al., 1995) una numerosa colonia nidificante del Fenicottero rosa, con più di 6.000 coppie nel 2006, si riproduce nelle due zone umide sopra citate; con circa 600 coppie l’Isola ospita, inoltre, circa il 10% della popolazione mondiale della forma nominale del Pollo sultano (Porphyrio porphyrio porphyrio), un rallide di origine etiopica. Le colonie di uccelli marini lungo le coste italiane e sulle piccole isole disabitate sono tra gli insediamenti più importanti d’Italia e le colonie di Phalacrocorax aristotelis desmarestii, Puffinus yelkouan, Calonectris diomedea e Hydrobates pelagicus melitensis, nonchè del Gabbiano reale mediterraneo (Larus cachinnans) e di Larus audouinii sono tra le più importanti in tutto il Mediterraneo; nella Sardegna nord-occidentale sopravvive l’unica popolazione autoctona del Grifone (Gyps fulvus) in Italia (Aresu & Schenk, 2004), l’ultimo dei 3 grandi avvoltoi europei ancora nidificante in Italia. La Sardegna, però, riveste una notevole importanza anche come zona di sosta per numerose specie di uccelli migratori, sia durante il passo post-riproduttivo che durante quello pre-riproduttivo e in periodo invernale. In particolare, si sottolinea il ruolo strategico che le zone umide costiere della Sardegna rivestono come zone di sosta e di svernamento degli uccelli acquatici provenienti dai paesi nordici. Negli ultimi censimenti invernali risulta la presenza regolare di oltre 120.000 individui in circa 80 specie, tra cui molti Cormorani, Fenicotteri, anatidi e Folaghe.(48) Infine va ricordato la grande importanza biogeografia dell’entomofauna e in generale degli invertebrati della Sardegna, in particolare di quella cavernicola e degli stagni temporanei mediterranei. Gli uccelli come anche i chirotteri sono degli ottimi indicatori di biodiversità degli agro-ecosistemi, in quanto la diversità e l'abbondanza di piante ed insetti influenza direttamente la disponibilità di risorse trofiche (cibo) per questi animali. Gli elementi del paesaggio agrario quali siepi, zone marginali non coltivate, boschetti e aree cespugliate sono importantissimi per molte specie selvatiche, quali i

46 rettili, l’entomofauna in generale, oltreché per i mammiferi e gli uccelli. Questi elementi di naturalità forniscono alle specie cibo, protezione dai predatori e siti di riproduzione. Se si confronta la biodiversità (ricchezza di specie di vertebrati riproducentisi) complessiva della Sardegna con quella degli agro-ecosistemi dell’Isola, si nota come in questi ultimi si riproducono 141 specie o il 64,4% delle 219 specie di Vertebrati presenti, con una variazione tra il 33,3% (anfibi) e il 79,5% (mammiferi).

La classe degli uccelli occupa, con una incidenza del 60,3%, una posizione intermedia.

Tra le specie che attualmente si riproducono negli habitat degli agro-ecosistemi della Sardegna le entità minacciate (CR, EN, VU) a livello globale, italiano e/o sardo sono 35, tra le quali - a livello sardo – (Rettili) Archeolacerta bedriagae, (Uccelli) Falco naumanni, Cicoria cicoria, Coracias garrulus, (Mammiferi) Myotis capaccinii, Myotis myotis, Barbatella barbastellus Cervus elaphus corsicanus. La mancanza di anfibi è ascirivibile alla mancanza di corpi idrici di una certa estensione. Se è vero che l'attività agricola influenza anche la qualità dell'ambiente delle aree naturali circostanti le aree coltivate (si pensi all'inquinamento dei corpi idrici da parte di pesticidi, fertilizzanti e liquami zootecnici), è anche vero che gli agro-ecosistemi ad agricoltura estensiva ospitano (ancora) specie di grande interesse conservazionistico, come Tetrax tetrax, Burhinus oedicnenus, Coracias garrulus, Upupa epops, Merops apiaster, Melanocorypha calandra,

47 Calandrella brachydactyla, Miliaria calandra ed altre con uno status di conservazione insoddisfacente a livello comunitario (49). Sebbene si possano riscontrare forti concentrazioni di specie di particolare interesse ecologico (ad esempio uccelli acquatici migratori) anche in zone di agricoltura più intensiva, quest’ultima provoca effetti nocivi sull’ambiente, quali l’impoverimento e l’erosione dei suoli, il sovrasfruttamento delle risorse idriche, la diminuzione della biodiversità, il cambiamento del paesaggio e la distruzione delle aree naturali residue. In Sardegna esistono diverse popolazioni e razze di animali domestici minacciate di estinzione, tra queste si annoverano: tra gli ovini e i caprini, la Pecora nera di Arbus (vello nero, taglia piccola e presenza quasi costante di corna in entrambi i sessi), la Capra Sarda e la Capra Sarda Primitiva; tra i suini, il Suino Sardo; tra gli equidi, il Cavallo del Sarcidano, il Cavallino della Giara, l’Asino Sardo e l’Asinello dell’Asinara. Tra i bovini, invece, la razza Sarda, la Sardo-Modicana e la Sardo-Bruna, per le quali è stato rilevato un trend negativo regionale della consistenza delle relative popolazioni (in particolare -44% per la razza Sarda e –13% per la Sardo-Modicana nel periodo 1997-2000),(50) che deve essere considerato come un forte segnale della necessità di contrastare la perdita di biodiversità genetica degli animali domestici. Al fine di salvaguardare, incentivare, migliorare e favorire l’allevamento in purezza sono stati istituti in tempi diversi i Registri Anagrafici e i Libri Genealogici, relativi a quasi tutte le suddette razze.

(49 ) BirdLife International, 2004 (50 ) Fonte: L’allevatore sardo – bimestrale di informazione zootecnica, n°44 del 20/12/2000

Per quanto riguarda la razza caprina Sarda Primitiva, la razza equina Cavallo del Sarcidano e suina Suino Sardo al momento non vi sono allevamenti iscritti. Grazie ai suddetti Registri Anagrafici e Libri Genealogici, la Regione Autonoma della Sardegna si è proposta di migliorare l’identità genetica degli animali, preservandola dai pericoli derivanti dall’uso indiscriminato dell’incrocio industriale, potenziarne le capacità produttive senza comprometterne la rusticità ed infine promuoverne la diffusione e l’espansione negli ambienti idonei.

48 Con particolare riferimento a quest’ultimo aspetto, occorre ricordare che in alcune zone della Sardegna l’allevamento delle razze locali rustiche è l’unica forma di utilizzazione e sfruttamento del territorio, tale da garantire la presenza dell’uomo in ambienti che altrimenti sarebbero del tutto abbandonati.

Inquadramento e coerenza con P.R.T. A.S.I.

La prima stesura del P.R.T. A.S.I. risale al novembre 1971 (approvato con Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 05/11/71 ) e successivamente è stato oggetto di numerose Varianti.

La principale Variante del Piano Regolatore Territoriale (PRT) dell’Area di Sviluppo Industriale (ASI) di Sassari – Porto Torres – Alghero è stata approvata con D.A. 76/U del 22 luglio 1991 (pubblicato sul BURAS n. 44 il 6 novembre 1991); l’ultima variante, che prevede l’adeguamento dello schema di lottizzazione dell’agglomerato industriale di Alghero – San Marco, al fine di consentire la realizzazione di un impianto di compostaggio di qualità intercomunale, è stata invece approvata a gennaio 2008 e pubblicata sul BURAS n.9 il 6 marzo 2008.

Quest’ultima variante, essendo indirizzata all’agglomerato industriale di Alghero, non influisce sull’area oggetto di questo studio.

Lo studio della Variante di Piano più consistente, ossia quella del 1991, è stato impostato tenendo conto delle modifiche intervenute nel contesto culturale, economico e territoriale dell’ASI dopo l’approvazione della Variante precedente (1985) e precisamente:

• l’indice di saturazione delle superfici, inteso come rapporto fra la superficie occupata da aziende (in esercizio, non attive, in costruzione) e la superficie disponibile per lotti industriali, risulta, per l’agglomerato di Porto Torres, estremamente elevato (89,4%) con un residuo di aree disponibili pari al 10,6%; • l’esigenza, ormai maturata, di una maggiore attenzione ai problemi dell’ambiente, sia in termini di qualità delle componenti ambientali (aria, acqua e suolo) che di paesaggio industriale.

49 Rispetto a queste modificazioni le analisi condotte hanno consentito di verificare un rilevante squilibrio tra domanda di insediamenti già espressa e prevedibile nei successivi anni ed offerta di suoli per l’industria.

La logica della Variante del 1991 è quella di creare un sistema articolato di tre agglomerati industriali con diverse funzioni ed in grado di offrire, con il minimo impatto sull’ambiente, fattori diversificati di localizzazione e quindi maggiori convenienze alle attività produttive della Sardegna settentrionale.

In particolare, l’agglomerato di Porto Torres, risulta caratterizzato dall’esistenza di un centro intermodale per lo scambio mare terra e ferro gomma, in grado di interconnettere il più grande porto della Sardegna settentrionale con la rete ferroviaria e con l’asse viario principale della Sardegna, nonché da una rilevante disponibilità di lotti per la media e grande industria, in un contesto territoriale riqualificato dal punto di vista ambientale.

Questa Variante non ha comportato modificazioni al perimetro dell’agglomerato così come già definito, né alla fascia vincolata esternamente all’agglomerato di Porto Torres.

Resta confermato lo schema generale dell’agglomerato che comprende la grande area petrolchimica Polimeri Europa – Syndial – Ineos Vinyls e, più a Ovest, la Centrale Termoelettrica E.ON , il grande porto industriale e commerciale articolato in due settori e la viabilità principale costituita ad Est dal tratto terminale della Variante alla SS 131 (camionale) e a Sud dall’asse industriale principale con funzione di supporto alla viabilità di servizio per gli altri insediamenti industriali.

La Variante del 1991 consente dunque un utilizzo a fini industriali dell’area dell’agglomerato, più aderente alla domanda di suoli ipotizzabile per il futuro.

In data 19.03.2010 è stata emanata la delibera n. 21 con la quale si propone la variante al Piano regolatore territoriale del Consorzio ASI di Sassari – Alghero – Porto Torres secondo cui sono da intendersi idonee le seguenti aree per l’installazione di impianti fotovoltaici: √ aree entro una fascia di 200 mt. all’esterno dei perimetri dei tre agglomerati ASI √ aree per impianti agricoli

50 √ aree per impianti agricoli e servizi √ aree verdi consortili √ aree da convertire a verde pubblico √ zone adibite a verde agricolo. In data 01.04.2010 si è tenuta la conferenza di servizi istruttoria con la quale si è ottenuto il parere favorevole da parte dei comuni di Sassari, Porto Torres e Alghero alle proposte di modifica di cui sopra.

L’impianto oggetto della presente relazione ricade per circa 22.80 Ha all’interno della perimetrazione ASI e più precisamente 6.08.18 Ha in verde agricolo e 4.98.73 Ha in verde consortile, Ha 10.09.12 in nuove aree per industrie di varia natura e Ha. 1.63.08 in aree destinate a parcheggi.

51 Nella figura sotto riportata si può vedere un estratto della vigente perimetrazione ASI con indicata l’area a strisce rosse destinata alla realizzazione dell’impianto fotovoltaico

Figura 7. Stralcio del P.R.T. A.S.I.

52 Come si evince dallo stralcio del P.R.T. A.S.I. sopra riportato un’area destinata a parcheggi ricade all’interno del fondo nella sua porzione più prossima a Nord-Est. Nell’ambito della progettazione dell’impianto ed ai fini specifici della ottimizzazione del medesimo si è reso necessario procedere allo spostamento di tale area ed al suo riposizionamento più a Nord. Il tutto modificando necessariamente la conformazione dell’area ma non la superficie e la possibilità di accedervi agevolmente attraverso la prevista viabilità di piano.

Per una miglior comprensione di quanto su esposto si riportano due figure in cui si evidenzia l’attuale destinazione delle aree su cui ricade l’impianto e la futura situazione che prevede lo spostamento dell’area di parcheggio nella porzione a Nord perimetrata in rosso.

53

54 55 Coerenza con il Piano energetico ambientale regionale

Il Piano energetico ambientale regionale è stato adottato con la Deliberazione della Giunta Regionale n. 34/13 del 2 agosto 2006.

Il PEARS ha lo scopo di prevedere lo sviluppo del sistema energetico in condizioni dinamiche: definisce priorità e ipotizza scenari nuovi in materia di compatibilità ambientale degli impianti energetici basati sulla utilizzazione delle migliori tecnologie e sulle possibili evoluzioni del contesto normativo nazionale e europeo, in un contesto di continuo mutamento normativo (comunitario e nazionale) e delle condizioni economiche internazionali nel determinare la dinamica dei prezzi.

Il PEARS svolge un ruolo particolarmente importante per la Regione Sardegna che ha la peculiarità di essere un sistema semi-chiuso, non dotato del metano e delle grandi infrastrutture energetiche, con la necessità di una riserva dell’80% della potenza di punta, comporta un tempo di assestamento lungo per arrivare allo stato di sistema energetico equilibrato.

Per poter accertare la coerenza o meno del progetto proposto con il Piano energetico ambientale regionale della Sardegna si riportano testualmente le parti del PEARS che sono direttamente connesse alla verifica.

I.2. Principali obiettivi del PEARS a) La stabilità e sicurezza della rete Uno degli obiettivi strategici che con il PEARS si intende perseguire è relativo al rafforzamento delle infrastrutture energetiche della Sardegna. L’azione del Governo Regionale intende agevolare, per quanto di sua competenza, una interconnessione strutturale più solida della Sardegna con le Reti Trans-europee dell’Energia, mediante la realizzazione del cavo elettrico sottomarino di grande potenza Sardegna - Italia (di seguito SAPEI) e il metanodotto sottomarino dall’Algeria. b) Il Sistema Energetico funzionale all’apparato produttivo La struttura produttiva di base esistente in Sardegna deve essere preservata e migliorata sia per le implicazioni ambientali sia per le prospettive dei posti di lavoro; pertanto il Sistema Energetico Regionale deve essere proporzionato in modo da fornire al sistema industriale esistente l’energia a costi adeguati a conseguire la competitività internazionale, tenendo conto che i fabbisogni energetici nei diversi settori variano in funzione del mercato e delle tendenze di crescita dei diversi settori. c) La tutela ambientale

56 La Regione, in armonia con il contesto dell’Europa e dell’Italia, ritiene di particolare importanza la tutela ambientale, territoriale e paesaggistica della Sardegna, pertanto gli interventi e le azioni del Sistema Energetico Regionale devono essere concepite in modo da minimizzare l’alterazione ambientale. In coerenza con questa impostazione tutti gli impianti di conversione di energia, inclusi gli impianti di captazione di energia eolica, fotovoltaica e solare aventi estensione considerevole per la produzione di potenza elettrica a scala industriale, devono essere localizzati in siti compromessi preferibilmente in aree industriali esistenti e comunque in coerenza con il Piano Paesaggistico Regionale (PPR). Riguardo alla tutela ambientale si ricorda che l’Italia, avendo aderito al protocollo di Kyoto, deve diminuire del 6,5% rispetto al valore del 1990 le emissioni di anidride carbonica entro il 2010. E’ evidente che ogni Regione deve dare il suo contributo, ma non è stata stabilita dallo Stato una ripartizione di questi oneri di riduzione delle emissioni di CO2 tra le Regioni. Anche per questo motivo è di importanza strategica per la Sardegna l’arrivo del metano che produce emissioni intrinsecamente minori.

Tra i principali obiettivi del PEARS, nel rispetto della direttiva della UE sulla Valutazione Ambientale Strategica, la Sardegna si propone di contribuire all’attuazione dei programmi di riduzione delle emissioni nocive secondo i Protocolli di Montreal, di Kyoto, di Goteborg, compatibilmente con le esigenze generali di equilibrio socio-economico e di stabilità del sistema industriale esistente. In particolare si propone di contribuire alla riduzione delle emissioni nel comparto di generazione elettrica facendo ricorso alle FER ed alle migliori tecnologie per le fonti fossili e tenendo conto della opportunità strategica per l’impatto economico-sociale del ricorso al carbone Sulcis. Onde perseguire il rispetto del Protocollo di Kyoto l’U.E. ha approvato la citata Direttiva 2001/77/CE che prevede per l’Italia un “Valore di riferimento per gli obiettivi indicativi nazionali” per il contributo delle Fonti Rinnovabili nella produzione elettrica pari al 22% del consumo interno lordo di energia elettrica all’anno 2010. Il D.lgs. n.387/2003 (attuativo della Direttiva) prevede la ripartizione tra le Regioni delle quote di produzione di Energia elettrica da FER, ma ad oggi lo Stato non ha ancora deliberato questa ripartizione. Il contesto normativo della Direttiva in oggetto lascia intendere che questo valore del 22% è da interpretare come valore di riferimento, e che eventuali scostamenti giustificati sono possibili; nel caso della Sardegna esistono obiettive difficoltà strutturali dipendenti da fattori esterni che rendono difficoltoso, alle condizioni attuali, il raggiungimento dell’obiettivo così a breve termine. d) Le strutture delle reti dell’Energia Il Sistema Energetico Regionale della Sardegna è quasi isolato dal punto di vista strutturale: allo stato attuale, infatti, esiste il cavo sottomarino Sardegna Corsica Italia (di seguito SACOI) che è una infrastruttura obsoleta di limitata potenza; per il prossimo futuro è invece previsto il collegamento mediante un nuovo cavo in c.c. da 500 MW per il 2008 ed un ulteriore cavo da 500 MW per il 2009 che collega la Sardegna e la Penisola Italiana (di seguito SAPEI); inoltre entra in funzione nel 2006 un cavo in corrente alternata da 50 MW che collega la Sardegna con la Corsica denominato SARCO, secondo il nuovo programma del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale Terna spa. Le scelte sulla potenza delle centrali termoelettriche di nuova costruzione devono tenere conto dell’influenza sulla rete elettrica di alta tensione esistente e devono essere armonizzate, in collaborazione con il Gestore della Rete, con i programmi di sviluppo in atto. In particolare è importante tenere conto delle caratteristiche della rete elettrica di Alta Tensione (di seguito AT) che collega il polo elettrico del Sulcis in rapporto allo sviluppo della potenza del nodo elettrico di Portoscuso. E’ pure importante potenziare la connessione in AT dell’area industriale di Ottana alla RTN, attualmente sottodimensionata rispetto alla potenza di generazione esistente e prevedibile per il medio termine. Il Sistema Energetico Regionale è anche costituito dalla rete di distribuzione del gas combustibile che è in fase avanzata di costruzione nella maggior parte dei capoluoghi.

57 Inoltre è previsto il metanodotto dall’Algeria alla Sardegna ed alla Penisola italiana il cui completamento è atteso per il 2009. Nella progettazione e realizzazione della dorsale del metanodotto che attraverserà la Sardegna si terrà conto delle diramazioni sia per i bacini delle aree urbane, che per le aree industriali al servizio delle future centrali termoelettriche a metano. e) La diversificazione delle fonti energetiche La necessità di assicurare un approvvigionamento energetico efficiente richiede di diversificare le fonti energetiche. Il PEARS individua un equilibrato mix di fonti che tenga conto delle esigenze del consumo, delle compatibilità ambientali e dello sviluppo di nuove fonti e nuove tecnologie. In tal senso risulta strategico investire nelle fonti rinnovabili per un approvvigionamento sicuro, un ambiente migliore e una maggiore efficienza e competitività in settori ad alta innovazione.

II.7. LO SVILUPPO DELLA GENERAZIONE ELETTRICA IN SARDEGNA DALLE FONTI DI ENERGIA RINNOVABILE E DALLE FONTI FOSSILI

II.7.1. Introduzione Dopo aver analizzato lo stato della domanda elettrica dei principali settori e le possibilità di sviluppo della produzione elettrica delle diverse fonti di Energia, avendo in particolare previsto le possibilità di uso razionale e risparmio dell’Energia elettrica nel settore civile, in questo paragrafo si presenta la prospettiva di sviluppo del sistema energetico regionale nel comparto di generazione elettrica che riveste la maggiore importanza per le implicazioni socio- economiche connesse. Nello studio sono state analizzate diverse proiezioni per il decennio 2004-2014, su questa base si è individuata una “proposta di sviluppo” che rappresenta una soluzione equilibrata dei molteplici problemi: quello socio-economico anzitutto, quello dell’autonomia energetica, il contributo delle FER alla diminuzione delle emissioni, la compatibilità ambientale.

II.7.2. Contributo delle fonti rinnovabili per la produzione elettrica in Sardegna Nel contesto europeo e italiano previsto dalla Direttiva 2001/77/CE, anche la Sardegna può contribuire con le FER al rispetto degli obiettivi posti dalla Direttiva per la duplice finalità di conseguire autonomia energetica e riduzione delle emissioni nocive; ciò è possibile perché in Sardegna le FER hanno una grande potenzialità energetica, ma bisogna sfruttare in modo equilibrato le diverse fonti rinnovabili in modo da limitare l’alterazione paesaggistica. Per tale motivo è stata studiata in modo approfondito la potenzialità energetica della biomassa locale: infatti, le centrali termoelettriche a biomassa, essendo concentrabili coerentemente con il Piano Paesaggistico Regionale nelle aree industriali esistenti, contribuiscono a limitare l’alterazione paesaggistica. Come risulta dall’analisi condotta nei capitoli dedicati alle FER, ciascuna delle fonti può dare in Sardegna, in via di ipotesi, un significativo contributo al conseguimento dell’obiettivo indicato dalla direttiva 2001/77/CE pari per l’Italia al 22% della domanda elettrica interna. L’Italia ha raggiunto nel 2003-04 il valore di 18,35% di produzione elettrica dalle FER principalmente per effetto dell’Energia idroelettrica e geotermoelettrica preesistente al D.lgs. n.79/1999; alcune Regioni sono prossime al 22% o lo superano per effetto del regime piovoso e della conformazione orografica favorevole; ma le regioni del centro sud siccitose, tra cui la Sardegna, presentano obiettive difficoltà fisiche ed economiche a dare nel breve termine un contributo elevato.

II.7.3. Proposte per lo sviluppo del comparto di generazione elettrica Parte fondamentale del Sistema Energetico Regionale è il sub-sistema elettrico, costituito dai comparti di generazione, di trasmissione-distribuzione e dalle utenze. In questo paragrafo si analizza il comparto di generazione elettrica che costituisce la parte più problematica e

58 complessa dell’attività di pianificazione energetica per le implicazioni economiche ed ambientali intrinsecamente correlate. I programmi di estensione e miglioramento della Rete di Trasmissione e di Distribuzione sono di competenza, dal 1° novembre 2005, di Terna S.p.a. e dei Gestori della Distribuzione. Nello “Studio” predisposto dall’Università sono riportati i programmi di questi Enti e che restano di loro competenza, benché facciano parte del PEARS: infatti, lo sviluppo del comparto di generazione è condizionato e correlato con lo sviluppo della rete interna ed esterna al territorio della Regione. La pianificazione delle utenze consiste nella razionalizzazione della domanda interna: questi scenari di risparmio ed uso razionale dell’Energia elettrica sono trattati nello “Studio” e sono stati riassunti in questo documento. Le proposte di generazione elettrica vertono sull’uso di tutte le potenzialità che il Sistema Energetico Regionale può esprimere, utilizzando tutte le risorse interne ed esterne, con le diverse tecnologie mature, compatibilmente con il rispetto dell’Ambiente, come è evidenziato nell’analisi di dettaglio precedentemente esposta in sintesi. Il parco degli impianti di generazione elettrica è costituito da Centrali elettriche deputate a diversi ruoli: a) centrali elettriche destinate precipuamente al servizio di generazione continua, b) centrali adibite al servizio di sostenere i carichi di punta, c) centrali di riserva di potenza per garantire la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico regionale. L’analisi dello scenario di generazione elettrica proposto verte sulla scelta delle centrali destinate al servizio di generazione continua.

Omissis

II.7.4.4. Gli impianti elettrici a Fonti di Energia Rinnovabili Nel paragrafo precedente abbiamo determinato preliminarmente il ruolo complessivo che le FER devono svolgere; analizziamo di seguito le proposte dettagliate degli impianti che con ciascuna FER si possono alimentare, tenendo comunque presente che il giusto mix delle quantità di apporto delle singole fonti rinnovabili va rivalutato nel corso del tempo in funzione dell’evoluzione del sistema delle FER sul piano giuridico e produttivo.

Omissis

II.7.4.4.2. L’Energia solare In questa sezione si tratta degli impianti a Energia solare per la produzione di Energia elettrica di taglia industriale. Degli impianti solari termici per riscaldamento di acqua a bassa temperatura e degli impianti fotovoltaici per il settore civile (residenziale e terziario), si tratta in apposite sezioni dedicate alle tecnologie per l’uso razionale dell’Energia.

Omissis b) Impianti fotovoltaici di taglia industriale Nel comparto di generazione elettrica si tiene conto solo degli impianti di taglia industriale, tuttavia gli impianti ad energia solare FV danno un contributo anche con la micro-generazione diffusa nel settore civile. Il contributo complessivo previsto per il 2010 è tra 65 e 70 MWp. La produzione elettrica stimata è dell’ordine di 95 GWh/anno. Tali impianti potranno essere installati nelle aree destinate alle attività produttive.

Omissis

59 XIII.2.1. Decreto legislativo 387/2003 di recepimento della Direttiva 2001/77/CE

L’Italia ha recepito la Direttiva 2001/77 con il DLgs del 29/12/2003, n.387 – avente per oggetto "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità" – (G.U. n.25 del 31/01/2004- S.O. n.17). I punti salienti del Decreto di recepimento della Direttiva, sono: L’art. 4 prevede che a decorrere dall’anno 2004 e fino al 2006, è incrementata la quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili (rispetto al 2% stabilito dall’art. 11 del DLgs 16 marzo 1999, n. 79). L’incremento annuale stabilito è di 0,35 % fino al 2006, mentre ulteriori incrementi della quota minima per i trienni 2007-2009 e 2010-2012 saranno stabiliti dal Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio. Sono previste sanzioni per gli inadempienti. L’art. 5 prevede disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse, dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas. Il Ministero delle politiche agricole deve emettere i decreti attuativi e mediante una apposita commissione deve indicare le quantità e modalità di valorizzazione energetica dei residui agricoli, gli incrementi netti di produzione annua di biomassa utilizzabili a scopo energetico. Gli art. 6, 7, 8, prevedono l’adozione di misure dedicate al sostegno di fonti rinnovabili (biomasse ed energia solare) e tecnologie specifiche (generazione distribuita e impianti ibridi – cioè che utilizzano fonti sia rinnovabili sia non rinnovabili- non ancora competitive, ma considerate promettenti per il futuro). In particolare l’art. 6 prevede l’emanazione da parte dell’AEEG di una normativa per consentire “lo scambio sul posto” di energia elettrica prodotta da impianti a FER di potenza inferiore a 20 KWe (vedasi il decreto MAP del 28 luglio 2005 sugli impianti solari FV). L’art. 9 prevede la promozione della ricerca e della diffusione delle fonti rinnovabili mediante un accordo di programma quinquennale con l’ENEA. Il rilascio da parte del GRTN della garanzia di origine per l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili, con indicazione dell’ubicazione dell’impianto, della fonte utilizzata, della potenza nominale dell’impianto. Si prevede anche il riconoscimento della garanzia di origine rilasciata in altri Paesi UE, in vista dello scambio di strumenti innovativi come i diritti di emissione (Art. 9). L’art. 10 “obiettivi indicativi regionali”, è di grande importanza per l’attuazione di un Piano Energetico Regionale; infatti prevede che la Conferenza Unificata Stato-Regioni effettui la ripartizione delle quote di produzione di energia elettrica da FER tra le Regioni tenendo conto delle risorse disponibili in ciascun contesto territoriale. E’ anche previsto che le Regioni possano promuovere l’aumento del consumo di elettricità da FER nei propri territori quantità aggiuntive rispetto a quelle nazionali. La regolamentazione sul trattamento economico dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili: la produzione da impianti con potenza superiore o uguale a 10 MVA, non incentivata CIP 6, potrà essere collocata in Borsa, quella proveniente da impianti con potenza superiore a 10 MVA, sarà ritirata dal GRTN al prezzo che si forma in Borsa (art. 11); E’ prevista dall’art. 12 “Razionalizzazione e semplificazione delle procedure autorizzative”; essendo gli impianti a fonti rinnovabili dichiarati “di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti”; la costruzione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili è soggetta ad “una autorizzazione unica, rilasciata dalla Regione” entro centottanta giorni. L’avvio di campagne di sensibilizzazione e d’informazione sulle fonti rinnovabili sul risparmio energetico, al fine di creare una cultura diffusa sui temi energetici e ambientali (art. 13, 14, 15, 16); l’inclusione dei rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del trattamento riservato alle fonti rinnovabili, nel rispetto della gerarchia comunitaria del trattamento stesso (art. 17); disposizioni volte a favorire la sostenibilità economica di investimenti nelle fonti rinnovabili non ancora competitive per il mercato, nonché a rendere più flessibile lo scambio dei certificati verdi.

60 Il Decreto conferma gli adempimenti richiesti dalla Direttiva con riferimento all’adozione di relazioni periodiche, da parte del Ministro delle Attività Produttive di concerto con gli altri ministri interessati, che analizzino il grado di raggiungimento degli obiettivi nazionali di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nonché la coerenza di questi obiettivi con quelli generali posti dalla Direttiva stessa. Un altro aspetto importante è legato alla definizione degli obiettivi nazionali e regionali circa le fonti energetiche rinnovabili. L’art. 10 (Obiettivi indicativi regionali) si propone di fornire un utile strumento per la pianificazione energetica ambientale delle regioni. La Conferenza unificata concorre alla definizione degli obiettivi nazionali e ne effettua la ripartizione tra le regioni tenendo conto delle risorse di fonti energetiche rinnovabili sfruttabili in ciascun contesto territoriale anche in relazione ai progressi delle conoscenze relative alle risorse di fonti energetiche rinnovabili sfruttabili in ciascun contesto territoriale e all'evoluzione dello stato dell'arte delle tecnologie di conversione. Ogni regione può adottare misure per promuovere l'aumento del consumo di elettricità da fonti rinnovabili nei rispettivi territori, aggiuntivo rispetto a quelle nazionali. Questo sforzo è finalizzato al raggiungimento dell’obiettivo nazionale di aumento della produzione di energia elettrica da FER dai circa 50 TWh odierni sino a circa 75 TWh nel giro di 10 anni. Inoltre sono anche previste sanzioni per i non adempimenti all’obbligo. Il D.Lgs. 387 prevede, a decorrere dall’anno 2004, l’applicazione di una sanzione, comunicata dall’AEEG, su segnalazione del GRTN. E’ importante segnalare che non hanno avuto ancora applicazione le parti del D.Lgs. che prevedono la programmazione regionale; cioè non è stata fatta una ripartizione dei compiti per ciascuna regione né per gli oneri di riduzione delle emissioni di CO2, né per le quote di produzione di energia elettrica dalle FER. In questo contesto la Regione Sardegna programma le azioni da inserire nel PEARS tenendo conto delle particolari condizioni di partenza che presentano difficoltà intrinseche alle caratteristiche fisiche del territorio regionale.

XII.3. Il contributo delle Fonti di Energia Rinnovabile in Sardegna

L’importanza delle fonti energetiche rinnovabili è sostenuta dalla legislazione che, per agevolarne l’attuazione, stabilisce che “l’utilizzazione delle fonti rinnovabili di Energia è considerata di pubblico interesse e di pubblica utilità e le opere relative sono equiparate alle opere dichiarate indifferibili e urgenti ai fini dell’applicazione delle leggi sulle opere pubbliche”; questa priorità è ribadita dal DLgs n.387/2003. Ma queste norme non possono essere utilizzate per giustificare alterazioni ambientali relative al patrimonio storico-culturale ed estetico - paesaggistico. E’ utile ribadire che in Sardegna il rispetto della Direttiva 2001/77/CE sullo sviluppo delle FER deve comunque essere armonizzato con la normativa di tutela ambientale e in modo specifico con il nuovo Piano Paesaggistico Regionale. Lo stato da cui parte la Sardegna riguardo alla produzione elettrica dalle FER secondo gli obiettivi della Direttiva 2001/77/CE sono riassunte nella tab.3 seguente. Si vede che il contributo delle FER in Sardegna al 2004 è di 4,1%, valore che è principalmente imputabile al clima semiarido che ha sempre caratterizzato la Sardegna. Benché non esista nessun vincolo di norme statali, la Sardegna può assumere in questo studio per il PEAR di cercare di conseguire un obiettivo pari a quello complessivo nazionale del 22% di produzione elettrica dalle FER al 2010, nella consapevolezza che è un compito arduo; infatti nel caso della Sardegna esistono obiettivi limiti strutturali dipendenti da fattori esterni che rendono difficoltoso, alle condizioni attuali, il raggiungimento dell’obiettivo così a breve termine. Nel corso dei Capitoli che seguono e trattano dello sviluppo del sistema energetico regionale nei principali settori (Agricoltura, civile, industriale, trasporti, in particolare nel comparto di generazione elettrica) vengono esaminati in dettaglio tutti gli strumenti per l’Uso Razionale dell’Energia e proposti gli interventi di utilizzazione delle FER, tenendo conto dei diversi

61 obiettivi che il PEARS si propone di conseguire per ottemperare ai requisiti previsti dalla Valutazione Ambientale Strategica. a) Obiettivo autonomia energetica Tenuto conto della caratteristica dello stato di insularità della Sardegna, l’obiettivo della autonomia energetica è della massima importanza, ma non si può considerare un obbiettivo a medio termine; tuttavia è importante considerare che l’obiettivo della minor dipendenza energetica dall’esterno è anche un obiettivo dell’Italia e dell’Europa; in questo contesto la Sardegna programmando di potenziare l’utilizzo delle FER e del carbone Sulcis realizza il proprio interesse in totale armonia con l’interesse dell’Italia e dell’Europa. Con la produzione del 22% di energia elettrica con le FER e con l’utilizzo di 1 Mton/a di carbone Sulcis la Sardegna dopo il 2010 potrebbe arrivare ad un livello di autonomia per la produzione elettrica dell’ordine del 40%; un risultato di grande rilievo se conseguito nel medio termine. b) Obiettivo diversificazione fonti energetiche La diversificazione delle fonti energetiche è importante sia per la riduzione dei costi energetici dei settori termoelettrico, industriale, civile e dei trasporti, ma anche per il buon superamento di crisi internazionali (in seguito per es. a un forte aumento del costo del petrolio oppure dopo un taglio delle esportazioni di gas metano da parte dei nostri paesi fornitori), la Sardegna ritiene strategico in questo piano conseguire il risultato di conseguimento di un adeguato mix energetico, sia nelle fonti fossili (prodotti petroliferi, carbone, gas naturale) sia nelle FER. In particolare, come descritto nei capitoli successivi dedicati alle fonti energetiche rinnovabili, la regione vuole supportare le biomasse che possono avere ricadute positive nel sistema agricolo, e la fonte solare per le ricadute positive che queste tecnologie possono portare al sistema produttivo. Anche tutte le altre fonti rinnovabili sono tenute in considerazione per dare il loro contributo. c) Obiettivo riduzione delle emissioni nocive Tenuto conto del programma di produzione elettrica per sostenere il sistema industriale della Sardegna che privilegia il carbone, in particolare con la centrale a carbone sulcis integrata con la miniera, si stima che si avrà dopo il 2010 una emissione di circa 3 o 4 Mt/a di CO 2 a seconda della potenza (compresa tra 450 e 650 MW) che verrà assegnata alla nuova centrale. Come si può tentare almeno di stabilizzare le emissioni fino al 2014 per attenuare l’impatto ambientale sulla Sardegna e contribuire al rispetto del Protocollo di Kyoto? Per attenersi ai protocolli internazionali ricordiamo anche che si deve ridurre le emissioni di SOx e di NOx come prevede il Protocollo di Goteborg (V.Cap. I), inoltre l’uso del carbone comporta altre forme di alterazioni ambientali: emissione di polveri, ceneri, rifiuti del lavaggio del carbone estratto, demolizione di colline per l’uso del calcare come fissatore delle emissioni di SOx, etc. Utilizzeremo tuttavia come parametro di riferimento le emissioni di CO 2 per formulare ipotesi di programma relative allo sviluppo degli impianti a FER. Come si vede dal Cap. I le emissioni di CO 2 della Sardegna ammontavano nel 1990 a 16 Mton/a, hanno continuato a crescere linearmente raggiungendo il valore di 21 Mton/a nel 2002, forse nel 2004 hanno raggiunto il valore di 22 Mton/a, non si sono avuti effetti di riduzione dopo il Protocollo di Kyoto. Per rispettare il protocollo di Kyoto la diminuzione del 6,5% rispetto al valore del 1990 dovrà portare il valore delle emissioni complessive a 15 Mton/a nel 2010. Questa diminuzione di 7 Mton/a in cinque anni è un obiettivo molto difficile da raggiungere, tenuto anche conto della struttura del sistema industriale energivoro da tempo esistente in Sardegna; nel 2003-04 su 22 Mton/a di CO2 stimati, 10 Mton/a sono attribuibili al comparto di generazione elettrica; benché la diminuzione debba interessare tutti i settori di impiego dell’Energia, non vi è dubbio che il comparto di generazione elettrica possa e debba dare un contributo fondamentale. Il settore civile e quello dei trasporti dovrebbero dare un contributo significativo dell’ordine di 1,5 Mton/a ciascuno; il comparto di generazione elettrica dovrebbe diminuire le emissioni di 3,5 Mton/a, attribuendo inoltre una diminuzione di 0,5 Mton/a alle azioni di URE. Questo è un obiettivo che deve essere preso in considerazione nella procedura di VAS, ma date le caratteristiche strutturali di partenza del sistema energetico della Sardegna, per poter

62 almeno approssimare questi obiettivi è necessario un consistente contributo di interventi di livello nazionale. In conclusione, tenuto conto che l’uso termico delle FER pone problemi meno rilevanti della produzione elettrica dalle FER, è un fatto rilevante anche la necessità di nuove strutture della Rete a media e ad alta tensione che dovranno essere realizzate per rendere possibile lo sviluppo degli impianti nuovi a fonti rinnovabili: in particolare nuovi elettrodotti ad AT, cabine di trasformazione MT/AT, sottostazioni di smistamento e punti di connessione.

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Nella tabella sotto, vengono riportati i risultati regionali degli impianti entrati in esercizio ai sensi del DM 19/02/2007 (NUOVO CONTO ENERGIA) (fonte GRTN) .

………. In Italia si registra un’accelerazione della crescita delle installazioni di impianti solari fotovoltaici a partire dal 2007, in seguito soprattutto all’attivazione del nuovo conto energia introdotto dal DM 19-02-07. Al 31 dicembre 2008 risultavano installati 425 MW, erano poco più di 10 all’inizio degli anni 2000. Il GSE stima che la potenza totale installata raggiungerà i 900 MW nel 2009, pari a circa 70.000 nuovi impianti fotovoltaici realizzati entro l’anno. In base a tali tendenze di crescita, nel 2010 potranno essere raggiunti in Italia circa 1.500 MW di potenza. In Italia, uno specifico riferimento all’obiettivo di raggiungimento del 25% di produzione elettrica rinnovabile a copertura del consumo finale di energia elettrica nel 2015 è contenuto nella Finanziaria 2008. Un obiettivo generale, riferito invece all’intero consumo finale di energia (per applicazioni elettriche, termiche e per l’uso di carburante nei trasporti) è contenuto nella nuova direttiva europea per la promozione delle energie rinnovabili, approvata definitivamente nel

63 dicembre 2008. Il c.d. pacchetto Clima-Energia “20-20” nel 2020 prevede un forte contributo delle rinnovabili per il raggiungimento degli obiettivi della nuova politica energetica europea. Con riferimento all’Italia, il nuovo quadro normativo europeo prevede il raggiungimento, al 2020, di una quota di energia rinnovabile a copertura dei consumi energetici totali del 17% (di cui 10% in bio-carburanti) e di una riduzione delle emissioni di gas serra del 14% rispetto al 2005. Ciò significa per l’Italia il raggiungimento del 25%-30% di contributo delle energie rinnovabili sul consumo elettrico totale del paese al 2020, a seconda che si persegua o meno anche l’obiettivo di riduzione delle emissioni. Il raggiungimento congiunto degli obiettivi consentirà, infatti, di ridurre la quota complessiva di energie rinnovabili da utilizzare, in quanto le tecnologie per il miglioramento dell’efficienza energetica risulterebbero in parte più efficaci nel processo di riduzione delle emissioni.

Coerenza del progetto rispetto agli obiettivi del PEAR/Sardegna

Obiettivi del PEAR/Sardegna Grado di coerenza del progetto

Stabilità e sicurezza della rete Indifferenza Sistema Energetico funzionale Coerenza diretta all’apparato produttivo Tutela ambientale Coerenza diretta Strutture delle reti dell’Energia Indifferenza Diversificazione delle fonti energetiche Coerenza diretta

Dall’analisi di quanto su riportato si può notare come l’impianto fotovoltaico proposto contribuisca al raggiungimento degli obiettivi determinati dal Piano Energetico Ambientale Regionale.

Coerenza con il Piano Urbanistico Provinciale – Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Sassari

Il Piano Urbanistico Provinciale - Piano Territoriale di Coordinamento (PUP-PTC) della Provincia di Sassari, redatto ai sensi della L.R. 45/89 e del D.Lgs. 267/00, è stato approvato con Delibera del Consiglio Provinciale n. 18 del 4/5/2006 e detta le linee di indirizzo per le azioni di sviluppo e per

64 la gestione del territorio. Allo stato è in fase di adeguamento al PPR, al fine di assicurare i contenuti paesaggistici alla pianificazione territoriale provinciale.

Con il PUP-PTC la Provincia tenta di avviare la costruzione di una nuova organizzazione urbana del territorio provinciale che:

• doti ogni parte del territorio di una specifica qualità urbana; • individui per ogni area del territorio una collocazione soddisfacente nel modello di sviluppo del territorio; • fornisca un quadro di riferimento generale all’interno del quale le risorse e le potenzialità di ogni centro vengano esaltate e coordinate.

Il PUP-PTC della Provincia di Sassari ha assunto tra le opzioni di base la sostenibilità ambientale attraverso l'individuazione dei requisiti dell'azione progettuale: equità territoriale, perequazione ambientale, economia di prossimità, assunzione dell'ambiente, inteso come natura e storia, quale nucleo centrale dell'intero progetto di territorio. Sulla base di tali opzioni il PUP-PTC, propone la costruzione di un progetto di territorio (progetto ambientale) attraverso una metodologia improntata al coinvolgimento degli attori, all’adeguata rappresentazione dei problemi, all’individuazione e condivisione delle scelte, alla flessibilità del metodo operativo.

Il Piano si articola in:

• un insieme di componenti ( Ecologie elementari e complesse ), che costituiscono la rappresentazione sistematica dei valori ambientali cui il Piano riconosce rilevanza; • un insieme di componenti infrastrutturali ( Sistemi di organizzazione dello spazio ), che individuano i requisiti dei servizi urbani e dei sistemi infrastrutturali e rappresentano le condizioni, a partire dal quadro ambientale, per avviare e sostenere il progetto del territorio; • un insieme di Campi del progetto ambientale , da intendersi come campi problematici, che individuano aree territoriali caratterizzate da risorse, problemi e potenzialità comuni cui si riconosce una precisa rilevanza in ordine al progetto del territorio. Il campo rappresenta l’unità spaziale di base che coinvolge i comuni interessati e che in ogni caso costituisce una prima

65 rappresentazione delle risorse, dei problemi, delle potenzialità e delle ipotesi di soluzione comuni da affrontare con un processo progettuale unitario.

Coerenza con il piano regolatore generale di Porto Torres

Si vedano a riguardo le informazioni e le indicazioni contenute nel paragrafo relativo alla coerenza del progetto con il P.R.T. ASI.

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Coerenza con aree tutelate ai sensi del D.lgs. 22 gennaio 2004 n. 42

L’area non è ricompresa fra quelle indicate nell’ambito dell’art. 142 comma 1 del codice dei beni culturali e paesaggistici, sottoelencati, e non si rilevano possibili interferenze con queste.

Articolo 142 Aree tutelate per legge 1. Fino all'approvazione del piano paesaggistico ai sensi dell'articolo 156, sono comunque sottoposti alle disposizioni di questo Titolo per il loro interesse paesaggistico: a) i territori costieri compresi in una fascia della profondità di 300 metri dalla linea di battigia, anche per i terreni elevati sul mare; b) i territori contermini ai laghi compresi in una fascia della profondità di 300 metri dalla linea di battigia, anche per i territori elevati sui laghi; c) i fiumi, i torrenti, i 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 metri ciascuna; d) le montagne per la parte eccedente 1.600 metri sul livello del mare per la catena alpina e 1.200 metri sul livello del mare per la catena appenninica e per le isole; e) i ghiacciai e i circhi glaciali; f) i parchi e le riserve nazionali o regionali, nonché i territori di protezione esterna dei parchi; g) i territori coperti da foreste e da boschi, ancorché percorsi o danneggiati dal fuoco, e quelli sottoposti a vincolo di rimboschimento, come definiti dall'articolo 2, commi 2 e 6, del decreto legislativo 18 maggio 2001, n. 227; h) le aree assegnate alle università agrarie e le zone gravate da usi civici; i) le zone umide incluse nell'elenco previsto dal decreto del Presidente della Repubblica 13 marzo 1976, n. 448; l) i vulcani; m) le zone di interesse archeologico individuate alla data di entrata in vigore del presente codice.

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Inquadramento e coerenza su P.P.R.

Il progetto proposto rientra, rispetto al Piano paesaggistico regionale approvato con D.G.R. n. 36/7 del 5/9/2006 ed entrato in vigore con pubblicazione sul B.U.R.A.S. n. 30, parte I e II del 8/9/2006, nell’Ambito n. 14 Golfo dell’Asinara che ricomprende, al suo interno, tutta la porzione nord occidentale della costa isolana dalla spiaggia di Porto Ferro, finitima al lago di Baratz, sino all’abitato di Castelsardo.

AREA DI INTERVENTO

Nel dettaglio l’impianto ricade nella tavola n. 440 II, all’interno dell’area perimetrata come “ grandi aree industriali ”. I confini di tale aree sono marcati in viola mentre l’area vera e propria è identificata con un puntinato grigio. L’impianto ricade inoltre in fascia costiera individuata con la linea nera puntinata e continua.

68 Seguono due stralci del P.P.R., il primo, costituito dall’unione delle carte 440 II e 440 III, che ricomprende l’intera grande area industriale ed un ulteriore, di maggior dettaglio, tratto dalla sola 440 II.

AREA DI INTERVENTO

Figura 10. Stralcio P.P.R. ambito 14 - tav. 440 II e 441 III

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Figura 11. Particolare della tav. 440 II e 441 III – ambito 14 del P.P.R.

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Figura 12. Legenda del P.P.R.

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AREA AREA DI INTERVENTO

72 AREA AREA DI INTERVENTO

73 AREA AREA DI INTERVENTO

74 AREA AREA DI INTERVENTO

75 Dall’analisi delle schede su riportate, ed in particolare considerata la ubicazione del sito nella perimetrazione delle grandi aree industriali, il contesto di generale degrado ambientale, è palese che l’intervento proposto sia perfettamente compatibile e coerente con le prescrizioni del P.P.R. anche e soprattutto in relazione al disposto degli artt. 102, 103, 104.

Coerenza con zone umide

Ai sensi e per gli effetti della convenzione di Ramsar del 2 febbraio 1971 adottata in Italia attraverso la promulgazione del D.P.R. 448 del 13 marzo 1976, sono state individuate sul territorio nazionale trentotto zone umide, otto delle quali in Sardegna. Tali zone, detenendo una enorme importanza sotto l’aspetto ecologico e naturalistico, sono sottoposte a specifiche misure di protezione, prevenzione dall’inquinamento ecc.

Nell’area vasta circostante il sito nel quale si intende costruire il parco fotovoltaico vi sono tre zone considerate sensibili e cioè:

• “lo Stagno di Pilo”

• “lo stagno di Platamona”

• “il lago di Baratz”.

La distanza del sito da queste zone in linea d’aria è rispettivamente Km. 6.20 – 11,20 – 17,10.

Coerenza con aree della rete natura 2000

I SIC presenti nella Nurra occupano una superficie di oltre 14.000 ettari e sono per lo più riferiti ai distretti costieri, ed esattamente:

76 Si riportano fra parentesi le distanze dall’area di progetto

1. Entroterra e zona costiera tra Bosa, CapoMarargiu e Porto Tangone (~ 60 Km) 2. Isola Asinara (~ 26 Km) 3. Capo Caccia e Punta del Giglio (~ 32 Km) 4. Lago di Baratz – Porto Ferro (~ 17 Km) 5. Stagno e ginepreto di Platamona (~ 11 Km) 6. Coste e isolette a Nord Ovest della Sardegna (~ 18 Km) 7. Isola Piana (~ 19 Km) 8. Stagno di Pilo e di Casaraccio (~ 6 Km-14.5 Km)

Sempre nell’ambito della Nurra vi sono quattro zone di Protezione Speciale (Direttiva 79/409/CEE “uccelli”), ed esattamente: Si riportano fra parentesi le distanze dall’area di progetto

1. Isola Asinara (~ 26 Km) 2. Stagno di Pilo e di Casaraccio e Saline di Stintino (~ 6 Km-14.5 Km-13.9 Km) 3. Isola Piana – Golfo dell’Asinara (~ 19 Km) 4. Capo Caccia (~ 32 Km)

Anche in questo caso, come sopra per le zone umide, il sito interessato al progetto è piuttosto distante sia dalle aree SIC che dalle ZPS

Coerenza con parchi nazionali, regionali ed aree marine protette

Nell’ambito dell’area vasta sono presenti: il Parco Nazionale dell’Asinara il Parco Nazionale regionale “Porto Conte” Entrambi i Parchi non ricomprendono l’area interessata al progetto ed anzi distano rispettivamente 18 e 28 chilometri circa.

77 Per quanto attiene le aree marine protette ( Area naturale marina protetta Capo Caccia Isola Piana e l’Area naturale marina protetta Isola Asinara ), anche queste non ricomprendono l’area interessata al progetto e distano 25 e 17 chilometri circa.

Coerenza con R.D. 3267/23 e Piano stralcio di assetto idrogeologico

Il sito non rientra fra le aree soggette a vincolo idrogeologico ai sensi del presente Regio Decreto e non è interessato al pericolo geomorfologico relativo a franosità così come indicato nell’ambito del sub-bacino Coghinas-Mannu-Temo del vigente piano di assetto idrogeologico.

Coerenza con Piano delle attività estrattive

Come si evince dalla figura sottostante:

AREA DI INTERVENTO

78 Il sito interessato al progetto non rientra in aree vincolate per attività estrattive ai sensi dell’art. 6 titolo II della Legge regionale n. 30 del 7/6/2009 (Piano regionale delle attività estrattive) Nelle adiacenze dell’area sono dislocate tre cave di notevole importanza produttiva di materiale per uso civile che sono poi Monte Rosé (213 ), Monte Alvaro (214 ) e cava Camusina (215 )

* * * *

La successiva Tabella riassume sinteticamente il rapporto tra il progetto e i principali strumenti di programmazione e pianificazione analizzati.

Compatibilità del Progetto con gli Strumenti di Piano Analizzati

Piano/Programma Prescrizioni/Indicazioni Livello di Compatibilità

D.lgs. 22 gennaio 2004 Codice dei beni culturali e paesaggistici L’intervento non rientra nella perimetrazione n. 42 di tali aree e non si rilevano possibili interferenze con queste Piano Paesaggistico E’ lo strumento che consente di fondare L’area di Sito ricade in fascia costiera, dove Ambientale Regionale sulla qualità del paesaggio e dell’ambiente la realizzazione del progetto è subordinata (P.P.R.) lo sviluppo sostenibile del territorio. alla redazione della Relazione Paesaggistica. P. R. T. A.S.I. di Il Sito sorgerà all’interno della Il progetto non risulta in contrasto con la Sassari, Porto Torres, perimetrazione ASI. pianificazione consortile. Alghero Piano energetico Sviluppo della produzione di energia da Il progetto in esame risulta compatibile con ambientale regionale fonti rinnovabili quanto previsto dal PEAR Piano Urbanistico Il PUP – PTC è in fase di adeguamento al Il progetto non presenta interferenze dirette o Provinciale PPAR. indirette con parchi e riserve naturali. Piano regolatore del Vedi prescrizioni relative al P.R.T. A.S.I. Il progetto non risulta in contrasto con la Comune di Porto Torres pianificazione consortile

Zone umide Strumento di tutela per aree di enorme L’intervento non rientra nella perimetrazione (convenzione di Ramsar valenza ecologica e naturalistica di tali aree e non si rilevano possibili 2/2/1971 – D.P.R. 448 interferenze con queste del 13/3/1976 Aree SIC e ZPS (aree sistema coerente di aree presenti nel L’intervento non rientra nella perimetrazione della rete natura 2000) territorio dell’Unione europea, destinate di tali aree e non si rilevano possibili alla salvaguardia della diversità biologica interferenze con queste mediante la conservazione degli habitat naturali, seminaturali, nonché della flora e della fauna selvatiche Parchi nazionali, Mezzi di tutela e difesa per aree di alta L’intervento non rientra nella perimetrazione regionali e aree marine valenza ecologica e naturalistica di tali aree e non si rilevano possibili protette interferenze con queste Regio Decreto n. Tutela delle aree sottoposte a vincolo L’intervento non rientra nella perimetrazione 3267/1923 – Piano di idrogeologico di tali aree e non si rilevano possibili assetto idrogeologico interferenze con queste Piano delle attività Tutela e perimetrazioni delle aree destinate L’intervento non rientra nella perimetrazione estrattive ad attività estrattive di tali aree e non si rilevano possibili interferenze con queste

79 Caratteristiche dell’impatto potenziale

È necessario verificare i principali effetti/impatti che il progetto medesimo potrebbe generare sull’ambiente sia in termini positivi, con la riduzione delle emissioni di inquinanti, che, in senso più propriamente negativo, con l’evidente uso del suolo, impatto visivo e la generazione e la conseguente esposizione a campi elettromagnetici. A conclusione della disamina di questi aspetti potrà essere compresa la portata dell’impatto e valutate le possibili misure di mitigazione.

Effetti positivi

Come dianzi accennato il principale effetto/impatto positivo sull’ambiente che conseguirà alla realizzazione dell’impianto è la riduzione delle emissioni di inquinanti e gas serra. Solo in termini di CO 2 il quantitativo evitato in 20 anni di funzionamento dell’impianto è pari a 158.463,759 Kg. E’ comunque di estrema importanza specificare che la riduzione delle emissioni riguarderà anche ingentissime quantità di anidride solforosa e ossidi di azoto, biossido di carbonio.

Ulteriore ma non per questo meno importante effetto positivo conseguente alla realizzazione dell’impianto è quello economico/occupazionale considerato che per la esecuzione dell’opera è previsto un impegno economico pari a Euro 41,5 milioni di Euro e l’impiego di circa 40/50 operai fra qualificati e specializzati oltre tutto l’indotto. Inoltre per la fase di esercizio, in ordine alla manutenzione, gestione, guardiania ecc. saranno impiegati ulteriori 10 operai specializzati.

Uso del suolo

In relazione all’uso del suolo vi è da dire che il fondo destinato ad ospitare l’impianto, ancorché ubicato ai margini dell’area di sviluppo industriale di Porto Torres, è sempre stato intensivamente sfruttato per la coltivazione di essenze erbacee da fieno e/o granella con tecniche di tipo tradizionale non legate alla produzione biologica od integrata.

Nel volgere degli ultimi 50 anni, ed in particolare a seguito delle attività di bonifica agraria volute dall’Ente sardo di trasformazione fondiaria, dell’originaria copertura vegetale del sito, perlopiù costituita da una associazione di macchia mediterranea nobile e degradata, sono rimaste solo

80 minime tracce lungo i confini con la strada provinciale, taluni tratti interni utilizzati per la regimazione dei pascoli ed infine alcune zone non lavorabili destinate ad ospitare cumuli di pietra.

Le intense attività antropiche hanno, nel tempo, certamente impoverito la fertilità del suolo attraverso la continua ossidazione della sostanza organica, alla quale vanno poi aggiunte le normali asportazioni di micro e macro elementi dovuti al normale ciclo biologico delle essenze coltivate.

La centrale, come può rilevarsi dagli elaborati di progetto, insisterà sulla sola porzione destinata alla messa a dimora della flora pabulare e non su quella ricoperta dalla macchia mediterranea che anzi, nell’ottica di una compiuta riqualificazione ambientale, verrà rigorosamente preservata ed integrata con la messa a dimora lungo i confini di siepi di essenze autoctone.

La attività della centrale (circa 30 anni) presuppone la totale assenza di lavorazioni ed il contestuale mantenimento della flora pabulare spontanea. Questa condizione di forzato riposo del terreno consentirà al medesimo di ricostituire la sua naturale fertilità sia in termini di sostanza organica che in termini di micro e macro elementi.

Paesaggio

Nel progettare la centrale, a parte le ovvie considerazioni di ordine tecnico/economico, si sono tenute in debita considerazione sia le caratteristiche intrinseche del sito, quanto e soprattutto quelle estrinseche legate al contesto territoriale nel quale il sito stesso è ubicato. La attenta valutazione dei sistemi naturalistici ed insediativi unitamente al livello di tutela dei medesimi ha consentito di accertare la compatibilità del progetto proposto al contesto paesaggistico che lo ospita. Infatti in linea con le indicazioni regionali di legge l’impianto è ubicato all’interno della perimetrazione della grande area industriale di Porto Torres.

Tale area, molti anni orsono, ha certamente rappresentato un vero e proprio “modello” sotto l’aspetto paesaggistico per via della sua posizione rispetto al golfo dell’Asinara, l’integrità assoluta del suo territorio interno e costiero, la qualità dei suoi monumenti e via di seguito. Basti pensare che sino alla fine degli anni cinquanta la sola attività industriale presente nel territorio era sostanzialmente quella legata alla produzione di laterizi.

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Nel 1959 si assiste ad una radicale trasformazione del territorio e conseguentemente dell’economia locale attraverso la realizzazione di un polo petrolchimico il quale, attraverso la produzione di fenolo, acetone, cumene, stirolo, etilene, gomma, materie plastiche quali pvc, polistirolo e polietilene, sarà per lungo tempo tra i più importanti in Europa. Tale attività oltre la compromissione di più di 2000 ettari di terra, l’interramento di rifiuti industriali, la contaminazione delle falde acquifere e del mare, ha generato un livello di inquinamento tale da far inserire l’area petrolchimica di Porto Torres fra i Siti d’Interesse Nazionale (SIN) destinati a un’intensa campagna di bonifiche e recupero ambientale peraltro non ancora iniziata. Il sito di interesse non ricade nella perimetrazione SIN.

Attualmente secondo i dati forniti dal Consorzio Industriale A.S.I. l’agglomerato industriale di Porto Torres si estende su Ha. 2311 utilizzati al 77% e così suddivisi:

1280 per attività industriali di cui 633 per attività petrolchimiche, 408 per attività industriali di altra natura e 104 per aree di pertinenza del porto industriale, 521 quelle per impianti e servizi, 355 per infrastrutture e verde consortile.

Allo stato si producono ancora prodotti chimici, fibre sintetiche e artificiali (64%), prodotti in metallo (11%) e prodotti della lavorazione di minerali non metalliferi (6%), anche se negli ultimi anni si è assistito ad un costante ridimensionamento degli investimenti su tutta l’area in particolar modo nel settore chimico ed il contemporaneo sviluppo di un importante polo energetico attraverso la realizzazione ed oggi la trasformazione con benefici ambientali della centrale termoelettrica di Fiumesanto attualmente di proprietà E.ON S.p.A.

E’ inoltre importante sottolineare che oltre la presenza del grande polo chimico/industriale, della termo centrale E.ON e del finitimo parco eolico ENEL da circa 12 MW, vi è anche in direzione Est la grande discarica di scala Erre che costituisce il bacino di raccolta di proprietà comunale ove mensilmente vengono collocate circa 8000 tonnellate di rifiuti provenienti da 19 Comuni della Provincia di Sassari e, segnatamente, Alghero, Cargeghe, Codrongianos, Florinas, Ittiri, Muros, Olmedo, Osilo, Ossi, Porto Torres, Putifigari, Sassari, Sennori, Sorso, Stintino, Tissi, Uri, Usini, Villanova Monteleone.

82 A Sud della zona interessata al progetto vi sono poi due grandi cave di inerti: la cava di Monte Rosé molto prossima all’area di progetto e la cava di Monte Alvaro di maggiori proporzioni collocata su di un’area di 90 ettari alla base del Monte Alvaro.

Dal quadro territoriale sopra sintetizzato, si evincono i seguenti aspetti salienti:

• qualità del paesaggio assolutamente non integra; • generalizzata situazione di degrado; • raggiungimento, visti il degrado ed il livello di antropizzazione, della massima capacità di carico dell’ambiente naturale, che fanno inquadrare l’area di insediamento del progetto nell’ambito di un contesto ambientale di modesto valore paesaggistico.

Impatto Visivo

Questo è, rispetto ad un normale territorio, l’unico effetto significativamente percepibile legato alla realizzazione delle centrali fotovoltaiche.

Nel caso specifico, anche considerando la dislocazione dell’impianto ai margini di un contesto industriale e fortemente antropizzato, si è cercato di inserire l’opera evitando quanto più possibile qualunque tipo di alterazione che potesse ingenerare agli occhi dei fruitori del territorio una idea di forte trasformazione del medesimo. Infatti:

• La disposizione dei pannelli, orientata secondo l’asse Nord-Sud, ha generato file molto corte (poco oltre i duecento metri) e più difficilmente percepibili all’occhio umano;

• Il mantenimento del profilo orografico attuale del terreno limita la percezione della trasformazione dello stato dei luoghi;

83 • Il mantenimento degli attuali confini in pietra scapola della proprietà rispetto alla strada provinciale n. 34 ed anzi l’integrazione delle attuali siepi con ulteriori inserimenti di essenze arbustive autoctone limiterà ulteriormente la percezione dell’impianto sul territorio;

Dando comunque atto che l’impianto non è visibile da: • Centro abitato e porto di Porto Torres; • Rotatoria SP 57 /SP 34 strada dei due mari; • Stagno di Pilo • Abitato di Pozzo San Nicola • Stagno di Casaraccio • Abitato di Stintino • Spiaggia della Pelosa si produce qui di seguito un inquadramento territoriale su base ortofoto con indicazione dei punti di scatto, n° 4 foto inserimenti e ulteriori n° 13 elaborati fotografici.

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ortofotocarta con indicazione dei punti di scatto.

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Punto di scatto 7 Monte Elva.

IMPIANTO POCO VISIBILE

Fotoinserimento su scatto 7 Monte Elva.

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Punto di scatto 18 Monte Alvaro limite di cava.

IMPIANTO DIFFICILMENTE VIS IBILE

Fotoinserimento su scatto 18 Monte Alvaro limite di cava.

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Punto di scatto 19 Monte Rosè limite di cava.

IMPIANTO VISIBILE

Fotoinserimento su scatto 19 Monte Rosè limite di cava.

88 IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 1 incrocio strada provinciale n.42 “dei due mari” con strada vicinale Funtanedda.

IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 2 incrocio strada provinciale n.42 “dei due mari” con strada vicinale Campanedda - Bajona.

89 IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 3 strada provinciale n.42 “dei due mari”.

IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 4 diramazione strada vicinale Campanedda - Bajona.

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IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 5 strada comunale Campanedda.

IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 6 piazzale stazione di rilancio ESAF Monte Elva.

91 IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 8 incrocio strada provinciale n.57 con strada adiacente centro sperimentale rinnovabili ENEL.

IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 9 strada provinciale n.57.

92 IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 10 strada di accesso centrale elettrica E.ON Fiume Santo.

IMPIANTO DIFFICILMENTE VISIBILE

Punto di scatto 11 vicinanze nuraghe Margone.

93 IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 12 vicinanze nuraghe Sant’Elena.

IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 13 strada provinciale località i Piani.

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IMPIANTO NON VISIBILE

Punto di scatto 15 Strada vicinale Pozzu d’Esse.

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Punto di scatto 7 da strada di accesso al Monte Elva.

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IMPIANTO POCO VISIBILE

Foto inserimento da punto di scatto 7 - strada di accesso al Monte Elva.

97 Analisi della compatibilità paesaggistica e misure di mitigazione

Considerato quanto esposto nell’ambito dei paragrafi che precedono si può affermare che il progetto allegato alla presente relazione sia compatibile con:

• Piano Paesaggistico Ambientale Regionale (P.P.R.) • P. R. T. A.S.I. di Sassari, Porto Torres, Alghero • Piano energetico ambientale regionale • Piano Urbanistico Provinciale • Piano regolatore del Comune di Porto Torres • Zone umide (convenzione di Ramsar 2/2/1971 – D.P.R. 448 del 13/3/1976 • Aree SIC e ZPS (aree della rete natura 2000) • Parchi nazionali, regionali e aree marine protette • D.lgs. 22 gennaio 2004 n. 42 • Regio Decreto n. 3267/1923 – Piano di assetto idrogeologico • Piano delle attività estrattive

Si consideri inoltre che la realizzazione dell’opera non comporterà sbancamenti, rimozione di essenze arboree protette, modifiche della viabilità esterna esistente, interferenze con l’assetto idrogeologico della zona, produzione di inquinanti e/o rifiuti.

Detto questo, ai fini di una reale limitazione degli impatti in fase di costruzione, si da atto che:

• Gli effetti generati dalle emissioni di polveri e fumi di scarico dei mezzi meccanici, vista l’esiguità dei tempi di realizzazione delle opere, non possono che ritenersi trascurabili, ma verranno in ogni caso mitigati attraverso la limitazione della velocità dei mezzi e la continua bagnatura di piste e piazzole. • L’impatto sull’ambiente idrico è certamente trascurabile in quanto l’unica possibile interazione potrebbe essere generata da un’incidentale sversamento di carburante. • Durante le operazioni di scavo lo strato fertile del terreno sarà recuperato e riutilizzato nell’ambito dei successivi ripristini (piste e cabine);

98 • Gli inerti derivanti dagli scavi saranno rigorosamente recuperati e riutilizzati per i successivi rinterri; • Ripristino della copertura vegetale autoctona nelle zone antistanti le piazzole e lungo i confini; • Recinzione dell’area con rete metallica elettrosaldata da cm. 200 tesa su palificazione in ferro e sollevata di circa 20 cm. Rispetto al piano di campagna allo scopo di consentire il normale accesso al fondo da parte della piccola avi-fauna stanziale. • I rifiuti generati, saranno opportunamente separati a seconda della classe, come previsto dal D.L. n. 152 del 03/04/06 e debitamente riciclati o inviati a impianti di smaltimento autorizzati • Utilizzo di macchinari con emissioni sonore in linea con la normativa vigente; • Interramento degli elettrodotti.

In fase di esercizio, come è ormai universalmente riconosciuto, l’impianto non genera impatti di alcun genere (emissioni, vibrazioni, rumori, ecc). L’unico potenziale impatto è quello visivo, che, come dianzi specificato, sarà opportunamente mitigato attraverso l’orientamento delle file, la realizzazione delle siepi d’essenze arbustive autoctone ed il mantenimento dell’originario profilo orografico della superficie del suolo. Sempre attraverso l’orientamento e dunque la disposizione delle file dei pannelli sarà inoltre evitato l’effetto di abbagliamento. Concludendo sugli impatti in fase di esercizio è necessario ricordare (malgrado l’assenza di prove certe) il possibile effetto che i campi elettrici ed elettromagnetici possono produrre sulla salute delle persone che possano trovarvisi in contatto. Al riguardo, in ambito progettuale ci si è attenuti, ed in fase realizzativa saranno adottati, tutti i criteri e le procedure che consentono di attenersi al D.P.C.M. del 23 aprile 1992 il quale fissa i limiti di esposizione ai campi elettrici e magnetici in 5 KV/m per l’intensità di campo elettrico e di 1 mT per l’induzione magnetica. Da numerosi studi sull’argomento si evince che, su opere con caratteristiche similari a quelle in progetto, non sono stati rilevati valori che abbiano superato i limiti predetti. Alla luce di quanto esposto si afferma che l’impianto, nella sua fase di esercizio, non genererà alcun impatto elettromagnetico rilevante. All’atto della dismissione e cioè dopo trenta anni dalla messa in esercizio dell’impianto i suoi componenti saranno rimossi selettivamente e, quelli non riciclabili, saranno smaltiti a discarica secondo le vigenti disposizioni di legge.

99

Ultima considerazione attiene alla reversibilità degli impatti ovvero quel fenomeno che consente all’ambiente di recuperare, a seguito della cessazione del disturbo, il suo status quo ante. Nel caso specifico al termine del ciclo vitale dell’impianto (30 anni) come dianzi accennato, non utilizzandosi sostanze inquinanti, non eseguendo lavorazioni del terreno salvo lo sfalcio, non essendovi modifiche del profilo orografico della superficie del suolo, non essendovi interferenze con la falda acquifera, il terreno avrà recuperato in toto la sua originaria fertilità e non dovrà essere bonificato. Peraltro, rimossi pannelli, strutture di sostegno e cabine, il fondo e conseguentemente l’intero paesaggio ritorneranno nella loro condizione originaria con costi sostenibili. * * * * Dato atto di tutto quanto più sopra esposto ed argomentato, si conclude la presente relazione sostenendo che il progetto proposto genera un impatto certamente modesto nell’ambito del quadro ambientale analizzato.

100 Lista di Controllo dell’Allegato B3 della DGR n. 24/23 del 23 aprile 2008

CARATTERISTICHE DEL PROGETTO

Dimensioni del progetto

• Il progetto comporta un’occupazione dei terreni su vasta scala, lo sgombro del terreno, sterri di ampie dimensioni e sbancamenti? Da una attenta analisi del sito e dalla lettura delle tavole di progetto si può facilmente verificare che l’area effettivamente occupata dai pannelli e dalle cabine è di circa 07.51.36 Ha . L’intera superficie è sostanzialmente pianeggiante e sgombra da soprassuoli (l’unico tratto coperto da macchia mediterranea è stato escluso dal progetto e rigorosamente preservato), sterri e sbancamenti, possono considerarsi poco significativi.

• Il progetto comporta la modifica del reticolo di drenaggio (ivi compresi la costruzione di dighe, la deviazione di corsi d’acqua o un maggior rischio d’inondazioni)? L’area non è fra quelle classificate a rischio sia dal R.D. 3267/23 che dal PAI. L’opera non interagirà in nessun modo con questo sistema ambientale.

• Il progetto comporta l’impiego di molta manodopera? Nella fase di realizzazione dell’opera saranno impiegate circa 40/50 unità lavorative altamente specializzate, in fase di esercizio circa 10.

• I dipendenti avranno adeguato accesso ad abitazioni ed altri servizi? Il personale impiegato per la realizzazione dell’opera sarà essenzialmente locale.

• Il progetto genererà un afflusso significativo di reddito nell’economia locale? Il progetto genererà reddito per l’economia locale sia, come detto in precedenza per la fase di costruzione per la quale sarà sostanzialmente utilizzata la sola manodopera locale, sia in

101 fase di esercizio attraverso le attività di manutenzione ordinaria e straordinaria, guardiania, elaborazione dati e controllo, gestione economico-finanziaria, approvvigionamento di materiali, ecc.

• Il progetto modificherà le condizioni sanitarie? Il contributo di quest’opera rispetto alle condizioni sanitarie della popolazione è fortemente positivo in quanto contribuirà, producendo energia pulita, ad evitare l’emissione in atmosfera di gas e polveri sottili nocive per la salute dell’uomo.

• Il progetto comporta attività quali il brillamento di mine, la palificazione di sostegno o altre simili? Il progetto non comporta la esecuzione di simili attività.

• La realizzazione o il funzionamento del progetto generano sostenuti volumi di traffico? Come già specificato in precedenza i tracciati viari esistenti sono assolutamente idonei al transito dei mezzi necessari all’esecuzione delle opere e la vicinanza del sito all’area portuale, punto di arrivo dei moduli fotovoltaici, fa si che i volumi di traffico nella prima fase siano comunque contenuti. In fase di esercizio l’incremento del volume di traffico rispetto all’ordinario può considerarsi assolutamente insignificante.

• Il progetto verrà smantellato al termine di un periodo determinato? Le opere eseguite, vista la tecnologia utilizzata, potranno essere facilmente rimosse a conclusione del loro ciclo di attività (stimato in trenta anni), senza compromissione del suolo e soprattutto senza il lascito di alcuna traccia visibile.

• Il progetto comporta il dragaggio, la rettificazione o l’intersezione dei corsi d’acqua? Gli interventi previsti in progetto, sono distanti dai corsi d’acqua esistenti e conseguentemente non comportano ne possono comportare effetto alcuno sui medesimi.

• Il progetto comporta la costruzione di strutture in mare? Gli interventi previsti in progetto, sono distanti dal mare e conseguentemente non presuppongono la realizzazione di questo tipo di strutture.

102 • Il progetto richiede la realizzazione di infrastrutture primarie per assicurare l’approvvigionamento di energia, combustibile ed acqua? Il progetto non comporta la esecuzione si simili attività.

• Il progetto richiede la realizzazione di nuove strade, tratte ferroviarie o il ricorso a veicoli fuoristrada? Il sito individuato ai fini della realizzazione dell’opera è lambito dalla Strada Provinciale 34 e prevede la sola realizzazione di una pista su fondo naturale finalizzata all’accesso ai vari sottocampi ed alle cabine dell’impianto per la normale attività di manutenzione, ispezione e controllo.

• Il progetto modifica le caratteristiche funzionali delle opere di cui costituisce la modifica o l’ampliamento? No, trattasi di una nuova opera e non l’ampliamento e/o la modifica di una già esistente.

Cumulo con altri progetti

• Il progetto può generare conflitti nell’uso delle risorse con altri progetti in esercizio, in corso di realizzazione o progettazione? Il progetto non genererà conflitto nell’uso di risorse con altri progetti.

• Le emissioni in atmosfera, gli scarichi idrici o nel sottosuolo possono cumularsi con le perturbazioni all’ambiente generate da altri progetti in esercizio, in corso di realizzazione o progettazione che insistono sulla stessa area? Il progetto non presuppone nuove emissioni e/o scarichi idrici o nel sottosuolo.

Utilizzazione delle risorse naturali

• Il progetto richiederà apporti significativi in termini di energia, materiali o altre risorse? L’impianto produce energia rinnovabile ed utilizza una minima parte della medesima per il suo funzionamento.

103

• Il progetto richiede consistenti apporti idrici? L’opera, in fase di realizzazione non richiederà l’utilizzo di cospicui apporti idrici mentre in fase di esercizio necessiterà della sola acqua indispensabile alla pulitura dei pannelli che sarà eseguita tre/quattro volte all’anno.

• Il progetto richiederà l’utilizzo di risorse non rinnovabili? L’opera prevede esclusivamente l’utilizzo della risorsa suolo, senza alterazione alcuna della sua destinazione d’uso.

Produzione dei rifiuti

• Il progetto comporta l’eliminazione dei rifiuti mediante incenerimento all’aria aperta (per es. di residui di vegetazione o di materiali di costruzione)? Il progetto non prevede simili attività.

• Il progetto comporta l’eliminazione di inerti, di strati di copertura o di rifiuti di attività minerarie? Gli inerti prodotti saranno solo quelli ottenuti dagli scavi preordinanti alla esecuzione delle cabine e dei cavidotti. Tali inerti saranno pressoché interamente riutilizzati nell’ambito dei rinterri. Il materiale residuo sarà smaltito secondo le vigenti disposizioni di legge.

• Il progetto comporta l’eliminazione di rifiuti industriali o urbani? Modeste quantità di rifiuti urbani prodotti in fase di costruzione e dismissione.

Inquinamento e disturbi ambientali

• Il progetto da luogo ad emissioni in atmosfera generate dall’utilizzo del combustibile, dai processi di produzione, dalla manipolazione dei materiali, delle attività di costruzione o da altre fonti?

104 Le uniche emissioni in atmosfera sono quelle derivanti dai gas di scarico dei mezzi che si utilizzeranno per la fase di cantiere; tuttavia l'esiguo numero di macchinari e mezzi unitamente alla breve durata dei lavori depone per una complessiva limitatezza di tali emissioni. Al termine della fase di cantiere le emissioni saranno sostanzialmente nulle.

• Il progetto dà luogo a scarichi idrici di sostanze organiche o inorganiche, incluse sostanze tossiche, in aree costiere e marine? No nessuna.

• Il progetto può provocare l’inquinamento dei suoli e delle acque di falda? L’opera non genererà inquinamento di suoli e/o acque di falda.

• Il progetto provocherà l’immissione nell’ambiente di rumore, vibrazioni, luce, calore, odori o altre radiazioni? L'inquinamento sonoro determinato dalle emissione acustiche dei mezzi di lavoro, ed il relativo disturbo nei confronti delle specie avicole e terricole, è minimo, stante la tipologia dei macchinari utilizzati ed i ridotti tempi di attività previsti per l'esecuzione dei lavori.

• Il progetto può dare luogo ad elementi di perturbazione dei processi geologici o geotecnici? Nessuno.

• Il progetto altera i dinamismi spontanei di caratterizzazione del paesaggio sia dal punto di vista visivo, sia con riferimento agli aspetti storico-monumentali e culturali? L’impatto visivo e l’occupazione del suolo in quanto significativi saranno opportunamente trattati nella parte della presente relazione che si riferisce alla stima degli impatti. Il sistema culturale così come quello storico monumentale non subiranno dall’opera effetti significativi.

• Il progetto può dar luogo ad elementi di perturbazione delle condizioni idrografiche, idrologiche e idrauliche? L’opera non produrrà effetto alcuno sull’idrosistema naturale esistente.

105

Rischio di incidenti

• La realizzazione del progetto comporta lo stoccaggio, la manipolazione o il trasporto di sostanze pericolose (infiammabili, esplosive, tossiche, radioattive, cancerogene o mutagene)? Nessuna.

• Il progetto, nella sua fase di funzionamento, genera campi elettromagnetici o altre radiazioni che possono influire sulla salute umana o su apparecchiature elettroniche vicine? Si veda al riguardo il capitolo “Analisi della compatibilità paesaggistica e misure di mitigazione” della presente relazione.

• Il progetto comporta l’uso regolare di pesticidi e diserbanti? Nessuno.

• L’impianto può subire un guasto operativo tale da rendere insufficiente le normali misure di protezione ambientale? No.

• Vi è il rischio di rilasci di sostanze nocive all’ambiente o di organismi geneticamente modificati? No.

Localizzazione del progetto

• Il progetto comporta modifiche significative dell’uso territoriale o della zonizzazione? Il progetto non modificherà la destinazione d’uso attuale e l’area di intervento non è soggetta a cambiamento di destinazione d’uso.

106 • Il progetto comporta modifiche significative della ricchezza relativa, della qualità e della capacità di rigenerazione delle risorse naturali della zona? No.

• Il progetto comporta modifiche della capacità di carico dell’ambiente naturale, e della qualità in generale con particolare attenzione alle seguenti zone: a) Zone umide; b) Zone costiere; c) Zone montuose o forestali; d) Riserve e parchi naturali; e) Zone classificate o protette dalla legislazione degli Stati membri dell’Unione europea; zone protette speciali designate dagli Stati membri in base alle direttive 79/409/CEE e 92/43/CEE; f) Zone nelle quali gli standard di qualità ambientali fissati dalla legislazione comunitaria sono già stati superati; g) Zone a forte densità demografica; h) Zone di importanza, idrogeologica, paesaggistica, storica, culturale o archeologica; i) Altre aree sensibili dal punto di vista ambientale comunque definite. Il Progetto non comporterà modificazioni ecologiche nell’ambito di tali aree.

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