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COMUNE DI GENZANO DI LUCANIA PROVINCIA DI POTENZA

Località Mattina Piccola snc

COMMITTENTE:

AZIENDA AGRICOLA VITO LORENZO VENTRICELLI

Costruzione di un impianto per la valorizzazione energetica del biogas da biomassa di origine zootecnica e vegetale

(Potenza nominale 100 kWe)

ISTANZA DI AVVIO PROCEDIMENTO DI VERIFICA DI ASSOGGETTABILITÀ A V. I. A. AI SENSI

DEL D. LGS. N. 152/2006 E SS. MM. II. E DELLA L.R. N. 47 DEL 14 DICEMBRE 1998

STUDIO PRELIMINARE AMBIENTALE

Elaborazione

IL TECNICO

Mario Lafiosca

Geom. Francesco Rinaldi

Screening ambientale Biogas 100 kWe Ventricelli - Genzano di Lucania (PZ). 2

INDICE

INDICE ..................................................................................................... 2

INTRODUZIONE ........................................................................................ 5

1. CARATTERISTICHE DEL PROGETTO ......................................................... 7

1.1 DESCRIZIONE DELL’AZIENDA .......................................................................... 7

1.2 DESCRIZIONE DEL PROCESSO DI PRODUZIONE DEL BIOGAS ........................... 9

1.2.1 PREMESSA .............................................................................................. 9

1.2.2 LA DIGESTIONE ANAEROBICA ............................................................... 11

1.2.2.1 Idrolisi e acidificazione .................................................................. 13 1.2.2.2 Acetogenesi .................................................................................. 14 1.2.2.3 Metanogenesi ............................................................................... 14

1.2.3 CARATTERISTICHE DEL BIOGAS ............................................................. 15

1.2.4 PRINCIPALI COMPONENTI MISCELA BIOGAS ......................................... 15

1.2.5 TRATTAMENTO E UTILIZZO DEL BIOGAS ............................................... 15

1.2.6 CARATTERISTICHE DEL DIGESTATO ....................................................... 17

1.2.7 PRINCIPALI ASPETTI OPERATIVI E GESTIONALI ...................................... 18

1.2.8 VANTAGGI DELLA DIGESTIONE ANAEROBICA........................................ 19

1.3 DESCRIZIONE DELL’INTERVENTO .................................................................. 20

1.3.1 INDIVIDUAZIONE DEI PROCESSI ............................................................ 22

1.3.1.1 Processo di digestione anaerobica ................................................ 22 1.3.1.2 Processo di trasporto del biogas e cogenerazione ......................... 30 1.3.1.3 Stoccaggi ...................................................................................... 36

1.3.2 OPERE DI COMPLETAMENTO ................................................................ 39

2. UBICAZIONE DEL PROGETTO ................................................................ 41

2.1 INQUADARAMENTO SU CARTA TECNICA REGIONALE .................................. 43

2.2 INQUADRAMENTO PRG ............................................................................... 43

2.3 INQUADRAMENTO CATASTALE .................................................................... 46

3. CARATTERISTICHE DELL’IMPATTO POTENZIALE: CONFORMITA’ AI PIANI E PROGRAMMI URBANISTICI E AMBIENTALI ............................................ 48


3.1 PIANO STRUTTURALE PROVINCIALE ............................................................. 49

3.2 PIANO PAESAGGISTICO REGIONALE ............................................................. 50

3.3 LE AREE NATURALI PROTETTE ...................................................................... 52

3.3.1 GENERALITÀ ......................................................................................... 52

3.3.2 I PARCHI NAZIONALI E REGIONALI ........................................................ 55

3.3.3 LE RISERVE NATURALI........................................................................... 57

3.4 RETE NATURA 2000 (ZPS E SIC) .................................................................... 62

3.5 PROGRAMMA IBA ........................................................................................ 65

3.6 IL CODICE DEI BENI CULTURALI E DEL PAESAGGIO (D.Lgs 42/2004) .............. 66

3.6.1 GENERALITÀ ......................................................................................... 66

3.6.2 FIUMI, TORRENTI E CORSI D'ACQUA E LE RELATIVE SPONDE O PIEDE DEGLI ARGINI PER UNA FASCIA DI 150 METRI CIASCUNA (Art. 142 comma c del D. Lgs. 42/2004) .................................................................................. 68

3.6.3 ZONE GRAVATE DA USI CIVICI (Art. 142 comma h del D.Lgs. 42/2004) . 68

3.6.4 ZONE DI INTERESSE ARCHEOLOGICO (Art. 142 comma m del D. Lgs. 42/2004) .................................................................................................. 70

3.6.4.1 Il sistema dei tratturi..................................................................... 70 3.6.5 IMMOBILI ED AREE DI NOTEVOLE INTERESSE PUBBLICO (art.136 d.lgs

42/2004 modificato dall’art. 2 del D.lgs n. 63 del 2008) ............................ 72

3.7 LO STRUMENTO URBANISTICO DEL COMUNE DI GENZANO DI LUCANIA ...... 73

3.8 PAI ............................................................................................................... 73

3.8.1 LA NORMATIVA NAZIONALE PER LA TUTELA DEL RISCHIO IDROGEOLOGICO ...................................................................................... 73

3.8.2 L’ADB BASILICATA - IL PIANO DI ASSETTO IDROGEOLOGICO (PAI) ......... 75

3.8.3 IL PIANO STRALCIO DELLE AREE DI VERSANTE ...................................... 76

4. CONFORMITA’ DEL PROGETTO ALLA NORMATIVA VIGENTE .................... 81

4.1 PREMESSA ................................................................................................... 81

4.2 VISTO DI ACCETTABILITA’ - LEGGE REGIONALE 19 GENNAIO 2010 N.1 ......... 81

5. CONFORMITA’ DEL PROGETTO CON PIANI E PROGRAMMI ...................... 83

5.1 PIANO DI INDIRIZZO ENERGETICO AMBIENTALE REGIONALE ....................... 83

5.2 Documento strategico regionale per il periodo 2007 - 2013......................... 83

5.3 PROGRAMMA OPERATIVO F.E.S.R. 2007 - 2013 ........................................... 84

5.4 CONCLUSIONI .............................................................................................. 84


6. IMPATTI AMBIENTALI ......................................................................... 85

6.1 EMISSIONI ................................................................................................... 85

6.1.1 EMISSIONI ACUSTICHE COGENERATORE............................................... 85

6.1.2 EMISSIONI ACUSTICHE PRODOTTE DALLE MACCHINE OPERATRICI IN FASE DI ESERCIZIO .................................................................................... 86

6.1.3 EMISSIONI IN ATMOSFERA DEL COGENERATORE.................................. 88

6.1.3.1 Limiti di emissione del cogeneratore............................................. 89 6.1.3.2 Tecnologie di contenimento emissioni in atmosfera del

cogeneratore ....................................................................................... 90 6.1.4 EMISSIONI IN ATMOSFERA TORCIA DI EMERGENZA ............................. 93

6.1.5 EMISSIONI STOCCAGGIO DIGESTATO LIQUIDO (CD. “CHIARIFICATO”) .. 93

6.1.6 EEMISSIONI STOCCAGGIO DIGESTATO PALABILE .................................. 94

6.1.7 RISCHI DI EMISSIONI DI RADIAZIONI IONIZZANTI E NON IONIZZANTI E INQUINAMENTO TERMICO ....................................................................... 94

6.1.8 RISCHIO INCENDIO ............................................................................... 94

6.1.9 RISCHIO DI IMPATTO SU VEGETAZIONE, FLORA E FAUNA, ECOSISTEMA 94

6.1.10 RISCHIO DI IMPATTO PAESAGGISTICO ................................................ 94

6.1.11 RISCHIO DI IMPATTO SUL PATRIMONIO NATURALE E STORICO .......... 95

6.2 VERIFICA PARAMETRI ALLEGATO V ART. 20 D.LGS 152/2006 ....................... 95

CONCLUSIONI ....................................................................................... 100


INTRODUZIONE

Il presente studio preliminare ambientale riguarda la realizzazione di un impianto per la produzione di energia da co-fermentazione anaerobica di biomasse di origine zootecnica e vegetale, con produzione finale di energia e calore, proposto dalla ditta individuale Ventricelli Vito Lorenzo.

Il progetto prevede la costruzione di un impianto di digestione anaerobica della potenza di 100 kW elettrici e 120 kW termici nel comune di Genzano di Lucania in provincia di Potenza, in contrada Mattina Piccola snc.

In particolare, sono previsti: la produzione lorda di energia elettrica di circa 820 MWh/anno, con un’energia

effettivamente messa in rete, al netto degli autoconsumi, di circa 730 MWh/anno (Potenza elettrica del generatore 100 kW.el.)

il recupero e la distribuzione dell’energia termica dal blocco motore, che in parte verrà utilizzata all’interno del ciclo produttivo per il mantenimento del regime mesofilo all’interno del digestore.

Tali produzioni tengono conto dei tempi di fermo motore legati a manutenzioni

ordinarie e straordinarie. L’intervento è volto a: a) promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione

di elettricità nel relativo mercato italiano e comunitario; b) realizzare un incremento del reddito aziendale attraverso la vendita dell’energia

elettrica prodotta.

La procedura di verifica di assoggettabilità a V.I.A. (screening) viene attivata a seguito

dell’entrata in vigore del D.Lgs 24 giugno 2014 (coordinato con la Legge di conversione 11 agosto 2014 , n°116) nel quale si stabilisce che, sino all’entrata in vigore di un apposito Decreto del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, la procedura di screening va effettuata caso per caso a prescindere dalle soglie previste dall’allegato IV dello stesso D.Lgs. 152.


I principali punti trattati nel seguente studio saranno: Caratteristiche del progetto: Verranno forniti i dati generali dell'impianto,

considerando le sue dimensioni, il rapporto con l'ambiente circostante e gli eventuali impatti diretti che avrà con esso, tenendo conto del patrimonio naturale, storico e delle destinazioni delle zone interessate e degli eventuali danneggiamenti che possono essere creati.

Ubicazione del progetto che descrive il progetto e le soluzioni adottate a seguito

degli studi effettuati, precisa le caratteristiche dell'opera progettata, e ne esplicita l'inquadramento nel territorio, inteso come sito e come area vasta interessati;

Caratteristiche dell'impatto potenziale che definisce l'ambito territoriale e i sistemi

ambientali interessati dal progetto e stima qualitativamente e quantitativamente gli impatti indotti dall'opera sul sistema ambientale, nonché le interazioni degli impatti con le diverse componenti ed i fattori ambientali, anche in relazione ai rapporti esistenti tra essi.


1. CARATTERISTICHE DEL PROGETTO

1.1 DESCRIZIONE DELL’AZIENDA

L’azienda oggetto dell’intervento comprende due aree: la prima in cui sono presenti

fabbricati adibiti ad abitazione e le stalle che ospitano l’allevamento zootecnico, la seconda

costituita da terreni investiti a colture foraggere da erbaio e da insilato, in rotazione con

grano duro e cereali minori.

L’allevamento zootecnico comprende:

• due stalle, la prima per vacche da latte e la seconda per rimonta e asciutta;

• una sala di mungitura;

• una fossa per il liquame dalla prima stalla;

• due fienili;

• due trincee orizzontali per insilati.

Fig.1 - Vista aerea dell’azienda zootecnica e dell’impianto biogas in progetto.


Le macchine e le attrezzature presenti in azienda sono sufficienti alla normale

coltivazione dei terreni e alla conduzione dell’allevamento.

L’allevamento è costituito da vacche da latte di razza Frisona Italiana e la mandria è

attualmente composta da:

190 vacche adulte, fra capi in lattazione e in asciutta;

40 manze;

30 vitelli.

Il numero complessivo è attualmente di 260 capi, ma gli obiettivi a breve termine

dell'azienda sono di aumentare il numero di vacche in lattazione, che raggiungeranno il

numero di 200, per cui in fase di dimensionamento si terrà conto di una mandria composta

complessivamente da circa 310 capi.

Il tipo di stabulazione è diversificato per le due stalle:

la prima stalla, che ospita le vacche in lattazione, prevede la tipologia a

stabulazione libera con zona di riposo a cuccette e una modesta lettiera; le

deiezioni prodotte in questa zona sono sostanzialmente un liquame con una

percentuale di sostanza secca di 8,0 %.

la seconda stalla, che ospita 50 vacche adulte, 40 manze e 30 vitelli, prevede la

tipologia a stabulazione libera su lettiera permanente; le deiezioni prodotte in

questa area sono letame e liquame misti a paglia con una percentuale di sostanza

secca maggiore, che si aggira intorno al 18%.

Le quantità di liquami e letami prodotta in entrambe le stalle è stata calcolata

utilizzando valori medi fondati sui dati raccolti da studi condotti su allevamenti esistenti,

per analoghe tipologie di stabulazione:


Tab.1- Calcolo quantità effluenti.

In aggiunta ai reflui zootecnici, la miscela di alimentazione sarà integrata con:

insilato di triticale di origine interna all’azienda agricola, prodotto di origine

biologica in misura tale da rientrare nel limite del 30% sul peso totale della miscela

di alimentazione;

siero di latte, conferito all’azienda giornalmente e classificato come sottoprodotto

di Cat. 3 nella Tabella 1-A del D.M. 6 luglio 2012, e pertanto rientrante nei

sottoprodotti “Tipo b)”.

Le quantità delle singole componenti saranno calibrate al fine di ottenere le condizioni

ideali per la

producibilità attesa di biogas e sono riportate nei successivi paragrafi.

1.2 DESCRIZIONE DEL PROCESSO DI PRODUZIONE DEL BIOGAS

1.2.1 PREMESSA

La seguente trattazione non è riferita al caso in esame, tuttavia risulta essere utile per


mettere in luce alcuni aspetti importanti del processo di produzione del biogas e per

evidenziare i processi chimici delle varie reazioni. Per tali motivi, ogni quantità o riferimento

ai materiali adoperati, saranno utili puramente a scopo espositivo. Per conoscere le

biomasse e le reali quantità immesse all’interno del digestore, si rimanda ai capitoli

successivi.

La produzione di biogas è originata dalla conversione in metano di substrati organici

complessi ad opera di diversi gruppi microbici che interagiscono tra loro. I processi biologici

attivati sono di tipo anaerobico, avvengono cioè in assenza di ossigeno libero (ossigeno

molecolare, come O2, o legato ad altri elementi, come NO3-), le popolazioni batteriche che

vi intervengono ottengono l’ossigeno necessario per le loro funzioni vitali dalla

degradazione del substrato contenuto nel refluo e rilasciano come prodotti del loro

metabolismo metano e anidride carbonica.

Il biogas ottenuto da tali processi biologici, dopo essere stato opportunamente trattato,

viene convogliato e bruciato all’interno di un cogeneratore per la produzione di energia

elettrica e termica.

Le reazioni biologiche avvengono all’interno del fermentatore o (digestore), nella

maggior parte dei casi alimentato in continuo e dotato di sistemi di captazione del biogas.

Per rendere possibile l’attività biologica è necessario mantenere tale fermentatore in

condizioni controllate di temperatura e pH, ed è inoltre necessario miscelare il materiale

per favorire il rilascio del biogas, il contatto tra batteri e substrato e per evitare la

formazione di croste superficiali.

All’interno del fermentatore sono infatti presenti miscelatori e sono tenuti a

temperatura da una rete di teleriscaldamento alimentata dal cogeneratore.

L’attività biologica anaerobica è stata evidenziata in un ampio intervallo di temperatura

(tra –5 e +70°C) che influenza soprattutto la fase di conversione dell’acido acetico in

metano. A questo proposito in relazione a tre intervalli di temperatura, si distinguono tre

categorie di microrganismi:

1. psicrofili (T < 20 °C)

2. mesofili (20 °C < T < 45 °C)

3. termofili (T > 45 °C)

In particolare, all’interno di questi gruppi, vi sono degli intervalli di temperatura ottimali

nei quali i tassi di crescita e di attività sono massimi: per i batteri mesofili l’intervallo ideale

è di 30 – 42 °C, per i termofili di 49–57 °C.


Il fermentatore descritto di seguito opererà in una range di temperatura mesofilo dato

che è quello caratterizzato da una maggiore variabilità microbica.

Il controllo tecnologico di questi processi naturali è alla base della realizzazione di un

impianto per la produzione di biogas.

1.2.2 LA DIGESTIONE ANAEROBICA

La digestione anaerobica è appunto il processo biologico attraverso il quale la sostanza

organica viene degradata in molecole più semplici quali metano e anidride carbonica. La

degradazione di substrati organici fornisce l’energia necessaria per il metabolismo batterico

(catabolismo) sotto forma di energia chimica di ossidazione e, in misura molto minore,

permette di sintetizzare nuove cellule (anabolismo).

Quasi tutte le sostanze degradabili aerobicamente lo sono anche anaerobicamente,

tuttavia i due processi si differenziano per:

le cinetiche del processo;

il tipo di reazioni e famiglie di batteri coinvolte;

la produzione di fanghi di supero.

Mentre i microrganismi aerobi utilizzano ossigeno molecolare come accettore finale di

elettroni nei processi ossidativi della sostanza organica, i microrganismi anaerobi utilizzano

altra sostanza organica.

L’ossidazione avviene essenzialmente a causa del passaggio di una coppia di atomi

d’idrogeno della sostanza organica ossidata (deidrogenazione) alla specie ossidante

(accettore di idrogeno).

L’ossidazione di composti organici in ambiente anaerobico è catalizzata da enzimi ed

avviene grazie all’intervento di coenzimi. L’accettore finale dell’H2 non è però il coenzima,

che viene riossidato e quindi rigenerato, ma l’ossigeno, il carbonio, l’azoto o lo zolfo legati

originariamente alla sostanza organica che viene ossidata. E’ proprio il passaggio attraverso

queste reazioni che fornisce l’energia che viene immagazzinata attraverso una

ritrasformazione in energia chimica. Schematicamente il processo di digestione anaerobica

degrada molecole complesse quali carboidrati, grassi e proteine in zuccheri semplici,

acidi grassi e amminoacidi; la metabolizzazione di tali prodotti ad opera di batteri rilascia

metano e anidride carbonica.


Schema sintetico della digestione anaerobica di molecole complesse

Alla degradazione biologica anaerobica della sostanza organica partecipano almeno tre

gruppi metabolici distinti di microrganismi che si differenziano sia per i substrati che per i

prodotti del loro metabolismo e che distinguono quindi tre fasi del processo

biodegradativo:

i batteri idrolitici, che intervengono nella fase di idrolisi dei substrati complessi

accompagnata da

acidificazione con formazione di acidi grassi volatili, chetoni ed alcoli;

i batteri acidificanti, (acetogeni e omoacetogeni) che intervengono nella fase

acetogenica in cui, a partire dagli acidi grassi, si ha la formazione di acido acetico, acido

formico, biossido di carbonio ed idrogeno molecolare;

i batteri metanigeni, che intervengono nella fase metanigena in cui si ha la formazione

di metano a partire dai prodotti della fase precedente.

I batteri metanigeni occupano quindi solo la posizione finale della catena trofica

anaerobica, ma è utile evidenziare che sono quelli che guidano la cinetica del processo.


In questi processi una parte della sostanza organica degradabile si trasforma in biomassa

e va quindi ad accrescere la popolazione batterica (circa il 5 – 10 %) (F. Nardin, 1996).

Dopo l’ultima fase di degradazione si ha la formazione di metano e anidride carbonica. Il

metano, poco solubile in acqua, passa praticamente nella fase gassosa, mentre la CO2 si

ripartisce in fase gassosa e nella fase liquida. Nelle applicazioni più comuni, dove i substrati

di partenza sono molto complessi, le relazioni diventano più complicate e diversificate in

funzione dei costituenti primari; è comunque possibile riconoscere alcune caratteristiche

comuni:

la distruzione del materiale organico è solo parziale;

oltre a metano e anidride carbonica si ottengono ulteriori prodotti che derivano

dalla demolizione di particolari costituenti organici (ad esempio acqua e

ammoniaca).

1.2.2.1 Idrolisi e acidificazione

In questa fase si ha la degradazione di substrati organici complessi, particolati o solubili,

quali proteine, grassi e carboidrati, con formazione di composti semplici, quali aminoacidi,

acidi grassi e monosaccaridi in forma solubile. I meccanismi con cui i microrganismi

idrolizzanti agiscono sono principalmente due: colonizzano il materiale particolato e lo

degradano;

producono enzimi extracellulari in grado di scindere le molecole organiche complesse in

oligomeri e monomeri che sono quindi resi disponibili per il trasporto all’interno delle

cellule di microrganismi acidogenici fermentanti. Questi operano generalmente

l’ossidazione dei substrati organici semplici a piruvato che viene poi trasformato in acidi

grassi volatili, alcoli e chetoni che rappresentano i substrati di partenza per la successiva

fase acetogenica.

Il processo idrolitico può essere inibito dall’accumulo di aminoacidi e zuccheri (Sanders

et al., 1999) a causa dell’interferenza nella produzione ed attività degli enzimi idrolitici.

Contestualmente all’idrolisi del materiale organico complesso avviene il processo

fermentativo acidogenico in cui i batteri fermentativi degradano i monomeri ed oligomeri

organici, zuccheri, acidi grassi ed aminoacidi, producendo acidi grassi volatili, per lo più a

catena corta quali il propionato ed il butirrato. Dalla fermentazione degli aminoacidi viene

inoltre prodotto ammonio. In generale il processo idrolitico non implica la crescita di

microrganismi.


1.2.2.2 Acetogenesi

A partire dai substrati formatisi nel corso della fase di idrolisi ed acidificazione (acidi

volatili, essenzialmente propionato e butirrato, ma anche alcoli) i batteri acetogeni

producono acido acetico, acido formico, CO2 ed H2. Anche in questo caso, come per

l’idrolisi, si distinguono due differenti meccanismi d’azione a seconda che la degradazione

avvenga a partire da acidi grassi a catena lunga (LCFA, long chain fatty acids) o a catena

corta (SCFA, short chain fatty acids, o VFA, volatile fatty acids).

Durante la produzione di acido acetico la presenza di idrogeno molecolare nel mezzo

può determinare problemi di inibizione; se però l’H2 viene mantenuto a basse

concentrazioni, grazie all’attività dei batteri metanigeni H2 ossidanti (idrogenotrofi), la

degradazione degli acidi grassi ad H2 ad opera dei batteri acetogeni è resa più probabile

nonostante sia energeticamente sfavorita.

1.2.2.3 Metanogenesi

La metanogenesi rappresenta la conclusione della catena trofica anaerobica. Il metano

infatti è l’unico composto non reattivo nell’intero processo di digestione anaerobica dato

che anche l’anidride carbonica può reagire con l’idrogeno nella fase di acetogenesi. Le

reazioni attraverso le quali si realizza la metanogenesi sono essenzialmente due:

i batteri idrogenotrofi operano l’ossidazione anaerobica dell’idrogeno;

la dismutazione anaerobica dell’acido acetico con formazione di metano e biossido

di carbonio.

La maggior parte della produzione di metano avviene attraverso questo secondo

meccanismo, la cosiddetta via acetoclastica.

Con la loro attività i due ceppi di batteri metanigeni svolgono due importanti funzioni

nell’ambito dellacatena trofica anaerobica:

degradano l’acido acetico e quello formico a CH4 eliminando gli acidi dal mezzo ed

impedendo quindi l’inibizione dei fenomeni di degradazione di substrati organici

per eccesso di acidità;

mantengono la concentrazione di H2 a bassi livelli così da consentire la conversione

degli acidi grassi a catena lunga e degli alcoli ad acetato ed H2. Infatti, se la via

idrogenotrofa è rallentata si osserva un accumulo di H2 nel mezzo che inibisce la


produzione del metano, mentre la via acetoclastica può subire fenomeni di

inibizione da substrato in presenza di elevate concentrazioni di acido acetico.

1.2.3 CARATTERISTICHE DEL BIOGAS

Il risultato della degradazione del substrato organico è il biogas, una miscela di gas con

un potere calorifico di 20000 – 25000 J/m3, Il biogas prodotto nel corso del processo di

digestione anaerobica consiste di tre componenti principali:

1. il metano;

2. il biossido di carbonio;

3. l’idrogeno molecolare.

Il metano è praticamente insolubile e tende ad essere rilasciato dal mezzo liquido,

passando alla fase gassosa, mentre il biossido di carbonio raggiunge un equilibrio dinamico

tra fase liquida e gassosa, andando così a partecipare alla formazione di acido carbonico nel

mezzo liquido, determinando quindi, assieme all’ammonio, la capacità tampone del

sistema.

L’idrogeno, prodotto in piccole quantità, è generalmente utilizzato dai batteri

metanigeni e, pur essendo insolubile, non lascia la fase liquida.

1.2.4 PRINCIPALI COMPONENTI MISCELA BIOGAS

Metano (CH4) 50 - 80%

Anidride carbonica (CO2) 20 - 30%

Azoto (N2) 2 - 5%

Altri gas (H2S;H2) 1 - 2%

1.2.5 TRATTAMENTO E UTILIZZO DEL BIOGAS

La produzione di biogas costituisce uno dei principali vantaggi della digestione

anaerobica grazie al consistente recupero energetico che si riesce a conseguire tramite il

suo utilizzo. Pertanto l'intero processo deve essere condotto in maniera tale da

massimizzare le rese di metanizzazione.


La portata all’uscita dal fermentatore può presentare però delle variazioni importanti,

dal 60 al 40% della portata media. A ciò corrisponde anche una variazione della qualità del

biogas prodotto, il cui tenore in metano può oscillare dal 45 al 65%. Queste variazioni sono

dovute alla differente velocità di degradazione dei diversi componenti della materia

organica degradabile In linea generale, poco dopo l'introduzione del substrato nel

fermentatore, i primi componenti si degradano producendo un biogas molto ricco di

anidride carbonica, mentre gli altri componenti si degradano più tardi con produzione dì un

biogas più ricco in metano.

I due parametri, portata e concentrazione di CH4, variano in senso opposto: durante il

caricamento del fermentatore si ha una grande portata di biogas a basso contenuto di

metano, mentre lontano del caricamento, durante il weekend per esempio, si ha una

portata ridotta ma ricca di metano.

Il rendimento in biogas del processo, espresso in termini di m3/kgTVS alimentati, è molto

variabile e dipende dalla frazione biodegradabile del substrato. Infatti non tutta la sostanza

organica presente nel fermentatore viene convertita in biogas, ma solo una sua frazione.

Prima dell'utilizzo a fini energetici il biogas deve essere sottoposto ad opportuni

trattamenti di depurazione. Infatti la presenza di anidride carbonica, azoto ed acqua

provoca l'abbassamento del potere calorifico della miscela, mentre sostanze come

l'idrogeno solforato ed i composti organici alogenati, che possono essere presenti nel

biogas, si comportano da agenti corrosivi, causando sensibili danni agli impianti di

utilizzazione.

La scelta del trattamento o dei trattamenti più opportuni dipende sia dalle

caratteristiche del biogas che dalle modalità di utilizzo previste. Il trattamento di

deumidificazione è necessario in quanto l'umidità, di cui il biogas è saturo, può condensare

all'interno delle tubazioni, in seguito a variazioni di temperatura e/o pressione, provocando

malfunzionamenti.

Quando i livelli di idrogeno solforato sono elevati è necessario prevedere dei sistemi di

abbattimento integrativi ad umido o a secco, della sola deumidificazione. In alcuni casi può

essere utile effettuare anche dei trattamenti per la rimozione o riduzione del contenuto dì

C02, finalizzati ad aumentare il tenore in metano del biogas.

Essendo la produzione di biogas continua, tutti i sistemi di raccolta ed utilizzo devono

essere automatici.

La produzione di biogas avviene alla pressione del fermentatore, generalmente vicina


alla pressione atmosferica. Dal momento che lo stoccaggio ed il trasporto richiedono una

compressione importante e quindi costi non trascurabili, si cerca in genere di utilizzarlo per

la produzione di una forma di energia direttamente utilizzabile sul sito di produzione o con

costi di trasporto ridotti. Il Biogas prodotto viene quindi raccolto, deumidificato, purificato e

infine convogliato al gruppo di cogenerazione. Quest’ultimo, utilizza l’energia del Biogas per

produrre energia elettrica e termica.

1.2.6 CARATTERISTICHE DEL DIGESTATO

Il digestato è il residuo del processo di digestione anaerobica e va sottolineato che è

unanimemente considerato un buon fertilizzante a pronto effetto concimante, ed è

pertanto riutilizzato all’interno delle aziende.

La digestione anaerobica, mineralizza parte dell’azoto organico ad azoto minerale

(ammoniacale), fino ad oltre il 55% in azoto ammoniacale nel caso di digestato da liquami e

insilati, rendendosi quindi maggiormente disponibile per le colture, purché la distribuzione

sia fatta in epoca idonea.

La digestione anaerobica, modificando le caratteristiche degli effluenti, riduce

l'efficienza di separazione della sostanza secca e dell'azoto, rispetto agli effluenti freschi.

Inoltre, sottoponendo il digestato a separazione solido - liquido, si ottengono due

frazioni con caratteristiche e finalità d’uso diverse ma complementari: la frazione liquida

contiene elementi nutritivi nelle stesse quantità presenti nelle biomasse in entrata ma in

forma più facilmente assimilabile rispetto alle materie di origine ed ha quindi le

caratteristiche di un concime a pronto effetto con un potere nutrizionale non inferiore alle

stesse (elevata percentuale di azoto ammoniacale, elevato rapporto N/P), mentre la

frazione solida, nella quale si concentra la sostanza organica non digerita, ha proprietà

ammendanti cioè in grado di apportare miglioramenti alla struttura del terreno, e contiene

un’elevata percentuale di azoto organico sull’azoto totale (oltre a buona parte del fosforo).

Le principali caratteristiche di frazioni chiarificate ottenute con centrifugazione sono le

seguenti.

pH 8,5

Solidi totali g/kg 15,7

Azoto tot. Kjeldahl g/kg 2,10

Azoto ammoniacale % NTK 77


Fosforo totale g/kg 0,10

Rapporto N/P2O5 - 9,2

Potassio totale g/kg 2,66.

Le principali caratteristiche della parte palabile del digestato esausto sono:

Ph 7,9;

Solidi totali (ST) % t.q. 6,8;

Solidi volatili (SV) % ST 65;

Azoto totale Kjeldahl (NTK) g/kg t.q. 4,0;

Azoto ammoniacale % NTK 53;

Fosforo totale g/kg t.q. 0,5.

I principali vantaggi dell’uso agronomico del digestato, in uscita dal digestore, sono:

distribuzione di materiale stabilizzato e igienizzato;

apporto di sostanza organica;

apporto di NPK (sostituzione concimi di sintesi);

riduzione delle emissioni di gas serra.

D’altro canto, alcune possibili problematiche legate all’uso agronomico del digestato

sono:

perdite di nitrati nelle acque (qualora si applichi in periodi non opportuni e si

ecceda nelle dosi);

emissioni di ammoniaca in atmosfera (qualora non venga distribuito con le

tecniche appropriate).

1.2.7 PRINCIPALI ASPETTI OPERATIVI E GESTIONALI

L'efficienza del processo di digestione anaerobica comporta l’adozione di una serie di

operazioni e scelte che dipendono in massima parte dalle caratteristiche del refluo e del

tipo di fermentatore. Tra queste assumono particolare importanza la miscelazione, il

riscaldamento, il carico specifico e il tempo di ritenzione del refluo.

La miscelazione è necessaria per assicurare la dispersione del fango all'interno del

fermentatore, favorire un buon contatto tra reflui da trattare e batteri, per evitare zone

morte, la stratificazione termica, la sedimentazione e la formazione di pellicole superficiali.

La produzione di gas nel fermentatore, da sola, è in genere insufficiente ad assicurare una

buona miscelazione.


1.2.8 VANTAGGI DELLA DIGESTIONE ANAEROBICA

I principali vantaggi della digestione anaerobica possono essere cosi riassunti:

Produzione di energia rinnovabile: La digestione anaerobica produce metano,

impiegabile come energia, dalle biomasse di conseguenza il processo produce energia senza

contribuire all'aumento di anidride carbonica in atmosfera. La digestione anaerobica evita

l'immissione in atmosfera di metano in quanto non vi è lo stoccaggio all'aria aperta di

biomassa.

Produzione di energia propria ed indipendente da variabili esterne. L'energia prodotta

utilizzando il biogas ottenuto dalla digestione anaerobica risulta essere indipendente da

fonti di energia fossili quali petrolio, carbone, metano ed è gestibile in completa autonomia.

Eliminazione di cattivi odori e della prolificazione di insetti. I residui dei composti

processati escono dall'impianto "stabilizzati" cioè sostanzialmente mineralizzati; al

contrario di quanto avviene nella digestione aerobica dove la metabolizzazione della

sostanza organica è garantita dalla presenza dell'ossigeno (aria) che produce quindi odori

che devono essere eliminati mediante impianti di aspirazione e successivo trattamento

della fase gassosa con assorbimento su filtri a carboni attivi per il loro abbattimento.

L’ambiente anaerobico è semplicemente non idoneo alla vita di molti germi patogeni

presenti nelle deiezioni animali, di conseguenza, poiché le sostanze organiche processate

contengono un alto numero di germi patogeni, esse subiscono nel corso del processo di

digestione una radicale igienizzazione.

La digestione anaerobica, con produzione ed utilizzo di biogas, non si producono cattivi

odori in quanto il materiale organico è privo di sostanze biodegradabili in assenza di

ossigeno. Per lo stesso motivo essi non possono più essere un substrato ideale alla

formazione di cattivi odori, veicolo di germi potenzialmente patogeni o materiale adatto

alla proliferazione di insetti (vedi punto successivo).

Disinfezione delle deiezioni animali. L’ambiente anaerobico è semplicemente non

idoneo alla vita di molti germi patogeni presenti nelle deiezioni animali, di conseguenza,

poiché le sostanze organiche processate contengono un alto numero di germi patogeni,

esse subiscono nel corso del processo di digestione una radicale igienizzazione.

Possibilità di scegliere per il digestato la destinazione più idonea. Le sostanze in uscita

dal fermentatore possono essere trattate nel modo più opportuno in funzione della

situazione oggettiva in cui si trova l'impianto. I fanghi digeriti possono essere stoccati e poi

utilizzati in agricoltura come concime. E' possibile operare una separazione delle fasi solida


e liquida in uscita dall'impianto e dare destinazioni differenti alle due fasi; entrambe

possono essere destinate all'agricoltura, al compostaggio, oppure possono essere destinate

ad altri impieghi.

Gestione dell'azoto nel modo più opportuno. La digestione anaerobica non modifica la

quantità di azoto presente nelle sostanze organiche trattate, ma ne modifica lo stato

trasformando praticamente tutto l'azoto presente in azoto ammoniacale. In caso di terreni

sui quali sia necessario effettuare una concimazione azotata, il digestato si presenta come

un ottimo fertilizzante, contenente anche altre sostanze nutritive e carbonio. Quando,

invece, non si hanno a disposizione terreni che possano accettare tali carichi di azoto, tipica

situazione delle zone a forte pressione zootecnica, i fanghi digeriti risultano essere adatti a

ricevere opportuni trattamenti di abbattimento dell'azoto in impianti dedicati. Il reddito

derivante dalla vendita dell'energia rende economicamente sostenibile l'installazione degli

impianti di abbattimento.

Riduzione dell’immissione di CO2 a CH4 in atmosfera. La CO2 prodotta dalla

combustione del metano così ricavato, permette quasi di pareggiare il bilancio dell'anidride

carbonica emessa in atmosfera: la CO2 emessa dal biogas è la stessa CO2 fissata dalle piante

(o assunta dagli animali in maniera indiretta tramite le piante), al contrario di quanto

avviene per la CO2 emessa ex-novo dalla combustione dei carburanti fossili. Ulteriore

vantaggio ecologico nell'utilizzo del biogas, è quello di impedire la diffusione nella

troposfera del metano emesso naturalmente durante la decomposizione di carcasse e

vegetali: il metano è infatti uno dei gas-serra più potenti ed è quindi auspicabile la sua

degradazione in CO2 e acqua per combustione. L'emissione di 1 kg di CH4, in un orizzonte

temporale di 100 anni, equivale ad emettere 21 kg di CO2.

1.3 DESCRIZIONE DELL’INTERVENTO

L’impianto verrà realizzato su terreni nella disponibilità della stessa Società Agricola

proponente, censiti al Catasto Terreni del Comune di Genzano di Lucania al Foglio 47,

Particelle 264, 300, 456 ed occuperà una superficie di poco inferiore a 1500 mq, su terreno

agricolo.

In estrema sintesi l’impianto è composto da:

fossa esistente per lo stoccaggio degli effluenti liquidi (stalla I);


trincee orizzontali esistenti per lo stoccaggio della biomassa verde;

prevasca di miscelazione;

sistema di caricamento del materiale palabile (carro miscelatore);

strutture tecniche: sala pompe e sala quadri;

digestore anaerobico (coibentato e riscaldato), con agitatori ad immersione e

copertura di contenimento del biogas tramite campana gasometrica;

separatore solido/liquido del digestato in uscita;

platea di stoccaggio del digestato palabile;

vasca di stoccaggio del digestato liquido (chiarificato) scoperta;

condotte e impianto di trattamento del biogas;

cogeneratore e trasformatore situati all’interno di container;

sistema informatico di monitoraggio dei parametri della biomassa e del biogas;

cabina di connessione alla rete;

impianti annessi: platee di pavimentazione, pozzetto raccolta condensa, gruppo

pompe antincendio, serbatoi antincendio, torcia, recinzione, manufatti e condotte

per la raccolta delle acque meteoriche, rete di distribuzione dell’energia termica.

Fig. 2 - Planimetria impianto.

Per i dettagli tecnici e costruttivi, si rimanda agli elaborati progettuali.

Si sottolinea peraltro in questa sede che l’ubicazione delle strutture preesistenti, nonché

la disposizione di tutte le strutture in progetto, consentirà una movimentazione agevole di

tutti i mezzi necessari alla gestione ordinaria e straordinaria dell’impianto.


1.3.1 INDIVIDUAZIONE DEI PROCESSI

Relativamente all’impianto sono identificabili 3 gruppi funzionali distinti:

1. DIGESTIONE ANAEROBICA

Rientrano all’interno di questo gruppo:

la prevasca di miscelazione;

il fermentatore;

le attrezzature per il caricamento della biomassa;

il locale tecnico che ospita i quadri di controllo e le pompe per la movimentazione

del digestato.

2. TRASPORTO BIOGAS E COGENERAZIONE


le cupole di stoccaggio e desolforazione del biogas;

il sistema di trattamento del biogas: le apparecchiature di filtraggio,

deumidificazione e soffiaggio

del biogas al cogeneratore;

il cogeneratore e la torcia;

le infrastrutture necessarie alla distribuzione dell’energia elettrica e termica

prodotta.

3. STOCCAGGI


separatore solido/liquido

vasca di stoccaggio scoperta per il separato liquido;

platea di stoccaggio per il separato solido.

1.3.1.1 Processo di digestione anaerobica

Di seguito si evidenziano le principali caratteristiche di processo utilizzate come dati di


progetto.

La produzione di biogas attraverso la conversione di substrati organici complessi in

metano avviene attraverso una catena trofica anaerobica. Ad essa partecipano almeno tre

gruppi metabolici distinti di microrganismi che si differenziano sia per i substrati che per i

prodotti del loro metabolismo.

Il processo biodegradativo si compone di 3 fasi: idrolisi, acetogenesi, metanogenesi.

Si osserva che la formazione di biogas comporta un equilibrio tra le tre fasi ed avviene a

PH neutro (ad esempio: l’abbassamento del PH evidenzia un accumulo di acidi grassi e di

conseguenza uno sbilanciamento tra la fase aceto genica e quella metanogena).

L’attività biologica anaerobica è stata evidenziata in un ampio intervallo di temperatura

(tra –5 e +70°C) che influenza soprattutto la fase di conversione dell’acido acetico in

metano. A questo proposito in relazione a tre intervalli di temperatura, si distinguono tre

categorie di microrganismi:

1. psicrofili (T < 20 °C);

2. mesofili (20 °C < T < 45 °C);

3. termofili (T > 45 °C).

In particolare, all’interno di questi gruppi, vi sono degli intervalli di temperatura ottimali

nei quali i tassi di crescita e di attività sono massimi. Per i mesofili è necessario mantenere

una temperatura costante intorno ai 38°C all’interno della vasca.

Come evidenziato al capitolo “Descrizione del processo di produzione del biogas” tra i

prodotti della fermentazione anaerobica delle proteine c’è l’idrogeno solforato. Il Decreto

Legge 152/2006 prescrive un limite di 1000 ppm. In questa applicazione specifica anche

concentrazioni inferiori risultano molto dannose per il motore a combustione interna, per il

calcestruzzo non adeguatamente protetto e più in generale per tutti i componenti in

contatto diretto con il biogas. E’ necessario un sistema di abbattimento dell’H2S.

1.3.1.1.1 Prevasca di miscelazione

Alla prevasca saranno convogliati:

il liquame proveniente dalla fossa esistente, posta ad est rispetto la stalla I.

Attualmente essa risulta utilizzata con la funzione di vasca di stoccaggio degli

effluenti liquidi. I liquami saranno veicolati alla prevasca di miscelazione tramite


una condotta sotterranea dedicata. Gli effluenti saranno veicolati tramite una

pompa ad immersione posta all’interno della fossa liquami;

il siero di latte tramite autobotte, la quale provvederà a scaricare il siero di latte

direttamente all’interno della stessa.

Figura 3 - Prevasca in primo piano.

E' una vasca circolare in cemento armato vibrato con solaio di copertura e funge da:

stoccaggio temporaneo del liquame fresco e del siero di latte in attesa di essere

trattati all’interno dell’impianto;

vasca di miscelazione della biomassa palabile con i liquami e/o il digestato di

ricircolo in modo da ottenere una bio-sospensione pompabile nel caso di

malfunzionamento del sistema di caricamento del materiale palabile.

Dimensioni prevasca:

Diametro 5 m

Altezza totale 3 m

Capacità circa 56 m3

Le principali caratteristiche costruttive della prevasca sono una platea di fondazione,

una parete di elevazione circolare e un solaio di copertura orizzontale in cemento armato

vibrato in sito.

La vasca sarà allestita con un agitatore ad immersione.


1.3.1.1.2 Fermentatore

Fig. 4 - Fermentatore.

Il fermentatore è una vasca circolare in cemento armato vibrato, all’interno della quale

ha luogo il processo di digestione anaerobica con conseguente formazione del biogas. La

copertura della vasca è a cupola a doppia membrana, di cui una è a tenuta biogas.

Dimensioni:

Diametro 15 m

Altezza 6 m

Altezza riempimento 5,2 m

Volume di fermentazione 919 m3

Regime di funzionamento Mesofilo

Le principali caratteristiche del manufatto sono:

fondazioni del tipo a platea, pareti circolari di elevazione realizzate in cemento

armato vibrato classe di esposizione XA2;


isolamento della platea e della parete con pannelli in polistirene espanso estruso

dello spessore di 100mm;

riscaldamento interno composto da 4 anelli di tubo di acciaio inox, collegati

all’inizio e alla fine con un collettore di distribuzione;

cupola gasometrica a doppia membrana con intercapedine d’aria con membrana

interna in PE impermeabile al gas con funzione di accumulatore pressostatico del

biogas membrana esterna in PVC resistente alle intemperie per la protezione

dell’accumulatore pressostatico dagli agenti atmosferici.

Una soffiante centrifuga (montata sulla parete del fermentatore) fornisce il

sostegno pneumatico per il mantenimento della pressione di esercizio costante (in

un intervallo compreso tra 0 e 5 mmbar);

rivestimento della muratura interna del fermentatore, esposta al biogas, con

vernice a base di resina epossidica.

Il fermentatore è dotato di un sistema biologico di abbattimento dell’ H2S tramite

iniezione di aria nel gasometro.

La biomassa risiede all’interno del fermentatore per circa 50 giorni.

Il digestato uscente, prima di essere inviato a separazione solido/liquida avrà le seguenti

caratteristiche specifiche:

Sostanza secca totale inferiore al 9%;

Assenza di particelle flottanti;

Buona viscosità.

1.3.1.1.3 Dispositivi di miscelazione del fermentatore

Considerando:

la tipologia e i quantitativi di biomasse introdotte giornalmente;

la capacità di ritenzione del fermentatore;

il volume di fermentazione;

le condizioni di esercizio (mesofilia);

il fermentatore sarà dotato di:

N.2 miscelatori a immersione STALLKAMP con:

motore 11 kW – 400 V;

getto di miscelazione regolabile;

paranco con verricello e tubo guida in acciaio inox.


Fig. 6 - Miscelatore a immersione.

Fig. 7 - Verricello miscelatore.

Fig. 8 - Particolare miscelatore.

1.3.1.1.4 Sistema di caricamento del materiale palabile

Il fermentatore verrà alimentato per mezzo di un sistema costituito da un robusto

modulo di carico con capacità pari a 20 mc con sistema di controllo a perdita di peso in

continuo per garantire una corretta dosatura delle matrici organiche di alimentazione,

accoppiato a un sistema di coclee orizzontali e verticali.

Tale dosatore di sostanze solide si segnala per la sua buona affidabilità di carico, il suo

basso consumo energetico e la pesatura ottimale della biomassa.

Il carro miscelatore permette di contenere la biomassa palabile (insilato di triticale e

letame bovino) e funziona inoltre come sistema di accumulo tale da garantire

l’alimentazione dell’impianto in maniera autonoma per un paio di giorni.

Una volta effettuato il riempimento, eseguito tramite l’ausilio di una pala gommata, la


biomassa immessa, viene introdotta in una coclea verticale, dotata di innesti anti-

intasamento e spire ad alta resistenza. Le coclee iniettano la biomassa direttamente nel

fermentatore primario, appena sotto il livello di riempimento massimo (h=5,2m).

Fig.9 - Carro miscelatore

1.3.1.1.5 Locale tecnico

L’edificio, meglio descritto nella tavola grafica T6, ospiterà:

un locale pompe;

un locale quadri elettrici e controllo.

Fig. 10 - Locale tecnico.


1.3.1.1.5.1 Locale pompe

All’interno di questo locale sono montati i dispositivi di movimentazione del digestato,

distribuzione dell’energia termica ed i compressori per l’aria di comando delle valvole

pneumatiche.

Per distribuire i flussi di substrato verranno montati:

un collettore di distribuzione sul lato mandata in acciaio inox AISI 304;

un collettore di distribuzione sul lato aspirazione in acciaio inox AISI 304;

saracinesche anti occlusione ad azionamento manuale con corpo in ghisa,

guarnizione NBR e ghigliottina in acciaio inox 304;

saracinesche con attuatore pneumatico “a doppia azione” con corpo in ghisa,

guarnizione NBR e ghigliottina in acciaio inox 304;

unità centralizzata di triturazione e pompaggio.

Il gruppo pompe è costituito da una stazione centralizzata equipaggiata con pompa a

lobi rotativi e saracinesche automatiche con trituratore in linea. La pompa in oggetto è una

pompa volumetrica a lobi rotativi a 4 ali rivestiti di elastomero che garantiscono mandata e

quello di aspirazione anche in assenza di valvole. La particolare conformazione dei lobi

HiFlo® consente un funzionamento privo di pulsazioni, un'elevata insensibilità ai corpi

estranei e a funzionamento a secco. Il pompaggio del fluido senza sbattimento meccanico e

la portata proporzionale al numero di giri rendono questo tipo di pompe particolarmente

adatto all’utilizzo negli impianti di biogas.


CARATTERISTICHE POMPA A LOBI

PRODUTTORE Vogelsang

MODELLO VX 186/105 Q

TIPO DI LOBI Standard

PORTATA m3/h 25

POTENZA kW 7.5

CARATTERISTICHE DEL TRITURATORE

PRODUTTORE Vogelsang

MODELLO RC 5000

PORTATA MASSIMA m3/h 50

POTENZA kW 5,5

1.3.1.1.5.2 Sala quadri elettrici

Fig. 11 - Quadri elettrici. Fig. 12 - Sistema controllo.

All’interno di questo locale sono montati tutti i quadri di bassa tensione e il sistema di

controllo e gestione dell’intero ciclo di produzione del biogas.

1.3.1.2 Processo di trasporto del biogas e cogenerazione

1.3.1.2.1 La desolforazione del biogas

La desolforazione biologica del biogas avviene all’interno della cupola gasometrica del

fermentatore, per insufflaggio d’aria e risulta necessaria per abbattere la concentrazione di

H2S.


I principali elementi che costituiscono questo sistema sono:

Cinghie disposte a raggiera con sostegno centrale in acciaio inox (fig.00);

Rete di nylon (fig.00);

Pompa a membrana per l’immissione di aria all’interno dell’accumulatore

pressostatico.

Tale complesso di elementi costituisce un ottimo sito per la proliferazione di

microrganismi aerobi (principalmente tiobacilli) responsabili della conversione dell’H2S in

zolfo elementare e acido solforico. Quest’ultimo reagendo con l’ossigeno forma solfati. Il

75% dell’H2S rimosso è portato a zolfo ed il resto a solfati.

Per queste reazioni i tiobacilli richiedono come nutrienti carbonio e sali inorganici di

azoto, fosforo e potassio, presenti nei substrati di alimentazione del fermentatore.

Il processo di desolforazione biologica è aerobico, quindi i batteri richiedono ossigeno.

L’apporto di ossigeno viene garantito dall’insufflazione di aria con soffiante esterna. La

concentrazione volumetrica di ossigeno è mantenuta al di sotto dell’1% sul biogas per non

alterare i meccanismi di digestione anaerobica.

Per evitare ogni rischio di esplosione la percentuale d’aria aggiunta non supererà il limite

inferiore di infiammabilità del biogas, approssimativamente del 12% in volume.

La portata dell’aria è regolata con valvola di mandata e misurata con apposito

flussimetro. Il biogas in uscita dal digestore è analizzato in continuo insieme al contenuto di

ossigeno presente. I dati, insieme alla portata d’aria insufflata, vengono acquisiti dal PLC di

processo, che gestisce una catena di controllo automatico in grado di fermare la soffiante,

nel caso in cui si superano i valori di guardia.

Grazie alla grande superficie di attacco l’abbattimento dell’H2S raggiunge percentuali

elevate. Dopo il trattamento di desolforazione il valore atteso di concentrazione di

Idrogeno solforato nel biogas è di circa 50 ppm. Variazioni di sovrappressione interna del

contenitore pressostatico, da 0 a 5 cm di H2O, non influenzano sostanzialmente

l’abbattimento biologico dell’H2S.

Lo zolfo elementare, che precipita nel digestato, contribuisce ad aumentare le

caratteristiche nutritive del digestato.


Fig. 13 - Cinghie a raggiera con palo centrale. Fig. 14 - Dettaglio rete nylon.

1.3.1.2.2 Area trattamento biogas

Prima di essere inviato ad alimentare il motore, il biogas in uscita dal fermentatore

necessita di un trattamento di purificazione e deumidificazione. Infatti, la presenza di azoto,

anidride carbonica ed acqua provoca una riduzione del suo potere calorifico e quella di

idrogeno solforato e di composti organici alogenati ha effetti corrosivi.

All’interno dell’area di trattamento biogas il gas viene sottoposto ai seguenti trattamenti:

1. Filtraggio con filtro a cartuccia per l’eliminazione delle particelle solide;

2. Deumidificazione: a causa della temperatura di processo e l’ambiente umido della

sua produzione, il biogas grezzo ha un alto contenuto di umidità che può

raggiungere valori fino a 57,6 g/m3 di acqua. La deumidificazione si ha tramite uno

scambiatore a fascio tubiero fisso in grado di raffreddare il biogas fino ad una

temperatura di circa 3-4 °C. Nel fascio tubiero circola il biogas, mentre nel mantello

circola una miscela di acqua e glicole (come presidio antigelo), mantenuta a bassa

temperatura da un chiller. La condensa che si forma attraverso il processo di

deumidificazione fuoriesce dallo scambiatore e viene convogliata nel pozzetto di

condensa dal quale, tramite una pompa, raggiunge la vasca di stoccaggio.

Grazie a tale trattamento l’acqua contenuta nel biogas viene ridotta fino a 7,8

g/m3.

3. Compressione in soffiante centrifuga multistadio e pompaggio del gas alla rampa di

alimentazione del motore.


Fig.15 - Area trattamento biogas.

Il filtraggio e la deumidificazione del biogas migliorano il rendimento di combustione e

allungano gli intervalli tra le manutenzioni del motore.

Fig.16 - Particolare area trattamento biogas.


1.3.1.2.3 Cogeneratore

Fig.17 - Modulo di Cogenerazione.

Il modulo di cogenerazione è allestito in container, costituito da una struttura metallica

insonorizzata autoportante per esterno in esecuzione trasportabile, realizzata in acciaio al

carbonio con pannelli di tamponamento in lamiera ondulata elettro-zincata e completa di

porte con maniglione antipanico.

Principali caratteristiche del manufatto:

Struttura portante in travi e tubi d’acciaio.

Coibentazione insonorizzante per pareti laterali e soffitto mediante pannelli

incombustibili in lana di roccia rivestiti in lamierino multiforato.

Pavimento con conformazione a vasca a tenuta d’olio ed inserzione a soffitto di

binari portanti posizionati allo scopo di agevolare gli interventi di manutenzione sul


motore.

Scala marinara completa di protezione anti caduta e parapetto perimetrale sul tetto

del container a protezione e sicurezza del personale.

Sistema di ventilazione realizzato mediante cassone di aspirazione d’aria sul lato

alternatore e cassone di espulsione aria collocato in testa al motore. I cassoni sono

dotati di setti insonorizzanti, griglie d’immissione ed espulsione aria.

All’interno del container sono definiti due locali distinti non comunicanti tra loro e più

precisamente:

Locale appositamente condizionato, realizzato con pannelli di tamponamento in

doppio spessore, predisposto per l’alloggiamento del modulo di cogenerazione.

Locale appositamente condizionato, realizzato con pannelli di tamponamento in

doppio spessore, predisposto per l’alloggiamento dei quadri elettrici di comando e

controllo e del trasformatore innalzatore.

CARATTERISTICHE MOTORE

Costruttore: MAN E 0836 LE 202

Caratteristiche generatore asincrono

Costruttore MARELLI

Modello A4G 315 S4

Potenza elettrica del gruppo 100 kW

Dati di targa

Potenza introdotta 274 kW

PCI gas 6 kWh/Nmc

Portata massica di combustibile 46 Nmc/h

Potenza meccanica 110 kW

Potenza elettrica 100 kW

Potenza termica recuperabile* 112,5 kW

1.3.1.2.4 Torcia di emergenza

In caso di emergenza il biogas prodotto non utilizzabile nel processo di produzione di

energia verrà condotto verso la torcia, dove sarà bruciato.

La torcia dell’impianto sarà modello EKO-70, con i seguenti dati tecnici:

Portata massima biogas 70 mc/h


Potenza Termica 350 kW

Pressione del biogas 600 mmH2O

Campo di combustione 40 – 50 Vol CH4

Temperatura di combustione 800° C

Materiale di costruzione Acciaio Inox

Altezza totale della torcia (uscita fumi) 3200 mm

La torcia adotta i seguenti sistemi di sicurezza:

Filtro arrestatore;

Valvola di blocco gas principale;

Sistema di rilevamento fiamma;

Sistema di blocco per mancata accensione.

Fig. 18 - Torcia di emergenza.

1.3.1.3 Stoccaggi

Le biomasse in ingresso saranno stoccate in depositi già esistenti nell’Azienda, in grado

di contenerne la quantità necessaria all’alimentazione.

Il digestato in uscita verrà sottoposto a trattamento di separazione solido – liquido,

tramite l’utilizzo di un separatore a compressione elicoidale.


La parte palabile sarà stoccata in una platea di deposito, mentre il chiarificato sarà

stoccato direttamente all’interno della vasca di stoccaggio scoperta.

1.3.1.3.1 Separatore

Fig. 19 - Separatore. Fig.20 - Separatore con prevasca tal quale. Fig.21 - Quadro elettrico.

Il digestato in uscita dal fermentatore, trascorso il tempo opportuno (circa 90 giorni),

verrà separato nella frazione liquida e solida grazie ad un separatore a compressione

elicoidale.

Mediante una pompa dedicata il digestato tal quale verrà inviato ad una prevasca in

prossimità del separatore. Qui una pompa sommersa rilancerà il materiale al separatore

che provvederà alla sua scomposizione.

Il separatore è dotato di un sistema di calibrazione che, in caso di troppo pieno,

riconduce il materiale in eccesso alla prevasca del tal quale.

In questa vasca è installato un sensore di livello massimo che, se si attiva, comporta il

blocco della pompa che aspira il digestato dal fermentatore. Questa pompa è l’unico

componente direttamente controllabile dal PLC, infatti, il separatore e la pompa immersa

nella prevasca, non sono gestiti dal computer, ma da un quadro dedicato posto nelle

vicinanze al separatore stesso.

La frazione solida, per caduta, è raccolta nella platea sottostante, mentre quella liquida è

raccolta nell’adiacente vasca di stoccaggio scoperta con capacità di 2.205 m3.


1.3.1.3.2 Platea separato palabile

Fig.22 – Platea separato solido con separatore.

Il digestato palabile in uscita dal separatore cadrà per gravità all’interno di un deposito a

trincea di larghezza pari a 10 m e lunghezza pari a 10 m, per una superficie complessiva di

100 m2.

Tale deposito sarà composto da una platea impermeabilizzata provvista di scarico e

tubazioni per la raccolta di eventuali colaticci i quali saranno inviati, tramite pompa, al

fermentatore.

L’area destinata al deposito del separato palabile avrà dimensioni tali da garantire una

capacità di stoccaggio non inferiore al volume di separato palabile prodotto in 90 gg.

1.3.1.3.3 Vasca stoccaggio scoperta

Lo stoccaggio della frazione liquida (chiarificato) del digestato avviene in una vasca

circolare in cemento armato vibrato in sito.

Fig.23 - Vasca di stoccaggio chiarificato.


Dimensioni

Diametro 22 m

Altezza 6 m

Altezza riempimento 5,8 m

Volume 2.205 m3

1.3.2 OPERE DI COMPLETAMENTO

Le opere di completamento comprendono:

viabilità interna al lotto;

sistemazione a verde dell’area;

recinzione;

impianto antincendio.

Descrizione delle opere di completamento

Viabilità interna del lotto: Le strade consentiranno l’accesso all’area dell’impianto

garantendo la circolazione dei mezzi in massima sicurezza. La viabilità di servizio

dell’impianto sarà realizzata mediante la formazione di un cassonetto costituito da un

sottofondo di materiali misti granulari, tipo ghiaia e detriti frantumati, e soprastante

massicciata stradale costituita da materiale minuto misto arido compattato.

Sistemazione dell’area: sarà effettuata con piantumazione del verde e semina a prato,

al fine di mitigare l’impatto ambientale generato dall’impianto.

Realizzazione della recinzione dell’intero lotto: la perimetrazione dell’impianto sarà

realizzata con paletti di ferro infissi nel terreno e ancorati con appositi plinti in getto di cls e

rete metallica plastificata sorretta da fili tenditori in cavetti d’acciaio. Il confinamento avrà

un’altezza dal piano di riferimento di 250 cm così come prescritto dalla Norma Tecnica ai

fini antincendio (ai sensi del Decreto Ministeriale 24/11/1984 “Norme di sicurezza

antincendio per il trasporto, la distribuzione, l’accumulo e l’utilizzazione del gas naturale

con densità superiore a 0,8”).


Fig. 24 - Schema recinzione.


2. UBICAZIONE DEL PROGETTO

Il progetto in esame sarà situato nel comune di Genzano di Lucania (PZ) in contrada

Mattina Piccola snc.

Coordinate geografiche sito

Latitudine 40°49'47.03"N

Longitudine 16° 02'17.24"E

Quota sul livello del mare 490 m

Fig.25 - Inquadramento geografico del sito d’impianto.


Il sito è raggiungibile dalla strada statale n° 169. Da quest’ultima ci s’immette su strada

privata e quindi si arriva al sito d’impianto.

Fig.26 - Accesso al sito.


2.1 INQUADARAMENTO SU CARTA TECNICA REGIONALE

Fig.27 - Estratto dalla carta regionale.

2.2 INQUADRAMENTO PRG

L’area interessata dall’intervento è classificata dall’attuale P.R.G. del comune di Genzano

di Lucania come zona “E1” agricola.


2.3 INQUADRAMENTO CATASTALE

Il sito d’impianto è distinto al N.C.T. al foglio 47 mappali 264- 300- 456, tale area come

previsto dal vigente P.R.G. ricade in zona Agricola. (FRANCESCO CONTROLLA LE

PARTICELLECHE NON MI QUADRA!!!)

Fig. 28 - Particelle catastali interessate dall’intervento delimitate in tratteggio rosso.


Fig.29 - Le particelle catastali interessate dal progetto su ortofoto.


3. CARATTERISTICHE DELL’IMPATTO POTENZIALE: CONFORMITA’ AI PIANI E PROGRAMMI URBANISTICI E

AMBIENTALI

Nel presente capitolo si valuterà la conformità del progetto alla normativa ambientale,

paesistica e territoriale vigente e si individueranno gli eventuali vincoli presenti nell’area

interessata dall’impianto biogas.

Gli strumenti presi in considerazione per l’individuazione dei vincoli sono il Regolamento

Urbanistico di Genzano di Lucania, il Piano strutturale di Potenza (che è per lo più di

carattere indicativo date le scale ampie redatte a carattere regionale per lo stesso), le leggi

nazionali e regionali in materia di tutela dei beni culturali, ambientali e paesaggistici. Inoltre

per l’individuazione delle aree sensibili dal punto di vista naturalistico si è fatto riferimento

ai proposti Siti d’importanza comunitaria individuati dal progetto Natura 2000 della

Comunità Europea e ai parchi e riserve naturali presenti sul territorio regionale.


3.1 PIANO STRUTTURALE PROVINCIALE

Fig. 30 - Sistemi integrati di paesaggio - Piano Strutturale provincia di Potenza.

La definizione del PSP è stabilita dall’art. 13 della Legge Regionale 23/99:

“Il Piano Strutturale Provinciale (PSP) è l’atto di pianificazione con il quale la Provincia

esercita, ai sensi della L. 142/90, nel governo del territorio un ruolo di coordinamento

programmatico e di raccordo tra le politiche territoriali della Regione e la pianificazione

urbanistica comunale, determinando indirizzi generali di assetto del territorio provinciale

intesi anche ad integrare le condizioni di lavoro e di mobilità dei cittadini nei vari cicli di vita,

e ad organizzare sul territorio le attrezzature ed i servizi garantendone accessibilità e

fruibilità.”

ll PSP per quanto riportato nella stessa legge n. 23/99 ha valore di Piano Urbanistico -

Territoriale, con specifica considerazione dei valori paesistici, della protezione della natura,

della tutela dell’ambiente, delle acque e delle bellezze naturali e della difesa del suolo,

salvo quanto previsto dall’art. 57, 2° comma, del D.Lgs. 112/98; esso impone pertanto

vincoli di natura ricognitiva e morfologica.


Il presente strumento ha solo valore d’indirizzo, pertanto la conformità del progetto

verrà valutata con gli effettivi strumenti urbanistici e territoriali vigenti.

3.2 PIANO PAESAGGISTICO REGIONALE

L’atto più importante compiuto dalla Regione Basilicata, in funzione della tutela del suo

notevole patrimonio paesaggistico, dotato di un tasso di naturalità fra i più alti tra quelli

delle regioni italiane, è individuabile nella legge regionale n. 3 del 1990 che approvava sei

Piani Territoriali Paesistici di aria vasta per un totale di 2596,766 Kmq, corrispondenti circa

ad un quarto della superficie regionale totale.

Tali piani identificano non solo gli elementi di interesse percettivo (quadri paesaggistici

di insieme di cui alla Legge n. 1497/1939, art. 1), ma anche quelli di interesse naturalistico e

produttivo agricolo “per caratteri naturali” e di pericolosità geologica; sono inclusi anche gli

elementi di interesse archeologico e storico (urbanistico, architettonico), anche se in

Basilicata questi piani ruotano, per lo più, proprio intorno alla tutela e alla valorizzazione

della risorsa naturale.

I sei Piani Territoriali Paesistici di aria vasta individuati con la L.R. n. 3/90, sono:

P.T.P.A.V. Laghi di Monticchio (o del Vulture)

Redatto dalla struttura regionale sulla base del decreto Ministeriale di vincolo

18.04.85, l’area era già in precedenza sottoposta a vincolo paesaggistico, con

precedente D.M., ai sensi della L. 1497/39.

L’area interessata dal Piano coincide con quella del sistema dei Laghi di

Monticchio e delle pendici boscate del Monte Vulture, delimitata ai sensi della L.

431/85 e del D.M. 18/4/1985, e ricade nel territorio dei comuni di Atella, Melfi e

Rionero in Vulture.

P.T.P.A.V. Volturino-Sellata-Madonna di Viggiano


Il Piano comprende i comuni di Abriola, Pignola, Anzi, Calvello, Marsiconuovo e

Viggiano, con il Massiccio del Volturino. Il territorio interessato dal Piano rientra nel

costituendo Parco Nazionale Val D’Agri e Lagonegrese, la cui situazione è definita

dalla legge n. 496/98, all’art. 2, comma 5.

P.T.P. di Gallipoli-Cognato

La perimetrazione del P.T.P. coincide con quella del parco, istituito con Legge

Regionale 47/97.

Comprende i comuni di Pietrapertosa, Castelmezzano, Calciano, Accettura ed

Oliveto Lucano, con le creste rocciose delle piccole Dolomiti Lucane ed i vasti boschi

di Gallipoli Cognato e Monte Piano.

P.T.P. del Massiccio del Sirino

Approvato con Legge Regionale 3/90, il P.T.P. ingloba i territori comunali di

Lagonegro, Lauria e Nemoli con i suggestivi Laghi Sirino e Laudemio ed il circo

morenico del Monte Papa.

P.T.P. del Metapontino

Già in parte sottoposto a vincolo ministeriale ai sensi della Legge Regionale n.

3/90. Sono inclusi i comuni di Scanzano, Policoro, Montalbano Jonico, Nova Siri,

Bernalda, Pisticci, Rotondella, Montescaglioso e Tursi.

P.T.P.A.V. Maratea – Trecchina – Rivello

Approvato con Legge Regionale n. 13 del 21.05.1992, il Piano ingloba i territori

comunali di Maratea, Trecchina e Rivello.


Figura 31 - Piani Territoriali Paesistici di area vasta.

L’area interessata dall’intervento NON ricade in nessuno dei Piani Paesistici descritti.

3.3 LE AREE NATURALI PROTETTE

3.3.1 GENERALITÀ

La Legge 6 dicembre 1991 n. 394 “Legge Quadro sulle aree protette” pubblicata sul

Supplemento ordinario alla Gazzetta ufficiale del 13 dicembre 1991 n. 292, costituisce uno

strumento organico per la disciplina normativa delle aree protette.


L’art. 1 delle Legge “detta principi fondamentali per l'istituzione e la gestione delle aree

naturali protette, al fine di garantire e di promuovere, in forma coordinata, la

conservazione e la valorizzazione del patrimonio naturale del paese”.

Per patrimonio naturale deve intendersi quello costituito da: formazioni fisiche,

geologiche, geomorfologiche e biologiche, o gruppi di esse, che hanno rilevante valore

naturalistico e ambientale.

I territori che ospitano gli elementi naturali sopra citati, specialmente se vulnerabili,

secondo la 394/91 devono essere sottoposti ad uno speciale regime di tutela e di gestione,

allo scopo di perseguire le seguenti finalità:

a) conservazione di specie animali o vegetali, di associazioni vegetali o forestali, di

singolarità geologiche, di formazioni paleontologiche, di comunità biologiche, di

biotopi, di valori scenici e panoramici, di processi naturali, di equilibri idraulici e

idrogeologici, di equilibri ecologici;

b) applicazione di metodi di gestione o di restauro ambientale idonei a realizzare una

integrazione tra uomo e ambiente naturale, anche mediante la salvaguardia dei

valori antropologici, archeologici, storici e architettonici e delle attività agro-silvo-

pastorali e tradizionali;

c) promozione di attività di educazione, di formazione e di ricerca scientifica, anche

interdisciplinare, nonché di attività ricreative compatibili;

d) difesa e ricostituzione degli equilibri idraulici e idrogeologici.

L’art. 2 della Legge fornisce una classificazione delle aree naturali protette”, che di

seguito si riporta:

PARCHI NAZIONALI: aree terrestri, marine, fluviali, o lacustri che contengano uno o

più ecosistemi intatti o anche parzialmente alterati da interventi antropici, una o

più formazioni fisiche, geologiche, geomorfologiche, biologiche, di interesse

nazionale od internazionale per valori naturalistici, scientifici, culturali, estetici,

educativi e ricreativi tali da giustificare l'intervento dello Stato per la loro

conservazione.

PARCHI REGIONALI: aree terrestri, fluviali, lacustri ed eventualmente da tratti di


mare prospicienti la costa, di valore ambientale e naturalistico, che costituiscano,

nell'ambito di una o più regioni adiacenti, un sistema omogeneo, individuato dagli

assetti naturalistici dei luoghi, dai valori paesaggistici e artistici e dalle tradizioni

culturali delle popolazioni locali.

RISERVE NATURALI: aree terrestri, fluviali, lacustri o marine che contengano una o

più specie naturalisticamente rilevanti della fauna e della flora, ovvero presentino

uno o più ecosistemi importanti per la diversità biologica o per la conservazione

delle risorse genetiche. Le riserve naturali possono essere statali o regionali in base

alla rilevanza degli interessi in esse rappresentati.

ZONE UMIDE: paludi, aree acquitrinose, torbiere oppure zone di acque naturali od

artificiali, comprese zone di acqua marina la cui profondità non superi i sei metri

(quando c'è bassa marea) che, per le loro caratteristiche, possano essere

considerate di importanza internazionale ai sensi della Convenzione di Ramsar.

AREE MARINE PROTETTE: tratti di mare, costieri e non, in cui le attività umane sono

parzialmente o totalmente limitate. La tipologia di queste aree varia in base ai

vincoli di protezione.

ALTRE AREE NATURALI PROTETTE: aree (oasi delle associazioni ambientaliste, parchi

suburbani, ecc.) che non rientrano nelle precedenti classi. Si dividono in aree di

gestione pubblica, istituite cioè con leggi regionali o provvedimenti equivalenti, e

aree a gestione privata, istituite con provvedimenti formali pubblici o con atti

contrattuali quali concessioni o forme equivalenti.

In base alla 394/91 è stato istituito l'”Elenco Ufficiale delle aree protette”, presso il

Ministero dell’Ambiente, nel quale vengono iscritte tutte le aree che rispondono ai criteri

stabiliti dal Comitato nazionale per le aree protette, istituito ai sensi dell’art. 3.

Il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare provvede a tenere

aggiornato l'Elenco Ufficiale delle aree protette e rilascia le relative certificazioni. A tal fine

le Regioni e gli altri soggetti pubblici o privati che attuano forme di protezione naturalistica

di aree sono tenuti ad informare il Ministro dell'Ambiente secondo le modalità indicate dal


Comitato.

Nella Regione Basilicata il patrimonio naturale, costituisce una ricchezza molto

importante, tale da rappresentare l’elemento trainante dello sviluppo economico regionale.

Il 30% del territorio regionale è area protetta con due parchi nazionali, tre parchi

regionali e sei riserve naturali. A questi dati va aggiunto il sistema dei Piani Paesistici di area

vasta precedentemente descritto.

La Regione con la Legge regionale 28 giugno 1998 n. 28, in attuazione della legge

394/91, ha tutelato l’ambiente naturale in tutti i suoi aspetti e ne ha promosso e

disciplinato l’uso sociale e pubblico.

Lo scopo della salvaguardia delle risorse naturalistiche, paesaggistiche ed ecologiche è

perseguito nella prospettiva di un miglioramento della qualità di vita dei cittadini, del

conseguimento di obiettivi di sviluppo socio - economico delle popolazioni locali e di

recupero e valorizzazione delle loro espressioni storiche e culturali, anche con la

sperimentazione di attività produttive attinenti la vocazione agro - silvo - pastorale

presente nel territorio.

Nel perseguimento di tale finalità la Regione ha istituito le seguenti aree naturali

protette, distinte in:

Parchi naturali;

Riserve naturali, divise a loro volta in: riserve naturali integrali, Riserve naturali

speciali.

3.3.2 I PARCHI NAZIONALI E REGIONALI

Il territorio della Regione Basilicata ospita attualmente due parchi nazionali (Il parco del

Pollino e quello dell’Appennino Lucano, Val d’Agri e Lagonegrese) e due parchi regionali (il

parco di Gallipoli – Cognato, Piccole Dolomiti Lucane e il parco archeologico storico naturale

delle Chiese Rupestri del Materano). E’ in fase di costituzione il Parco Regionale del Vulture.

Parco nazionale del Pollino

Istituito con D.M. 15/11/93, comprende 24 comuni del territorio regionale (oltre quelli

del versante calabro). La normativa di salvaguardia nelle more della redazione del Piano del

Parco è di competenza dell’Ente Parco del Pollino.


Sul territorio di 13 dei 24 comuni compresi nel parco è tuttora vigente il Piano

Territoriale di Coordinamento, approvato, con valenza di piano paesistico.

La regione Basilicata è interfaccia dell’Ente Parco nella gestione del parco medesimo

attraverso l’Ufficio Tutela della Natura del Dipartimento Ambiente, Territorio, Politiche

della Sostenibilità.

Parco nazionale dell’Appennino Lucano, Val d’Agri e Lagonegrese

Tale parco è stato istituito il 09.06.2006. La sua istituzione è stata anticipata nella Legge

Quadro sui Parchi e le Aree Protette n. 394/91, che includeva l’area nell’elenco di quelle

individuate come parchi nazionali da istituire.

Su parte del territorio compreso nel Parco Nazionale è vigente il Piano territoriale

Paesistico di area vasta di Sellata – Volturino – Madonna di Viggiano e quello del Sirino,

approvati con Legge Regionale n. 3/90.

La Regione Basilicata è deputata a coadiuvare il Ministero nella gestione del Parco

attraverso l’Ufficio Tutela della Natura.

Il parco ha un'estensione di 67.564 ettari lungo l'Appennino lucano, ricade sul territorio

di 29 comuni della Basilicata ed interessa 9 Comunità Montane.

I comuni interessati dal Parco sono: Abriola, Brienza, Armento, Calvello, Castelsaraceno,

Corleto P., Grumento N., Lagonegro, Laurenzana, Lauria, Marsiconuovo, Marsicovetere,

Moliterno, Montemurro, Nemoli, Paterno, Pignola, Rivello, Roccanova, S. Chirico R., San

Martino A., Sarconi, Sasso di C., Satriano di L., Spinoso, Tito, Tramutola,Viggiano.

Nel territorio del Parco ricadono anche 10 siti rete natura 2000.

Parco regionale di Gallipoli Cognato – Piccole Dolomiti Lucane

Istituito con Legge Regionale n. 47/97 con la relativa di salvaguardia, la sua

perimetrazione coincide con quella del vigente Piano Territoriale Paesistico di area vasta,

comprendente i comuni di Pietrapertosa, Castelmezzano, Accettura, Calciano ed Oliveto

Lucano.

Parco regionale archeologico storico-naturale delle Chiese Rupestri del Materano Il

parco è stato istituito con Legge Regionale n. 11/90, con relativa denominazione e

normativa di salvaguardia.


In seguito con Legge Regionale n. 2/98, la precedente è stata adeguata alle intervenute

Legge 394/91 e Legge Regionale n. 28/94.

Il territorio del "Parco Regionale Archeologico Storico Naturale delle Chiese Rupestri del

Materano" ricade, per oltre seimila ettari, nei Comuni di Matera e Montescaglioso, che ne

rappresentano i vertici urbani, posti a nord ed a sud dell'area protetta.

Parco regionale del Vulture

Il Parco Regionale del Vulture previsto dalla legge regionale n. 28 del 1994, è stato

istituito il 25 luglio 2007 dalla Giunta Regionale della Basilicata che ha approvato il relativo

disegno di legge. Il parco si estende per circa 469,50 km.

I comuni facenti parte del parco, inizialmente in numero di quattordici, sono ora nove:

Atella, Barile, Ginestra, Melfi, Rapolla, Rionero in Vulture, Ripacandida, Ruvo del Monte e

San Fele.

3.3.3 LE RISERVE NATURALI

Nel territorio lucano sono presenti 8 riserve naturali statali e 6 riserve naturali regionali.

Le riserve regionali di Pantano di Pignola, Lago piccolo di Monticchio, Abetina di

Laurenzana e Lago Laudemio di Lagonegro, sono state istituite ai sensi della Legge

Regionale n. 42/80, sostituita dalla Legge Regionale n. 28/94 con relativo D.P.G.R. del 1984.

Le riserve regionali di Bosco Pantano di Policoro ed Oasi di S. Giuliano sono state istituite

recentemente ai sensi della Legge Regionale n. 28/94 e sono gestite dalle Amministrazioni

Provinciali.

Riserva Naturale orientata Regionale di S. Giuliano

L’area della Riserva naturale orientata “San Giuliano”, comprende i territori del

Comune di Matera, Miglionico e Grottole.

L'area, estesa per oltre 1000 ettari, appartiene al demanio dello Stato ed è in

concessione al Consorzio di Bonifica di Bradano e Metaponto.

Nel 1989 il WWF Italia ha ottenuto, a seguito di una apposita convenzione con il

Consorzio, la gestione naturalistica dell'area.


Ai sensi della L.R. 28/94 è stata istituita, con apposito provvedimento legislativo

regionale n° 39/2000, una Riserva Naturale Orientata con lo scopo di rafforzare le azioni di

tutela e salvaguardia dell’intera area.

Riserva Naturale statale Agromonte Spacciaboschi

Istituita con D.M. 29.03.72, si estende su di una superficie: di 51 ha.

Presenta i resti di una torre e di mura perimetrali e le vestigia di una chiesa di epoca

bizantina coperta da una densa vegetazione forestale. Per quanto riguarda la fauna,

significativa la presenza, anche se saltuaria, del lupo appenninico e di numerose specie di

uccelli rapaci.

Riserva Statale Coste Castello

E’ stata istituita con. D.M. 11.09.71, si estende per una superficie di 25 ha.

Ospita una densa vegetazione forestale accompagnata da specie erbacee da fiore tra le

quali l'anemone appenninico, il bucaneve, il giglio rosso e l'orchidea sambucina. La riserva

comprende al suo interno il Castello di Lagopesole.

Riserva Naturale statale Grotticelle

E’ stata istituita con D.M. 11.09.71, si estende per 209 ha nel Comune di Rionero in

Vulture.

E’ oasi di protezione faunistica ai sensi della L.R. n. 39 del 1979.

E’ un’area di notevole interesse scientifico, che presenta nella flora e nell'entomofauna

aspetti ed elementi asiatico-balcanici. Di grande interesse anche le formazioni forestali

dell'area.

Riserva statale I Pisconi

Istituita con D.M. 29.03.72 occupa una superficie di 148 ha.

Area che ospita una ricca fauna grazie alla densa vegetazione che favorisce la

riproduzione indisturbata e protetta di numerose specie animali, tra le quali lupo, gatto


selvatico, donnola e faina. Il bosco, che presenta numerose specie di querce e frassini, è

accompagnato da un folto sottobosco. Sono state inoltre rinvenute nell'area della riserva

pitture rupestri risalenti al Paleo Mesolitico.

Riserva Statale Metaponto

Istituita con D.M. del 29.03.72, ricade nel comune di Bernalda, è riserva naturale

biogenetica statale, per la presenza di ristagni retrodunali.

Si estende su 240 ettari tra le foci del Bradano e del Basento.

Costituisce una fascia boscata di protezione a preminente formazione artificiale,

caratterizzata da una associazione tipica di altre specie mediterranee.

Riserva Statale Monte Croccia

Istituita con D.M. 11.09.71 si estende per una superficie di 36 ha.

E’ un’area boscata a prevalenza di farnetto, con sottobosco rado, in cui oltre al cinghiale,

si rileva la presenza di specie quali volpe, faina, donnola e tasso. Fra i rapaci si segnala la

presenza dello sparviero. Al suo interno si ritrovano i resti di un'antica città alpestre

fortificata.

Riserva naturale statale Rubbio

E’ riserva statale, ricade nel Comune di Francavilla sul Sinni. Si estende su di un’area di

circa 211 ha. E’ stata istituita con D.M. del 29.03.1972.

Nel bosco Rubbio di Francavilla sul Sinni vegeta uno degli ultimi relitti forestali della

consociazione Fagus-Abies, collocata sulle pendici lucane del Pollino.

Riserva statale Marinella Stornara

Istituita nel 1977 con D.M., questa riserva naturale biogenetica ricade in un’area di 45

ettari nel Comune di Bernalda.

Riserva Naturale Regionale Abetina di Laurenzana


In questa riserva è da evidenziare la presenza dell’abete bianco, una specie glaciale

relitta molto diffusa durante l’era della glaciazione, attualmente riscontrabile in pochi siti

quali l’abetina di Ruoti ed il Pomo.

Riserva Naturale orientata Regionale Bosco Pantano di Policoro

Area costiera del Metaponto in cui è presente la residua parte del bosco litoraneo stata

istituita con legge regionale 8 settembre 1999, n. 28.

Riserva Naturale Regionale Lago Laudemio

E’ un lago morenico, quindi creato dalle glaciazioni: il ghiaccio ha scavato una morena

dove si è formato il lago. La riserva è caratterizzata dalla presenza di particolari specie

vegetali ed animali.

Riserva Naturale Regionale Lago Pantano di Pignola

E’ un lago artificiale situato lungo una rotta di migrazioni, pertanto ospita una grande

varietà di uccelli. E’ stata scoperta la presenza di alcuni insetti ed elementi di flora e di

fauna endemici di estremo interesse.

Riserva Naturale Regionale Lago Piccolo di Monticchio

Con L.R. n. 9 del 1984 è stato delimitato il bacino idrominerario del Vulture e sono state

definite le norme per la sua protezione. Il Lago Piccolo e l’annesso patrimonio forestale

sono divenuti, con D.P.G.R. n. 1183 del 1984, riserva naturale regionale per una estensione

di circa 187 ha.

Infine, nell’ambito della L.R. n. 28 del 1994, all’art. n. 10, è individuata l’area naturale

protetta Vulture - S. Croce - Bosco Grande e l’area Lago Grande e Lago Piccolo di

Monticchio.

La foresta di Monticchio, che abbraccia in complesso una superficie di 2368 ettari, si

estende su oltre 2068 ettari in territorio del comune di Atella e su 229 ettari in territorio del


comune di Rionero in Vulture.

Di seguito vengono localizzati i parchi e le riserve della Regione Basilicata.

Figura 32 - Parchi e riserve naturali dell’area vasta di intervento.

L’impianto biogas NON ricade all’interno di parchi o riserve naturali.


3.4 RETE NATURA 2000 (ZPS E SIC)

Natura 2000 è la rete delle aree naturali e seminaturali d’Europa, cui è riconosciuto un

alto valore biologico e naturalistico. Oltre ad habitat naturali, Natura 2000 accoglie al suo

interno anche habitat trasformati dall’uomo nel corso dei secoli, come paesaggi culturali

che presentano peculiarità e caratteristiche specifiche.

L’obiettivo di Natura 2000 è contribuire alla salvaguardia della biodiversità degli habitat,

della flora e della fauna selvatiche attraverso l’istituzione di Zone di Protezione Speciale

sulla base della Direttiva “Uccelli” e di Zone Speciali di Conservazioni sulla base della

Direttiva “Habitat”.

Il patrimonio naturale europeo costituisce una ricchezza inestimabile, con diversi

migliaia di tipi di habitat naturali, oltre 10.000 specie vegetali e innumerevoli specie

animali.

Secondo i dati aggiornati al 2010 del Ministero Ambiente, in Basilicata sono allo stato

attuale istituite 17 ZPS (di tipo C ossia coincidenti con i SIC designati) e 50 SIC (compresi i 17

di tipo C coincidenti con le ZPS) come riportati nella tabella seguente.

Rete natura 200 Basilicata

ZPS SIC

N° siti Superficie ha % N° siti Superficie ha %

17 160.540 16,1 50 61.179 6,1

3.4.1. Zone a Protezione Speciale (ZPS)

Individuata ai sensi della direttiva comunitaria 79/409/CEE “Uccelli”, questi siti sono

abitati da uccelli di interesse comunitario e vanno preservati conservando gli habitat che ne

favoriscono la permanenza.

I siti che ricadono all’interno del territorio lucano sono:

Bosco Cupolicchio, Dolomiti di Pietrapertosa, Lago Pantano di Pignola, Monte Alpi -

Malboschetto di Latronico, Monte Paratiello, Monte Raparo, Monte Sirino, Monte

Volturino, Monte Vulture, Murgia S. Lorenzo, Bosco Rubbio, Bosco Pantano di Policoro e

costa ionica foce Sinni, Foresta Gallipoli-Cognato, Gravina di Matera, Lago di S. Giuliano e

Timmari, Valle Basento-Ferrandina Scalo, Valle Basento-Grassano Scalo-Grottole.


3.4.2. Siti di Importanza Comunitaria (SIC)

Sono stati istituiti ai sensi della direttiva Comunitaria 92/43/CEE “Habitat” per garantire

il mantenimento a lungo termine degli habitat naturali e delle specie di flora e fauna

minacciati o rari a livello comunitario.

I siti S.I.C. della regione Basilicata sono individuati nel seguente elenco:

Abetina di Laurenzana Valle del Tuorno Bosco Luceto

Abetina di Ruoti Serra di Crispo Grande Porta del Pollino e Pietra

Castello

Acquafredda di Maratea Timpa delle Murge

Bosco della Farneta Valle del Noce

Bosco di Rifreddo Bosco di Montepiano

Bosco di Magnano Costa ionica foce Agri

Bosco Mangarrone (Rifreddo) Costa ionica foce Basento

Bosco Vaccarizzo Costa ionica foce Cavone

Lago Duglia, Casino Toscano e Piana di S.

Francesco

Bosco Cupolicchio

Faggeta di Moliterno Monte Paratiello

Faggeta di Monte Pierfaone Monte Volturino

La Falconara Monte Vulture

Grotticelle di Monticchio Monte Coccovello Monte Crivo

Lago La Rotonda Serra di Calvello

Lago Pertusillo Murgia di S. Lorenzo

Madonna del Pollino località Vacuarro Bosco Pantano di Policoro e costa ionica foce Sinni

Marina di Castrocucco Foresta Gallipoli-Cognato

Isola di S. Ianni e costa prospiciente Gravina di Matera

Monte Caldarosa Lago S. Giuliano e Timmari

Monte della Madonna di Viaggiano Valle Basento-Ferrandina Scalo

Monte la Spina Monte Zaccana Valle Basento-Grassano Scalo-Grottole

Monti Foi Costa ionica foce Bradano

Lago pantano di Pignola Monte Alpi Malboschetto di Latronico

Lago del Rendina Monte Raparo

Monte Sirino Dolomiti di Pietrapertosa


Figura 33 - Siti di Importanza Comunitaria dell’area vasta d’intervento (Ministero dell’Ambiente e

della Tutela del Territorio).


3.5 PROGRAMMA IBA

Nel 1981 BirdLife International, il network mondiale di associazioni per la protezione

della natura di cui la LIPU è partner per l’Italia, ha lanciato un grande progetto

internazionale: il progetto IBA. “IBA” sta per Important Bird Areas, ossia Aree Importanti

per gli Uccelli e identifica le aree prioritarie che ospitano un numero cospicuo di uccelli

appartenenti a specie rare, minacciate o in declino. Proteggerle significa garantire la

sopravvivenza di queste specie. A tutt’oggi, le IBA individuate in tutto il mondo sono circa

10mila. In Italia le IBA sono 172, per una superficie di territorio che complessivamente

raggiunge i 5 milioni di ettari.

In Basilicata si contano 7 aree IBA come da figura 00.

Figura 34 - Rete IBA (in verde chiaro).

L’impianto biogas NON ricade all’interno o nelle vicinanze di Aree Natura 2000 (Zone a Protezione

Speciale - Z.P.S. - e Siti di Interesse Comunitario - S.I.C.-).


Sul comune di Genzano di Lucania NON sono presenti aree IBA, il progetto dunque è

esterno al perimetro di aree IBA.

3.6 IL CODICE DEI BENI CULTURALI E DEL PAESAGGIO (D.Lgs 42/2004)

3.6.1 GENERALITÀ

Il Codice dei beni culturali e del paesaggio è entrato in vigore il 1° maggio 2004 ed ha

abrogato il ”Testo Unico della legislazione in materia di beni culturali e ambientali”, istituito

con D. Lgs. 29 ottobre 1999, n. 490. Il Codice in oggetto è stato poi modificato ed integrato

dai decreti legislativi 207/2008 e 194/2009.

In base al decreto 42/2004 e s.m.i., gli strumenti che permettono di individuare e

tutelare i beni paesaggistici sono:

la dichiarazione di notevole interesse pubblico su determinati contesti paesaggistici,

effettuata con apposito decreto ministeriale ai sensi degli articoli 136 - 141;

le aree tutelate per legge elencate nell'art. 142 che ripete l'individuazione operata

dall'ex legge "Galasso" (Legge n. 431 dell'8 agosto 1985);

i Piani Paesaggistici i cui contenuti, individuati dagli articoli 143, stabiliscono le

norme di uso dell'intero territorio.

L’art. 142 del Codice (così come sostituito dall'art. 12 del D. Lgs. n. 157 del 2006, poi

modificato dall'art. 2 del D. Lgs. n. 63 del 2008) elenca i beni di interesse paesaggistico

sottoposte in ogni caso a tutela e valorizzazione:

1. i territori costieri compresi in una fascia della profondità di 300 metri dalla linea di

battigia, anche per i terreni elevati sul mare;


2. 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;

3. i fiumi, i torrenti ed 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 piede degli argini per una fascia di 150

metri ciascuna;

4. le montagne per la parte eccedente 1600 metri sul livello del mare per la catena alpina

e 1200 metri sul livello del mare per la catena appenninica e per le isole;

5. i ghiacciai ed i circhi glaciali;

6. i parchi e le riserve nazionali o regionali, nonché i territori di protezione esterna dei

parchi;

7. i territori coperti da foreste e da boschi, ancorché percorsi o danneggiati dal fuoco, e

quelli sottoposti a vincolo di rimboschimento;

8. le aree assegnate alle Università agrarie e le zone gravate da usi civici;

9. le zone umide incluse nell'elenco previsto dal decreto del Presidente della Repubblica

13 marzo 1976, n. 448;

10. i vulcani;

11. le zone d’interesse archeologico.

L’impianto biogas in progetto NON ricade in area sottoposta a vincolo ai sensi del

D.Lgs n. 42/2004 e s.m.i. “Codice dei beni culturali e del paesaggio”.


Di seguito si esaminano i vincoli cui si è fatto riferimento.

3.6.2 FIUMI, TORRENTI E CORSI D'ACQUA E LE RELATIVE SPONDE O PIEDE DEGLI ARGINI PER UNA FASCIA DI 150 METRI CIASCUNA (Art. 142 comma c del D. Lgs. 42/2004)

I fiumi, i torrenti e 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 piede degli argini per una fascia di 150 metri

ciascuna sono tutelati dall’art. 142 comma c) del D. Lgs. 42/2004.

L’impianto biogas in progetto NON ricade all’interno delle fasce di rispetto di fiumi,

torrenti e corsi d’acqua inseriti all’interno del Demanio Acque Pubbliche.

3.6.3 ZONE GRAVATE DA USI CIVICI (Art. 142 comma h del D.Lgs. 42/2004)

Gli “usi civici" sono diritti spettanti ad una collettività (e ai suoi componenti), organizzata

e insediata su un territorio, il cui contenuto consiste nel trarre utilità dalla terra, dai boschi

e dalle acque.

Il corpus normativo di riferimento è costituito, principalmente, dalla Legge dello Stato

16/06/1927, n. 1766 e dal relativo Regolamento di attuazione RD 26/02/1928, n. 332;

inoltre, dalle successive norme (nazionali e regionali) in materia di usi civici, nonché dalle

precedenti leggi di eversione della feudalità (Legge 01/09/1806, RD 08/06/1807, RD

03/12/1808, Legge 12/12/1816, RD 06/12/1852, RD 03/07/1861, Ministeriale 19/09/1861

ed altre).

Per la Basilicata, è attualmente in vigore la L.R. 57/2000 come successivamente

modificata dalla L.R. 25/2002 e dalla L.R. 15/2008.

Dal punto di vista paesaggistico sono tutelati dalla Parte III del D. Lgs. 42/2004 - Art. 142

lett. h - Aree tutelate per legge (recepite da L. 431/1985 cd. "Legge Galasso").

Questa figura giuridica, nata in epoca alto medioevale, ha visto una sua organica

regolazione ai primi del Novecento, quando nacque l'esigenza di consentire ad alcuni


soggetti privati di usufruire in piena proprietà di beni che spesso (ma non sempre) erano

demaniali e che erano per l'appunto gravati da tali oneri.

Discende da una tipologia di diritti tendenti a garantire la sopravvivenza o il benessere di

una specifica popolazione, sfruttando in modo produttivo aree circoscritte, in tempi in cui il

feudatario, su mandato dell'imperatore, re o papa possedeva non solo le terre, ma anche

uomini, cose e animali.

La titolarità dei diritti di uso civico spetta alla popolazione.

L'uso civico nasce come diritto feudale, caratterizzato dall'utilizzo che una determinata

collettività locale può fare di determinate aree e si inquadra, quindi nell'ottica tipica di

un'economia di sussistenza: con l'uso civico di legnatico, ad esempio, i membri di una

determinata comunità godevano del diritto di raccogliere legna in un particolare bosco,

considerato (impropriamente, ma non sempre o non del tutto) come di proprietà collettiva.

Con quello di pascolatico era previsto il pascolo delle greggi e delle mandrie. In modo

analogo funzionavano gli altri usi civici di fungatico (per la raccolta dei funghi) ed erbatico

(che permetteva agli allevatori di una determinata collettività di portare al pascolo i propri

animali in una determinata zona).

La Legge n. 1766 indica due diverse tipologie di diritti che possono fare capo ad una

popolazione:

i diritti di uso e godimento su terre di proprietà privata;

il dominio collettivo su terre proprie.

I primi sono soggetti a liquidazione. I secondi che abbiano destinazione silvopastorale

sono invece destinati ad essere fortemente valorizzati e sono sottoposti alla normativa di

tutela dell´ambiente e del paesaggio, mentre quelli a vocazione agraria sono destinati alla

privatizzazione.

Con il trasferimento delle funzioni amministrative statali alle regioni si è operata la

scissione soggettiva tra le competenze tutte originariamente spettanti ai commissari

regionali: le attribuzioni amministrative sono transitate alle regioni; ai primi sono residuate

dunque unicamente i poteri giurisdizionali in ordine alle controversie sulla esistenza, natura

ed estensione dei diritti civici.

L’area di progetto dell’impianto biogas NON è gravata da usi civici.


3.6.4 ZONE DI INTERESSE ARCHEOLOGICO (Art. 142 comma m del D. Lgs. 42/2004)

Di seguito si riportano gli elementi archeologici censiti dal Ministero per i Beni e le

Attività Culturali – Direzione Regionale per i Beni Culturali e Paesaggistici – Soprintendenza

per i Beni Archeologici della Regione Basilicata nel comune di Genzano di Lucania

interessato dall’impianto biogas in progetto:

LOCALITA’ IGM DECRETO CONTENUTO DECRETO FOGLIO E

PARTICELLE

Monteserico 188 - IV

S.E.

D.S.R. 24/04/03

D.Lgs.490/99

Artt. 2-6

Ai sensi dell'art. 2 comma

1 lett. a del D.L.gs

29.10.99, n. 490,

l'immobile... è dichiarato

d'interesse archeologico

particolarmente

importante e viene,

quindi, sottoposto a tutte

le disposizioni di tutela

contenute nel redetto

Decreto Legislativo n.

490/99.

FOGLIO 21 Partt.

7-9-10-18-20-24-

25-26-27-28-29-

30-31-32-33-

35/p-39/p-52-62-

84-85/p-90-91

L’impianto biogas in progetto dista dal castello di Monte Serico c.a.10 km per cui NON

c’è interferenza con il vincolo archeologico.

3.6.4.1 Il sistema dei tratturi

I Regi Tratturi della Basilicata, insieme a quelli dell'appennino centro-meridionale,

entreranno a far parte di un progetto di valorizzazione dei Ministeri dell'Ambiente e dei

Beni culturali, per il loro inserimento nell'elenco dei beni tutelati dall'Unesco. All'iniziativa,

in corso da alcuni mesi, sono coinvolte le Province di Matera, Benevento, Avellino,

Campobasso, Chieti, Foggia, Isernia, L'Aquila, Potenza e Taranto.


I regi tratturi erano strade lungo le quali si muoveva un esercito di animali, uomini, cani,

carri. Per loro maggiore sicurezza, e per essere certi che nessuno sfuggisse alla Dogana,

queste vie verdi seguivano percorsi chiamati, appunto, Regi Tratturi.

Per la Basilicata sono stati individuati tratturi regi importanti, come quello tracciato

dall'itinerario della transumanza diretto a Palazzo San Gervasio-Irsina-Gravina di Puglia fino

alla costa metapontina. Altri hanno percorso la dorsale appenninica lungo le fondovalli, fino

al mare.

Gli assi viari antichi individuati nella zona sono costituiti da vari tratturi ai cui percorsi

principali si affiancano una serie di itinerari minori, considerati comunque di interesse

archeologico.

Nel comune di Genzano di Lucania sono presenti i seguenti tratturi:

N° DENOMINAZIONE FOGLIO DI MAPPA

1 Tratturo Comunale Acerenza - Corato 48 - 74 - 75

2 Tratturo Comunale Spinazzola - Irsina 1 - 2 - 8 - 22 - 65

3 Tratturo di Corato 18 - 6 - 7 - 5

4 Tratturo Palazzo - Irsina 18 - 20 - 22 - 23 - 29 - 63 - 64

5 Regio Tratturello Palmira - Monteserico - Canosa 55 - 27 - 19 - 17

6 Tratturo Comunale di Gravina 58 - 28 - 29 - 25 - 65

7 Tratturo Comunale di Irsina 75 - 57 - 59

8 Regio Tratturello Genzano - Tolve 48 - 49 - 73

9 Tratturo di Spinazzola 39 - 41

10 Regio Tratturello Palmira - Monteserico - Canosa 16 - 17 - 19 - 27 - 55 - 74 - 75 - 77

L’impianto biogas sarà costruito sulle particelle catastali n° 267, 300 e 456 del foglio di

mappa n°46.

L’impianto biogas in progetto NON interferisce con i tratturi citati.


3.6.5 IMMOBILI ED AREE DI NOTEVOLE INTERESSE PUBBLICO (art.136 d.lgs 42/2004 modificato dall’art. 2 del D.lgs n. 63 del 2008)

Sono soggetti alle disposizioni di tutela e valorizzazione per il loro notevole interesse

pubblico:

a) le cose immobili che hanno cospicui caratteri di bellezza naturale, singolarità

geologica o memoria storica, ivi compresi gli alberi monumentali;

b) le ville, i giardini e i parchi, non tutelati dalle disposizioni della Parte seconda del

presente codice, che si distinguono per la loro non comune bellezza;

c) i complessi di cose immobili che compongono un caratteristico aspetto avente valore

estetico e tradizionale, inclusi i centri ed i nuclei storici;

d) le bellezze panoramiche e così pure quei punti di vista o di belvedere, accessibili al

pubblico, dai quali si goda lo spettacolo di quelle bellezze.

Di seguito si riporta una tabella riassuntiva sui vincoli architettonico-paesaggistici censiti

dalla Regione Basilicata nel comune di Genzano di Lucania:

DENOMINAZIONE FOGLI e PARTICELLE D.M.

Masseria Verderosa Fg.19 Partt. 15 - 16 D.M. 16/12/98

Castello di Montaserico Fg.21 Partt. 9 - 18 D.M. 14/03/60

Fontana Capo d’Acqua Legge 1089/39 art .4

Fig. 35 - Vincoli Archeologici e Architettonici nell’area vasta e area intervento.


L’impianto biogas in progetto NON interferisce con elementi architettonici vincolati.

3.7 LO STRUMENTO URBANISTICO DEL COMUNE DI GENZANO DI LUCANIA

Il comune di Genzano è dotato di Piano Regolatore Generale approvato con D.PG.R. 195

del 10.08.2004. Allo stato attuale è in fase di redazione il Regolamento Urbanistico.

L’impianto biogas in progetto ricade in area classificata dal P.R.G. come “zona

agricola” (zona “E”).

3.8 PAI

3.8.1 LA NORMATIVA NAZIONALE PER LA TUTELA DEL RISCHIO IDROGEOLOGICO

La difesa del territorio dalle frane e dalle alluvioni rappresenta una condizione prioritaria

per la tutela della vita umana, dei beni ambientali e culturali, delle attività economiche e

del patrimonio edilizio. Al fine di contrastare l’incalzante susseguirsi di catastrofi

idrogeologiche sul territorio nazionale sono stati emanati una serie di provvedimenti

normativi, di cui il primo e più importante riferimento è rappresentato dalla Legge 18

maggio 1989 n. 183, Norme per il riassetto organizzativo e funzionale sulla difesa del suolo.

Detta legge ha tra i suoi obiettivi: la difesa del suolo, il risanamento delle acque, la

fruizione del patrimonio idrico per gli usi di razionale sviluppo economico e sociale nonché

la tutela dell’ambiente. La normativa citata individua nel bacino idrografico l’ambito fisico

di riferimento per il complesso delle attività di pianificazione, in tal modo superando le

problematiche connesse alle delimitazioni territoriali di ordine amministrativo.


L’articolo 17 della Legge 183/89 ha stabilito che “i Piani di Bacino Idrografico possono

essere redatti ed approvati anche per sottobacini o per stralci relativi a settori funzionali”. Il

primo Piano Stralcio funzionale del Piano di Bacino è costituito dal Piano Stralcio per la

Difesa dal Rischio Idrogeologico, in quanto la definizione del detto rischio è prioritario nel

contesto delle attività conoscitive e di programmazione previste dalla legge in parola.

La legge 493/93 alla luce delle difficoltà metodologiche e procedurali, modifica la legge

183/89, consentendo la realizzazione del Piano di Bacino per stralci relativi a settori o

“tematismi” ben distinti tra di loro (es. tutela delle acque, difesa dalle alluvioni, difesa dalle

frane, attività estrattive, ...).

Nel corso degli anni ’90 una serie di atti d’indirizzo e coordinamento forniscono ulteriori

elementi essenziali per la redazione dei Piani di Bacino, ed in particolare del Piano Stralcio

per l’Assetto Idrogeologico (PAI). Tali elementi sono contenuti nei seguenti decreti:

D.P.C.M. 23/3/90, D.P.R. 7/1/92, D.P.R. 14/4/1994, D.P.R. 18/7/95.

A seguito dell’evento calamitoso di Sarno è stato emanato il D.L. 11 giugno 1998 n. 180

(“Misure urgenti per la prevenzione del rischio idrogeologico ed a favore delle zone colpite

da disastri franosi nella regione Campania”), convertito e modificato dapprima dalla Legge

267/98 e, in seguito, dalla Legge 226/99. Le norme citate hanno introdotto l’obbligo di

adozione ed approvazione, da parte delle Autorità di Bacino nazionali, regionali ed

interregionali o delle regioni stesse, dei Piani Stralcio per l’Assetto Idrogeologico (PAI). Da

ultimo, il D.L. 12 ottobre 2000 n. 279, convertito nella legge 11 dicembre 2000 n. 365

(“Interventi urgenti per le aree a rischio idrogeologico molto elevato e in materia di

protezione civile, nonché a favore di zone colpite da calamità naturali”) ha stabilito che i

Piani Stralcio per l’Assetto Idrogeologico dovessero essere predisposti entro il 30 aprile

2001. Detti Piani devono in particolare contenere l’individuazione delle aree a rischio

idrogeologico e la perimetrazione delle aree da sottoporre a misure di salvaguardia, nonché

le misure medesime. Nello specifico, tale strumento di pianificazione fornisce i criteri per

l’individuazione, la perimetrazione e la classificazione delle aree a rischio da frana e da

alluvione, tenuto conto, quali elementi essenziali per l’individuazione del livello di

pericolosità, della localizzazione e della caratterizzazione di eventi avvenuti nel passato

riconoscibili o dei quali si ha, al momento, cognizione.

I Piani Stralcio per l’Assetto Idrogeologico, elaborati dall’Autorità di Bacino, producono

efficacia giuridica rispetto alla pianificazione di settore, ivi compresa quella urbanistica, ed

hanno carattere immediatamente vincolante per le amministrazioni ed Enti Pubblici nonché


per i soggetti privati, ai sensi dell’articolo 17 della Legge 183/89.

Nel corso dell’anno 2006, in attuazione della Legge 15/12/2004 n.308 (Delega al

Governo per il riordino, il coordinamento e l’integrazione della legislazione in materia

ambientale), è stato approvato il D.Lgs. 3 aprile 2006 n. 152, contenente una revisione

complessiva della normativa in campo ambientale.

In particolare in tema di difesa del suolo e di gestione delle risorse idriche la parte III del

decreto introduce:

una riorganizzazione delle strutture territoriali preposte alla pianificazione ed alla

programmazione di settore basata sui distretti idrografici;

le Autorità di bacino distrettuali quali soggetti di gestione di tali distretti;

i Piani di bacino distrettuali quali strumenti di pianificazione e programmazione.

La riforma prevista dal D.Lgs. 152/2006 non è stata, fino alla data odierna (luglio 2014),

attuata, almeno per quanto riguarda la parte relativa alla difesa del suolo. Restano,

pertanto, pienamente in vigore le ripartizioni territoriali, i soggetti, le finalità, le attività e gli

strumenti di pianificazione e programmazione in materia di difesa del suolo e di gestione

delle risorse idriche previsti dalle normative precedenti al decreto.

3.8.2 L’ADB BASILICATA - IL PIANO DI ASSETTO IDROGEOLOGICO (PAI)

Il territorio comunale di Genzano di Lucania ricade all’interno dell’Autorità di Bacino

della Basilicata (AdB).Il principale strumento di pianificazione dell'AdB è il Piano di Bacino, il

cui primo stralcio funzionale, relativo alla “Difesa dal Rischio Idrogeologico” (PAI), è stato

approvato dal proprio Comitato Istituzionale in data 05/12/2001 con delibera n.26 e poi

aggiornato (l’ultimo aggiornamento è datato 10 dicembre 2014).

Obiettivo fondamentale del PAI è l’individuazione delle aree a rischio di frana e di

alluvione e delle azioni finalizzate alla mitigazione del rischio stesso sul territorio di

competenza.

Il PAI si compone del Piano Stralcio delle Fasce Fluviali che affronta la tematica relativa

al rischio idraulico e del Piano Stralcio delle Aree di Versante che analizza le problematiche

relativi al rischio di frana.


3.8.3 IL PIANO STRALCIO DELLE AREE DI VERSANTE

Il piano stralcio delle aree di versante si estrinseca attraverso le seguenti azioni:

individuazione e perimetrazione delle aree che presentano fenomeni di dissesto

reali e/o potenziali;

definizione di metodologie di gestione del territorio che pur nel rispetto delle

specificità morfologico-ambientali e paesaggistiche connesse ai naturali processi

evolutivi dei versanti, consentano migliori condizioni di equilibrio, soprattutto nelle

situazioni di interferenza dei dissesti con gli insediamenti antropici;

determinazione degli interventi indispensabili per la minimizzazione del rischio di

abitati e infrastrutture ricadenti in aree di dissesto reale o potenziale.

Il piano stralcio delle aree di versante definisce il rischio idrogeologico ed in coerenza

con il DPCM del 29 settembre 1998 stabilisce quattro classi di rischio così distinte:

R1 – moderato

Sono così classificate quelle aree in cui è possibile l’instaurarsi di fenomeni comportanti

danni sociali ed economici marginali al patrimonio ambientale e culturale.

Sono inoltre classificate come aree a Pericolosità idrogeologica (P) quelle aree che, pur

presentando condizioni di instabilità o di propensione all’instabilità, interessano aree non

antropizzate e quasi sempre prive di beni esposti e, pertanto, non minacciano direttamente

l’incolumità delle persone e non provocano in maniera diretta danni a beni ed

infrastrutture.

Sono qualificate come aree soggette a verifica idrogeologica (ASV) quelle aree nelle quali

sono presenti fenomeni di dissesto e instabilità, attivi o quiescenti, individuate nelle tavole

del Piano Stralcio, assoggettate a specifica ricognizione e verifica.

R2 – medio


danni minori agli edifici, alle infrastrutture ed al patrimonio ambientale, che non

pregiudicano le attività economiche e l’agibilità degli edifici.

R3 – elevato



rischi per l’incolumità delle persone, danni funzionali agli edifici ed alle infrastrutture con

conseguente inagibilità degli stessi, l’interruzione delle attività socioeconomiche, danni al

patrimonio ambientale e culturale.

R4- molto elevato

Sono così classificate quelle aree in cui è possibile l’instaurarsi di fenomeni tali da

provocare la perdita di vite umane e/o lesioni gravi alle persone, danni gravi agli edifici ed

alle infrastrutture, danni al patrimonio ambientale e culturale, la distruzione di attività

socio-economiche.

Dall’analisi della “Carta del Rischio Frane” redatta dall’Autorità di Bacino competente,

attualmente vigente (aggiornamento novembre 2014, l’area d’impianto NON ricade in

area a rischio frane come da Tavola 453134 estratta dal Piano stralcio per la Difesa dal

Rischio Idrogeologico (PAI) riportata in Fig. 35.

Fig. 36 - Piano stralcio per la difesa dal Rischio Idrogeologico: TAVOLA 45134.


Fig. 37 - Piano stralcio per la difesa dal Rischio Idrogeologico: TAVOLA 45134 particolare area impianto e area ASV (in fucsia).


Fig. 38 - Particolare TAVOLA 45134 dalla quale si evince che l’area d’impianto è esterna alla zona ASV

4. CONFORMITA’ DEL PROGETTO ALLA NORMATIVA VIGENTE

4.1 PREMESSA

L’impianto biogas in progetto è agevolato dalla Regione Basilicata ai sensi della Misura

3.1.1 Azione C del Programma di Sviluppo Rurale Basilicata 2007/2013, approvato dalla

Commissione Europea con decisione C(2008)736 del 18 febbraio 2008 e risulta conforme

alla L.R. 19 gennaio 2010 n.1 “Norme in materia di energia e Piano di Indirizzo Energetico

Ambientale Regionale. D.Lgs. n. 152 del 3 aprile 2006 - L.R. n. 9/2007”.

4.2 VISTO DI ACCETTABILITA’ - LEGGE REGIONALE 19 GENNAIO 2010 N.1

In riferimento al VISTO di ACCETTABILITA’ previsto dalla sopracitata Legge si precisa che

l’impianto in progetto risulta escluso da tale obbligo in base all’art. 11 comma c) e comma

e) della Legge Regionale n° 8 del 26 aprile 2012.

Per comodità di lettura si riporta l’art. 11 della citata Legge:

Art. 11

Potenze installabili

1. Fermo restando quanto previsto nel PIEAR in relazione alle iniziative della Società Energetica

Lucana e del Distretto Energetico, nonché nell’articolo 4 della Legge Regionale 19 gennaio 2010 n. 1 e

fermo restando il rispetto della normativa vigente in materia di tutela dell’ambiente, del paesaggio e

del patrimonio storico-artistico, nell’intero territorio regionale non concorrono al raggiungi- mento

delle potenze installabili di cui alla parte III, paragrafo 1.2.3. tabella 1-4 del PIEAR:

a) gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, di qualsivoglia


potenza nominale, realizzati o da realizzare da parte degli autoproduttori;

b) gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili di potenza

nominale non superiore a 200 kW;

c) gli impianti di produzione di energia elettrica, di potenza nominale non superiore a 500 kW,

alimentati da biogas;

d) gli impianti solari fotovoltaici, di qualsivoglia potenza nominale, realizzati o da realizzare sugli

edifici;

e) gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili agevolati dalla

Regione ai sensi della Misura 3.1.1 Azione C del Programma di Sviluppo Rurale Basilicata 2007/2013,

approvato dalla Commissione Europea con decisione C(2008)736 del 18 febbraio 2008.


5. CONFORMITA’ DEL PROGETTO CON PIANI E PROGRAMMI

5.1 PIANO DI INDIRIZZO ENERGETICO AMBIENTALE REGIONALE

Il PIEAR fissa la strategia energetica che la Regione Basilicata intende perseguire,

considerando le peculiarità e delle potenzialità del proprio territorio.

In generale, le finalità del PIEAR sono quelle di garantire un adeguato supporto alle

esigenze di sviluppo economico e sociale attraverso una razionalizzazione dell’intero

comparto energetico ed una gestione sostenibile delle risorse territoriali.

L’intera programmazione relativa al comparto energetico ruota intorno a dei macro-

obiettivi, tra i quali l’incremento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

L’incremento della produzione di energia, finalizzato al soddisfacimento del fabbisogno

interno, assume un ruolo essenziale nella programmazione energetica ed ambientale,

anche in considerazione delle crescenti problematiche legate all’approvvigionamento

energetico. Peraltro, in considerazione delle necessità di sviluppo sostenibile e salvaguardia

ambientale, è auspicabile un ricorso sempre maggiore alle fonti rinnovabili. Sempre

secondo il PIEAR, gli impianti dovranno essere realizzati in modo da assicurare uno sviluppo

sostenibile e garantire prioritariamente il soddisfacimento dei seguenti criteri:

Rispondenza ai fabbisogni energetici e di sviluppo locali;

Massima efficienza degli impianti ed uso delle migliori tecnologie disponibili;

Minimo impegno di territorio;

Salvaguardia ambientale.

5.2 Documento strategico regionale per il periodo 2007 - 2013

Il Documento Strategico Regionale (DSR) per il periodo 2007-2013 è stato il primo passo

verso la definizione della nuova programmazione regionale per il periodo 2007-2013,

ponendosi sia come riferimento di base per la definizione del Programma Operativo


Regionale 2007-2013, sia come schema per la revisione del Programma Regionale di

Sviluppo.

Il quarto capitolo del documento è inerente alle linee strategiche della programmazione

2007-2013 che si pongono in continuità con quella del periodo 2000-2006; uno dei filoni di

più marcata continuità, tra gli altri, è l’utilizzo delle risorse naturali in modo sostenibile.

5.3 PROGRAMMA OPERATIVO F.E.S.R. 2007 - 2013

Il Programma Operativo F.E.S.R. è volto a promuovere la crescita economica e la

capacità di innovazione per qualificare la Basilicata come territorio aperto, attrattivo,

competitivo, inclusivo e coeso, valorizzando in particolare le sue risorse ambientali ed

umane.

Al fine di attuare tale strategia di sviluppo regionale, individua sei Priorità che si intende

perseguire nel prossimo settennio, e in particolare riguardo la seguente trattazione vi è:

promuovere lo sviluppo sostenibile attraverso la valorizzazione delle risorse

energetiche ed il miglioramento degli standard dei servizi ambientali anche a

tutela della salute e della sicurezza dei cittadini e delle imprese.

Inoltre, prevede diverse priorità di intervento, tra le quali:

Priorità V – Energia e Sviluppo sostenibile.

Più in dettaglio, l’obiettivo specifico V.1 è finalizzato al miglioramento del bilancio

energetico regionale attraverso il risparmio e l'efficienza in campo energetico, il ricorso alle

fonti rinnovabili e l'attivazione delle filiere produttive.

5.4 CONCLUSIONI

Da quanto sopra esposto è evidente che tale progetto rispecchia appieno gli indirizzi che

la Regione Basilicata intende perseguire con ognuno dei sopracitati piani e/o programmi.


6. IMPATTI AMBIENTALI

6.1 EMISSIONI

6.1.1 EMISSIONI ACUSTICHE COGENERATORE

Il modulo di cogenerazione è allestito all’interno di un container insonorizzato composto

da una struttura metallica autoportante e tamponamenti isolanti in lamiera ondulata

elettro-zincata.

La coibentazione insonorizzante è realizzata mediante pannelli fonoassorbenti in lana di

roccia, della densità di 100 kg/m3, rivestiti con lamierino multiforato.

Il sistema di ventilazione è composto da un cassone di aspirazione d’aria sul lato

alternatore e un cassone di espulsione aria montato in testa al motore. Entrambi i cassoni

sono dotati di setti insonorizzanti in lana di roccia rivestita in velo-vetro.

Il livello acustico dei gas di scarico del motore viene abbattuto attraverso una marmitta

silenziatrice realizzata con corpi di forma cilindrica saldati a tenuta stagna e relativo

mantello in acciaio inox.

Il dimensionamento di tutti i dispositivi atti al confinamento e la riduzione delle

emissioni acustiche permette di garantire un livello su tutto il perimetro del modulo pari a

77 dBA a 10 m in campo libero senza riflesso.


Fig. 39 - Emissioni acustiche cogeneratore: livelli rumorosità a 10 m in campo libero

6.1.2 EMISSIONI ACUSTICHE PRODOTTE DALLE MACCHINE OPERATRICI IN FASE DI ESERCIZIO

Durante le operazioni di caricamento della biomassa vegetale e zootecnica nel bunker

l’inquinamento acustico è generato dal funzionamento dell’unica macchina operativa che,

in ragione dei limitati spazi di manovra, può essere vista come sorgente puntiforme.

Di seguito si analizza la rumorosità generata dalla pala meccanica in movimentazione.

Per analogia sono stati presi a riferimento i dati relativi alla rumorosità di una macchina

operatrice per il movimento terra in relazione alle diverse attività di cantiere

ATTIVITÀ

LIVELLO DI RUMORE (DbA) PER LAVORI IN

TRINCEA, DI STRADE, ECC.

CASO I CASO II

SCAVO CON PALA

MECCANICA 88 75

SGOMBERO TERRENO 84 84

Tab. 2 - Rumorosità per i tipi di attività (Fonte: U.S. Environmental Protection Agency).

(Caso I: tutte le macchine in azione; Caso II: in azione solo le macchine indispensabili)


Per un buon calcolo si dovrebbero considerare tutti i fattori aleatori quali l’assorbimento

dell’energia sonora nell’atmosfera, la quale dipende da altrettanti fenomeni aleatori come

le condizioni psicrometriche dell’aria, intensità e direzione del vento, gradienti di

temperatura e pressione, eventuale presenza di barriere naturali o artificiali, presenza di

superfici riflettenti. Nella pratica, a vantaggio della sicurezza, si considerano solo i fenomeni

di trasmissione senza considerare alcun fenomeno di attenuazione.

Va precisato inoltre il fatto che le attività si svolgeranno nelle ore lavorative normali,

principalmente la mattina, con l’utilizzo di moderni mezzi di movimentazione.

Si riporta nella tabella seguente l’attenuazione del rumore in funzione della distanza,

ipotizzando per una condizione di sicurezza, una sorgente il cui livello equivalente è pari a

75 dBA.

RUMORE ALLA FONTE

(dBA)

DISTANZA DALLA SORGENTE

20M 50M 100

M

150

M

200

M

300

M

500

M

75 49 41 35 31 29 25,5 21

Tab. 3 - Attenuazione del rumore in funzione della distanza.

E’ importante ricordare che il livello della pressione sonora decresce all’aumentare della

distanza dalla sorgente.

In particolare per le sorgenti puntiformi:

Lp2=Lp1-20×log(d2/d1);

Lp2= livello di pressione sonora ad una distanza d2 dalla sorgente;

Lp1= livello di pressione sonora ad una distanza d1 dalla sorgente.

Ne consegue una riduzione del livello della pressione sonora residua pari a 6 dBA ogni

qualvolta si raddoppia la distanza dalla sorgente dell’inquinamento.

Considerando la distanza delle abitazioni più prossime all’area occupata dall’impianto, si

evince che: prendendo in considerazione un livello equivalente di emissione sonore pari a


75 dBA in prossimità del recettore più vicino alla sorgente tale disturbo si ridurrà entro i

limiti imposti dalla vigente normativa.

6.1.3 EMISSIONI IN ATMOSFERA DEL COGENERATORE

Nel caso in esame le emissioni imputabili all’impianto sono essenzialmente in atmosfera

e dovute:

ai fumi combusti in uscita dal cogeneratore;

alla torcia.

Tali punti di sbocco saranno opportunamente posizionati dal punto di vista plani altimetrico

ed inoltre il camino del cogeneratore sarà munito di apposita presa per il campionamento

dei fumi raggiungibile in condizioni di sicurezza con apposita scala.

I limiti di emissione per gli impianti di cogenerazione alimentati a biogas sono fissati dal

Decreto Legislativo 3 Aprile 2006, n.152 “Norme in materia ambientale” all’Allegato X

(Sezione 3) e s.m.i.

I valori sono riferiti ad un’ora di funzionamento dell’impianto nelle condizioni di esercizio

più gravose (esclusi i periodi di avviamento, arresto e guasti) ed al volume di effluente

gassoso secco rapportato alle condizioni normali. Di seguito si dimostra che l’impianto

rispetta i valori limite di emissione previsti per questo tipo di installazioni.

Tuttavia gli impianti di combustione equipaggiati con motori a combustione interna

alimentati da biogas di cui all’allegato X alla Parte V del D.Lgs 152/2006, proveniente

dalla digestione anaerobica di biomasse agricole e/o zootecniche (caso in esame), sono

considerati impianti in deroga, a norma dell’art. 272 del D.Lgs 152/2006 come modificato

dal D.Lgs 128/2010, poiché le loro emissioni sono scarsamente rilevanti agli effetti

dell’inquinamento atmosferico.

Per comodità di lettura nella pagina seguente si riportano gli stralci del Decreto in

esame:


Art. 272 – Impianti e attività in deroga (articolo così modificato dall'articolo 3, comma 6, d.lgs.

n. 128 del 2010) Comma 1 (ex comma 14, lettera “e”, dell’art. n°269 del suddetto D. Lgs. n°152):

“Non sono sottoposti ad autorizzazione di cui al presente titolo gli stabilimenti in cui sono

presenti esclusivamente impianti e attività elencati nella parte I dell'Allegato IV alla parte quinta del

presente decreto. L'elenco si riferisce a impianti e ad attività le cui emissioni sono scarsamente

rilevanti agli effetti dell'inquinamento atmosferico. Si applicano esclusivamente i valori limite di

emissione e le prescrizioni specificamente previste, per tali impianti e attività, dai piani e programmi

o dalle normative di cui all'articolo 271, commi 3 e 4. Al fine di stabilire le soglie di produzione e di

consumo e le potenze termiche nominali indicate nella parte I dell'Allegato IV alla parte quinta del

presente decreto si deve considerare l'insieme degli impianti e delle attività che, nello stabilimento,

ricadono in ciascuna categoria presente nell'elenco. Gli impianti che utilizzano i combustibili soggetti

alle condizioni previste dalla parte II, sezioni 4 e 6, dell'Allegato X alla parte quinta del presente

decreto, devono in ogni caso rispettare almeno i valori limite appositamente previsti per l'uso di tali

combustibili nella parte III II, dell'Allegato I alla parte quinta del presente decreto. Se in uno

stabilimento sono presenti sia impianti o attività inclusi nell'elenco della parte I dell'allegato IV alla

parte quinta del presente decreto, sia impianti o attività non inclusi nell'elenco, l'autorizzazione di

cui al presente titolo considera solo quelli esclusi...”

(...omissis...)

Allegato IV alla parte quinta – Impianti ed attività in deroga (allegato così sostituito

dall'articolo 3, comma 28, d.lgs. n. 128 del 2010) - Parte I – Impianti ed attività in deroga di cui

all’Art. 272

Comma 1: “Elenco degli impianti e delle attività:

(...omissis...)

ff) Impianti di combustione, compresi i gruppi elettrogeni e i gruppi elettrogeni di cogenerazione,

alimentati a biogas di cui all'allegato X alla parte quinta del presente decreto, di potenza termica

nominale inferiore o uguale a 3 MW. “ (...omissis...)

Allegato X alla parte quinta, Parte I – Combustibili consentiti – Sezione 1 – Elenco dei

combustibili di cui è consentito l’utilizzo negli impianti di cui al titolo 1:

“r) biogas individuato nella parte II, sezione 6, alle condizioni ivi previste;”

(...omissis...)

6.1.3.1 Limiti di emissione del cogeneratore


I limiti di emissione medi orari espressi in mg/Nm3 e riferiti ad un tenore volumetrico di

ossigeno pari al 5% nell’effluente gassoso anidro sono i seguenti:

INQUINANTE D.L. 3 APRILE 2006, N.152 S.M.I. EMISSIONI EFFETTIVE

Ossidi di azoto NOx (Come NO2) 500 mg/Nmc <450 mg/Nmc

Monossido di carbonio (CO) 800 mg/Nmc <500 mg/Nmc

Carbonio Organico Totale (COT) 150 mg/Nmc <150 mg/Nmc

Composti inorganici del cloro

sotto forma di gas o vapori

(come HCl)

10 mg/Nmc <10 mg/Nmc

6.1.3.2 Tecnologie di contenimento emissioni in atmosfera del cogeneratore

Per il contenimento delle emissioni inquinanti il gruppo elettrogeno si avvale di

differenti tecnologie considerate le migliori disponibili.

La prima riguarda la prevenzione della formazione di sostanze inquinanti mediante un

sistema di regolazione sulla combustione, un’altra riguarda l’abbattimento del monossido

di carbonio generato durante la combustione mediante un catalizzatore ossidante.

6.1.3.2.1 Il sistema di combustione Magra Leanox

Il sistema di regolazione della combustione consiste nel mantenimento in camera di

combustione di un eccesso di aria comburente (Lambda = 1,63/1,59) tale da limitare le

emissioni entro i limiti per NOX (<450 mg/Nm3), mentre la concentrazione di CO è

mantenuta a ca. 650 mg/Nm3.

Per il contenimento del CO entro i limiti previsti dalla normativa vigente viene installato

sulla linea fumi allo scarico del motore, un sistema che abbatte ulteriormente il CO al di

sotto dei 500 mg/Nm3 (catalizzatore ossidante).

Tutti i valori citati sono riferiti ad una concentrazione di ossigeno del 5% nei fumi secchi.

Il sistema di regolazione della combustione si basa sulla combustione magra della miscela

gas-aria di alimentazione del motore. Un segnale proveniente dal generatore indica al

regolatore la potenza meccanica istantanea, mentre un trasduttore di pressione e di


temperatura comunicano al regolatore la quantità di miscela alla combustione. Il regolatore

è quindi in grado di modulare tramite una valvola motorizzata la quantità d’aria in ingresso

per mantenere una finestra Lambda compresa tra 1,7 e 1,6, dove le concentrazioni

inquinanti sono ridotte al minimo. Per rendere idoneo il motore alla combustione magra

secondo il sistema sopra descritto sono state date una configurazione funzionale della

camera di combustione e del cielo del pistone, un sistema di accensione particolarmente

efficiente e candele appositamente studiate e un circuito di raffreddamento della miscela di

combustione particolare.

6.1.3.2.2 Il sistema di abbattimento delle emissioni di monossido di carbonio

Il catalizzatore ossidante riduce l’ossido di carbonio (CO). La superficie attiva catalitica è

composta da y-Allumina (y - AL2O3) impregnata con platino e palladio.

Fig. 40 - Superficie attiva catalitica composta da y-Allunina impregnata con platino e palladio.

L’y-Allumina impregnata viene depositata, tramite uno speciale procedimento, su di un

supporto metallico a nido d’ape. Le sostanze nocive (CO, HC) contenute nei gas di scarico

reagiscono chimicamente all’interno del supporto impregnato, trasformandosi in sostanze

innocue (anidride carbonica e vapore acqueo).

Per quanto riguarda l’ossido di carbonio (CO) il catalizzatore DC assicura ottimi

abbattimenti (superiore al 50%). La reazione catalitica viene agevolata dalla temperatura.


Il catalizzatore DC funziona correttamente quando la temperatura dei gas di scarico si

mantiene superiore ai 300°C, condizione soddisfatta dal fatto che i gas di scarico si

manterranno in un intervallo compreso tra 420 °C e 550 °C.

La temperatura non deve però superare i 732°C per lungo tempo, fattore assicurato dal

fatto che la temperatura dei gas di scarico, anche a carico parzializzato non supera i 550 °C.

La sua durata è prevista in ca. 3000 (a condizione che la concentrazione di H2S presente nel

biogas sia inferiore a 200 ppm) ore a pieno carico ed è funzione delle sostanze inquinanti

presenti nel gas. Qualora sussistano condizioni particolari per il mancato contenimento

delle emissioni inquinanti, es. regolazione Leanox in avaria, il quadro di comando del

modulo di cogenerazione le indica istantaneamente tramite display alfanumerico ed è in

grado di fermare l'impianto. Il campionamento delle sostanze inquinanti avviene tramite

tronchetto filettato normalizzato montato sulla linea fumi.

Ad ogni intervallo di manutenzione i tecnici verificano l'efficienza del catalizzatore e

qualora le emissioni tendano ad avvicinarsi ai valori limite viene sostituito. In ogni caso il

calo di efficienza è molto lento e graduale e rimane sempre il tempo per una sostituzione.

Il Dispositivo è sovradimensionato rispetto ai valori prescritti dalla legge, in quanto si

prevede nel tempo una continua diminuzione di efficienza; così facendo si garantisce che il

cogeneratore possegga un sistema di abbattimento del CO efficace e più duraturo.

Ad ogni intervallo di manutenzione i tecnici verificano l'efficienza del catalizzatore e

qualora le emissioni tendano ad avvicinarsi ai valori limite viene sostituito. In ogni caso il

calo di efficienza è molto lento e graduale e rimane sempre il tempo per una sostituzione.

La sostituzione è prevista ogni ca. 10.000 ore a pieno carico e comunque in funzione

delle sostanze inquinanti presenti nel gas. Qualora sussistano condizioni particolari per il

mancato contenimento delle emissioni inquinanti, es. regolazione Leanox in avaria, il

quadro di comando del modulo di cogenerazione le indica istantaneamente tramite display

alfanumerico ed è in grado di fermare l'impianto. Viene inoltre monitorata in continuo la

temperatura a monte e a valle del catalizzatore per fermare il motore qualora sussistano le

condizioni di danneggiamento o scarsa efficienza del medesimo.


6.1.4 EMISSIONI IN ATMOSFERA TORCIA DI EMERGENZA

Nei casi di sovraproduzione di biogas, fermi macchina per la manutenzione o emergenza, il

biogas non utilizzabile dal cogeneratore verrà inviato alla torcia di sicurezza dove avrà luogo

una combustione controllata.

La camera di combustione, di tipo cilindrico, sarà realizzata da lamiera in acciaio completa

di elementi strutturali di supporto, con relative piastre di base. La camera sarà rivestita

internamente con materassino in fibra ceramica idoneo per sopportare temperature sino a

oltre 1200° C. La combustione avverrà ad una temperatura di 800°C, come da Scheda

Tecnica Ecogas allegata alla presente.

Si sottolinea che, nel caso in esame, la torcia di emergenza risulta soggetta al

provvedimento di Autorizzazione alle Emissioni in Atmosfera ai sensi del D.Lgs. 152/2006,

come modificato dal D.Lgs. 128/2010 in quanto l’istruttoria per tale autorizzazione è stata

avviata prima della data di entrata in vigore del D.P.R. n. 59/2013 (regolamento recante la

disciplina dell’Autorizzazione Unica Ambientale, a norma dell’art. 23 del D.L. n. 5/2012,

convertito con modificazioni dalla L. n. 35/2012).

6.1.5 EMISSIONI STOCCAGGIO DIGESTATO LIQUIDO (CD. “CHIARIFICATO”)

L’impianto di progetto produce una quantità di digestato liquido pari a 14.58 t/g

Il chiarificato, dalle ottime caratteristiche fertilizzanti, verrà stoccato all’interno della

vasca di stoccaggio finale, per un volume complessivo di accumulo netto pari a 2.205 m3. Il

tempo di permanenza del liquame è pertanto superiore al valore di rispetto dei limiti

normativi nazionali fissati per gli impianti che hanno a disposizione terreni posti in zone

ordinarie (120 giorni).

Infatti:

Tempo di ritenzione = 2.205 m3/14,57 (m3/g)=151 g > 120 g

Relativamente all’emissione di cattivi odori si precisa che la sostanza organica degli

effluenti, responsabile principale delle emissioni odorigene, viene completamente


mineralizzata durante il processo di digestione anaerobica. Si ritiene pertanto che tale fase

di stoccaggio del digestato non provochi problemi di emissioni odorigene.

6.1.6 EEMISSIONI STOCCAGGIO DIGESTATO PALABILE

In base alle caratteristiche di tale materiale, stabilizzato nel processo di digestione

anaerobica non sono prevedibili emissioni significative di polveri (materiale ad umidità

incompatibili con emissioni polverose) di ammoniaca ed odori.

6.1.7 RISCHI DI EMISSIONI DI RADIAZIONI IONIZZANTI E NON IONIZZANTI E INQUINAMENTO TERMICO

L’impianto biogas in progetto non porterà ad alcun problema d’inquinamento da

radiazioni ionizzanti e non ionizzanti.

Il centro zootecnico non produrrà inquinamento termico significativo, dato che il calore

in uscita dall’impianto di cogenerazione verrà recuperato e utilizzato per riscaldare il

fermentatore.

6.1.8 RISCHIO INCENDIO

Per l’impianto si rispetteranno le indicazioni dei VVFF, in particolare creando una vasca

di accumulo d’acqua sufficiente ad alimentare la rete idrica dell’area e la presenza di una

pompa diesel in grado di azionare l’impianto anche in mancanza di energia elettrica.

6.1.9 RISCHIO DI IMPATTO SU VEGETAZIONE, FLORA E FAUNA, ECOSISTEMA

La realizzazione dell’impianto non può avere impatto negativo di qualche significatività

su flora e fauna, dato che l’area è contigua all’azienda zootecnica.

6.1.10 RISCHIO DI IMPATTO PAESAGGISTICO

Da quanto esposto al paragrafo "Conformità ai piani e programmi urbanistici e

ambientali” non emergono rischi d’impatto paesaggistico.


6.1.11 RISCHIO DI IMPATTO SUL PATRIMONIO NATURALE E STORICO

Le stesse motivazione addotte al punto precedente sono riferibili anche per questo. Non

si ritiene che possano sussistere problemi nel merito.

6.2 VERIFICA PARAMETRI ALLEGATO V ART. 20 D.LGS 152/2006

1 Caratteristiche del progetto

Dimensioni del progetto La dimensione del progetto descritta

presuppone un impatto ambientale di modesta

entità che aggiunge un blocco funzionale nei

processi di allevamento esistente “chiudendo in

maniera virtuosa il cerchio” della gestione degli

effluenti zootecnici.

Cumulo con altri progetti In zona entro la distanza di km:

3 km: 0 impianti

5 km: 0 impianti

10 km: 1 impianto in fase di

autorizzazione nello stesso comune di

Genzano di Lucania.

Utilizzazione delle risorse

naturali

L’impianto occupa complessivamente circa

1.500 m2 di suolo il cui utilizzo è limitato alla

durata di vita dell’impianto.

Si utilizzeranno prevalentemente (70% in peso

delle biomasse per l’alimentazione dell’impianto)

le risorse oggi in uso: gli effluenti zootecnici

prodotti dall’allevamento esistente.

Il restante 30% sarà dato da silotriticale e siero

di latte.

Produzione di rifiuti L’impianto in progetto non produce rifiuti,

salvo quelli definibili speciali quali:

olio motore esausto che verrà gestito


dalla Ditta incaricata della gestione del

cogeneratore;

batterie motore gestite da ditta

autorizzata.

Nella fase di cantiere si gestirà la raccolta dei

rifiuti da cantiere affidando tale incarico

all’impresa edile appaltante.

Terre e rocce di scavo saranno gestite nel

rispetto della normativa vigente e possibilmente

utilizzati come sottoprodotti ai sensi dell’art.18 bis

D.Lgs. 152 del 2006.

Inquinamento e disturbi

alimentari

Le possibili cause d’inquinamento di terreno e

falde acquifere sono prevenute con l’adozione di

rigorose scelte progettuali e dal rispetto della

Normativa di gestione del digestato trattato quale

refluo zootecnico.

Rischio d’incidenti, per

quanto riguarda, in particolare, le

sostanze o le tecnologie

utilizzate.

1. Rischio di sovra-produzione di gas: è stata

prevista l’installazione di una torcia di

emergenza.

2. Rischi elettrici: prevenuti da messe a terra ed

applicazione delle normative di sicurezza di

settore.

3. Lacerazione del gasometro con possibile

fuoriuscita di gas: l’area d’impianto sarà

soggetta alle normative di settore con divieto

di utilizzo di fiamme libere e telefoni cellulari.

2 Localizzazione del progetto

In relazione all’ utilizzazione

attuale del territorio.

L’impianto sarà inserito in un’azienda agricola

che utilizza matrici agricole.

L’intervento in progetto inserisce un’attività,

prima non esistente, in una filiera interna


utilizzando un sottoprodotto del ciclo di

allevamento e prodotti agricoli (silotriticale) in

minima quantità.

In relazione a ricchezza

relativa, della qualità e capacità

di rigenerazione delle risorse

naturali della zona.

Il tessuto sociale dell’area in cui si va ad

intervenire è in larga parte agricola

Si produrrà energia elettrica e termica da

sottoprodotti (effluenti zootecnici e siero di latte)

e da prodotti agricoli rinnovabili (silotriticale).

Si sottolinea che tali prodotti agricoli sono

costituiti da colture di secondo raccolto già ad

oggi condotte dall’azienda.

Sotto il profilo della normale attività, si

prevede un maggiore apporto di sostanza

organica sui suoli nettamente superiore per

profilo qualitativo rispetto all’effluente zootecnico

tal quale. Ciò migliorerà i parametri di fertilità del

suolo.

In relazione a capacità di

carico dell'ambiente naturale,

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; 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

ambientale fissati dalla

legislazione comunitaria sono già

stati superati; g) zone a forte

L’ambiente dell’area d’intervento è un

ambiente antropizzato dall’attività agricola.

Per quanto riguarda la capacità di carico di

ambienti naturali si specifica che l’intervento:

1. NON riguarda aree comprese ai punti a),

b), c), d), e), f), g), h),

2. NON recherà danni a colture ed attività di

cui al comma 1 del D.Lgs 18 maggio 2001

n°228, né utilizzerà rifiuti (comma 2).


densità demografica; h) zone di

importanza storica, culturale o

archeologica; i) territori con

produzioni agricole di particolare

qualità e tipicità di cui all' art 21

del D.Lgs 18 maggio 2001, n°

228.

3 Caratteristiche dell’impatto potenziale

In relazione alla portata

dell’impianto (area geografica e

densità di popolazione

interessata)

Nessun impatto avvertibile per eventi di

malfunzionamento, evento calamitoso o

sabotaggio fuori dall’area dell’impianto.

L’eventuale dispersione di biogas dovuta a rotture

del gasometro non avrebbe effetti a distanza.

In relazione alla natura

transfrontaliera dell’impatto

Nessuno.

In relazione all’ordine di

grandezza

Si tratta di un impianto che non raggiunge il 2%

della soglia precedentemente fissata dal D. Lgs

152 del 2006 per li impianti di produzione di

energia.

In relazione alla complessità

dell’impatto

Non si tratta di un impianto complesso e le

possibili ricadute d’impatto non sono

particolarmente articolate.

Si è infatti all’interno di un’azienda agricola

esistente, che non andrà a modificare né

l’estensione delle coltivazioni né la loro tipologia.

Un evento legato al mafunzionamento, ad un

imprevisto, ad un evento calamitoso o ad un atto

di sabotaggio non avrebbe conseguenze fuori

dall’area d’impianto.

In relazione alla probabilità

dell’impatto.

I principali impatti ambientali, relativi alle

matrici aria e rumore, sono conseguenza diretta

delle attività svolta nell’impianto ma sono impatti


molto probabili che, come esposto in precedenza,

non produrranno conseguenze significative

sull’ambiente.

In relazione alla durata,

frequenza e reversibilità

dell’impatto

La durata degli impatti è prevalentemente

costante per le emissioni in atmosfera che sono

reversibili, in quanto connessi direttamente al

funzionamento dell’impianto, il cui arresto

produrrà la cessazione pressoché immediata degli

effetti di cui ai punti precedenti.


CONCLUSIONI

CONSIDERATA L’UBICAZIONE DEL SITO E LA QUALITÀ DEL PROGETTO SI VALUTA CHE

L’IMPIANTO BIOGAS IN PROGETTO POSSA ESSERE SOSTENIBILE DA UN PUNTO DI VISTA

AMBIENTALE.

COMUNE DI GENZANO DI LUCANIAvalutazioneambientale.regione.basilicata.it/...Screening ambientale...

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