REALIZZAZIONE DI SERRE CON IMPIANTI FOTOVOLTAICI ... · La superficie coperta prevista nei progetti...

SINTESI NON TECNICA PER LAREALIZZAZIONE DI SERRE CON IMPIANTI FOTOVOLTAICI TOTALMENTE INTEGRATI

– LOC. “MONTRIGU ABILE e SA PALA E SU CHERCU” – NORAGUGUME (NU)A cura di: Dott. Ing. Elizabeth Rijo

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N O R A G U G U M E S . R . L .V I A S . E L E N A N 2 2 , S A D A L I 0 8 0 3 0 ( C A )

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Sommario1 PREMESSA......................................................................................................................................42.CRITERI DEI QUALI SI E’ TENUTO CONTO PER IL PRESENTE STUDIO ...........................6

2.1. Fattori di pressione che sono stati presi in considerazione ........................................................73. PRESENTAZIONE INTRODUTTIVA DEL PROGETTO............................................................8

3.1 Descrizione sintetica del progetto................................................................................................84. DESCRIZIONE SINTETICA SULL’IMPOSTAZIONE DELLA PROCEDURA DELLOSTUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE E DEL PROCEDIMENTO UNICO 387...........................95 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO, NORMATIVO, PIANIFICATORIO EVINCOLISTICO................................................................................................................................11

5.1 Inquadramento territoriale del progetto .....................................................................................115.2 Normativa di riferimento ...........................................................................................................11

5.2.1. Norme di riferimento specifico e generale .....................................................................135.2.2. Inquadramento territoriale .......................................................................................145.2.3. L’inquadramento programmatico ............................................................................16

5.3 Descrizione di inquadramento pianificatorio e vincolistico ........................................................195.4 Il Piano Paesaggistico Regionale ...............................................................................................24

6. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE........................................................................266.1 Tecnologia e principi di funzionamento .....................................................................................266.2 Descrizione del progetto ............................................................................................................27

6.2.1 Caratteristiche del progetto..............................................................................................286.2.2. Le serre ( Struttura di appoggio dei moduli)..................................................................29

6.3. Inverter .....................................................................................................................................306.3.1. Criteri di scelta dell’inverter ...........................................................................................306.3.2. Caratteristiche principali ................................................................................................316.3.3. Campo di funzionamento e configurazione ...................................................................356.3.4. Interfaccia comunicazioni e sistema di supervisione ....................................................366.3.5 Disposizione dei moduli per evitare fenomeni di ombreggiamento (secondo norma CEI82-25) .........................................................................................................................................386.3.6. Recinzione delle cabine...................................................................................................39

6.4 Impianto elettrico.......................................................................................................................396.4.1. Soluzioni Impiantistiche .................................................................................................396.4.2. Protezione da sovraccarichi, corto circuiti e contatti indiretti ......................................406.4.3. Cavi e condutture ............................................................................................................416.4.4. Quadri elettrici ................................................................................................................426.4.5. Posa dei cavi ....................................................................................................................426.4.6. Connessione alla rete ......................................................................................................42

7. INTERVENTI DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE DEGLI IMPATTI...........................438. CANTIERIZZAZIONE DELL’OPERA........................................................................................43

8.1 Cantierizzazione area di intervento per le serre-fotovoltaiche ....................................................438.1.1 Pianificazione generale del processo di cantierizzazione ...............................................438.1.2. Il cronoprogramma .........................................................................................................448.1.3. Il lay-out dell’area di cantiere ........................................................................................458.1.4. Bilancio dei materiali di risulta ......................................................................................458.1.5. Impatti e mitigazioni nella fase di cantiere ....................................................................45

8.2. Produzione rifiuti ......................................................................................................................47



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8.3. Esiti del quadro progettuale ......................................................................................................489. QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE ..........................................................................48

9.1. Lineamenti generali e specifici..................................................................................................489.2. Fattori ambientali ......................................................................................................................49

9.2.1. Aspetti ambientali e urbanistici ......................................................................................499.3. Suolo, sottosuolo ed ambiente idrico........................................................................................49

9.3.1. Aree oggetto degli interventi ...........................................................................................499.3.2. caratteristiche dei suoli ...................................................................................................509.3.3. Atmosfera.........................................................................................................................509.3.4. Habitat, vegetazione, flora, fauna e specie presenti ......................................................509.3.5. Paesaggio.........................................................................................................................529.3.6. Salute pubblica ................................................................................................................539.3.7. Rumore e vibrazioni ........................................................................................................53

10. QUADRO DELLA SOSTENIBILITA’.......................................................................................5310.1. Individuazione degli impatti critici sull’ambiente .....................................................................5310.2. Impatti dei campi elettromagnetici ...................................................................................54

10.2.1. Linee interrate in MT, in cavo cordato ad elica...........................................................5410.3. Suolo, sottosuolo e ambiente idrico........................................................................................55

10.3.1. Atmosfera.......................................................................................................................5510.3.2. Habitat, vegetazione, flora, fauna e specie presenti ....................................................5510.3.3. Paesaggio.......................................................................................................................5610.3.4. Salute pubblica ..............................................................................................................5710.3.5. Rumore e vibrazioni ......................................................................................................57

11. IMPATTI PER IL SISTEMA INSEDIATIVO, LE CONDIZIONI SOCIO-ECONOMICHE EDI BENI MATERIALI .........................................................................................................................57

11.1.Valutazioni specifiche ..............................................................................................................5812. PIANO DI MONITORAGGIO AMBIENTALE E DISMISSIONE DEL SITO ........................59

12.1. Sistema di monitoraggio impianto...........................................................................................5912.2. Descrizione delle modalità di dismissione degli impianti........................................................6012.3. Organizzazione del cantiere ....................................................................................................6212.4. Dismissione impianto fotovoltaico ..........................................................................................62

12.4.1. Smontaggio e rimozione moduli ...................................................................................6212.4.2. Demolizione e smontaggio cabine ................................................................................6312.4.3. Smantellamento Impianto elettrico ..............................................................................63

12.5 Dismissione Serre....................................................................................................................6412.5.1. Smontaggio e rimozione serre ......................................................................................6412.5.2. Rimozione della recinzione ...........................................................................................64

12.6. Ripristino dell'area ..................................................................................................................6512.6.1. Risistemazione delle aree occupate dall'impianto .......................................................6512.6.2. Ripristino della pavimentazione stradale .....................................................................6512.6.3. Interventi di sistemazione a verde.................................................................................65

13. PIANO DI MONITORAGGIO AMBIENTALE E DISMISSIONE DEL SITO ........................6613.1. Sistema di monitoraggio impianto...........................................................................................6613.2. Descrizione delle modalità di dismissione degli impianti........................................................6613.3.Organizzazione del cantiere .....................................................................................................6913.4. Dismissione impianto fotovoltaico ..........................................................................................69

13.4.1 Smontaggio e rimozione moduli ....................................................................................6913.4.3. Demolizione e smontaggio cabine ................................................................................70



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13.4.4. Smantellamento Impianto elettrico ..............................................................................7113.4.5. Dismissione Serre..........................................................................................................7113.4.6. Rimozione della recinzione ...........................................................................................7213.4.7. Ripristino dell'area........................................................................................................7213.4.8. Ripristino della pavimentazione stradale .....................................................................7313.4.9. Interventi di sistemazione a verde.................................................................................73

14. CONSIDERAZIONI FINALI......................................................................................................7415. ALLEGATI..................................................................................................................................74



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1 PREMESSA

Il presente Studio di Impatto Ambientale accompagna i progetti definitivi di quattro impianti fotovoltaici su serre

totalmente integrati architettonicamente della potenza complessiva pari a 21,87 MWp presso le località ““Montrigu

Abile e Sa Pala e Su Chercu nel territorio comunale di Noragugume (NU) su area agricola. Gli interventi sono

distinte in catasto al Foglio 17 mappali: 13; 14; 66, 70, 100, 104, 110 e 23, 32, 72, 102, 106;108.

Così come previsto dalla normativa vigente (D.P.R.G. 3 agosto 1994 – Direttive per le zone agricole) le serre fisse

sono ammesse nei limiti di un rapporto di copertura del 50% del fondo sul quale insistono (superficie del fondo: Ha

87.35.89.). La superficie coperta prevista nei progetti per le serre fisse è pari a 320.695,20mq (n° 270 moduli serra x

1187,76 mq). Le serre saranno del tipo a doppia falda, entrambe con inclinazione di 25° rispetto all’orizzontale. Sulla

falda esposta a sud saranno totalmente integrati architettonicamente moduli fotovoltaici in silicio policristallino,

secondo le modalità di riconoscimento riportate nel DM 19.02.2007.

I recenti dispositivi legislativi a carattere nazionale premiano iniziative nel settore dell’energia solare ed, in particolare,

dell’energia solare fotovoltaica attraverso un supporto economico in forma di incentivi all’energia elettrica prodotta da

fonte solare fotovoltaica, rendendo le iniziative, come quella in questione, anche di interessante redditività economica.

Il Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare,

con il decreto del 19 Febbraio 2007, ha difatti istituito i criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica

mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, incaricando l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas di definire

le modalità e le tempistiche secondo le quali il gestore di rete comunica il punto di consegna ed esegue la

connessione dell'impianto alla rete elettrica, nonché le modalità, i tempi e le condizioni per l'erogazione delle tariffe

incentivanti.

L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), con apposita delibera n. 188/05 del 14 Settembre 2005, integrata

dalla delibera n. 40/06 del 24 Febbraio 2006 con dalla delibera n. 260/06 del 28 novembre 2006, ha incaricato il

Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, quale soggetto attuatore per l’assegnazione e l’erogazione delle tariffe

incentivanti. L’AEEG con delibera n. 281/05 del 19 dicembre 2005, modificata con le delibere n. 28/06 del 10 febbraio

2006 e n. 100/06 del 24 maggio 2006, ha fissato le condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti

elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV. Infine, l’AEEG con delibera n. 88/07 dell’11 Aprile 2007 ha

definito le disposizioni in materia di misura dell’energia prodotta da impianti di generazione e, con delibera n. 90/07



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dell’11 Aprile 2007 ha dato attuazione al decreto del 19 Febbraio 2007.

La società Noragugume srl ha disposto di procedere alla progettazione e all’esecuzione delle opere necessarie per la

realizzazione di quattro impianti fotovoltaici che hanno complessivamente 21,87 MWp nelle località “Montrigu Abile

e Sa Pala e Su Chercu , nel comune di Noragugume (NU) (censito al foglio 17, mappali: 13, 14, 66, 70, 100, 104,

110 23, 32, 72, 102,106 e 108 ), di inoltrare richiesta di connessione al gestore della rete di distribuzione e,

successivamente all’entrata in servizio dell’impianto, di inoltrare al soggetto attuatore la richiesta di concessione della

pertinente tariffa incentivante. L’energia prodotta dall’impianto sarà ceduta alla rete elettrica di distribuzione in AT, in

base alle condizioni definite dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e le prescrizioni redatte dalla società TERNA.

Con la L.R n°3 del 07/08/2009, fino all’approvazione del Piano energetico ambientale regionale (P.E.A.R.S.),

l’Autorità procedente, competente al rilascio dell’autorizzazione unica per la costruzione e l’esercizio degli impianti di

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, è la Regione Autonoma della Sardegna. La delibera n° 25/40 del

01/07/2010 designa la competenza al rilascio dell’autorizzazione unica all’Assessorato all’Agricoltura.

Tali interventi ricadono all’interno di una Zona di Protezione Speciale ( ZPS ) - ITB023051 ALTOPIANO DI ABASANTA -

caratterizzazione che genera l’applicazione della procedura di Valutazione di Impatto Ambientale ( V.I.A ) e la

Valutazione di Incidenza Ambientale ( V.Inc. A ). Lo stesso D. Lgs. 152/06 ha inoltre attribuito agli impianti energetici

da fonti rinnovabili, la caratterizzazione di pubblica utilità, generando così il riconoscimento di autorizzazione alla

costruzione ed esercizio ai procedimenti S.I.A., svolti con il concorso di tutti i pareri ed atti autorizzativi delle

Amministrazioni interessate.

Per la redazione del presente Studio di Impatto Ambientale è stato fatto riferimento al D.P.C.M n° 377 del 27/12/1988

che definisce le opere da sottoporre a procedura di VIA nazionale e le modalità ed alla delibera regionale 24/23 del

23 aprile 2008.

Lo S.I.A., facendo riferimento alla normativa nazionale, ripercorre la struttura metodologica definita rispettivamente

dagli articoli 3, 4 e 5 del DPCM n. 377/1988, ovvero secondo i tre quadri di riferimento: programmatico, progettuale ed

ambientale.

L’allaccio alla rete di distribuzione non è oggetto del presente procedimento, in quanto le pratiche autorizzative

saranno gestite da TERNA, come dichiarato in fase di accettazione dell’STMG.

L’impianto fotovoltaico verrà collegato alla rete elettrica e l’energia prodotta sarà immessa in rete. Una volta

realizzato, l’impianto consentirà di conseguire i seguenti risultati:

1. immissione nella rete dell’energia prodotta tramite fonti rinnovabili quali l’energia solare;



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2. impatto ambientale locale nullo, in relazione alla totale assenza di emissioni inquinanti e

di rumore contribuendo così alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti in

accordo con quanto ratificato a livello nazionale all’interno del Protocollo di Kyoto.

Sotto il profilo del risparmio di emissioni di gas-serra, l’impianto fotovoltaico

consente di risparmiare 0,53 kg di CO2 per ogni kWh prodotto se confrontato con

un moderno impianto a ciclo combinato funzionante a gas metano, per arrivare a

0,78 kg di CO2/kWh prodotto se il confronto viene fatto con un impianto

termoelettrico tradizionale a olio combustibile e 0,95 kg di CO2/kWh prodotto nel

caso di impianti di produzione alimentati a carbone;

3. La realizzazione di queste opere consentirà una maggior fruibilità dell’ area.

2.CRITERI DEI QUALI SI E’ TENUTO CONTO PER IL PRESENTE STUDIO

la compatibilità con gli strumenti pianificatori esistenti generali e settoriali;

la coerenza con le esigenze di fabbisogno energetico e dello sviluppo produttivo

regionale e locale;

la coerenza con la diversificazione dell'approvvigionamento energetico;

il grado di innovazione tecnologica;

l’utilizzo delle migliori tecnologie ai fini energetici ed ambientali con particolare riguardo

alle emissioni;

la minimizzazione dei costi di trasporto dell'energia e di quelli connessi con l'impatto

ambientale;

la completezza e l'affidabilità delle modalità previste dal D. Lgs n. 79/99 relativamente

all’obbligo di sfruttamento delle fonti rinnovabili per la produzione di nuova energia.

Relativamente poi all'adeguatezza della collocazione e della coerenza territoriale si è approfondito il tema delle

criticità ambientali esistenti e di quelle introdotte o presumibilmente introducibili a seguito dell’ esecuzione delle opere

progettate.

Le componenti ambientali generalizzate che sono state considerate sono in accordo con le raccomandazioni e le

prescrizioni del Legislatore Comunitario e Nazionale. Secondo quanto si evince dalle norme sono state quindi prese

in considerazione:

ambiente atmosferico;

ambiente idrico superficiale e sotterraneo;

suolo;



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territorio;

paesaggio;

flora e vegetazione;

fauna;

sistema antropico ed antropizzato (società e sistemi produttivi);

sistema energetico;

salute della popolazione.

2.1. Fattori di pressione che sono stati presi in considerazione

emissioni in atmosfera (comprendenti anche la produzione di odori molesti);

utilizzazione di sostanze chimiche;

utilizzazione delle acque e di altre risorse naturali;

contaminazione del suolo e del sottosuolo;

scarichi di reflui;

produzione di rifiuti;

produzione di rumori e vibrazioni;

alterazioni visive e del paesaggio;

consumi e fabbisogni di energia;

destinazione d'uso del suolo.

A questi sono stati aggiunti:

interazione con la fauna (disturbo recato alle popolazioni esistenti di tipo stanziale o

occasionalmente e/o stagionalmente gravitanti sull'area di interesse);

interazione con la vegetazione e la flora (disturbo arrecato alle specie esistenti e

variazione alla loro distribuzione);

alterazioni della superficie topografica;

alterazione del suolo e del drenaggio superficiale;

variazione della fruibilità dell'area.

Nel sistema di gestione ambientale posto a base dello sviluppo dei progetti in referenza, sono state prese in

considerazione anche le caratteristiche della componente paesaggistica e socioeconomica che, pur essendo in

genere di incerta definizione e rappresentazione quantitativa, tuttavia non possono essere trascurate. L’obiettivo di

pubblica utilità che si mira a conseguire è quello di bonificare l'ambiente specifico garantendo, nel contempo, lo

sviluppo territoriale, sociale ed economico compatibile e sostenibile.



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Nel territorio oggetto degli interventi l’unico vincolo esistente di natura ambientale è quello delle Zone Di Protezione

Speciale (ZPS).

La mancanza in letteratura, quanto in bibliografia, di Studi Ambientali specifici per il settore fotovoltaico, ha suggerito

di impostare il presente studio in termini analitici, partendo dall'identificazione dell'area e valutazione della massima

potenzialità teorica di sviluppo fotovoltaico. Successivamente sono stati valutatati accuratamente i potenziali impatti

della centrale fotovoltaica nella sua configurazione teorica di massima potenzialità. Infine sono state studiate tutte le

necessarie misure di mitigazione dei potenziali impatti. Qui di seguito si enuncia solo la ripartizione delle operazioni

condotte:

analisi ambientale generalizzata;

analisi delle sensibilità e delle vulnerabilità delle specie e degli ecosistemi;

analisi dell'impatto entro i limiti dell'area oggetto di intervento;

analisi dell'influenza che ha il progetto con le aree limitrofe.

3. PRESENTAZIONE INTRODUTTIVA DEL PROGETTO

3.1 Descrizione sintetica del progetto

Il progetto prevede la realizzazione di quattro impianti su serre totalmente integrati

architettonicamente della potenza complessiva pari a 21,87 MWp presso le località ““Montrigu Abile e Sa Pala e Su

Chercu nel territorio comunale di Noragugume (NU) su area agricola. Gli interventi sono distinte in catasto al Foglio

17 mappali: 13; 14; 66, 70, 100, 104, 110 e 23, 32, 72, 102, 108.

L'impianto funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione in Alta Tensione dell’Azienda di distribuzione locale.

L’impianto occuperà un fondo di superficie totale pari a Ha 87.35.89, di cui 32 circa insediati dalle serre-fotovoltaiche

e dalle infrastrutture tecniche necessarie alla conversione DC/AC della potenza generata dagli impianti e dalla sua

consegna al sistema di rete.

I progetti saranno suddivisi in quattro lotti:

lotto 1 ( da 6,48 MWp e con una superficie di 19.19.80 ha), ubicato nella località

Montrigu abile;

lotto 2 (2,43 MWp e con una superficie di 18.68.40 ha), ubicato nella località Montrigu

abile;

lotto 3 ( da 6,48 MWp e con una superficie di 21.62.99 ha), ubicato nella località Sa Pala



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e Su Cherccu;

lotto 4( da 6,48 MWp e con una superficie di 27.84.70 ha), ubicato nella località Sa Pala

e Su Cherccu; rientranti in area soggetta a vincolo (.ZPS)

Per sua natura, gli impianti fotovoltaici in se non richiedono presenza di personale di presidio, altro che per visite

saltuarie per il diserbo e/o per ispezioni allo stato di integrità delle apparecchiature. Mentre per le serre ci sarà il

personale addetto alle attività all’interno delle stesse.

4. DESCRIZIONE SINTETICA SULL’IMPOSTAZIONE DELLA PROCEDURADELLO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE E DEL PROCEDIMENTO UNICO387

Gli impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabile, oggetti dell’analisi del presente studio, è

regolamentato dal D. Lgs. 29 dicembre 2003, n.387 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione

dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità”.

Il decreto sopra citato rappresenta la normativa di riferimento nel settore delle energie rinnovabili, recependo la

normativa comunitaria, persegue il duplice obiettivo dell’ordinamento, di semplificare e snellire il procedimento

amministrativo e consentire una valutazione ottimale dell’impatto ambientale. L’Art. 12 del decreto, Razionalizzazione

e semplificazione delle procedure autorizzative, prevede una procedura definita Autorizzazione Unica, rilasciata dalla

regione o altro soggetto istituzionale delegato dalla regione, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela

dell'ambiente, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico.

L'autorizzazione e' rilasciata a seguito di un procedimento unico, al quale partecipano tutte le Amministrazioni

interessate, svolto nel rispetto dei principi di semplificazione; il rilascio dell'autorizzazione costituisce titolo a costruire

ed esercire.

I progetti oggetti del presente studio nella normativa di livello nazionale in materia di Valutazione di Impatto

Ambientale, D. Lgs. 152/06 “Testo unico ambientale” e s.m.i, rientrano nell’allegato IV in particolare nel punto 2.c)

Impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore ed acqua calda, ed è sottoposto quindi alla verifica

di assoggettabilità. Lo stesso D. Lgs. 152/06 ha inoltre attribuito agli impianti energetici da

fonti rinnovabili, la caratterizzazione di pubblica utilità, generando così il riconoscimento di autorizzazione alla

costruzione ed esercizio ai procedimenti SIA, svolti con il concorso di tutti i pareri ed atti autorizzativi delle

Amministrazioni interessate.

Nello spirito di iniziativa di pubblica utilità, inoltre, il D. Lgs. 387, all’Art. 12 comma 7 liberalizza la realizzazione di



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impianti da fonti rinnovabili, anche per aree agricole, in deroga ai piani urbanistici, fatto salvo che l’ubicazione tenga

conto “delle disposizioni in materia di sostegno del settore agricolo, con particolare riferimento alla valorizzazione

delle tradizioni agroalimentari locali, alla tutela della biodiversità, così come del patrimonio culturale e del paesaggio

rurale. A tal fine i pareri ed atti di assenso raccolti dagli Enti preposti, incluso il Comune dell’area, concorrono al

completamento del procedimento unico e consentono il rilascio dell’autorizzazione alla costruzione ed esercizio.

La presente relazione, pertanto, assolve sia le richieste del D. Lgs 152/06 s.m.i, sia quelle del procedimento unico

dettate dal D. Lgs 387, e, pur articolandosi secondo le linee guida regionali che ripercorrono lo SIA, riprende la

struttura metodologica definita rispettivamente dagli articoli 3, 4 e 5 del DPCM n° 377 del 27/12/1988, ovvero

secondo i tre quadri di riferimento:

1. programmatico,

2. progettuale;

3. ambientale, integrati dei capitoli relativi alla autorizzazione Unica:

1) Quadro di riferimento programmatico

Questa fase di studio è stata finalizzata a verificare la congruità dell’opera rispetto alla pianificazione urbanistica del

territorio e delle attività in esso insediate, a tutti i livelli di governo: nazionale, regionale, provinciale, comunale,

settoriale, ecc.

2) Quadro di riferimento progettuale

Il quadro progettuale analizza l’opera, al fine di documentare la natura dei servizi offerti, il valore qualitativo e

quantitativo delle risposte alle domande attese.

3) Quadro di riferimento ambientale

L’analisi dell’ambiente in questo quadro si articola sostanzialmente in due fasi, la prima descrittiva, così come

prescrive l’articolo 5 del DPCM, che elenca i fattori ambientali da studiare e più precisamente, le componenti naturali

e culturali, la seconda riconducibile agli aspetti più analitico-previsionali e pertanto alla valutazione delle interrelazioni

ed interazioni tra opera ed ambiente.

La seconda fase è da ritenersi la più delicata in quanto finalizzata alla stima dei fattori compromissivi e di impatto.

4) Quadro della sostenibilità

Il risultato finale dell’analisi condotta nella relazione è la valutazione della sostenibilità del progetto. In questa fase



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vengono quindi valutati secondo un’analisi qualitativa i diversi fattori di impatto e proposti eventuali interventi di

mitigazione.

5 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO, NORMATIVO,PIANIFICATORIO E VINCOLISTICO

5.1 Inquadramento territoriale del progetto

Per la definizione del quadro programmatico sono state considerate le normative regionali, nazionali e comunitarie

vigenti in materia di tutela ambientale e tutela del Paesaggio. E’ stata inoltre esaminata la coerenza programmatica

con gli indirizzi urbanistici posti dal P.U.C. e dal regolamento edilizio vigente del comune di Noragugume.

5.2 Normativa di riferimento

L’introduzione della procedura di VIA, seppure con modalità differenti nei vari Paesi, è stata dettata da numerose

motivazioni volte al conseguimento di un maggiore grado di tutela ambientale in relazione alla programmazione e

realizzazione degli interventi antropici sul territorio. Il progressivo degrado ambientale, la scarsa attenzione per gli

aspetti ambientali nei processi decisionali, la necessità di un maggiore coinvolgimento dell’opinione pubblica, la

considerazione che numerose scelte possono trovarsi in situazioni di immobilismo in assenza di rigorosi criteri

decisionali, hanno portato alla definizione ed adozione della VIA come strumento di analisi e valutazione preventiva

degli effetti indotti da un determinato progetto sull’ambiente.

Le procedure per la valutazione di impatto ambientale sono state introdotte per la prima volta negli Stati Uniti

attraverso il "National Environmental Policy Act" (NEPA) del 1969, cui sono seguiti successivi aggiornamenti. I

principali obiettivi della VIA individuati dal NEPA possono ritenersi, a tutt’oggi, sostanzialmente validi:

o assicurare che ogni generazione sia garante dell’ambiente nei riguardi delle generazioni

future;

o ottenere dall’ambiente il massimo beneficio, senza alterarne gli equilibri;

o preservare gli aspetti storici, culturali e naturali del territorio e salvaguardare, per quanto

possibile, la diversità delle scelte individuali;

o realizzare un equilibrio fra popolazione e uso delle risorse che permetta elevate

condizioni di vita e ampia ridistribuzione delle condizioni di benessere;

o favorire un crescente ricorso alle risorse rinnovabili e ricercare metodi e processi per il

riciclo delle risorse esauribili.

Tra i paesi europei la prima nazione a dotarsi di una normativa di VIA è stata la Francia. La legge francese sulla



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protezione della natura ("Loi sur la Protection de la Nature", n. 76/629, "Journal Officiel" del 13 Luglio 1976)

prevedeva l'obbligo di elaborare gli "études d'impact" per i lavori di "aménagement" ed i progetti che prevedibilmente

avranno un impatto significativo sull'ambiente.

La normativa italiana sulla VIA è relativamente recente ed in fase di continua evoluzione; ciò in relazione alla

necessità di tener conto, attraverso un periodico aggiornamento, dei requisiti tecnici, economici, sociali e di

accettabilità pubblica che debbono essere soddisfatti.

Il 27 giugno 1985 la Comunità Europea adotta la Direttiva n. 337 concernente la valutazione dell'impatto ambientale

di determinati progetti pubblici e privati; i principi fondamentali della direttiva sono i seguenti:

o in tutti i processi tecnici di programmazione e di decisione si deve tener subito conto

delle eventuali ripercussioni sull'ambiente e l'autorizzazione per la realizzazione di

tali iniziative va concessa solo previa valutazione delle loro probabili ripercussioni

sull'ambiente stesso;

o i progetti appartenenti a determinate classi debbono essere sottoposti per principio ad

una valutazione sistematica;

o la valutazione di impatto ambientale può essere integrata nelle procedure di

autorizzazione dei progetti negli stati membri.

L’Italia ha recepito la Direttiva CEE sulla valutazione di impatto ambientale attraverso l'emanazione del DPCM n. 377

del 10 agosto 1988 "Regolamentazione delle pronunce di compatibilità ambientale di cui all'art. 6 della legge 349

dell'8 luglio 1986, recante istituzione del Ministero dell'Ambiente e norme in materia di danno ambientale", cui ha fatto

seguito il DPCM del 27 dicembre 1988 "Norme tecniche per la redazione degli studi di impatto ambientale e la

formulazione del giudizio di compatibilità successivamente modificato e integrato (per talune categorie di opere) dal

DPR 2 settembre 1999, n. 348.

Il recente D.Lgs. n. 152/06 e ss.mm.ii. (c.d. Testo Unico Ambientale) ha riorganizzato ed integrato, infine, gran parte

della precedente normativa in materia ambientale. La Parte II di detto decreto, entrata in vigore dal 1 agosto 2007, in

particolare, è dedicata alle procedure di valutazione ambientale strategica (VAS), di valutazione d’impatto ambientale

(VIA) e di autorizzazione ambientale integrata (acronimo IPPC).

L’articolo 24 della suddetta legge disciplina la fase di consultazione del pubblico in sede di VIA, allungando il termine

da 45 a 60 giorni, mentre gli artt. 25 e 26 riformano le fasi istruttoria e decisoria del procedimento di VIA, allungando il

termine massimo per la conclusione del procedimento di VIA da 90 a 150 giorni (decorrenti dalla presentazione

dell’istanza da parte del proponente), salvo i casi di particolare complessità o di integrazione della documentazione,

per i quali il termine può essere prorogato. La previsione di poteri sostituivi, attivabili anche dall’interessato, in caso di



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inerzia dell’amministrazione, ha lo scopo di assicurare, per quanto possibile, tempi certi allo svolgimento della

procedura.

Si stabilisce, altresì, un termine di 5 anni dalla pubblicazione del provvedimento entro il quale i progetti devono essere

realizzati, pena la reiterazione del procedimento di VIA.

L’art. 28, infine, disciplina la fase di monitoraggio sulle opere approvate, sulle cui modalità di svolgimento dovrà

essere data opportuna indicazione nel provvedimento di valutazione dell’impatto ambientale.

5.2.1. Norme di riferimento specifico e generale

Lo Studio di Impatto Ambientale è stato redatto in attuazione del D. Lgs. 16 gennaio 2008, n. 4 “Ulteriori disposizioni

correttive ed integrative del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale”, articolo

20, allegati 4 e 5.

Norme e leggi regionali

o Il D.P.R. 12 aprile 1996 (oggi sostituito dalla Parte Seconda del D.Lgs. 152/06) affidava

alle Regioni ed alle Province Autonome il compito di disciplinare i contenuti e la

procedura di valutazione di impatto ambientale nonché di individuare, tra l’altro:

l’autorità competente in materia di valutazione di impatto ambientale;

l’organo tecnico competente allo svolgimento dell’istruttoria;

le eventuali deleghe agli enti locali per particolari tipologie progettuali;

le eventuali modalità, ulteriori rispetto a quelle indicate nel Decreto, per l’informazione e

la consultazione del pubblico.

o Il DPR 12.04.96 è stato recepito dalla Regione Autonoma della Sardegna in via

transitoria con l’art. 31 della Legge Regionale n. 1 del 18.01.99 pubblicata sul

BURAS il 19/01/99. Il predetto art. 31 individua nella Regione l’autorità competente

in materia di Valutazione di impatto ambientale e nell’assessorato della difesa

dell’ambiente l’organo tecnico competente all’istruttoria;

o Alla L.R. 1/99 sono seguite una serie di disposizioni normative orientate a dare piena

attuazione all’articolo 31 della suddetta legge attraverso la definizione di procedure

amministrative e tecniche ai fini dell’espletamento delle procedure Verifica e V.I.A..

o Nell’articolato quadro di norme che si sono succedute dal 1999 in ordine alla disciplina

regionale in materia di Valutazione di Impatto Ambientale, particolare rilevanza

assume la D.G.R. n. 5/11 del 15 febbraio 2005 che, nelle more di un’organica

definizione legislativa in materia e preso atto delle disfunzioni conseguenti alle

procedure in essere, delinea una riorganizzazione degli strumenti operativi e delle



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direttive per un rigoroso svolgimento delle procedure di verifica e valutazione di

impatto ambientale al fine di assicurare nel modo più adeguato la tutela dei beni

ambientali. A tale scopo la suddetta delibera prevede l’attuazione dei seguenti

provvedimenti:

o modifica delle procedure in vigore per l’attuazione dell’art. 31 della L.R. 01/99 e s.m.i al

fine di garantire una maggiore efficacia della V.I.A. sulla progettazione;

o costituzione, presso il servizio S.I.V.I.A., di un Ufficio Intersettoriale di Valutazione di

Impatto Ambientale, formato con personale dotato della necessaria professionalità

di base, al quale sono attribuite le funzioni di istruttoria tecnica.

o L’ultimo atto normativo regionale in materia di Valutazione di Impatto Ambientale e

Valutazione Ambientale Strategica è rappresentato dalla D.G.R. 24/23 del 23/04/08

nella quale sono recepiti i contenuti del D.Lgs. 4/2008. Con tale D.G.R. gli allegati A

e B della deliberazione n. 5/11 del 15 febbraio 2005, recanti la disciplina per

l’espletamento delle procedure di Verifica e VIA, hanno subito una opportuna

rivisitazione. Nell’allegato C alla D.G.R. 24/23, inoltre, sono state introdotte precise

disposizioni per l’attivazione delle procedure di valutazione ambientale strategica di

competenza regionale.

Nell’ambito delle suddette procedure, di particolare significato risultano le disposizioni per

consentire la semplificazione e il coordinamento dei vari procedimenti autorizzativi

con particolare riguardo al D.Lgs. n. 59/2005 relativo al rilascio dell’autorizzazione

Integrata ambientale. Per quanto attiene specificamente ai nuovi progetti

concernenti la realizzazione di impianti fotovoltaici, gli stessi devono essere, in via

ordinaria, obbligatoriamente sottoposti a procedura di Verifica di assoggettabilità a

VIA in quanto ascrivibili alla tipologia progettuale di cui all’Allegato B1 punto 2,

lettera c, della citata D.G.R. 24/23 (impianti industriali non termici per la produzione

di energia, vapore ed acqua calda).

5.2.2. Inquadramento territoriale

I terreni sui quali insediare le serre fotovoltaiche sono ubicati nel comune di Noragugume, nelle località Montrigu Abile

e Sa Pala e Su Chercu, le aree ricadono interamente in zona agricola, lontana da nuclei abitati e adiacenti all’

insediamento industriale di Ottana-.

Le aree di intervento sono raggiungibile percorrendo la strada provinciale 33 che da Noragugume conduce ad Ottana



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oppure la strada comunale che porta alla zona industriale di Ottana.La morfologia dell’area è in parte

semipianeggiante e in parte collinare, si presenta con una lieve pendenza verso sud e con lievi avvallamenti. E’

proprio questa morfologia uno degli elementi principali che lo rendono un sito ottimale in cui realizzare impianti di

questo tipo.

Non si rileva alcun tipo di vegetazione arborea né arbustiva ( se non qualche esemplare isolato), essendo l’area

ricoperta solamente da vegetazione a carattere erboso, ed i terreni non presentano alcun genere di copertura. Le

aree destinate ai progetti 1 e 2 ( rappresentati in fig. 1 ) attualmente sono incolte e l’unico utilizzo è rappresentato dal

pascolo che insiste su una piccola porzione delle aree. Mentre per quanto riguarda le aree destinate ai progetti 3 e 4 (

rappresentati in fig. 1 ) attualmente sono destinate a rimboschimento commerciale ed, inoltre non è presente nessun

tipo di pianta autoctono. Come sopracitato, i siti ricadono all’interno della Zona di Protezione Speciale (ZPS)

denominata Alto piano di Abasanta. Oltre alla ZPS non si riscontrano altri vincoli che gravino sui siti di intervento o

nell’area circostante, né particolari elementi importanti dal punto di vista conservativo, paesaggistico, storico, culturale

o agricolo, né aree sensibili quali aree residenziali, scuole, aree

ricreative.

Fig. 1. Rappresentazione della viabilità esistente (su base CTR) lasciare solo le strade



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5.2.3. L’inquadramento programmatico

Fig. 2. Immagine satellitare delle aree degli interventi lasciare solo le aree

Lo scopo del presente quadro programmatico è quello di fornire elementi sulle relazioni tra le opere progettate e gli

strumenti di pianificazione e programmazione territoriale esistenti.

La direttiva 2003/54/CE ha stabilito che le condizioni di connessione dei nuovi produttori di elettricità siano obiettive,

trasparenti e non discriminatorie, e che, in particolare, tengano pienamente conto dei costi e dei vantaggi delle

diverse tecnologie basate sulle fonti energetiche rinnovabili. L’Autorità ha regolato le condizioni procedurali,

economiche e tecniche per l’erogazione del servizio di connessione, distinguendo tra connessioni alle reti elettriche

con tensione nominale superiore ad 1 kV e connessioni alle reti elettriche con tensione nominale fino a 1 kV.

La seguente tabella evidenzia le deliberazioni dell’Autorità che regolamentano la connessione alla rete elettrica degli

impianti di produzione di energia elettrica.

Livello di tensione Condizioni procedurali edeconomiche

Regole tecniche di connessione

Trasmissione AAT/AT Delibera n. 281/05 Delibera n° 250/04Codice di rete - Tema

Distribuzione AT Delibera n. 281/05 Procedimento delibera n° 136/04Distribuzione MT Delibera n. 281/05 Procedimento delibera n° 136/04Distribuzione BT Delibera n. 89/07 Procedimento delibera n° 136/04

Tab.1 Delibere autorità che regolamentano la connessione alla rete elettrica degli impianti di produzione di energia elettrica.



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Con i provvedimenti richiamati l’Autorità, nel caso di connessioni in alta e media tensione, ha definito i principi sulla

base dei quali ciascun gestore di rete ha predisposto le modalità e le condizioni contrattuali per l’erogazione del

servizio di connessione alle reti elettriche. Le condizioni economiche sono aderenti ai costi effettivi; inoltre, i

provvedimenti in materia di connessioni prevedono condizioni semplificate e corrispettivi ridotti nel caso di impianti

alimentati da fonti rinnovabili, sulla base delle indicazioni di cui all’articolo 14 del decreto legislativo n° 387/2003.

La produzione di energia elettrica mediante combustibili fossili comporta, come a tutti ben noto, l'emissione di

sostanze inquinanti e di gas concorrenti alla produzione del cosiddetto effetto serra. Il livello delle emissioni dipende

dal combustibile e dalla tecnologia di combustione e dai sistemi di controllo dei fumi. I valori tipici, assunti in genere

come riferimento, delle principali emissioni associate in genere alla generazione elettrica sono i seguenti:

o CO2 (anidride carbonica): 536 g/kWh;

o SO2 (anidride solforosa): 1,4 g/kWh;

o NOx (ossidi di azoto): 1,9 g/kWh.

Tra questi gas, il più rilevante è l'anidride carbonica o biossido di carbonio, il cui progressivo incremento potrebbe

contribuire all'effetto serra e quindi causare rilevanti cambiamenti climatici. Gli NOx possono ritenersi legati a diverse

questioni attinenti alla salute umana (patologie di vario genere dell'apparato respiratorio) e allo stato delle chiome

della vegetazione ad alto fusto.

Gli ossidi dello zolfo, oltre ad essere causa di patologie negli uomini e negli animali, agiscono pesantemente sulle

produzioni agricole (diminuendo le rese per ettaro) e sulla vegetazione (riduzione della chioma e del fogliame). Il

danno ambientale conseguente alle emissioni si completa con l'azione svolta dalle deposizioni sulle strutture edificate

di vario genere. La generazione elettrica da fonte fotovoltaica consente di risparmiare le emissioni dette per ogni unità

energetica prodotta, in funzione della effettiva disponibilità della fonte di energia.

A livello nazionale è stato emanato il nuovo DM 19/02/07, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 23/02/2007, che è

subentrato ai precedenti DM del 28/07/2005 e del 6/02/2006 in materia di incentivazione dell’energia derivante da

fonte fotovoltaica. Il nuovo decreto è diventato di fatto operativo solo dopo la pubblicazione della delibera dell’AEGG

n. 90/07, avvenuta il 13/04/07, che ha definito le condizioni e le modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti.

Secondo le stime del GSE il 2007 è stato un anno decisivo per lo sviluppo del fotovoltaico in Italia. Oltre il 500% in più

in un anno, sono stati installati più impianti nel 2007 rispetto ai 25 anni precedenti. Il dato è confortante, ma, se

confrontato con quanto fatto negli altri Stati europei, 2,7 GW a fronte dei 12 spagnoli e degli oltre 20 tedeschi, rende

l'idea di quanto ancora c’è da fare per colmare il ritardo e centrare gli obiettivi di Kyoto e dell'Unione. In effetti l’Italia è

ferma a 60 MW installati nonostante il suo alto potenziale nel campo del fotovoltaico [GSE]. La potenza installata



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degli impianti fotovoltaici incentivati dal Nuovo Conto Energia ha raggiunto nel solo 2007, 20.279 kW su tutto il

territorio nazionale. Tale potenza si riferisce a 3.772 impianti entrati in esercizio da quando è attivo il meccanismo di

incentivazione dell’energia prodotta da fotovoltaico gestito dal GSE ai sensi del Nuovo Conto energia.

Per quanto concerne in particolare la Sardegna, è evidente, dalla tabella seguente, che la Regione, nonostante il

Nuovo Conto Energia, non sia tra i primi ad aver ricevuto un impulso significativo nella realizzazione di impianti

fotovoltaici, nonostante la posizione geografica favorevole per la loro realizzazione. Gli impianti installati nel 2007

sono 128 (quasi esclusivamente con potenze < 20 kW) a fronte di 3010 kW di potenza installata. Tutto quanto

esposto sopra riguardo al trend degli impianti fotovoltaici nel nostro Paese e più in particolare nella nostra Regione,

ha dato impulso al committente per la progettazione degli impianti fotovoltaici.

Tab.2 trend degli impianti fotovoltaici in Italia

Per quanto concerne più prettamente l’iter autorizzativo degli impianti fotovoltaici, bisogna precisare che a tal

proposito nell’ottica della semplificazione e razionalizzazione delle procedure autorizzative il D.Lgs. n. 387 del

29/12/2003, all’art. 12, stabilisce che la costruzione e l’esercizio degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, per i quali

è previsto il rilascio di qualche autorizzazione, sono soggetti ad una autorizzazione unica da rilasciarsi a seguito di un

procedimento della durata massima di 180 giorni, nel rispetto delle norme in materia ambientale, di tutela del

paesaggio e del patrimonio storico-artistico.

In merito agli aspetti autorizzativi, relativamente agli impianti fotovoltaici, il DM 19 febbraio 2007 precisa che:

o gli impianti di potenza non superiore a 20 kW e gli impianti parzialmente o totalmente



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integrati non sono considerati “industriali” e non sono quindi soggetti alla verifica

ambientale regionale (screening VIA), purché non ubicati in aree protette;

o qualora sia necessaria l’acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo comunque

denominato, l’acquisizione del predetto provvedimento sostituisce il procedimento

unico di cui all’art. 12 del D.Lgs 387/2003;

o per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione è sufficiente la

dichiarazione di inizio attività (DIA);

o per gli impianti da realizzarsi in aree classificate agricole, non è necessaria la variazione

di destinazione d’uso dei siti.

5.3 Descrizione di inquadramento pianificatorio e vincolistico

5.3.1. La convenzione internazionale di Ramsar sulle zone umide

In data 2 Febbraio 1971 è stata stipulata la “Convenzione relativa alle zone umide di importanza internazionale

soprattutto come Habitat degli uccelli acquatici” più comunemente nota come “Convenzione di Ramsar”; a tale

convenzione può aderire senza limiti di tempo qualsiasi membro dell’Organizzazione delle Nazioni Unite oppure di

una delle sue agenzie specializzate oppure dell’Agenzia internazionale sull’energia atomica oppure parte contraente

dello statuto della Corte Internazionale di Giustizia.

Nella Convenzione di Ramsar sono inserite trentotto zone umide italiane otto delle quali si trovano nel territorio sardo,

come evidenziate nella seguente tabella. Le aree degli interventi non rientrano nella Convenzione di Ramsar.

39 Stagno di S'Ena Arrubia

40

Peschiera di Corru s'Ittiri (con saline etratto di mareantistante), Stagno di S. Giovanni eMarceddi

41 Stagno di Cabras

42 Stagno di Mistras

43 Stagno di Molentargius

44 Stagno di Pauli Maiori

45 Stagno di Sale e' Porcus

46 Stagno di Cagliari (a.k.a. Santa Gilla)

Fig.3. Aree che rientrano nella convenzione di Ramsar



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5.3.2. La Direttiva 92/43/CEE “ HABITAT ”

L’obiettivo della Direttiva 92/43/CEE “ HABITAT ”, ai sensi dell’Articolo 2 della presente, è la salvaguardia della

biodiversità mediante la conservazione degli habitat naturali e seminaturali, nonché della flora e della fauna

selvatiche nel territorio dei paesi membri dell’Unione Europea.

Questa direttiva prevede di adottare misure volte a garantire il mantenimento o il ripristino, in uno stato di

conservazione soddisfacente, degli habitat naturali e delle specie di interesse comunitario.

Le misure adottate a norma della presente direttiva sono intese ad assicurare il mantenimento o il ripristino, in uno

stato di conservazione soddisfacente, degli habitat naturali e delle specie di fauna e flora selvatiche di interesse

comunitario, mediante l’individuazione di Siti di Interesse Comunitario.



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Fig.6. Carta tematica delle aree SIC in Sardegna

Gli interventi oggetto di studio non ricadono all’interno di aree SIC perimetrale ai sensi della Direttiva



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Comunitaria Habitat.

5.3.3. La Direttiva comunitaria 79/409/CEE “uccelli”

La Direttiva Comunitaria n. 409 del Consiglio delle Comunità Europee del 2 Aprile 1979 concerne la conservazione di

tutte le specie di uccelli viventi allo stato selvatico nel territorio europeo degli Stati membri al quale si applica il

trattato. Essa si prefigge la protezione, la gestione e la regolazione di tali specie e ne disciplina lo sfruttamento,

mediante l’individuazione di Zone di Protezione Speciale. Essa si applica agli uccelli, alle uova, ai nidi e agli habitat.

Lo scopo della direttiva è la conservazione di tutte le specie di uccelli viventi naturalmente allo stato selvatico nel

territorio dei paesi membri dell’Unione Europea.

L’individuazione di tali zone è stata sancita con Decreto del Ministero dell’ambiente del 03/04/2000 n° 65 e

successivamente ampliato con Deliberazione della Giunta Regionale della Sardegna n° 9/17 del 07/03/2007. L’area

oggetto dell’intervento ricade all’interno della ZPS (ZPS del sito: ITB023051 ALTOPIANO DI ABBASANTA )

individuata dalla su menzionata Delibera della Giunta Regionale della Sardegna.

Le seguenti immagini indicano le aree che rientrano nella ZPS in Sardegna e l’ingrandimento dell’area interessata

dai progetti oggetto di questo studio.



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Fig.4. Carta tematica delle aree ZPS in Sardegna



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Fig.5. Carta tematica dell’area interessata

La ZPS che interessa i progetti è denominata: ITB023051 ALTOPIANO DI ABBASANTA

5.4 Il Piano Paesaggistico Regionale

Così come evidenziato nella figura seguente, le aree di intervento ricadono per intero all’interno di una zona

classificata come “Aree ad utilizzazione agroforestale –colture arboree specializzate” (come da legenda PPR)



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Fig.7. Stralcio Carta Piano Paesaggistico Regionale



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6. QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE

6.1 Tecnologia e principi di funzionamento

Un impianto fotovoltaico è un impianto che consente di trasformare l’energia solare in energia elettrica. Tale

trasformazione avviene grazie allo sfruttamento della proprietà di alcuni materiali semiconduttori, tra cui il silicio, di

generare energia elettrica direttamente dalla radiazione del sole.

Il fenomeno fisico per il quale avviene la conversione della radiazione solare in energia elettrica è l’effetto

fotoelettrico, il fenomeno che si manifesta con l'emissione di particelle elettricamente cariche da parte di un corpo

esposto a onde luminose o a radiazioni elettromagnetiche. L’elemento base di un impianto fotovoltaico, in cui avviene

l’effetto fotoelettrico è la cella fotovoltaica. La cella fotovoltaica è costituita da un sottile strato, di circa tre decimi di

mm, di silicio. Tale strato viene trattato mediante un’operazione di “drogaggio”, che consiste nell’inserimento nella

struttura cristallina di atomi di tipo P (boro), e di atomi di tipo N (fosforo), al fine di ottenere correnti elettriche stabili

all’interno della cella.

Nella zona di contatto tra i due strati a diverso drogaggio (zona di svuotamento), quando la cella è esposta al sole, si

generano delle cariche elettriche, in misura tanto maggiore quanto più elevato è l’irraggiamento solare. Collegando la

cella con dei contatti elettrici ad un utilizzatore così si avrà un flusso di elettroni sotto forma di corrente elettrica

continua.

Viene aggiunto un rivestimento antiriflettente costituito dalla deposizione di uno strato sottile di ossido di titanio per

minimizzare la componente di radiazione solare riflessa.

L’impianto fotovoltaico si compone principalmente del generatore di energia elettrica e di uno o più inverter.

Il generatore fotovoltaico, costituito dai moduli fotovoltaici organizzati in stringhe, produce tramite l’effetto fotoelettrico

l’energia elettrica in forma di corrente continua.

L’inverter è quel componente che trasforma la corrente continua generata dai moduli in corrente alternata con le

caratteristiche di frequenza e tensione adeguate alla nostra rete elettrica.

Il generatore deve stare in un luogo esposto alla luce e al sole, tipicamente il tetto di un edificio, ma può anche

costituire una tettoia ombreggiante o altri elementi architettonici.

Gli impianti fotovoltaici possono essere in isola o connessi alla rete pubblica.

Gli impianti in isola sono utilizzati in quelle aree che per le loro caratteristiche geografiche, non sono raggiunte dalla



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rete di distribuzione dell’energia elettrica, come per esempio le baite in montagna. Richiedono la presenza di una

batteria di accumulazione e non sono oggetto di incentivazione statale.

Gli impianti connessi in rete sono quelli connessi alla rete pubblica e che sono oggetto di incentivazione statale. In

questo caso è la rete stessa a funzionare da accumulatore.

La potenza nominale di un impianto viene espressa in kWp “chilowatt di picco” e indica la potenza che l’impianto

produce in condizioni chiamate standard (SCT), ovvero in una

particolare situazione di riferimento di laboratorio. Si fa riferimento a tali condizioni perché la potenza istantaneamente

di un impianto che sfrutta una fonte energetica solare rinnovabile dipende, come è intuibile, dalla situazione

meteorologica del momento.

La producibilità dell’impianto fotovoltaico in un anno dipende quindi dalla potenza nominale che installata (i chilowatt

di picco (KWp)) e dalla posizione dei moduli, oltre che dalla collocazione geografica.

L’area occupata da un generatore fotovoltaico dipende dal tipo di moduli fotovoltaici utilizzati e dai chilowatt di picco

installati. Indicativamente si possono considerare circa 8 mq per kWp.

Gli impianti fotovoltaici hanno una vita utile di almeno 25 anni, determinata dalla funzionalità dei moduli. La loro alta

affidabilità è legata soprattutto alle caratteristiche fisiche del silicio e alla loro stabilità nel tempo, ed è ormai

dimostrata dall’evidenza sperimentale di 25 anni di funzionamento ininterrotto degli impianti installati nei decenni

passati.

Gli impianti fotovoltaici necessitano di scarsa manutenzione poiché il loro funzionamento non dipende da organi in

movimento. E’ sufficiente effettuare un controllo visivo all’anno.

La produttività dei moduli, viene garantita per legge per 20 anni e l’unico componente che richiede una sostituzione

nell’arco della vita dell’impianto, è l’inverter, che offre comunque la possibilità di una garanzia fino a 10 anni, e che

molte case ormai producono in una ottica di durata ventennale. Anche tutti gli altri componenti, dalle strutture di

sostegno ai cavi, sono pensati per una durata lunga che corrisponda alla vita dell’impianto.

6.2 Descrizione del progetto

Gli impianti fotovoltaici oggetti del presente studio hanno complessivamente una potenzialità di 21,87 MWp ed una

produzione di energia annuale pari a 31.069.196,75 kWh/annuo, derivante da 121.500 moduli, connessi alla rete

elettrica, sarà di tipo integrato secondo la definizione dell’art. 2 comma b3 del DM 19/02/2007. I pannelli saranno

posizionati su coperture di strutture serricole, l’impianto verrà collegato alla rete elettrica e l’energia prodotta sarà



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immessa in rete.

Il progetto in esame prevede di utilizzare un’area ubicata nel Comune di Noragugume, in un contesto territoriale non

abitativa e caratterizzata da predominante attività agricola di tipo seminativo e arbustivo. L’area, per la sua

conformazione geometrica, ed assenza di ostacoli alla massimizzazione della captazione delle radiazioni solari,

presenta le caratteristiche idonee ad una efficiente installazione della tecnologia fotovoltaica.

Della estensione di 87.35.89 ettari delle aree identificate dal Foglio 17 mappali: 13; 14; 66, 70, 100, 104, 110 e 23,

32, 72, 102, 106;108 sito nel Comune di Noragugume (NU), l’impianto occuperà una estensione di circa 32 ettari con

l’ installazione di filari di celle per una potenza complessiva pari a 21,87 MWp.

L’impianto realizzato a zone, conferirà l’energia prodotta in media tensione alle cabine inverter, in cui avviene la

trasformazione AC/DC e l’elevazione di tensione alla tensione di cessione alla rete. Una cabina terminale di impianto

rappresenta il punto di collegamento alla rete nazionale.

6.2.1 Caratteristiche del progetto

Dati generali

Identificativo dell'impianto Realizzazione di serre conimpianti fotovoltaici

Soggetto responsabile degli impiantifotovoltaici

Noragugume srl

Indirizzo Loc. Montrigu Abile e Sa Pala eSu Chercu

Comune NoragugumeProvincia NuoroCap 08010Latitudine Nord 40°,23’Longitudine Est 8° 55’Altitudine 155 m s.l.m.Radiazione solare annua sul pianoorizzontale

1565kWh/m2/anno

Coefficiente di ombreggiamento 0,95

Dati tecnici dell’impianto

Superficie totale moduli 160.347,6 mqNumero gruppi conversione erasformazione

54

Numero totale moduli 121.500Produzione teorica annuale 31.069.196,75 kWh/anno



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Potenza totale 21,87 MWpB.O.S. 85%

Tab. n. 3→ Caratteristiche dei progetti

6.2.2. Le serre ( Struttura di appoggio dei moduli)

Gli interventi ricadono su un’area di circa Ha 87.35.89, e riguardano la realizzazione di un numero di serre pari a 80 +

30 + 80 + 80, complessivamente 270, aventi ciascuna le seguenti caratteristiche dimensionali:

Larghezza navata(m) 14,14Lunghezza (m) 84,00Altezza utile (m) 3,00Altezza massima (m) 6,30Pendenza copertura (°) 25°Superficie coperta (mq) 1187,76 ogni serra

Tab. n. 4→ Caratteristiche dimensionali delle SERRE

Le serre saranno realizzate con elementi metallici prefabbricati pronti al montaggio

o Colonne realizzate con trave a doppia T (putrella) di carpenteria tipo IPE 120 fissate ai

plinti di fondazione con gabbie e tirafondi filettati di mm 20 x 600 di lunghezza;

o Travi a doppia T di carpenteria IPE 120 di m 4,50 di lunghezza poggiate sulle colonne;

o Arcarecci di collegamento delle travi in profilo ‘2” di lamiera zincata di mm 2,5 di

spessore posti a m 1,50 di distanza;

o Controventature sia delle colonne che delle falde in tubolare da 1” zincato;

o Gronde laterali in lamiera zincata pressopiegata di mm 500 di sviluppo e mm 1,5 di

spessore;

o Arcarecci omega per baraccatura laterale e frontale in lamiera zincata pressopiegata

come gli zeta bassi che delimitano il cordolo;

o Montanti di testata, posti negli interassi di m 4,50 per il fissaggio della baraccatura in

profilo ‘C” di lamiera pressopiegata da 100 x 60 x 2,5.

La bulloneria sarà del tipo ad alta resistenza ci. 8.8 per le giunzioni di forza serrata secondo le norme vigenti; per le

rimanenti giunzioni si impiegherà bulloneria ci. 4.6/5.6. Tutti i bulloni saranno comunque zincati.

Le condizioni che portano allo sviluppo delle colture sotto serra sono sostanzialmente di tre tipi:

o Maggiore sicurezza nel conseguimento di produzioni soggette a rischio meteorologico;



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o Vantaggi economici derivanti dallo spostamento dei calendari di produzione;

o Maggiori rese produttive a conseguenza delle migliorate condizioni colturali.

Aspetto preliminare importante è la programmazione e la calendarizzazione delle produzioni che verranno realizzate

al fine di poter meglio utilizzare gli impianti e valorizzarne al massimo le produzioni.

Le serre saranno utilizzate per la coltivazione di:

o Funghi ( 28 + 11 + 28 + 28 = 95 serre )

o Crisantemo (17 + 6 + 17 + 17 = 57 serre)

o Asparago (17 + 6 + 17 + 17 = 57 serre)

o Helycrisum e altre specie ornamentali (11 +4 + 11 + 11 = 37 serre)

o Semenzai per piante ortive di varie specie (7 + 3 + 7 + 7 = 24 serre)

Si ritiene opportuno precisare che le colture possono essere diverse da quelle sopracitate a seconda delle esigenze.

6.3. Inverter

6.3.1. Criteri di scelta dell’inverter

La scelta del modello di inverter e della sua taglia, è stata effettuata in base alla potenza nominale fotovoltaica ad

esso collegata. La stima della taglia dell’inverter, è stata fatta scegliendo tra 0,75 e 0,90 il rapporto tra la potenza

attiva erogata nella rete del distributore e la potenza nominale del generatore fotovoltaico. Con questo rapporto si

tiene conto della diminuzione di potenza dei moduli fotovoltaici nelle reali condizioni operative, come ad esempio la

temperatura di lavoro, la sporcizia accumulata sul vetro anteriore o le cadute di tensione sulle connessioni elettriche e

del rendimento degli inverter. Questo rapporto è però fortemente influenzato dalle condizioni d’installazione dei

moduli (latitudine, inclinazione, temperatura ambiente,) che possono far variare consistentemente la potenza

generata. Per questo motivo, l’inverter è provvisto di una limitazione automatica della potenza erogata, che consente

di ovviare a situazioni dove la potenza generata diventa maggiore di quella normalmente prevista.

Infine per quanto riguarda l’installazione dell’inverter, nonostante esistano in commercio inverter classificati da

esterno, si è comunque scelto di evitare l’esposizione diretta dello stesso alla luce del sole, per evitare soprattutto

inutili surriscaldamenti; la macchina verrà pertanto installata all’interno di uno cabina ad esso dedicato, garantendo

adeguate temperature e ventilazioni fondamentali per le prestazioni dello stesso. Un eccessivo riscaldamento

potrebbe infatti portare al blocco dell’inverter per sovratemperatura. I convertitori DC/AC utilizzati saranno inverter tipo

SC400MV (EVR); ognuno di essi verrà accoppiato con n° 5 sottocampi-serra.



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6.3.2. Caratteristiche principali

Il gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata attua il condizionamento e il controllo della

potenza trasferita. L’inverter sarà rispondente alle norme su EMC e alla Direttiva Bassa Tensione (73/23/CEE e

successiva modifica 93/68/CEE). I valori della tensione e della corrente di ingresso saranno compatibili con quelli del

campo fotovoltaico a cui è connesso, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita saranno compatibili con

quelli della rete del distributore alla quale viene connesso. Il convertitore sarà basato su inverter a commutazione

forzata (con tecnica PWM) e sarà in grado di operare in modo completamente automatico, inseguendo il punto di

massima potenza (MPPT) del campo fotovoltaico.

Essendo il generatore fotovoltaico gestito come sistema IT, la norma impone l’utilizzo della separazione metallica tra

campo fotovoltaico e rete del distributore. All’interno dello stesso cabinet dell’inverter sarà pertanto presente un

trasformatore di isolamento a frequenza di rete (CEI 11-20) che accoppia l’inverter alla rete del distributore; questo

evita in modo particolare di utilizzare la separazione metallica precedentemente citata tra parte in corrente continua e

parte in alternata, altrimenti necessaria al fine di non iniettare correnti continue nella rete elettrica. Trattandosi di

sistema IT, è necessario il controllo dell’isolamento del campo fotovoltaico per rilevare il primo guasto a terra. Questo

sarà effettuato utilizzando dei relè di controllo di isolamento integrati nell’inverter. Inoltre verranno collegate a terra le

strutture di supporto dei pannelli e verrà inserito isolante tra moduli FV e struttura in modo tale da poter gestire i

moduli in IT. L’inverter così come i quadri elettrici, sarà tale per cui sarà evitata la formazione di condensa

nell’involucro.

Gli inverter essendo costruiti con dispositivi a semiconduttore che commuttano accendendosi e spegnendosi ad alta

frequenza (fino a 20kHz), generano duranti tali commutazioni dei transitori veloci di tensione che si possono

propagare ai circuiti elettrici e alle apparecchiature vicine, dando luogo ad interferenze. Le interferenze possono

essere condotte (trasmesse dai collegamenti elettrici) o irradiate (trasmesse come onde elettromagnetiche). Essendo

però gli inverter dotati necessariamente di marcatura CE, si presume che essi rispettino le norme che limitano queste

interferenze ai valori prescritti, senza necessariamente annullarle. Nonostante ciò, con lo scopo di ridurre al minimo le

interferenze, si è evitato di installare il convertitore vicino ad apparecchi sensibili. Come protezione per gli inverter si è

scelta la protezione differenziale lato c.c. Questa protezione è attiva contro il guasto verso terra (lato c.c.)

dell’impianto fotovoltaico, operando una funzione di arresto del processo di conversione (inverter) e il suo distacco

dalla rete.

Ogni convertitore c.c./c.a. utilizzato è idoneo al trasferimento della potenza dal campo fotovoltaico alla rete del

distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente

di ingresso di questa apparecchiatura sono compatibili con quelli del rispettivo campo fotovoltaico, mentre i valori

della tensione e della frequenza in uscita sono compatibili con quelli della rete alla quale viene connesso l’impianto.



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Le caratteristiche principali del gruppo di conversione sono:

o Inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza

clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non

idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a

quanto prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di

funzione MPPT (inseguimento della massima potenza)

o Ingresso lato cc da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra,

ovvero con sistema IT.

o Rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF: conformità

norme CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8.

o Protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e frequenza

della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle norme

CEI 11-20 ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset automatico

delle protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.

o Conformità marchio CE.

o Grado di protezione adeguato all'ubicazione in prossimità del campo fotovoltaico

o Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato dal

costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un

organismo di certificazione abilitato e riconosciuto.

o Campo di tensione di ingresso adeguato alla tensione di uscita del generatore FV.

o Efficienza massima 90 % al 70% della potenza nominale.

Inverter tipo SC400MV (EVR)

Questa tipologia di inverter è stata scelta per l’accoppiamento con n°5 sottocampi-serra (81 kWp x 5 = 405 kWp), ed

è provvisto di trasformatore BT/MT con uscita a 15 kV. Il gruppo di conversione DC/AC e trasformazione BT/MT è

ubicato all’interno di uno stesso cabinet.



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Tipo: SMA Tecnologie AG Sunny Central SC400 MV (EVR);

Potenza di picco raccomandata del generatore fotovoltaico (per ognuno degli inverter):

420,00 kWp;

Range di tensione campo fotovoltaico, MPP: 450÷820 Vdc;

Tensione massima in continua applicabile all’inverter (Vdcmax): 1000 Vdc;

Corrente massima in ingresso (Ipv,max): 944,00 Adc (2x472 A);

Ingressi CC/punto di collegamento: 10/fusibile CC;

(verranno utilizzati quadri di parallelo ogni 5 sottocampi con 80 stringhe in ingresso e 10

uscite-quadro che rappresentano gli ingressi all’inverter)

Potenza nominale di uscita: Pca = 400,00 kW;

Tensione di uscita: 15 kV Vac +/-10%;

Tipo di rete: IT;

Frequenza di uscita: 49,50÷50,50 Hz;

Ripple di tensione, tensione FV: Uss < 3%;

Distorsione, THD lato c.a.: ≤ 3%;

Fattore potenza: >= 0,99 con potenza nominale;

Massima efficienza (con trasformatore da 20kV): 95 %;

Rendimento europeo: 96,00 %;

Dimensioni: (L x P x H): 6650 x 2440 x 3620 mm (cabinet);

Peso: 30 t;

Autoconsumo durante il funzionamento: Pday < 1% di Pac nom;

Autoconsumo in stand-by: Pnight < apros. 90 W + 720 W;

Tensione di alimentazione ausiliare esterna: 3 x 400 V, 50 Hz rete TN-S;

Fusibile di protezione esterno: B 20 A, 3 poli;

Interfacce SCC;

Monitoraggio dispersione verso terra;

Scaricatori di sovratensioni CC e CA monitorati;

Scaricatori di sovratensioni alimentazione ausiliare;

Compatibilità elettromagnetica (EN 61000-6-2; EN 61000-6-4);

Monitoraggio rete;

Conformità CE;

Livello di protezione secondo EN 60529: IP54;

Livello di protezione secondo EN 60721-3-4: classificazione sostanze attive

chimicamente 4C1 – classificazione sostanze attive meccanicamente 4S2;



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Temperatura di funzionamento: -20°C ÷ + 40°C;

Range di umidità relativa non condensante: 15 ÷ 95 %;

Altezza massima sopra il livello del mare: 1.000 m

Consumo d’aria fresca: V-aria = 6.600 mc/h.



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Ogni centrale SC400MV(EVR) contiene al suo interno oltre all’inverter vero e proprio anche un trasformatore trifase

MT/BT da 400 kVA, in modo tale da avere in uscita una linea MT a 15 kV.

Le specifiche tecniche del trasformatore sono di seguito elencate:

Potenza apparente: 400 kVA;

Frequenza nominale: 50 Hz;

Gruppo di collegamento: Dy5y5;

Isolamento: olio;

Bassa tensione: due avvolgimenti ciascuno da 3x270 V;

Media tensione: 3x 15 kV;

6.3.3. Campo di funzionamento e configurazione

La tensione in ingresso tiene conto della tensione delle stringhe fotovoltaiche, mentre quella in uscita tiene conto del

fatto che i valori di tensione e frequenza devono essere compresi nel campo di funzionamento indicato sulla targhetta

dell’inverter. Per l’inverter è definita la massima tensione continua applicabile in ingresso, quindi la tensione a vuoto

del campo fotovoltaico, stimata alla minima temperatura di funzionamento prevista, sarà inferiore a tale valore di

tensione. Lo stadio d’ingresso dell’inverter è costituito da un banco di condensatori, quindi l’inserzione sul campo

fotovoltaico causa un breve spunto di corrente, pari alla corrente di cortocircuito del campo collegato ai morsetti

(somma delle correnti di cortocircuito delle stringhe collegate), che comunque non farà intervenire le protezioni

interne.

L’inverter è caratterizzato da un campo di valori di tensione d’ingresso di normale funzionamento; quindi ai fini

dell’efficienza complessiva dell’impianto, il convertitore è stato scelto in modo tale da far lavorare il campo fotovoltaico

sempre nelle condizioni di massima potenza. Per valutare la resa energetica del convertitore, si fa generalmente

riferimento a tipiche curve di rendimento di inverter, normalizzate rispetto alla potenza nominale di uscita. In tali curve

si nota come il rendimento massimo si ottiene tra il 40% e l’80% della potenza nominale dell’inverter, corrispondente

al livello di potenza al quale l’inverter lavora per la maggior parte del periodo di funzionamento.

Il rendimento massimo è sempre indicato nei fogli tecnici illustrativi che il costruttore fornisce a corredo dell’inverter,

ma tale parametro non è molto esauriente ai fini del suo dimensionamento in quanto gli inverter per la maggior parte

del tempo di esercizio lavorano in condizioni di carico parziale. Per valutare la qualità dell’inverter, oltre a tener conto

del “rendimento europeo” viene utilizzato un altro parametro detto “rendimento minimo garantito”. Il primo parametro

però non è univocamente riconosciuto in quanto sembra tarato su latitudini più elevate di quelle italiane. Il secondo

invece è ritenuto più attendibile; esso è dato dal rapporto fra la potenza Pca in uscita e la potenza Pcc in ingresso del



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sistema di conversione, con Pca > 30% della potenza nominale in uscita.

Per quanto riguarda il tipo di connessione alla rete, trattandosi in questo caso di potenza nominale superiore ai 6 kW

è obbligatoria la connessione trifase. Piuttosto che utilizzare più inverter monofasi in configurazione trifase si è scelto

di utilizzare inverter con uscita trifase. La scelta è stata fatta tenendo conto principalmente dell’aspetto economico,

avendo gli inverter di taglia più elevata dei costi per unità di potenza inferiori, e considerando anche il fatto che è più

semplice ottenere efficienze elevate in macchine di potenza elevata. Di contro si avrà una maggiore complessità dei

cablaggi e la necessità dei quadri di parallelo delle stringhe. Quindi per ciascuno dei sottocampi si è scelta una

configurazione di tipo centralizzato, utilizzando un inverter per n°5 sottocampi-serra.

Normalmente la configurazione centralizzata ha il vantaggio di semplificare il monitoraggio dell’impianto rinunciando

però al controllo dell’efficienza delle singole stringhe, possibile invece utilizzando l’inverter di stringa. Sono stati

adottati però dei sistemi integrati per svolgere questo compito (sistema di supervisione), ovviando così il problema del

controllo di stringa anche per la configurazione centralizzata. La scelta di utilizzare un unica macchina piuttosto che

più macchine (una per stringa) ha lo scopo precedentemente citato di rendere l’impianto centralizzato. Gli impianti nel

loro insieme disporranno quindi di 54 inverter, e il motivo di questa scelta è lo stesso che ha portato a suddividere i

campi in 270 sottocampi: evitare cioè che in caso di guasto o manutenzioni tutto l’impianto vada

contemporaneamente fuori servizio.

6.3.4. Interfaccia comunicazioni e sistema di supervisione

Il convertitore è predisposto per il monitoraggio ed il controllo da remoto.

Il sistema di controllo e monitoraggio del sistema, permette per mezzo di un computer ed un software dedicato, di

interrogare in ogni istante l’impianto al fine di verificare la funzionalità dell’inverter installato con la possibilità di

visionare le indicazioni tecniche (Tensione, corrente, potenza ed altro). E’ possibile inoltre leggere nella memoria

eventi del convertitore tutte le grandezze elettriche dei giorni passati.

Gli inverter che si è scelto di utilizzare prevedono un display integrato LCD che rende disponibili una grande quantità

di dati di impianto. Tra questi principalmente il conteggio dell’energia attiva e reattiva erogata e le ore di

funzionamento. Tramite una tastiera incorporata infatti, l’utente può accedere alle misure ed ai parametri disponibili.

Gli inverter incorporano una seriale standard RS485 per l’interfacciamento con PC e il telecontrollo, è infatti presente

il Data Logger per la raccolta e la trasmissione a distanza dei dati di impianto. È inoltre presente una scheda di

acquisizione dei dati forniti da sensori ambientali, che vengono quindi affidati in gestione al Data Logger.

SISTEMA DI SUPERVISIONE:



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I componenti del Sistema di supervisione utilizzato sono i seguenti:

Una scheda Data Logger a bordo inverter in grado di eseguire l’acquisizione delle

grandezze meteorologiche ed operative dell’impianto fotovoltaico;

Un PC supervisore (non necessariamente fisso o dedicato), per la visualizzazione on

line dello stato dell’impianto e lo scarico periodico dei dati storici. La supervisione

remota dell’impianto è infatti possibile tramite modem;

E’ possibile inoltre acquisire altre grandezze di interesse dell’impianto fotovoltaico (es.

correnti di stringa) tramite dispositivi interfacciabili via RS485 MODBUS, collocati in

un quadro di acquisizione ausiliario.

Trattandosi di 3 impianti con 16 inverter per ognuno ed un’ impianto con 6 inverter, la connessione sarà del tipo

“punto-punto”, utilizzando una sola scheda ES851 e un PC supervisore per ogni impianto. Ci sarà quindi un solo

inverter fotovoltaico con a bordo una scheda ES851 (detto Master) collegato ad un PC supervisore remoto tramite

modem su linea GSM. Il protocollo utilizzato una volta stabilito il collegamento è TCP/IP. Gli altri inverter – questo

vale per ogni impianto - saranno collegati all’inverter Master tramite linee RS485. In ogni sottocampo ci saranno

sensori ambientali collegati direttamente agli inverter. Ci saranno inoltre quadri di acquisizione ausiliari, ubicati in

prossimità degli inverter, dove verranno acquisiti i dati inerenti le correnti di stringa (ogni quadro ausiliare gestirà

quindi le stringhe di sottocampo). Ognuno dei quadri ausiliari sarà collegato all’inverter Master tramite linee RS485.

La scheda dati ES851 dell’inverter Master acquisirà quindi tutti i dati di impianto relativi a ciascun sottocampo, i dati

ambientali e quelli relativi alle correnti di stringa. Il supervisore sarà in grado di vedere tutti i dispositivi attraverso

l’unico collegamento punto-punto al Master.

La scheda ES851 è caratterizzata da Data Flash da 8 Megabyte. E’ in grado di rilevare e memorizzare 100 variabili

da dispositivi diversi ogni 10 minuti per 6 mesi. Si può impostare la registrazione di un evento al variare di una

variabile dell’inverter, e infine è possibile definire quante e quali variabili acquisire ed il tempo di acquisizione al fine di

ottimizzare l’impiego della memoria disponibile (riducendo il numero di variabili acquisite e/o la frequenza di

campionamento è possibile aumentare l’autonomia del Data Logger).

Le variabili rilevabili principali sono: giorno di registrazione, ora di registrazione, energia attiva totale erogata in

rete, tensione dc, potenza dc, tensione di rete, potenza attiva erogata in rete, stato dell’inverter, ultimo allarme,

energia reattiva, eventi insolazione KO, eventi di rete KO, fattore di potenza dell’inverter, tempo totale di erogazione,

corrente erogata in rete, frequenza della rete locale, temperatura inverter, irraggiamento, temperatura ambiente e

temperatura moduli.



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L’archiviazione dei dati sul PC supervisore remoto avviene tramite un’applicazione con la quale è possibile fare

un’archiviazione periodica dei dati stessi. I dati rilevati dal Data Logger in un file vengono elaborati in modo tale da

ordinare le variabili per data di rilevazione e per tipo, indicandone anche le caratteristiche specifiche e permettendo la

realizzazione di un loro grafico.

Esempio di visualizzazione su PC:

Fig. 4. Visualizzazione della supervisione su PC

6.3.5 Disposizione dei moduli per evitare fenomeni di ombreggiamento (secondo norma CEI 82-25)

Per quanto riguarda lo spazio necessario per l’installazione del generatore fotovoltaico, dovendo i moduli fotovoltaiciessere inclinati sul piano orizzontale per massimizzare l’energia prodotta, non è possibile disporre i moduli fotovoltaici suun’unica fila. Pertanto si ricorre alla disposizione in file parallele, integrate architettonicamente sulla falda delle serreinclinata 25° rispetto all’orizzontale ed esposta a sud. Occorre quindi determinare la distanza tra le falde delle serre inmodo tale da non dar luogo a fenomeni di ombreggiamento. Tipicamente, una corretta spaziatura delle file non accettaombre su alcun punto dei moduli tra le ore centrali della giornata (10:00÷14:00) durante il solstizio invernale. Utilizzandoil valore dell’angolo dell’altezza solare alle ore 12, con calcoli trigonometrici, la distanza fra le file (d) risulta:

d / h = sin (T) * tan (23,5° + latitudine) + cos (T)



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dove h è la lunghezza del filare misurata secondo l’angolo di inclinazione β, e T è l’angolo di inclinazione (o di tilt) dei

moduli rispetto alla superficie orizzontale. In prima approssimazione, alle latitudini italiane, la disposizione in file

parallele richiede uno spazio circa doppio rispetto a quella a filare singolo.

Nel caso oggetto della presente relazione si ha che:

T = 25°

Latitudine Noragugume = 40,23 °

h = 7,80 m

Dal calcolo risulta pertanto che la distanza d (distanza tra due punti uguali posti su filari adiacenti) necessaria per

evitare fenomeni di ombreggiamento sarà di circa 13,75 m. Per avere un maggior margine di sicurezza si è

considerata una distanza d = 14,14 m, adottando una serra a doppia falda di larghezza pari proprio a 14,14 m.

6.3.6. Recinzione delle cabine

La recinzione viene realizzata, con un’altezza totale di 1,80 m e non provvista di filo spinato. I pali di sostegno

utilizzati saranno disposti ad intervalli di 3,00 metri in cls e affogati in colletto di calcestruzzo completamente interrato

in un foro circolare praticato nel terreno per una profondità di circa 0,40 m e diametro 0,30 m. Sarà previsto un

cancello di ingresso in acciaio a doppia anta, di altezza pari 1,80 m e larghezza pari a 4,00 m. La rete metallica

prevista è quella del tipo a maglia sciolta e ancorata a paletti in calcestruzzo.

6.4 Impianto elettrico

6.4.1. Soluzioni Impiantistiche

Dopo aver dimensionato gli impianti dal punto di vista energetico, e aver così stabilito quanti moduli utilizzare, come

collegarli tra loro e come convertire poi l’energia (da corrente continua ad alternata) con un opportuna scelta

dell’inverter, il passo successivo è stato il dimensionamento preliminare dell’impianto elettrico. I criteri di scelta delle



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soluzioni impiantistiche riguardano in modo particolare i seguenti aspetti: protezioni contro le sovracorrenti, protezioni

contro le sovratensioni, protezioni di interfaccia lato corrente alternata, protezioni contro i contatti diretti per la sezione

in corrente continua e la sezione in corrente alternata, protezioni contro i contatti indiretti (con particolare riferimento

ai conduttori equipotenziali, ai conduttori di terra e ai dispersori), protezioni contro i fulmini, misure, organi di manovra

e cavi.

La scelta dei componenti elettrici sarà tale da soddisfare le prescrizioni relative alle misure di protezione per la

sicurezza e a quelle per un funzionamento corretto per l’uso previsto dell’impianto. Per la scelta dei componenti

dell’impianto si farà particolare riferimento alle prescrizioni riportate nella norma CEI 64-8/5 “Impianti elettrici

utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua Parte 5:

Scelta ed installazione dei componenti elettrici”.

6.4.2. Protezione da sovraccarichi, corto circuiti e contatti indiretti

La protezione dai sovraccarichi, effettuata con interruttori magnetotermici in conformità alle norme CEI 23-3 (per correntinominali inferiori a 125 A) o CEI 17-5 (per correnti nominali superiori a 125 A) , rispetterà la seguente relazione:

Ib ≤ In ≤ Iz.

dove:

o Ib è la corrente di impiego della linea;

o In è la corrente nominale dell’interruttore;

o Iz è la portata del cavo.

Si ricava in tal modo la corrente nominale dei dispositivi di interruzione utilizzati. Il potere di interruzione di ciascun

dispositivo (massima corrente che l’interruttore può interrompere) sarà superiore alla corrente di corto circuito

massima (all’inizio della linea). Per tutti gli interruttori dei quadri, si avrà un potere di interruzione non inferiore a 6 kA.

La verifica per correnti di corto circuito minime (di fondo linea) non è in questo caso necessaria, in quanto tutte le

linee sono protette dai sovraccarichi (Norma CEI 64-8). Verrà utilizzato uno schema di distribuzione del tipo IT, che

garantirà una maggiore protezione contro i contatti indiretti in caso di primo guasto a terra. Verrà continuamente

tenuto sotto controllo lo stato dell’isolamento del sistema al fine di individuare il primo guasto a terra che verrà

eliminato, prima che sopraggiunga un secondo guasto, senza compromettere la continuità del servizio. La non

individuazione del primo guasto e il verificarsi di un secondo guasto determinerebbe l’interruzione dell’alimentazione.



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6.4.3. Cavi e condutture

Per la scelta delle condutture elettriche si è fatto riferimento ai principi fondamentali riportati nella norma CEI 64-8/1

applicabili ai cavi, ai conduttori e ai loro morsetti, giunzioni e involucri. Tali principi hanno lo scopo di assicurare la

sicurezza delle persone e dei beni contro i pericoli e i danni che possono derivare dall’utilizzo degli impianti elettrici.

La scelta dei conduttori e dei cavi sarà fatta innanzitutto in funzione del tipo di posa. Questa è entro tubi protettivi di

forma circolare, sia nei tratti interrati che nei brevi tratti aerei. Pertanto in nessun tratto, in accordo con la tabella 52A

(CEI 64-8/5), saranno utilizzati conduttori nudi. In ogni tratto verranno infatti utilizzati cavi unipolari con guaina in tubi

protettivi interrati (riferimento 61, tabelle 52B e 52C).

Si è tenuto conto anche delle influenza esterne. La temperatura ambiente di riferimento per il calcolo della portata in

condutture interrate è di 20 °C, mentre è di 30 °C per i tratti non interrati. I cavi saranno dimensionati in modo tale da

contenere le cadute di tensione entro il 2%, e con una sezione tale da garantire una durata di vita soddisfacente sia

per i conduttori che soprattutto per l’isolamento. La portata dei cavi sarà calcolata in modo tale che la massima

temperatura di funzionamento non superi il valore appropriato, per ciascun tipo di isolante, così come indicato nella

Tab. 52D della Norma CEI 64-8/5:

Tab. n. 5→ Tab. 52D della Norma CEI 64-8/5:

Per la verifica delle portate si farà riferimento alla tabella CEI-UNEL 35024/1, per posa in aria, e alla tabella CEI-

UNEL 35026, per posa interrata. Si terrà inoltre conto di coefficienti di riduzione che dipendono oltre che dalle



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specifiche condizioni di posa anche dalla temperatura ambiente.

6.4.4. Quadri elettrici

I quadri elettrici da installare per gli impianti fotovoltaici (quadri di parallelo stringhe), essendo esposti alle intemperie,

avranno un grado di protezione non inferiore a IP54 e saranno tali da resistere ai raggi ultravioletti. Saranno

facilmente accessibili e avranno una targa con il nome del costruttore, il marchio di fabbrica, il tipo e il numero di

identificazione del quadro stesso. Gli inverter utilizzati sono dotati di propri quadri, nei quali sono alloggiati i dispositivi

di manovra e protezione, pertanto gli unici quadri installati in più saranno quelli di parallelo delle stringhe sul lato c.c.

6.4.5. Posa dei cavi

Si è scelta una posa interrata dei cavi, entro tubi protettivi. I calcoli relativi alla portata dei cavi interrati sono basati sul

passaggio del calore, prodotto dalle perdite dei cavi, verso il terreno e da questo all’atmosfera sovrastante la zona di

posa. Quindi si terrà conto principalmente dei seguenti elementi: disposizione dei cavi, distanza reciproca, profondità

di posa e resistività termica del terreno. La profondità di posa è stata fissata in 1,50 m. In realtà con l’aumentare della

profondità di posa si riduce la portata dei cavi, in quanto aumenta la massa di terreno che il calore prodotto dai cavi

deve attraversare per raggiungere la superficie. Si è comunque scelta una profondità di posa di 1,50 m per tener

conto della resistività termica del terreno. Questa aumenta con la siccità ed è quindi opportuno evitare gli strati più

superficiali del terreno soggetti all’essiccamento. Non avendo a disposizione dati strumentali sulla resistività termica

del terreno dove verranno interrati i cavi, si è scelto un valore cautelativo fornito dalle norma CEI UNEL 35026 per

terreni con basso contenuto di umidità: 2 K * m/W. Il materiale di riempimento sarà lo stesso dello scavo, e sarà

adeguatamente compattato.

6.4.6. Connessione alla rete

L’impianto fotovoltaico sarà collegato alla rete MT dell’Ente Distributore. Da ogni inverter tipo SC400MV (EVR) partirà

una linea interrata in MT (15 kV), verso quadri di connessione da cui dipartiranno successivamente 2 linee MT verso

una sbarra per la connessione alla rete MT (vedi diagramma a blocchi). Il sistema di interfacciamento alla rete sarà

costituito da un sistema di protezioni interposto tra gli inverter e la rete al fine di salvaguardare la qualità del servizio

elettrico ed evitare pericoli per le persone e danni alle apparecchiature. La trasformazione della tensione BT/MT

avverrà all’interno di ogni cabinet SC400MV(EVR) contenente sia il gruppo di conversione DC/AC che il trasformatore

BT/MT. Le line MT verranno quindi convogliate verso la cabina elettrica prefabbricata per la successiva connessione

alla rete. La cabina elettrica sarà suddivisa in tre locali: locale Ente Distributore, Locale misure e Locale utente. Le

modalità di connessione e interfaccia alla rete MT verranno effettuate secondo le prescrizioni fornite dall’Ente

Distributore (Enel).



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7. INTERVENTI DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE DEGLI IMPATTI

Dalle valutazioni svolte nel Quadro di Riferimento Ambientale, verranno previsti i seguenti interventi di mitigazione e

compensazione, finalizzati alla minimizzazione delle interferenze ambientali e paesaggistiche delle opere in progetto:

o predisposizione di opportune cortine costituite da specie arboree e arbustive al fine di

schermare le parti più visibili dell’impianto rispetto alle principali visuali pubbliche, anche

se nel nostro caso le principali visuali si hanno dalle strade vicinali che sono presenti

nella zona. I siti oggetti di intervento non hanno visuali dalle strade principali quali la,

S.S.129 e S.S.131 DCN e la S.P.33 e quella comunale e neanche da centri abitati. Dalla

131 DCN, come evidenziato nelle ultime 2 foto della TAV. 5 scattata nei presi del km 22

circa e dalla Zona Industriale di Ottana il progetto non reca nessun impatto visivo in

quanto esistono delle cortine che impediscono la visibilità da entrambi punti di

riferimento.

o Attuazione di opportune misure di prevenzione e protezione per le possibili modifiche

all'assetto idrogeologico dell'ambiente (principalmente per quanto riguarda la regimazione

delle acque meteoriche) che la fase di realizzazione dell'impianto potrebbe comportare,

quali fossetti laterali temporanei di drenaggio in cui vengano convogliate le acque.

8. CANTIERIZZAZIONE DELL’OPERA

8.1 Cantierizzazione area di intervento per le serre-fotovoltaiche

8.1.1 Pianificazione generale del processo di cantierizzazione

Il processo di cantierizzazione è stato pianificato in relazione sia alla localizzazione dell’intervento ed alla viabilità, che

alla necessità di rispettare le tempistiche realizzative degli interventi di compimento dei progetti, in modo tale da

ottimizzare le percorrenze dei mezzi operativi e delle maestranze; tale aspetto, da ritenersi prioritario anche in termini

ambientali, ha determinato l’individuazione di uno specifico ambito di cantiere e la suddivisione del processo

principale di cantierizzazione nei comparti previsti dal progetto.

Nel presente capitolo si individuano gli impatti generati dai lavori di costruzione delle infrastrutture sulle componenti

ambientali e sulla popolazione residente nell’ambito interessato dai lavori. Oggetto di analisi e di valutazione risultano

essere pertanto le aree di cantiere, la viabilità di cantiere, la viabilità interferita, le attività di lavorazione, in relazione

alle alterazioni indotte sulle varie componenti ambientali, con particolare riferimento all’ambiente idrico superficiale e

sotterraneo, all’atmosfera, al suolo, ed al rumore e vibrazioni.



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A riferimento del presente rapporto è stato preso il cronoprogramma dei lavori che vengono illustrati di seguito.

8.1.2. Il cronoprogramma

Il Cronoprogramma dei Lavori descrive cronologicamente le vari attività che si svolgeranno per la realizzazione delle

serre con impianti fotovoltaici totalmente integrati architettonicamente, nelle località “Montrigu Abile” e Sa Pala e Su

Chercu, nel comune di Noragugumene (NU) e considera tutte le opere necessarie per la messa in esercizio degli

impianti sopracitati.

I tempi e le modalità di esecuzione delle opere sono stati stimati considerando e valutando le varie fasi di

realizzazione dei progetti.

Compatibilmente con l’ottenimento di tutte le autorizzazioni necessarie si stima una durata complessiva dei lavori di

circa 388 giorni lavorativi, suddivise in funzione delle seguenti fasi operative:

GG LAVORATIVI (8h)Fase 1 Accantieramento 7

Lavori EdiliFase 2 Scavi e preparazione terreno 32Fase 3 Realizzazione recinzione e cancello 8Fase 4 Costruzione serre e posa moduli FV 203Fase 5 Posa cabine 34Fase 6 Scavo, posa e reinterro cavidotti MT e BT 39

Impianti ElettriciFase 7 Posa quadri/dispositivi di cabine/inverter 34Fase 8 Posa cavi MT E BT - cavidotti principali 39Fase 9 Cablaggio sottocampi FV-inverter 196Fase 10 Cablaggio quadri cabine e connessioni varie 17Fase 11 Realizzazione impianto di terra 34Fase 12 Installazione impianto elettrico BT- Serre 80

Collaudi e VerificheFase 13 Calibrazione e collaudo impianti 1Fase 14 Adempimenti amministrativi 1Fase 15 Consegna lavori e redazione documentazione finale 1Fase 16 Collaudo finale con gestore rete 1

Tab. n. 7→ fasi operative

Per ulteriori dettagli si rimanda alla TAV. n. 9 (Cronoprogramma dei Lavori), che descrive in maniera più approfondita

la successione delle varie fasi e la tempistica necessaria al loro completamento.

Per la realizzazione delle opere è stato previsto l’allestimento di quattro cantieri destinati anche a campo base, oltre



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che a quello di stoccaggio e di appoggio per l’esecuzione dei lavori

Il movimento terra riguarderà l’accantonamento del terreno di risulta dagli scavi e la sua ridistribuzione in sito.

8.1.3. Il lay-out dell’area di cantiere

Nell'ambito dell'attività di cantiere, l’area è concepita quale spazio aperto, infrastrutturato a piazzale, atto ad ospitare

lo stoccaggio dei diversi materiali, la circolazione dei mezzi di cantiere, l’ospitalità dei lavoratori, direzionalità del

cantiere e dei lavori, servizi al personale (servizi sanitari, spogliatoi, igienici, etc.), servizi ai mezzi e alle attrezzature.

L’accesso alle aree dove ricadono i cantieri avverrà dalla strada comunale, mentre l’accesso diretto ad ogni cantiere

avverrà dalle strade vicinali.

Nell’ambito del cantiere e per tutta la durata dei lavori non è previsto il deposito di materiali inquinanti o a rischio di

inquinamento, né la loro utilizzazione. L’approvvigionamento di energia elettrica avverrà tramite linee provvisorie

installate dall’ENEL per la fornitura richiesta. Non è prevista la produzione di acque reflue derivanti da eventuali

lavorazioni e lavaggi di mezzi.

8.1.4. Bilancio dei materiali di risulta

Nella realizzazione degli impianti il quantitativo di materiali di scavo è ridotto in quanto i pilastri poggeranno su plinti.

L’area di scavo quindi sarà pari all’area del plinto per una profondità di circa 40 cm.

- fondazioni serre: i pilastri saranno poggiati su plinti

- fondazione recinzione: sarà realizzata una recinzione senza fondazione e cioè con dei pali che penetrano

direttamente il terreno.

il materiale di risulta degli scavi per la posa dei plinti verrà totalmente conferito in sito ridistribuendolo sulla restante

superficie. Tale terreno verrà successivamente inerbito. Questo materiale di scavo, secondo l’art. 20 comma 10-

sexies della legge n°2 del 28 gennaio 2009 non rientra nel campo di applicazione della parte quarta del d.lgs.

152/2006 a conferma dell’assenza di sostanze ritenute pericolose. Nei terreni non si sono riscontrate presenze di

rame né piombo.

8.1.5. Impatti e mitigazioni nella fase di cantiere

In questa parte del capitolo si mettono in evidenza i connotati di sostenibilità ambientale del progetto di

cantierizzazione, si individuano gli impatti che le azioni di cantiere possono promuovere verso le componenti

ambientali interessate e si individuano i provvedimenti di mitigazione più consoni a ridurre o eliminare gli effetti



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registrati.

Sostenibilità ambientale del progetto di cantiere

La sostenibilità ambientale del progetto di cantierizzazione delle opere è rilevabile nella corretta localizzazione del sito

di cantiere, che costituisce il primo provvedimento preventivo in merito al contenimento degli eventuali impatti, in

quanto da essa dipendono gli effetti più significativi sull’ambiente circostante. A tale proposito i cantieri distano 5 km

dal centro abitato del comune di Noragugume.

Individuazione degli impatti possibili e linee generali di mitigazione

Le principali azioni generatrici di impatti nella fase di realizzazione dell’opera sono:

o taglio della vegetazione presente e sistemazione delle aree di cantiere

Nell’area di cantiere si prevede, dove necessario, il taglio della vegetazione arbustiva e arborea e l’asportazione dei

primi 50 cm di terreno vegetale in corrispondenza dei plinti di fondazione della struttura. Al fine della successiva

ridistribuzione del terreno in sito è previsto l’accantonamento in cumuli di appropriate dimensioni, a fianco dalle zone

di transito dei mezzi di cantiere ed al riparo da ogni forma di inquinamento.

Con l’ultimazione dei lavori, si procederà alla ripulitura delle aree di cantiere, attraverso il corretto smaltimento dei

rifiuti prodotti dalle attività lavorative.

o emissioni di inquinanti in atmosfera

Le operazioni di cantiere necessarie alla messa in opera degli impianti fotovoltaici comporteranno l’alterazione della

qualità dell’aria nelle zone limitrofe solo in occasione delle polveri sollevate nelle fasi di movimentazione del terreno.

Non è necessario nel nostro caso limitare l’impatto suddetto, in quanto le aree oggetto di interventi sono distanti dalla

zona urbana. Nonostante non sia necessario, il suddetto impatto sarà limitato - quando necessario - annaffiando le

strade transitate dagli automezzi. Tutte le altre operazioni di installazione dell’impianto non comportano nessun tipo di

impatto.

inquinamento acustico e vibrazionale

Il processo di cantierizzazione comporterà la produzione di rumore solo in occasione della fase di realizzazione delle

opere civili. Non sono invece rilevanti le vibrazioni meccaniche connesse alle limitate operazioni di scavo e trasporto

del materiale. Inoltre il numero di veicoli che circoleranno contemporaneamente nell’area è molto basso (da 1 a 5

mezzi) per un periodo massimo di 388. Tale effetto, non reca nessun disturbo alla popolazione, in quanto i cantieri



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sono distanti dal centro abitato.

o interferenza con la viabilità interpoderale

L’attività di cantiere necessaria per la realizzazione delle opere non comporterà interferenze con le strade

interpoderali utilizzate tradizionalmente dagli agricoltori per la coltivazione/pascolo dei fondi di loro proprietà.

o Particolari impatti individuati

Essendo questa area ricadente all’interno di una Zona di Protezione Speciale (ZPS) è ovvio che il disturbo alle specie

migratorie esiste anche se minimo, come evidenziato dall’ allegato 1 (Valutazione di Incidenza Ambientale). Da

sopralluoghi delle aree interessate dalle attività di cantiere, non è stato individuato nessun altro sito, adiacente gli

impianti serricoli-fotovoltaici, sensibile ad azioni di disturbo.

o Provvedimenti di mitigazione necessari

Non è stato rilevato effetti di impatti verso la popolazione, in quanto il centro abitato è distante dalle aree interessate

dai progetti oggetti di studio. Per cui non è necessario l’individuazione di interventi atti a ridurre e contenere gli impatti

su ricettori.

La direzione dei lavori compierà inoltre le seguenti azioni:

o garantirà pause significative nelle lavorazioni psicologicamente più incidenti, adottando

tutti i provvedimenti di corretta gestione del cantiere;

o avrà cura di inumidire d’acqua il suolo di lavorazione al fine di ridurre la produzione e la

circolazione di polveri;

o vigilerà sui provvedimenti di prevenzione del rischio verso persone e cose.

8.2. Produzione rifiuti

La produzione di rifiuti in uscita è prevista essenzialmente nella fase di dismissione degli impianti e delle Serre (al

termine del ciclo di vita pari a 25-30 anni , e sarà relativa a:

pannelli fotovoltaici di silicio monocristallino, i quali potranno essere riciclati attraverso

particolari trattamenti;

telai in alluminio;

rifiuti organici prodotti dalla manodopera in messa in opera e dismissione dell’impianto

che in ogni modo verranno gestiti e smaltiti come dettato dalle leggi vigenti in



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materia.

Smontaggio serre.

8.3. Esiti del quadro progettuale

Gli esiti risultanti dal Quadro di Riferimento Progettuale possono essere così sintetizzati:

o L’opera progettata si integra nel territorio rispettando tutte le realtà esistenti. Essa

rafforza le azioni intraprese a livello europeo e nazionale di aumento di fornitura di

energia tramite fonti rinnovabili;

o La fase di esercizio, come di seguito dettagliata nel Quadro di Riferimento Ambientale,

non comporta alcun tipo di impatti se nonché una modifica del quadro

paesaggistico. Modifica che non compromette tale quadro, inoltre è una modifica

reversibile alla fine della vita utile degli impianti (25-30 anni).

o La fase di cantierizzazione determinerà condizioni di disturbo per la durata dei lavori

relativi alle sole opere civili. Non è necessaria una attenta gestione delle attività di

cantiere affinché la circolazione dei mezzi non interferisca con il traffico ordinario

nelle ore di punta, in quanto le aree sulle quali realizzare i progetti risultano essere

distanti da tale traffico.

o Il materiale di risulta eccedente, verrà ridistribuita sul restante terreno. Tale circostanza

non richiede pertanto l'apertura di nuove cave, anche provvisorie, né il

conferimento di materiali in discarica, per far fronte alle esigenze costruttive della

nuova opera.

9. QUADRO DI RIFERIMENTO AMBIENTALE

9.1. Lineamenti generali e specifici

Le aree oggetto di studio sono localizzate ad un altitudine che oscilla tra i 180 e 190 m.s.l.m., Latitudine Nord 40°23' N,Longitudine Est 8°55' E. Nel caratterizzare il territorio ed il suo inquadramento normativo dal punto di vista degli usi edella destinazione urbanistica, non si può non partire dalla descrizione dell'inquadramento che viene fatto dal P.R.G.adottato dal Comune di Noragugume.

Ai fini dell'inquadramento territoriale vale quanto riportato nel PUC dove l’area in oggetto viene indicata come facenteparte delle zone omogenee, “E”. La questione della descrizione ambientale può essere affrontata mediante una analisiambientale di seguito esposta con apposita articolazione.



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9.2. Fattori ambientali

9.2.1. Aspetti ambientali e urbanistici

Uno dei primi aspetti che è stato tenuto in considerazione è quello inerente la conformità dell’intervento alle vigenti

disposizioni in materia urbanistica, ambientale e paesaggistica. In relazione a ciò si può riassumere quanto segue:

Non sono presenti all’interno del lotto fasce di rispetto dai corsi d’acqua censiti ai

sensi della legge L. 431/58, ora D. Lgs. 29/10/1999 n° 490 (Testo unico delle

disposizioni legislative in materia di beni culturali e ambientali, a norma dell’art. 1

della L. 08/10/1997 n° 352);

Non sono presenti boschi tutelati ai sensi del D.Lgs. 22/01/2004, n° 42 “Codice dei Beni

Culturali e del Paesaggio” aggiornato dal decreto correttivo n° 63 del 2008;

Non sono presenti Siti di importanza comunitaria proposti ai sensi del D.P.R.

20/03/2003 n° 120 e del D.M. 25/03/2005 contenente l’elenco dei SIC in Italia;

Non sono presenti Zone umide di importanza internazionale ai sensi della

Convenzione di Ramsar di cui al D.P.R. 13/03/1976, n° 448;

Non sono presenti Zone di vincolo idrogeologico ai sensi del R.D.L. 30/12/1923 n°

326 e della L. 18/05/1989 n° 183 - D.L. 180/98 e s.m.i. (PAI: Piano per l’Assetto

Idrogeologico);

Non sono presenti fasce di rispetto di sorgenti o captazioni idriche;

Non sono presenti Zone classificate ‘H’ (di rispetto paesaggistico, ambientale,

morfologico, etc.) dagli strumenti urbanistici comunali.

Sono state osservate le seguenti fasce di rispetto, come indicato negli elaborati grafici allegati:

o > 150 m da fiume “Tirso”;

o 5 m dai confini;

9.3. Suolo, sottosuolo ed ambiente idrico

9.3.1. Aree oggetto degli interventi

Le aree oggetto degli interventi sono posti a nord – ovest ed a sud-ovest del fiume “Tirso”, distano da esso 5 metri

circa I valori altimetrici sono compresi tra i mt. 180 e mt. 200 s.l.m.. Hanno una morfologia pianeggiante o

leggermente ondulati con dolci colline. Sono da classificarsi di origine alluvionale ed arenare eoliche cementate del



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Pleistocene.

9.3.2. caratteristiche dei suoli

o Profondità: profondi;

o Tessitura: da sabbioso-franca a franco-argilloso, con contenuto in scheletro assai vario;

o Struttura: poliedrica subangolare ed angolare;

o Permeabilità: da permeabili a poco permeabili;

o Erodibilità: bassa; Reazione: neutra; Carbonati: da assenti a medi;

o Sostanza organica: da scarsa a media; Capacità di scambio cationico: da medio ad

elevato;

o Saturazione in basi: saturi.

I suoli presentano sempre un’evoluzione piuttosto modesta, con profili A – C o, in maniera subordinata, A –Bw – C in

corrispondenza delle alluvioni molto recenti. La presenza di scheletro non è mai troppo elevato, quindi sono terreni

facilmente lavorabili con le normali macchine e attrezzi presenti in azienda, e per l’ordinamento colturale conseguito.

Sono quindi suoli che bene si prestano all’agricoltura ed allevamento intensivo, adattandosi ad una vasta gamma di

colture erbacee interessate dall’irrigazione. La vegetazione arborea è rada, con sporadiche presenze di Quercus

suber e qualche perastro.

9.3.3. Atmosfera

Il clima è temperato, mediterraneo; con temperature che nei mesi invernali raggiungono punte prossime allo zero, con

presenza di gelate notturne. La media annua di piovosità oscilla intorno alle 650 – 700 mm, distribuiti nel periodo

ottobre – marzo; scarse o nulle sono le precipitazioni tardo primavera estate, rarissime sono le nevicate. I venti

dominanti sono il ponente ed il maestrale nei mesi autunno invernali, lo scirocco nel periodo estivo. La flora pabulare

e le essenze erbacee coltivate non subiscono arresti di crescita nei mesi estivi, essendo irrigate; un certo

rallentamento si verifica nei mesi invernali e nei periodi di freddo intenso.

9.3.4. Habitat, vegetazione, flora, fauna e specie presenti

La vegetazione presente nel territorio in esame è quella tipica del mediterraneo, con essenze forestali arboree

naturali costituite da qualche piante da sughero (Quercus suber), roverelle (Quercus pubescens), lecci (in quet’area si

presentano come cespugli ), perastri e peri autoctone locali.. Nella zona sono presenti degli impianti di

imboschimento e frangiventi per la separazione degli appezzamenti con l’impiego di “Eucaliptus”. La macchia

mediterranea arbustiva è composta principalmente da ginestra, erica, cisto, rovi ecc.. I terreni sono costituiti



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prevalentemente da seminativi irrigui.

La fauna selvatica del territorio è stanziale e migratoria. L’analisi faunistica è stata svolta analizzando lo stato dei

luoghi scelti per la costruzione degli impianti e delle aree limitrofe. Lungo le colline gli uccelli in migrazione si

spostano lungo la direttrice sud-ovest nord-est ed inoltre si tratta di una migrazione diffusa e non concentrata. L’area

oggetto di studio non si presenta con caratteristiche ambientali idonee alla nidificazione delle specie migratorie e può

essere usata solo di rado. E’ presente la cosi detta nobile stanziale (pernici e lepre Sarda). Sono inoltre presenti le

seguenti specie: volpe, cinghiale, coniglio selvatico. specie volatili quali: il falco, corvo, ghiandaia, beccaccia,

colombaccio, cornacchia, merlo, quaglia. Gli allevamenti della zona, sono principalmente costituiti da ovini, caprini,

sporadici sono gli allevamenti di bovini da carne. Si premete che con l’esecuzione dei lavori previsti in progetto, non si

andrà in alcun modo ad interferire con la flora e con l’habitat in generale, essendo gli interventi situati all’interno del

centro aziendale.

L’assenza di emissioni (liquide, gassose e rumore) unitamente ad una produzione di rifiuti pressoché nulla (se si

eccettua la fase di dismissione), costituiscono presupposti tali da assicurare, per le serre fotovoltaiche, effetti

generalmente trascurabili sulla qualità delle matrici ambientali del contesto in cui gli stessi si inseriscono. Peraltro i

suddetti generali requisiti di sicurezza ambientale non sono di per sé sufficienti per escludere del tutto potenziali

influenze dell’opera a carico della componente faunistica; influenze che, in ogni caso, saranno certamente di lieve

entità e diversificate in funzione del periodo di vita dell’impianto considerato (costruzione, esercizio e

dismissione/ripristino).

La fase di cantiere è, nel caso specifico, certamente la più invasiva sotto il profilo delle potenziali interazioni con la

fauna. In questa fase i potenziali fattori di impatto in grado di arrecare disturbo alla fauna sono principalmente

riconducibili a:

incremento del traffico motorizzato per effetto delle attività di cantiere con conseguente

aumento della rumorosità ambientale, emissioni di gas di scarico, rischi di perdite

accidentali di sostanze inquinanti (p.e. combustibili);

aumento significativo della presenza antropica attribuibile al personale di cantiere;

sottrazione temporanea di habitat attribuibile all’occupazione di suolo da parte di

automezzi e persone (per il movimento dei mezzi, parcheggi, viabilità di cantiere,

locali di ricovero, ecc.).

Tali fattori possono potenzialmente essere all’origine di disturbo per la fauna che gravita nel sito e nelle sue

immediate vicinanze. Nell’immediato le più evidenti ripercussioni dirette saranno riferibili all’allontanamento delle

specie presenti; l’entità del fenomeno, in termini di distanza di spostamento, sarà evidentemente variabile in funzione



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del grado di sensibilità della singola specie.

Peraltro, si ritiene che, già al termine delle fasi lavorative più problematiche sotto il profilo dei disturbi ambientali (p.e.

lavorazioni rumorose) o, in taluni casi, ad ogni fine giornata lavorativa (cioè alla cessazione momentanea dei fattori di

disturbo), si possa assistere ad un primo ripopolamento delle aree da parte delle specie meno schive e più abituate

alla presenza umana.

Considerate le caratteristiche del sito, interno ad un ambito profondamente antropizzato e contraddistinto da un

marcato degrado della componente vegetazionale, non si ritiene che sussista un rischio significativo di perdite di

esemplari appartenenti alle specie elencate nella allegata relazione di Valutazione di Incidenza Ambientale (V.Inc.A)

per effetto delle attività di cantiere.

Come espresso in precedenza, gli impatti in fase di costruzione avranno in ogni caso una durata limitata nel tempo

(pari alla durata dei lavori, stimata in circa 12 mesi) ed è ragionevole ipotizzare che le specie interessate ritorneranno

spontaneamente e gradualmente ad occupare il sito di impianto una volta concluse le opere.

In fase di esercizio il principale impatto a carico della componente faunistica è certamente riferibile alla sottrazione di

habitat derivante dalla necessità di procedere all’installazione di impianti e manufatti (strutture di supporto dei pannelli

fotovoltaici ( le serre ), opere di fondazione, cabine di trasformazione e cablaggi elettrici) con conseguente

occupazione del terreno.

In questa fase, cessati i fattori di disturbo più intensi prodotti durante la fase di cantiere, è prevedibile un completo

riavvicinamento delle specie animali allontanatesi nella fase precedente.

Durante la fase di esercizio, si attenueranno drasticamente i potenziali disturbi associati alla presenza antropica o al

movimento di automezzi. Peraltro è opportuno evidenziare, a questo proposito, come nell’area in esame, proprio in

virtù della sua vocazione agropastorale-industriale, la fauna locale abbia certamente sviluppato un certa abitudine alla

presenza dell’uomo.

Per quanto attiene agli impatti in fase di dismissione valgono le considerazioni già formulate a proposito della fase di

costruzione, trattandosi di effetti negativi associati alle lavorazioni per la disinstallazione dei pannelli e delle opere

connesse nonché per gli interventi di ripristino morfologico-ambientale.

9.3.5. Paesaggio

Le valenze della componente paesaggio sono definite dall'insieme dei fattori morfologici, naturalistici e storico-architettonici. L'interazione dell'opera dell'uomo sull'ambiente naturale definisce in termini dinamici la componentepaesaggistica che pur vive su invarianti ormai consolidate da acquisizioni politico-culturali largamente condivise. Traqueste sono da annoverare senz'altro la tutela del patrimonio storico-architettonico e archeologico e la tutela degli



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ambienti naturali.Le tipologie di paesaggio prevalenti all’interno dell’area interessata sono quelle di “Aree di interesse agricolo”. Larealizzazione di queste serre fotovoltaiche contribuirebbe alla crescita socio-economica del comune di Noragugume edintorni .Occorre sottolineare inoltre che gli impianti che si andranno ad installare sono ubicati in una posizione non visibile daicomuni confinanti.Non vi sono elementi di valore paesaggistico presenti nell’area interessata, comprendendo in essi anche i valori dicarattere storico artisticoDi fatto, nelle aree in esame il paesaggio vegetale ricorrente è quello costituito in prevalenza da specie erbacee, gliesemplari non costituiscono una copertura omogenea.Si precisa come, a seguito dei sopralluoghi effettuati nel sito di intervento, sia da escludere la presenza di specievegetali rare, endemiche o di interesse conservazionistico.

9.3.6. Salute pubblica

Gli elementi della salute pubblica non sono interessati dal presente progetto in quanto un impianto di questo tipo puòsolo apportare migliorie nelle condizioni generali della popolazione.

9.3.7. Rumore e vibrazioni

Le caratteristiche di impianti di questo tipo sono tali da non comportare situazioni di criticità dal punto di vista deifenomeni vibratori. Si ritiene pertanto che la componente vibrazioni non sia causa di impatti significativi; non si rileva lanecessità di interventi di mitigazione.

10. QUADRO DELLA SOSTENIBILITA’

10.1. Individuazione degli impatti critici sull’ambiente

Di seguito si propone il quadro delle criticità:

emissioni in atmosfera;

scarichi idrici;

rifiuti;

elettromagnetici;

rumore e vibrazioni;

impatto paesaggistico;

traffico.

Per misure di mitigazione si intendono tutte quelle “misure intese a ridurre al minimo o addirittura a sopprimere

l'impatto negativo di un piano o progetto durante o dopo la sua realizzazione” (Direttiva Habitat).

Al fine di limitare i possibili effetti negativi dovuti all'installazione, alla costruzione ed al funzionamento delle serre e

degli impianti fotovoltaici sul territorio (vegetazione, flora e fauna) verranno adottate le misure preventive durante le



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fasi di cantiere e di esercizio delle serre e delle centrali fotovoltaiche.

Va preliminarmente assunto che durante la fase di cantiere ogni azione di mitigazione verrà regolamentata, con le

ditte costruttrici, attraverso appositi capitolati. Inoltre sarà individuato il “Responsabile dell'attuazione”, di dette misure.

10.2. Impatti dei campi elettromagnetici

La valutazione all'esposizione al campo magnetico prodotto dagli impianti è stata realizzata sulla base della legge n.

36 del 22/02/2001, del Decreto del Presidente del Consiglio Dei Ministri 8 luglio 2003 e dal Dm Ambiente 29 maggio

2008 (approvazione della metodologia di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per gli elettrodotti).

10.2.1. Linee interrate in MT, in cavo cordato ad elica

I cavi a valle delle stazioni SMA (inverter+trafo BT/MT) fino al punto di connessione dell’impianto con la rete, sono

cavi in media tensione (l’uscita delle stazioni SMA inverter+trafo BT/MT è a 15 kV).

Si è previsto l’utilizzo di cavo tripolare MT, cordato ad elica visibile, in alluminio, isolato con polietilene reticolato,

schermato, sotto guaina di PVC, ARE4H1RX (3×120) mmq - tensione 12/20 kV, interrato ad una profondità non

inferiore ad 1,20 m.

Il cavo sarà interrato ad una profondità non inferiore ad 1,20 m, con le seguenti modalità:

Ai sensi del decreto 29 maggio 2008, Ministero dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare, “Approvazione

della metodologia di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per gli elettrodotti”, articolo 3, punto 3.2

dell’allegato costituente parte integrante del decreto stesso, trattandosi di “linee in MT in cavo cordato ad elica

interrate”,

SI DICHIARA



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che le linee elettriche oggetto della presente, sono escluse dall’applicazione della metodologia di calcolo per la

determinazione delle fasce di rispetto di cui al succitato Decreto 29 maggio 2008.

10.3. Suolo, sottosuolo e ambiente idrico

Le acque meteoriche continueranno ad essere assorbite naturalmente dal terreno defluendo al suo interno quindi non

si innescheranno fenomeni di erosione o squilibrio idrogeologico.

Le serre fotovoltaiche in progetto, visto la natura del terreno su cui verranno installati, saranno facilmente amovibile,

realizzato secondo tutti i crismi di preservazione del terreno permettendo così alle strutture serricole-fotovoltaiche:

di essere totalmente integrato nell’ambiente;

di preservare il terreno;

di non avere alcun impatto sul decorso delle acque piovane;

di poter ripristinare facilmente il terreno al termine del ciclo di vita degli impianti.

L’interramento dei cavidotti non supererà la profondità di 1,50 cm e, per ciò non si avranno dannosi stravolgimenti del

sottosuolo. Si sottolinea che verranno attuate opportune misure di prevenzione e protezione per le possibili modifiche

all'assetto idrogeologico dell'ambiente (principalmente per quanto riguarda la regimazione delle acque meteoriche)

che la fase di realizzazione dell'impianto potrebbe comportare, quali fossetti laterali temporanei di drenaggio in cui

vengano convogliate le acque.

10.3.1. Atmosfera

Gli effetti della realizzazione dell’impianto fotovoltaico per quanto riguarda la componente atmosfera sono

essenzialmente riconducibili a quelli relativi alla salute pubblica. Quindi non possiamo parlare di effetti negativi ma

solo positivi dovuti ad una riduzione delle emissioni di CO2 grazie alla sostituzione di energia da fonte tradizionale con

energia da fonte rinnovabile.

10.3.2. Habitat, vegetazione, flora, fauna e specie presenti

Alla luce delle potenziali incidenze previste per la realizzazione del progetto, e dell’assenza di tipologie vegetazionali

particolari, si possono prevedere comunque le seguenti azioni di mitigazione:

l'utilizzo di mezzi pesanti gommati anziché cingolati, comporterà una notevole riduzione

del danno al manto erboso;

in fase di cantiere verranno utilizzati rigorosamente solo i tracciati stradali e le piazzole;



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inoltre gran parte delle opere viarie e logistiche saranno di tipo provvisorio e

ripristinabili al termine del cantiere; così gran parte delle strade sommitali e tutte le

aree delle piazzole saranno smantellate e il terreno facilmente recuperato allo stato

vegetativo antecedente l'intervento senza provocare così una frammentazione

dell'habitat;

per quanto riguarda la fase di gestione ed esercizio delle serre e degli impianti

fotovoltaici per la manutenzione ordinaria e straordinaria, l'accesso al sito avverrà

utilizzando automezzi leggeri e percorrendo direttamente i prati sommitali;

i materiali inerti prodotti, costituiti soprattutto da terreno vegetale, saranno riutilizzati per

il riempimento di eventuali scavi, per l’inerbimento del restante terreno e per la

pavimentazione delle strade di servizi; non dovranno essere create quantità di

detriti incontrollate, né saranno abbandonati materiali da costruzione o resti di

escavazioni in prossimità delle opere; nel caso rimanessero resti inutilizzati, questi

verranno trasportati al di fuori della zona, alla discarica autorizzata per inerti più

vicina o nel cantiere più vicino che ne faccia richiesta;

le aree degradate e le scarpate eventualmente create dai tagli stradali, saranno

risistemate con tecniche di ingegneria naturalistica, usando piante e/o semi

autoctoni e saranno dotate di adeguato sistema di drenaggio, tale da impedire un

aumento dell'erosione e favorire una rapida crescita della vegetazione spontanea;

durante la fase di costruzione delle strutture e dell’impianto verranno individuate

soluzioni tecniche per ridurre la dispersione di polveri, sia nel sito che nelle aree

circostanti;

10.3.3. Paesaggio

10.3.3.1. Impatto visivo

In alcuni casi i sistemi fotovoltaici sono stati rifiutati per motivi estetici. In generale l'impatto visivo dipende soprattutto

dalle dimensioni dell'impianto. Si ricorda che ciò non rappresenta un problema nel caso dell'uso decentrato del

fotovoltaico, dato che gli impianti possono essere bene integrati sui tetti o sulle facciate degli edifici.

Un impianto fotovoltaico di media o grande dimensione può invece avere un impatto visivo non trascurabile, che

dipende sensibilmente dal tipo di paesaggio (di pregio o meno).

Nel caso in esame l’impatto visivo (dovuto alle strutture sulle quali poggiano i pannelli) sarà comunque mitigato per

mezzo della piantumazione lungo il perimetro dell’impianto, se ritenuto necessario. Nel nostro caso l’impatto

visivo è limitato all’area dell’intervento, in quanto i progetti non sono visibili dalle strade principali



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(S.S.131DCN, S.S. 129 e S.P. 33 ) né dai nuclei abitati.

10.3.4. Salute pubblica

Non si ritiene che le opere in progetto introducano effetti negativi sulla salute pubblica.

Piuttosto si può affermare che, considerando le tonnellate di CO2 evitata grazie alla presenza di impianti ad energia

rinnovabile, le condizioni della salute pubblica non possono che migliorare.

10.3.5. Rumore e vibrazioni

Le caratteristiche dell’impianto sono tali da non comportare situazioni di criticità dal punto di vista dei fenomeni

vibratori e di rumore. Non si rileva la necessità di interventi di mitigazione.

11. IMPATTI PER IL SISTEMA INSEDIATIVO, LE CONDIZIONI SOCIO-ECONOMICHE ED I BENI MATERIALI

Un primo importante effetto generato dall’entrata in esercizio degli impianti fotovoltaici in progetto sarà ovviamente

dato dalla riduzione delle emissioni gassose generate dalla produzione di energia elettrica. Questa riduzione

costituirà un importante contributo al raggiungimento da parte del nostro paese degli obiettivi stabiliti dal Protocollo di

Kyoto e dal pacchetto dell’Unione Europea per l’energia e il clima in termini di riduzione delle emissioni di gas di

serra.

Il contributo alla riduzione delle emissioni di CO2 da parte degli impianti in progetto in fase di esercizio può essere

stimato utilizzando il metodo impiegato dal Rapporto Ambientale ENEL 2009 per valutare le emissioni in atmosfera

evitate, ovvero come prodotto tra la produzione di energia elettrica dell’impianto in progetto e l’emissione specifica

media di CO2 della produzione termoelettrica fossile degli impianti del gruppo ENEL, pari a 691g/kwh , e risulta

quantificabile in questo modo in circa 1575 t/anno di CO2.

Si tratta di contributi sicuramente importanti che, almeno stando alle più autorevoli stime monetarie dell’entità dei costi

esterni generati dalle emissioni gassose in atmosfera disponibili in letteratura, non sono però in grado da soli di

giustificare la desiderabilità sociale dell’investimento di risorse necessario alla realizzazione dell’opera in progetto dal

punto di vista dell’utilizzo efficiente delle risorse disponibili.

Tuttavia, la realizzazione degli impianti in progetto, oltre che evitare l’emissione di inquinanti in atmosfera con

conseguente risparmio dei corrispondenti costi esterni, genererà un’ulteriore serie di impatti positivi sul sistema socio

economico interferito.

In primo luogo, occorre considerare che la realizzazione di tali impianti rappresenta una tappa importante per la



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diffusione del fotovoltaico nel nostro paese e inoltre esprime un risultato coerente con gli obblighi imposti al nostro

paese dal pacchetto dell’Unione Europea per l’energia e per il clima in termini di quota di energia ricavata da fonti

rinnovabili riportati in precedenza.

Oltre a fornire i contributi che potremmo definire diretti di cui sopra, la diffusione della tecnologia fotovoltaica

contribuirà alla generazione di esternalità tecnologiche in termini di diffusione dell’esperienza e approfondimento delle

conoscenze nel campo, esternalità che avranno il prevedibile effetto di incidere positivamente sulla struttura dei costi

con la quale successive esperienze nel settore dovranno confrontarsi e di conseguenza di favorire ulteriormente la

diffusione del fotovoltaico nel nostro paese.

11.1.Valutazioni specifiche

L'introduzione delle serre-fotovoltaiche in situ creerà delle modificazioni modeste al suolo, al territorio e al paesaggio;

non introdurrà interazioni con la flora e la fauna suscettibili di svolgere potenzialmente un'azione alterante equilibri.

Il riassetto insediativo verterà nella riqualificazione di un’area degradata ambientalmente, decorativamente e

paesaggisticamente. L'introduzione di una attività sul territorio che corrisponde ad una maggior risorsa sfruttata dello

stesso e alla riqualificazione urbana e ambientale che rispetta le altre attività presenti, tradizionalmente, sullo stesso

può rappresentare una valorizzazione paesistica. La realizzazione delle serre-fotovoltaiche, sul territorio di cui

discutiamo, potranno aggiungere un nuovo connotato alla zona.

Riguardo alla biodiversità, di per sé le serre fotovoltaiche non agiscono direttamente su questo parametro anche se

l'introduzione dei pannelli fotovoltaici contribuisce al miglioramento dei bilanci ambientali (riduzione delle emissioni a

parità di energia prodotta, rispetto alle tradizionali fossili.

È bene inoltre riportare un elenco dei vantaggi sia strutturali che ambientali che i pannelli fotovoltaici hanno:

o La tecnologia fotovoltaica è solida, poco suscettibile ai guasti e richiede pochissimi lavori

di manutenzione. Tant’è vero che i sistemi fotovoltaici funzionano in assenza di

parti in movimento. Le celle fotovoltaiche non si consumano durante il

funzionamento e non ci sono emissioni di materiali legate al funzionamento. Questo

esclude a priori l’usura del funzionamento;

o La produzione fotovoltaica di energia elettrica avviene senza combustione e a

temperature relativamente basse. Non vi è quindi carico termico dei componenti;

o La resistenza agli agenti atmosferici, alle radiazioni UV o anche contro gli sbalzi di

temperatura stagionali dei materiali con i quali vengono costruiti i sistemi fotovoltaici

è ampiamente collaudata da test a lungo termine. Si tenga presente che l’utilizzo



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decennale di questa tecnologia nel settore astronautico, nel quale si utilizzano i

moduli fotovoltaici per alimentare le stazioni spaziali, vale già da solo come prova di

affidabilità;

o I moduli fotovoltaici sono riciclabili: attraverso diversi processi tecnologici, è possibile

recuperare parte dei moduli dopo il loro periodo di utilizzo o in caso di

danneggiamento precoce. Le componenti non deteriorabili, quali le celle

fotovoltaiche, la copertura di vetro e le cornici di alluminio possono essere

riutilizzate o riciclate;

o Gli impianti fotovoltaici riducono le emissioni di gas inquinante e giovano alle risorse

naturali. Contribuiscono alla protezione attiva dell’ambiente;

L’utilizzo delle serre-fotovoltaiche presenta quindi enormi vantaggi da un punto di vista energetico ed ambientale,

inoltre può essere prodotta in prossimità del carico evitando le perdite di trasporto e le negative ripercussioni sulla

salute umana dei campi elettromagnetici collegati alle linee di trasmissione ad alta tensione. E si ha il vantaggio di

non sottrarre il suolo all’agricoltura e cioè l’attività agricola diventa più attiva.

I progressi tecnologici e le economie di scala legate ad una futura espansione del mercato sono destinati a portare a

sostanziali riduzioni dei costi, oggi comunque attenuati grazie agli incentivi statali del Conto Energia.

Infine bisogna ricordare che per ogni kWh prodotto con le celle fotovoltaiche si risparmiano circa 250 grammi di olio

combustibile e si ‘evita’ la produzione di 0,53 kg di CO2, con un sicuro vantaggio ambientale per la collettività.

12. PIANO DI MONITORAGGIO AMBIENTALE E DISMISSIONE DEL SITO

12.1. Sistema di monitoraggio impianto

Il monitoraggio dell’impianto verrà effettuato tramite una centrale di comunicazione dedicata SMA che permetterà la

diagnosi a distanza dell’impianto, raccogliendo continuamente tutti i dati degli inverter e consentendo così di essere

sempre informati sullo stato dell’impianto e di effettuare una corretta manutenzione dello stesso, finalizzata

all’ottenimento della massima producibilità annuale dell’impianto fotovoltaico.

I principali vantaggi offerti dal sistema di monitoraggio SMA a distanza sono:

Monitoraggio continuo dell’impianto solare;

Riconoscimento tempestivo dei guasti;

Rilevamento del rendimento energetico;

Memorizzazioni dei dati per l’analisi e trasmissione automatica dei dati aintervalli



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selezionabili;

Preparazione dei dati e rappresentazione grafica (da pubblicare ed esempio in internet).

12.2. Descrizione delle modalità di dismissione degli impianti

Gli impianti fotovoltaici hanno una vita utile pari a 25-30 anni, determinata dalla funzionalità dei moduli. La loro alta



passati.


movimento.

Si effettua un controllo visivo all’anno, ,la produttività dei moduli, viene garantita per legge per 20 anni e l’unico

componente che richiede una sostituzione nell’arco della vita dell’impianto, è l’inverter, che offre comunque la

possibilità di una garanzia fino a 10/15 anni, e che molte case ormai producono in una ottica di durata ventennale.

Anche tutti gli altri componenti, dalle strutture di sostegno (le serre) ai cavi, sono pensati per una durata lunga che

minimo corrisponda alla vita dell’impianto.

Per quanto riguarda le serre ovvero le strutture metalliche di sostegno e le parti trasparenti in policarbonato che le

costituiscono, si può invece prevedere una vita utile di circa 50 anni.

Tenendo conto di questo fatto, al termine dell’esercizio dell’impianto fotovoltaico il committente potrebbe decidere di

dismettere l’intera struttura o continuare l’utilizzo delle serre anche, ad esempio, sostituendo i moduli fotovoltaici con

pannelli di policarbonato.

Alternativamente è auspicabile effettuare un ammodernamento tecnologico, attraverso l’utilizzo di pannelli ad

altissima efficienza in grado di produrre molta più energia pulita e utilizzando meno spazio.

La dismissione e l’eventuale smantellamento dell’intera struttura da parte di ditte specializzate di settore per il riciclo

e/o il riutilizzo delle varie componenti (pannelli, parti metalliche e di policarbonato, bulloneria, strutture ausiliarie ecc.)

comporterà la riqualificazione del sito di progetto che, con interventi non particolarmente onerosi, può essere

ricondotto alle condizioni ante operam.

Le fasi principali relative allo smantellamento e dismissione dell’impianto possono essere cosi riassunte:

Smontaggio dei moduli fotovoltaici e conseguente trasporto e smaltimento;

Eventuale smontaggio della struttura (serra), trasporto e conseguente smaltimento;



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Smontaggio dei componenti elettrici delle cabine e conseguente smaltimento;

Rimozione delle cabine e smaltimento;

Abbattimento delle vasche di fondazione delle cabine e smaltimento;

Estrazione dei cavidotti;

Dismissione impianto di videosorveglianza;

Eventuale sistemazione del terreno ed eventuale integrazione dello stesso laddove sia

necessario;

Sistemazione dell'area come "ante operam", attraverso il ripristino e sistemazione a

verde dell’area e delle pavimentazioni stradali;

Detti lavori dovranno essere affidati a ditte altamente specializzate nei vari ambiti di intervento e con specifiche

mansioni sia per la disattivazione e smontaggio di tutte le componenti e materiali elettrici nonché per Io smontaggio

dei moduli e delle strutture, con personale qualificato per lavori temporanei e mobili, di cui alla vigente normativa, ed

in particolar modo al D.Lgs 81/08 e s.m.i. (D. Lgs 235/2003), e con macchine ed automezzi idonei.

In fase di dismissione, le varie parti dell'impianto saranno separate in base alla composizione chimica in modo da

poter riciclare il maggior quantitativo possibile dei singoli elementi (alluminio, silicio, acciaio, rame, ecc.) presso ditte

che si occupano di riciclaggio e produzione di tali elementi; I restanti rifiuti saranno inviati in discarica autorizzata.

Potrà essere stipulato con la ditta fornitrice degli elementi di impianto, insieme al contratto di fornitura dei pannelli

fotovoltaici, un "Recycling Agreement", per il recupero e trattamento di tutti i componenti dei moduli fotovoltaici (vetri,

materiali semiconduttori incapsulati, metalli, etc...) e lo stoccaggio degli stessi in attesa del riciclaggio. Al termine della

fase di dismissione la ditta fornitrice rilascerà inoltre un certificato attestante l'avvenuto recupero secondo un preciso

programma da allegare al contratto, mirato a ridurre al minimo lo spreco di materie prime.

Il ripristino dei luoghi sarà possibile soprattutto grazie alle caratteristiche di reversibilità proprie degli Impianti

Fotovoltaici ed al loro basso impatto sul territorio, anche in relazione alle scelte tecniche operate in fase di

progettazione ed in particolare modo all’utilizzo limitato di strutture portanti con fondazioni in calcestruzzo che

favoriranno il ripristino completo del suolo alla sua originaria funzione semplicemente tramite l’asportazione delle

suddette strutture.

È da sottolineare inoltre che buona parte dei materiali utilizzati per la realizzazione degli impianti può essere riciclata,

come indicato nella seguente tabella:

Riciclaggio del materiali provenienti dalla dismissione dell'impianto

Strade Materiale Inerte



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Fondazioni e basamenti Calcestruzzo ed acciaio

Infrastrutture elettriche Rame; Morsetteria;

Moduli fotovoltaici Alluminio; Silicio.

Struttura serra Lamiera zincata - Acciaio zincato

Pareti Trasparenti serra Policarbonato

Tab. n.12 materiali riciclabili

Sarà, comunque, necessario l'allestimento di un cantiere al fine di permettere lo smontaggio, il deposito temporaneo

ed il successivo trasporto a recupero e, ove necessario, a discarica degli elementi costituenti l'impianto.

12.3. Organizzazione del cantiere

L'installazione del cantiere sarà ubicata in un'area tale, per orografia e dislocazione, da essere accessibile ai mezzi di

cantiere e da consentire gli spazi necessari per il movimento dei mezzi meccanici e per il montaggio di tutte le

attrezzature necessarie all'esecuzione dei lavori, nonché per l'eventuale stoccaggio temporaneo dei materiale di

risulta da trasportare a discarica, che per maggiore comodità potrebbero essere dislocati in più punti, anche attigui

all'impianto.

Chiaramente si farà in modo che il cantiere occupi la minima superficie di suolo aggiuntiva rispetto a quella occupata

dall'impianto; per migliorare l'impiego degli spazi e delle risorse umane necessarie, si prevede la possibilità di

suddividere le operazioni di smantellamento per singole fasi.

In primo luogo si dovrà procedere all'interruzione dei collegamenti con la rete ENEL/TERNA; si procederà, poi, allo

smontaggio delle strutture e dei moduli nonché alla rimozione delle cabine di consegna e ricezione, alla demolizione

delle basi delle strutture, o comunque della parte affiorante delle stesse ed al ripristino dei luoghi con interventi di

riconfigurazione delle scarpate.

I materiali di risulta verranno allontanati dall'area con idonei automezzi; per evitare la propagazione di polveri

verranno utilizzati alcuni accorgimenti quali la bagnatura delle piste, il lavaggio delle ruote degli autocarri in uscita dal

cantiere, la bagnatura e copertura con teloni del materiale trasportato.

12.4. Dismissione impianto fotovoltaico

12.4.1. Smontaggio e rimozione moduli

Dopo aver interrotto tutti i collegamenti elettrici e di trasmissione dati, si inizierà lo smontaggio dei moduli fotovoltaici.



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Si inizia con la sbullonatura e quindi la rimozione dei supporti e degli accessori di fissaggio dei moduli alla struttura

della serra. Quindi si procede alla rimozione dei moduli fotovoltaici.

L’eventuale fase di riciclaggio dei pannelli, come già precisato, dovrà prevedere la separazione del materiale di risulta

in base alla composizione chimica, in modo da poter riciclare il maggior quantitativo possibile dei singoli elementi,

quali alluminio e silicio, presso ditte che si occupano di riciclaggio e produzione di tali componenti e il conferimento in

discarica autorizzata dei restanti rifiuti non riciclabili.

Tutte le operazioni dovranno essere effettuate in massima sicurezza, adoperando imbracature idonee per carichi

pesanti che consentano di evitare la caduta o lo spostamento improvviso delle componenti. Tutte le funi utilizzate

verranno, quindi, accuratamente controllate prima dell'uso e saranno rispettate le portate indicate dai costruttori. Tutti

i mezzi di sollevamento dovranno essere dotati di dispositivi di arresto automatico nel caso di interruzione della forza

motrice.

12.4.2. Demolizione e smontaggio cabine

Contemporaneamente allo smontaggio delle strutture e moduli avverrà lo smontaggio delle cabine di ricezione e di

consegna.

Avendo precedentemente interrotto i collegamenti elettrici con i moduli e con le cabine di trasformazione, si

provvederà a rimuovere tutte le componenti elettriche e le apparecchiature di controllo, trasportando tutto il materiale

presso idonei centri di raccolta ed eventuale riciclaggio.

In seguito si procederà alla demolizione delle strutture con trasporto del materiale di risulta presso la discarica

autorizzata più vicina.

In alternativa, essendo i locali tecnici tipicamente dei prefabbricati monoblocco, con un ciclo di vita molto lungo si può

pensare di riutilizzarli per destinazioni d’uso diverse e quindi ipotizzarne un loro riciclo.

12.4.3. Smantellamento Impianto elettrico

Prima di procedere allo smantellamento dell'impianto, come già specificato nei paragrafi precedenti, si sarà

provveduto a disconnettere lo stesso dalla sottostazione di consegna nonché a scollegare le cabine di consegna e di

ricezione poste nell'area dell'impianto. Per quanto riguarda i cavidotti, la rimozione avverrà sfilando i cavi per mezzo

di opportuno macchinario e infine per mezzo dell’escavatore verranno rimossi i tubi protettivi di polietilene. Si dovrà

poi eseguire il ripristino dello scavo mediante il riutilizzo dello stesso materiale. Il rame degli avvolgimenti e dei cavi

elettrici e le parti metalliche verranno inviati ad aziende specializzate nel loro recupero e riciclaggio.



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Le linee elettriche e gli apparati elettrici e meccanici delle cabine di trasformazione MT/BT saranno rimosse,

conferendo il materiale di risulta agli impianti all’uopo deputati dalla normativa di settore.

Le polifere ed i pozzetti elettrici verranno rimossi tramite scavo a sezione obbligata che verrà poi nuovamente

riempito con il materiale di risulta. I manufatti estratti verranno trattati come rifiuti ed inviati in discarica in accordo alle

vigenti disposizioni normative. Le colonnine prefabbricate di distribuzione elettrica saranno smantellate ed inviate

anch’esse ad aziende specializzate nel loro recupero e riciclaggio.

12.5 Dismissione Serre

12.5.1. Smontaggio e rimozione serre

Come già evidenziato in precedenza questa fase potrebbe essere non contestuale alla rimozione dell’impianto

fotovoltaico in quanto è possibile che il solo impianto serricolo possa continuare la produzione agricola. Si ritiene

infatti che non esistano motivi per i quali procedere allo smantellamento dell’impianto se non per eventuale venir

meno della disponibilità dei terreni o di volontà del proprietario.

Lo smontaggio delle serre dovrà comunque avvenire, previa rimozione della bullonatura, rimuovendo in successione

le travi, gli arcarecci, i pannelli in policarbonato e infine le colonne. I materiali che costituiscono la struttura potranno

essere riciclati, in quanto recuperabili al momento della loro dismissione tramite processi di fusione e successiva

raffinazione, dando luogo a prodotti analoghi a quelli di origine o comunque sottoprodotti di pari impiego.

In ogni caso, tutti i componenti sono stati progettati per essere facilmente smontabili in ottica di un possibile futuro

ripristino dello stato dei luoghi oppure per un rinnovo dei componenti legati ad aggiornamento della tecnologia di

riferimento.

Tutte le operazioni dovranno essere effettuate in massima sicurezza, adoperando tutti gli accorgimenti del caso.

12.5.2. Rimozione della recinzione

La struttura di recinzione dell’area è prevista costituita da rete metallica leggera di altezza pari a mt 1,80, con idonei

fili di ferro zincato di rinforzo e appositi sostegni in profilati metallici.

Trattasi di un’opera di modesta entità che non richiede movimenti di materiale (limitati al solo carotaggio di circa cm

30 di profondità per l’incasso dei montanti), grazie alla caratteristica di flessibilità che permette si seguire l’andamento

del terreno.

L’eventuale intervento di ripristino "ante operam" sarà articolato come segue:

o smontaggio e rimozione della rete metallica e dei montanti di sostegno in acciaio,



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o carico, trasporto a deposito ed eventuale riutilizzo dei componenti in altre

applicazioni.

12.6. Ripristino dell'area

12.6.1. Risistemazione delle aree occupate dall'impianto

Ad avvenuta ultimazione di tutte le operazioni fin qui descritte è previsto un recupero dell'area al fine di evitare

qualsiasi possibile alterazione della morfologia del terreno e soprattutto del regime idrogeologico esistente.

Operazione fondamentale sarà quella di ripristinare, in linea di massima, la rete idrografica naturale del terreno

ripristinando il regolare deflusso delle acque meteoriche; ciò al fine di evitare eventuali fenomeni erosivi.

Sgombrata l'area di cantiere si procederà al riporto di terra vegetale sottoposta a spianamento e costipazione fino a

raggiungere le quote previste di progetto, anche attraverso interventi manuali di regolarizzazione delle superfici.

Si procederà, quindi, alla sistemazione a verde riprendendo con terreno agrario eventuali piccole erosioni createsi in

fase di cantiere, avendo cura di preparare adeguatamente il terreno, prima di procedere alla semina o al trapianto di

essenze vegetali.

12.6.2. Ripristino della pavimentazione stradale

In fase di progettazione ci si è posti l'obiettivo di ridurre al minimo necessario il ricorso a nuova viabilità cercando di

sfruttare al massimo, anche attraverso interventi di miglioramento, i percorsi esistenti.

In ogni caso, per tutta la rete della viabilità, sono state studiate misure di mitigazione dell'impatto favorendone

l'inserimento nel contesto paesaggistico.

Buona parte della viabilità di progetto è, comunque, costituita da brevi bracci di collegamento tra le strutture con i moduli

e la viabilità esistente.

Per il ripristino del terreno allo stato iniziale lungo tali tratti sarà sufficiente l’utilizzo di semplici escavatori meccanici

cingolati. L’eventuale materiale di risulta verrà successivamente trasportato a discarica con mezzi idonei, in funzione del

quantitativo di materiale da allontanare.

12.6.3. Interventi di sistemazione a verde

L'area in oggetto è attualmente priva di piante di particolare pregio.

Ciononostante, in considerazione del periodo particolarmente lungo di esercizio dell'impianto, potrebbero in fase di

smantellamento rilevarsi presenze di essenze di pregio. In tal caso, prima di procedere all'allestimento del cantiere, si

provvederà ad effettuarne lo spostamento. L'estrazione sarà effettuata con una benna, avendo cura di non



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danneggiare la zolla attorno alle radici e la pianta rimossa verrà messa a dimora in una zona attigua, ma non

interessata dal cantiere, all'interno di una buca di adeguate dimensioni appositamente predisposta. Le piante che non

sarà necessario spostare saranno adeguatamente protette con delle recinzioni temporanee.

In ogni caso, durante tutta la fase di cantiere, si avrà cura di proteggere quanto più possibile eventuale vegetazione

esistente da ogni tipo di danneggiamento.

Tutte le lavorazioni necessarie verranno eseguite nel periodo più idoneo e prima di effettuare qualsiasi tipo di semina

o impianto, si provvederà a verificare l'idoneità del terreno, ricorrendo eventualmente alla correzione del ph o all'uso

di fertilizzanti.

In ogni caso si cercherà di reimpiantare colture arboree autoctone, che non richiedono di particolari caratteristiche

qualitative del terreno, resistendo anche alla siccità.

Per la sistemazione delle aree precedentemente occupate dall'impianto si prevede l'utilizzo di una pala cingolata, un

escavatore che permettano di lavorare il terreno e rendendolo disponibile a successivi utilizzi di uso agricolo.

13. PIANO DI MONITORAGGIO AMBIENTALE E DISMISSIONE DEL SITO

13.1. Sistema di monitoraggio impianto

Il monitoraggio dell’impianto verrà effettuato tramite una centrale di comunicazione dedicata SMA che permetterà la

diagnosi a distanza dell’impianto, raccogliendo continuamente tutti i dati degli inverter e consentendo così di essere

sempre informati sullo stato dell’impianto e di effettuare una corretta manutenzione dello stesso, finalizzata

all’ottenimento della massima producibilità annuale dell’impianto fotovoltaico.

I principali vantaggi offerti dal sistema di monitoraggio SMA a distanza sono:

Monitoraggio continuo dell’impianto solare;

Riconoscimento tempestivo dei guasti;

Rilevamento del rendimento energetico;

Memorizzazioni dei dati per l’analisi e trasmissione automatica dei dati aintervalli selezionabili;

Preparazione dei dati e rappresentazione grafica (da pubblicare ed esempio in internet).

13.2. Descrizione delle modalità di dismissione degli impianti

Gli impianti fotovoltaici hanno una vita utile pari a 25-30 anni, determinata dalla funzionalità dei moduli. La loro alta




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passati.


movimento.

Si effettua un controllo visivo all’anno, ,la produttività dei moduli, viene garantita per legge per 20 anni e l’unico

componente che richiede una sostituzione nell’arco della vita dell’impianto, è l’inverter, che offre comunque la

possibilità di una garanzia fino a 10/15 anni, e che molte case ormai producono in una ottica di durata ventennale.

Anche tutti gli altri componenti, dalle strutture di sostegno (le serre) ai cavi, sono pensati per una durata lunga che

minimo corrisponda alla vita dell’impianto.

Per quanto riguarda le serre ovvero le strutture metalliche di sostegno e le parti trasparenti in policarbonato che le

costituiscono, si può invece prevedere una vita utile di circa 50 anni.

Tenendo conto di questo fatto, al termine dell’esercizio dell’impianto fotovoltaico il committente potrebbe decidere di

dismettere l’intera struttura o continuare l’utilizzo delle serre anche, ad esempio, sostituendo i moduli fotovoltaici con

pannelli di policarbonato.

Alternativamente è auspicabile effettuare un ammodernamento tecnologico, attraverso l’utilizzo di pannelli ad

altissima efficienza in grado di produrre molta più energia pulita e utilizzando meno spazio.

La dismissione e l’eventuale smantellamento dell’intera struttura da parte di ditte specializzate di settore per il riciclo

e/o il riutilizzo delle varie componenti (pannelli, parti metalliche e di policarbonato, bulloneria, strutture ausiliarie ecc.)

comporterà la riqualificazione del sito di progetto che, con interventi non particolarmente onerosi, può essere

ricondotto alle condizioni ante operam.

Le fasi principali relative allo smantellamento e dismissione dell’impianto possono essere cosi riassunte:

Smontaggio dei moduli fotovoltaici e conseguente trasporto e smaltimento;

Eventuale smontaggio della struttura (serra), trasporto e conseguente smaltimento;

Smontaggio dei componenti elettrici delle cabine e conseguente smaltimento;

Rimozione delle cabine e smaltimento;

Abbattimento delle vasche di fondazione delle cabine e smaltimento;

Estrazione dei cavidotti;

Dismissione impianto di videosorveglianza;

Eventuale sistemazione del terreno ed eventuale integrazione dello stesso laddove sia



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necessario;

Sistemazione dell'area come "ante operam", attraverso il ripristino e sistemazione a

verde dell’area e delle pavimentazioni stradali;

Detti lavori dovranno essere affidati a ditte altamente specializzate nei vari ambiti di intervento e con specifiche

mansioni sia per la disattivazione e smontaggio di tutte le componenti e materiali elettrici nonché per Io smontaggio

dei moduli e delle strutture, con personale qualificato per lavori temporanei e mobili, di cui alla vigente normativa, ed

in particolar modo al D.Lgs 81/08 e s.m.i. (D. Lgs 235/2003), e con macchine ed automezzi idonei.

In fase di dismissione, le varie parti dell'impianto saranno separate in base alla composizione chimica in modo da

poter riciclare il maggior quantitativo possibile dei singoli elementi (alluminio, silicio, acciaio, rame, ecc.) presso ditte

che si occupano di riciclaggio e produzione di tali elementi; I restanti rifiuti saranno inviati in discarica autorizzata.

Potrà essere stipulato con la ditta fornitrice degli elementi di impianto, insieme al contratto di fornitura dei pannelli

fotovoltaici, un "Recycling Agreement", per il recupero e trattamento di tutti i componenti dei moduli fotovoltaici (vetri,

materiali semiconduttori incapsulati, metalli, etc...) e lo stoccaggio degli stessi in attesa del riciclaggio. Al termine della

fase di dismissione la ditta fornitrice rilascerà inoltre un certificato attestante l'avvenuto recupero secondo un preciso

programma da allegare al contratto, mirato a ridurre al minimo lo spreco di materie prime.

Il ripristino dei luoghi sarà possibile soprattutto grazie alle caratteristiche di reversibilità proprie degli Impianti

Fotovoltaici ed al loro basso impatto sul territorio, anche in relazione alle scelte tecniche operate in fase di

progettazione ed in particolare modo all’utilizzo limitato di strutture portanti con fondazioni in calcestruzzo che

favoriranno il ripristino completo del suolo alla sua originaria funzione semplicemente tramite l’asportazione delle

suddette strutture.

È da sottolineare inoltre che buona parte dei materiali utilizzati per la realizzazione degli impianti può essere riciclata,

come indicato nella seguente tabella:

Riciclaggio del materiali provenienti dalla dismissione dell'impianto

Strade Materiale Inerte

Fondazioni e basamenti Calcestruzzo ed acciaio

Infrastrutture elettriche Rame; Morsetteria;

Moduli fotovoltaici Alluminio; Silicio.

Struttura serra Lamiera zincata - Acciaio zincato



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Pareti Trasparenti serra Policarbonato

Tab. n.12 materiali riciclabili

Sarà, comunque, necessario l'allestimento di un cantiere al fine di permettere lo smontaggio, il deposito temporaneo

ed il successivo trasporto a recupero e, ove necessario, a discarica degli elementi costituenti l'impianto.

13.3.Organizzazione del cantiere

L'installazione del cantiere sarà ubicata in un'area tale, per orografia e dislocazione, da essere accessibile ai mezzi di

cantiere e da consentire gli spazi necessari per il movimento dei mezzi meccanici e per il montaggio di tutte le

attrezzature necessarie all'esecuzione dei lavori, nonché per l'eventuale stoccaggio temporaneo dei materiale di

risulta da trasportare a discarica, che per maggiore comodità potrebbero essere dislocati in più punti, anche attigui

all'impianto.

Chiaramente si farà in modo che il cantiere occupi la minima superficie di suolo aggiuntiva rispetto a quella occupata

dall'impianto; per migliorare l'impiego degli spazi e delle risorse umane necessarie, si prevede la possibilità di

suddividere le operazioni di smantellamento per singole fasi.

In primo luogo si dovrà procedere all'interruzione dei collegamenti con la rete ENEL/TERNA; si procederà, poi, allo

smontaggio delle strutture e dei moduli nonché alla rimozione delle cabine di consegna e ricezione, alla demolizione

delle basi delle strutture, o comunque della parte affiorante delle stesse ed al ripristino dei luoghi con interventi di

riconfigurazione delle scarpate.

I materiali di risulta verranno allontanati dall'area con idonei automezzi; per evitare la propagazione di polveri

verranno utilizzati alcuni accorgimenti quali la bagnatura delle piste, il lavaggio delle ruote degli autocarri in uscita dal

cantiere, la bagnatura e copertura con teloni del materiale trasportato.

13.4. Dismissione impianto fotovoltaico

13.4.1 Smontaggio e rimozione moduli

Un pannello solare ha una durata di 25 anni, ben più lunga di qualsiasi bene mobile di consumo o di investimento. Al

termine del loro ciclo di vita si trasformeranno in un rifiuto speciale da trattare. I moduli dei pannelli solari fotovoltaici si

caratterizzano per l'essere composti da diversi elementi, in particolare i moduli fotovoltaici in silicio cristallino, sono

equiparati a rifiuti elettrici/elettronici. Poichè la tecnologia fotovoltaica è stata sviluppata negli ultimi anni, gli impianti

fotovoltaici sono ancora tutti in funzione. Il progetto ha però considerato il problema dello smaltimento, secondo



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quanto disposto nel D.Lgs. 25/07/2005 n°15, recepimento della direttiva europea sui RAEE.

La separazione e il recupero dei metalli non è un processo facile. Un pannello solare fotovoltaico giunto alla fine della

sua vita diventa pertanto “materiale” per le attività di riciclaggio. La vendita su scala dei pannelli solari FV sta trovando

soltanto in questi ultimi anni un primo boom commerciale. E' molto probabile che nei prossimi anni le attività di

riciclaggio dei moduli ricevano investimenti dalle stesse case costruttrici del settore fotovoltaico per recuperare e

rigenerare una parte dei metalli necessari per le nuove produzioni. Le aziende avranno un interesse diretto a produrre

pannelli solari con maggiore cura nel futuro recupero dei materiali (es. riciclo pannelli guasti).

Allo stato attuale non esiste una procedura standard che preveda come smantellare un impianto fotovoltaico alla fine

della sua vita.

La direttiva europea WEEE (2002/95/CE) (Waste of Electric and Electronic Equipment), nota in Italia come RAEE

(rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche), prevede che le industrie di componenti elettronici siano obbligate

a occuparsi dello smaltimento dei loro prodotti; tra queste industrie vi è anche quella del fotovoltaico. Il recepimento

della direttiva da parte dell’Italia è avvenuto con il d.lgs. 25/07/2005 n. 15. Tuttavia, nell’elenco definito

“esemplificativo e non esaustivo” dei prodotti da considerare RAEE, non sono menzionati i pannelli FV. Ciò può

lasciare spazio a dubbi ed interpretazioni soggettive della legge.

Dopo aver interrotto tutti i collegamenti elettrici e di trasmissione dati, si inizierà lo smontaggio dei moduli fotovoltaici.

Si inizia con la sbullonatura e quindi la rimozione dei supporti e degli accessori di fissaggio dei moduli alla struttura

della serra. Quindi si procede alla rimozione dei moduli fotovoltaici.

L’eventuale fase di riciclaggio dei pannelli, come già precisato, dovrà prevedere la separazione del materiale di risulta

in base alla composizione chimica, in modo da poter riciclare il maggior quantitativo possibile dei singoli elementi,

quali alluminio e silicio, presso ditte che si occupano di riciclaggio e produzione di tali componenti e il conferimento in

discarica autorizzata dei restanti rifiuti non riciclabili.

Tutte le operazioni dovranno essere effettuate in massima sicurezza, adoperando imbracature idonee per carichi

pesanti che consentano di evitare la caduta o lo spostamento improvviso delle componenti. Tutte le funi utilizzate

verranno, quindi, accuratamente controllate prima dell'uso e saranno rispettate le portate indicate dai costruttori. Tutti

i mezzi di sollevamento dovranno essere dotati di dispositivi di arresto automatico nel caso di interruzione della forza

motrice.

13.4.3. Demolizione e smontaggio cabine

Contemporaneamente allo smontaggio delle strutture e moduli avverrà lo smontaggio delle cabine di ricezione e di

consegna.



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Avendo precedentemente interrotto i collegamenti elettrici con i moduli e con le cabine di trasformazione, si

provvederà a rimuovere tutte le componenti elettriche e le apparecchiature di controllo, trasportando tutto il materiale

presso idonei centri di raccolta ed eventuale riciclaggio.

In seguito si procederà alla demolizione delle strutture con trasporto del materiale di risulta presso la discarica

autorizzata più vicina.

In alternativa, essendo i locali tecnici tipicamente dei prefabbricati monoblocco, con un ciclo di vita molto lungo si può

pensare di riutilizzarli per destinazioni d’uso diverse e quindi ipotizzarne un loro riciclo.

13.4.4. Smantellamento Impianto elettrico

Prima di procedere allo smantellamento dell'impianto, come già specificato nei paragrafi precedenti, si sarà

provveduto a disconnettere lo stesso dalla sottostazione di consegna nonché a scollegare le cabine di consegna e di

ricezione poste nell'area dell'impianto. Per quanto riguarda i cavidotti, la rimozione avverrà sfilando i cavi per mezzo

di opportuno macchinario e infine per mezzo dell’escavatore verranno rimossi i tubi protettivi di polietilene. Si dovrà

poi eseguire il ripristino dello scavo mediante il riutilizzo dello stesso materiale. Il rame degli avvolgimenti e dei cavi

elettrici e le parti metalliche verranno inviati ad aziende specializzate nel loro recupero e riciclaggio.

Le linee elettriche e gli apparati elettrici e meccanici delle cabine di trasformazione MT/BT saranno rimosse,

conferendo il materiale di risulta agli impianti all’uopo deputati dalla normativa di settore.

Le polifere ed i pozzetti elettrici verranno rimossi tramite scavo a sezione obbligata che verrà poi nuovamente

riempito con il materiale di risulta. I manufatti estratti verranno trattati come rifiuti ed inviati in discarica in accordo alle

vigenti disposizioni normative. Le colonnine prefabbricate di distribuzione elettrica saranno smantellate ed inviate

anch’esse ad aziende specializzate nel loro recupero e riciclaggio.

13.4.5. Dismissione Serre

13.4.5.1.Smontaggio e rimozione serre

Come già evidenziato in precedenza questa fase potrebbe essere non contestuale alla rimozione dell’impianto

fotovoltaico in quanto è possibile che il solo impianto serricolo possa continuare la produzione agricola. Si ritiene

infatti che non esistano motivi per i quali procedere allo smantellamento dell’impianto se non per eventuale venir

meno della disponibilità dei terreni o di volontà del proprietario.

Lo smontaggio delle serre dovrà comunque avvenire, previa rimozione della bullonatura, rimuovendo in successione

le travi, gli arcarecci, i pannelli in policarbonato e infine le colonne. I materiali che costituiscono la struttura potranno

essere riciclati, in quanto recuperabili al momento della loro dismissione tramite processi di fusione e successiva

raffinazione, dando luogo a prodotti analoghi a quelli di origine o comunque sottoprodotti di pari impiego.



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In ogni caso, tutti i componenti sono stati progettati per essere facilmente smontabili in ottica di un possibile futuro

ripristino dello stato dei luoghi oppure per un rinnovo dei componenti legati ad aggiornamento della tecnologia di

riferimento.

Tutte le operazioni dovranno essere effettuate in massima sicurezza, adoperando tutti gli accorgimenti del caso.

13.4.6. Rimozione della recinzione

La struttura di recinzione dell’area è prevista costituita da rete metallica leggera di altezza pari a mt 1,80, con idonei

fili di ferro zincato di rinforzo e appositi sostegni in profilati metallici.

Trattasi di un’opera di modesta entità che non richiede movimenti di materiale (limitati al solo carotaggio di circa cm

30 di profondità per l’incasso dei montanti), grazie alla caratteristica di flessibilità che permette si seguire l’andamento

del terreno.

L’eventuale intervento di ripristino "ante operam" sarà articolato come segue:

o smontaggio e rimozione della rete metallica e dei montanti di sostegno in acciaio,

o carico, trasporto a deposito ed eventuale riutilizzo dei componenti in altre

applicazioni.

13.4.7. Ripristino dell'area

13.4.7.1. Risistemazione delle aree occupate dall'impianto

Ad avvenuta ultimazione di tutte le operazioni fin qui descritte è previsto un recupero dell'area al fine di evitare

qualsiasi possibile alterazione della morfologia del terreno e soprattutto del regime idrogeologico esistente.

Operazione fondamentale sarà quella di ripristinare, in linea di massima, la rete idrografica naturale del terreno

ripristinando il regolare deflusso delle acque meteoriche; ciò al fine di evitare eventuali fenomeni erosivi.

Sgombrata l'area di cantiere si procederà al riporto di terra vegetale sottoposta a spianamento e costipazione fino a

raggiungere le quote previste di progetto, anche attraverso interventi manuali di regolarizzazione delle superfici.

Si procederà, quindi, alla sistemazione a verde riprendendo con terreno agrario eventuali piccole erosioni createsi in

fase di cantiere, avendo cura di preparare adeguatamente il terreno, prima di procedere alla semina o al trapianto di

essenze vegetali.



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13.4.8. Ripristino della pavimentazione stradale

In fase di progettazione ci si è posti l'obiettivo di ridurre al minimo necessario il ricorso a nuova viabilità cercando di

sfruttare al massimo, anche attraverso interventi di miglioramento, i percorsi esistenti.

In ogni caso, per tutta la rete della viabilità, sono state studiate misure di mitigazione dell'impatto favorendone

l'inserimento nel contesto paesaggistico.

Buona parte della viabilità di progetto è, comunque, costituita da brevi bracci di collegamento tra le strutture con i

moduli e la viabilità esistente.

Per il ripristino del terreno allo stato iniziale lungo tali tratti sarà sufficiente l’utilizzo di semplici escavatori meccanici

cingolati. L’eventuale materiale di risulta verrà successivamente trasportato a discarica con mezzi idonei, in funzione

del quantitativo di materiale da allontanare.

13.4.9. Interventi di sistemazione a verde

L'area in oggetto è attualmente priva di piante di particolare pregio.

Ciononostante, in considerazione del periodo particolarmente lungo di esercizio dell'impianto, potrebbero in fase di

smantellamento rilevarsi presenze di essenze di pregio. In tal caso, prima di procedere all'allestimento del cantiere, si

provvederà ad effettuarne lo spostamento. L'estrazione sarà effettuata con una benna, avendo cura di non

danneggiare la zolla attorno alle radici e la pianta rimossa verrà messa a dimora in una zona attigua, ma non

interessata dal cantiere, all'interno di una buca di adeguate dimensioni appositamente predisposta. Le piante che non

sarà necessario spostare saranno adeguatamente protette con delle recinzioni temporanee.

In ogni caso, durante tutta la fase di cantiere, si avrà cura di proteggere quanto più possibile eventuale vegetazione

esistente da ogni tipo di danneggiamento.

Tutte le lavorazioni necessarie verranno eseguite nel periodo più idoneo e prima di effettuare qualsiasi tipo di semina

o impianto, si provvederà a verificare l'idoneità del terreno, ricorrendo eventualmente alla correzione del ph o all'uso

di fertilizzanti.

In ogni caso si cercherà di reimpiantare colture arboree autoctone, che non richiedono di particolari caratteristiche

qualitative del terreno, resistendo anche alla siccità.

Per la sistemazione delle aree precedentemente occupate dall'impianto si prevede l'utilizzo di una pala cingolata, un

escavatore che permettano di lavorare il terreno e rendendolo disponibile a successivi utilizzi di uso agricolo.



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14. CONSIDERAZIONI FINALI

Si può concludere che l'introduzione degli impianti fotovoltaici sul territorio di Noragugume,nelle località “Montrigu

Abile e Sa Pala e Su Chercu”potranno avere un effetto benefico per l'economia locale e per la gestione ottimale

delle risorse territoriali e ambientali.

Inoltre, l'area vasta, tutta nella sua interezza, potrà trarre beneficio dalla riduzione delle emissioni che si ricollega

anche alla sicurezza sanitaria delle popolazioni ed alla salubrità dell'ambiente intero. Sulla base di questo studio delle

valutazioni, delle analisi, e degli approfondimenti effettuati risulta che la compatibilità territoriale e ambientale è

assicurata grazie alla bassa invasività dell'intervento ed al ripristino della fruibilità che ne consegue.

All’interno delle serre verranno coltivate varie colture, queste strutture sericole - fotovoltaiche garantiranno un impatto

visivo migliore dell’attuale e consentiranno di mantenere, anzi migliorare, l’attuale habitat senza richiedere

un’eccessiva manutenzione.

Da quanto sopra relazionato, appare chiaro come pur dovendosi mutare in maniera limitata il territorio, il paesaggio e

l'ambiente su scala locale, la cosa sarà fatta con attenzione e massimo rispetto dell'ambiente nella sua globalità.

15. ALLEGATI

1) TAV. 1 Carta IGM con l’ubicazione dei Progetti2) TAV. 2 Corografia su base CTR con l’ubicazione dei Progetti3) TAV. 3 Carta Tematica delle ZPS4) TAV. 4 Foto delle aree precedente al taglio del bosco commerciale ed attuale5) TAV. 5 Simulazione fotografica6) TAV. 6 Simulazione fotografica7) TAV. 7. Simulazione fotografica

Il TecnicoDott. Ing. Elizabeth Rijo

REALIZZAZIONE DI SERRE CON IMPIANTI FOTOVOLTAICI ... · La superficie coperta prevista nei progetti...

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