san quirico - gruppo d'intervento giuridico onlus · progettazione impianti: progetto di un...

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San Quirico solar power s.r.l.

SAN QUIRICOCOMUNE DI ORISTANO

CLIENTE:

SVILUPPO:

BERTRAMS HEATEC AGBasel, Switzerland

LINDE Engineering Dresden GmbHDresden, Germany

SBP Sonne GmbHStuttgart, Germany

ENELINGEGNERIA E INNOVAZIONE SpADIVISIONE II/SRI

PROGETTO DI UNIMPIANTO IBRIDO SOLARE TERMODINAMICO

RESPONSABILE DELLO SIA:

I.A.T. Consulenza e Progetti S.r.l.Dott. Ing. Giuseppe FrongiaVia Tigello n. 2209123 Cagliari (CA)

OGGETTO DELL'ELABORATO:

-

08/10/2014

ELABORATO:

SCALA:

DATA:

STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALECONSULENTETECNOLOGICO:

COORDINAMENTO: Ing. Sergio LaiViale Trieste n. 5809037 San Gavino Monreale (VS)

SINTESI NON TECNICA

M & W Germany GmbHStuttgart, Germany

GRUPPO DI LAVORO:

Dott. Ing. Giuseppe FrongiaDott. Ing. Marianna BarbarinoDott. Ing. Enrica BatzellaDott. Nat. Mauro CastiDott. Archeologo Consuelo CossuProf. Ing. Giorgio MassacciDott. Nat. Maurizio Medda

Dott. Ing. Gianluca MelisDott. Geol. Consuelo NicolòDott. Ing. Andrea OnnisDott. Forestale Gianluca SerraDott. Ing. Emanuela Spiga

FIRMA:

RS.05

CONSORZIOPROGETTAZIONE IMPIANTI:

Progetto di un impianto ibrido solare termodinamico - Comune di Oristano (OR) - Località “San Quirico”

Studio di Impatto Ambientale – RS.05 – Sintesi non tecnica

I.A.T. Consulenza e progetti S.r.l. – Via Tigellio 22 09123 Cagliari (I) – www.iatprogetti.it

- I -

INDICE

1 INTRODUZIONE ................................................................................................... 1

2 IL SOGGETTO PROPONENTE ........................................................................... 5

3 PRESUPPOSTI E MOTIVAZIONI DEL PROGETTO............................................ 7

4 FINALITÀ DELLA PROCEDURA DI VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE .................................................................................................... 11

4.1 Obiettivi della procedura di V.I.A. e dello Studio di Impatto Ambientale ....... 11

4.2 Articolazione dello studio di impatto ambientale ............................................ 11

5 QUADRO DI SFONDO E PRESUPPOSTI DELL’OPERA ................................. 15

5.1 La tecnologia del solare termodinamico: stato dell’arte ................................. 15

5.2 Principali presupposti programmatici del progetto ........................................ 20

6 ANALISI DEL MOMENTO ZERO: LA SITUAZIONE PREESISTENTE ALL’INTERVENTO ............................................................................................. 23

6.1 Localizzazione dell’intervento ........................................................................... 23

6.2 Principali connotati ambientali e paesaggistici delle aree interessate dalle opere ................................................................................................................... 28

6.2.1 L’area vasta .................................................................................................. 28

6.2.2 L’area di progetto .......................................................................................... 30

7 DESCRIZIONE SINTETICA DEL PROGETTO .................................................. 33

7.1 Aspetti generali .................................................................................................. 33

7.2 Distribuzione funzionale delle superfici ........................................................... 33

7.3 Preparazione preliminare del terreno ............................................................... 36

7.4 Configurazione del campo solare ..................................................................... 38

7.5 Superficie captante degli specchi parabolici ................................................... 40

7.6 Modalità di gestione .......................................................................................... 40

7.7 Le potenzialità energetiche ............................................................................... 41

7.8 Infrastrutturazione elettrica ............................................................................... 42

7.9 Opere di mitigazione e inserimento ambientale .............................................. 42

7.9.1 Fase costruttiva ............................................................................................. 43

7.9.2 Fase di esercizio ........................................................................................... 44

7.9.3 Fase di dismissione e ripristino ..................................................................... 45

8 ANALISI DELLE PRINCIPALI ALTERNATIVE PROGETTUALI ....................... 47

8.1 Premessa ............................................................................................................ 47

8.2 Alternative di localizzazione.............................................................................. 47

8.3 Alternative di processo ..................................................................................... 49

8.3.1 Scelta del fluido termovettore a Sali fusi ........................................................ 49

8.3.2 Scelta del sistema di concentrazione dell’energia radiante ............................ 49

8.3.3 Il sistema di backup termico .......................................................................... 51




- II -

9 GLI EFFETTI AMBIENTALI DEL PROGETTO .................................................. 53

9.1 Effetti sulla qualità dell’aria e sui cambiamenti climatici ................................ 53

9.1.1 Effetti a livello globale.................................................................................... 53

9.1.2 Effetti a livello locale ...................................................................................... 55

9.2 Effetti su suolo e sottosuolo ............................................................................. 57

9.3 Effetti sull’ambiente idrico ................................................................................ 59

9.4 Effetti sul paesaggio .......................................................................................... 62

9.4.1 Gli aspetti percettivi ....................................................................................... 62

9.4.2 Modificazioni della funzionalità ecologica, idraulica e dell'equilibrio idrogeologico ....................................................................................................... 64

9.5 Effetti sulla vegetazione .................................................................................... 71

9.6 Effetti sulla fauna ............................................................................................... 72

9.7 Effetti sulla salute pubblica ............................................................................... 75

9.7.1 Aspetti generali ............................................................................................. 75

9.7.2 Impatto acustico ............................................................................................ 77

9.7.3 Campi elettromagnetici .................................................................................. 79

9.8 Effetti sotto il profilo socio-economico ............................................................ 80

9.8.1 Effetti macroeconomici associati allo sviluppo del settore della tecnologia CSP: aspetti generali ........................................................................................... 81

9.8.2 Esternalità positive a livello sovralocale e globale ......................................... 83

9.8.3 Opportunità per le imprese ed operatori locali in fase di cantiere ed esercizio 84

9.8.4 Contributo al consolidamento del settore della produzione di biomasse legnose di provenienza locale .............................................................................. 86

9.8.5 Sottrazione di aree alle comunità locali e potenziali conflitti d’uso delle risorse 88

9.9 Effetti sulle risorse naturali ............................................................................... 90




- III -

ELENCO DIDASCALIE TABELLE

Tabella 1 - Principali impianti solari termodinamici in esercizio (Fonte Enea su dati ESTELA, 2011) ............................................................................................................................. 19

Tabella 2 – Stima delle emissioni di CO2 evitate a seguito della realizzazione dell’impianto ibrido solare termodinamico .......................................................................................... 54

Tabella 3 - Stima delle emissioni evitate a seguito della realizzazione dell’impianto ibrido solare termodinamico con riferimento ad alcuni inquinanti atmosferici principali ............ 55

Tabella 4 – Effetti dell’esercizio dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico in termini di consumi evitati di risorse non rinnovabili e produzione di residui di centrali termoelettriche .............................................................................................................. 93

ELENCO DIDASCALIE FIGURE

Figura 1 – Schema del sistema di concentrazione solare a dischi parabolici ....................... 16

Figura 2 - Schema del sistema di concentrazione solare con torre di concentrazione .......... 16

Figura 3 - Schema del sistema di concentrazione solare con collettori parabolici ................ 17

Figura 4 – Ubicazione della centrale solare di San Quirico (Fonte PFAR 2007) ................... 25

Figura 5 – Stralcio dell’Elaborato cartografico TS.01 – Inquadramento territoriale ............... 26

Figura 6 – Ubicazione del sito di progetto ............................................................................ 28

Figura 7 – Veduta dell’area d’impianto da Est ...................................................................... 31

Figura 8 – Veduta del massiccio del Monte Arci dall’area d’impianto – Ripresa dal settore Nord-Ovest .................................................................................................................... 32

Figura 9 – Distribuzione generale delle superfici asservite alla realizzazione dell’impianto .. 34

Figura 10 – Schema esplicativo utilizzo del fondo ................................................................ 35

Figura 11 – Schema individuazione terreno ad uso agricolo ................................................ 36

Figura 12 – Linee di livello stato attuale ............................................................................... 37

Figura 13 – Linee di livello stato di progetto ......................................................................... 38

Figura 14 – Solar collector element (Collettore SCE) ........................................................... 39

Figura 15 – Solar Collector Assembly (Collettore SCA) ....................................................... 39

Figura 16 – Unità di circolazione Sali “Loop” ........................................................................ 40

Figura 17 – Esistente impianto CSP a torre di concentrazione (Fonte ESTELA) .................. 50

Figura 18 - Inquadramento morfologico e aree di visibilità (rappresentate in tonalità di rosso). In tonalità di giallo le porzioni dell’area di studio in cui l’impianto risulterà pressoché invisibile(10km, confine bianco). Il confine rosso indica l’area di massima attenzione (5km) ............................................................................................................................. 64

Figura 19 – Fotosimulazione dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico (OR) dalla S.P. 57 Tiria - Silì .................................................................................................. 67

Figura 20 – Fotosimulazione dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico (OR) con prospettiva aerea da Sud ........................................................................................ 69

Figura 21 – Distribuzione areali riproduttivi Gallina prataiola ed idoneità ambientale per la specie nell’area vasta. ................................................................................................... 74

Figura 22 - Calcolo della DPA per un elettrodotto ................................................................ 80

Figura 23 – Attività incluse nelle fasi di sviluppo e gestione di una centrale CSP (Fonte Protermosolar, 2011) ..................................................................................................... 82




- IV -

ELENCO ELABORATI STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE

RS.01 Premessa e quadro di riferimento programmatico

RS.02 Quadro di riferimento progettuale

RS.03 Quadro di riferimento ambientale

RS.04 Analisi dei fattori di impatto e quadro riassuntivo degli impatti attesi

RS.05 Sintesi non tecnica

RS.06 Piano di monitoraggio delle componenti ambientali

RS.07 Relazione paesaggistica

RS.08 Studio previsionale di impatto acustico

RS.09 Analisi economica costi-benefici

RS.10 Studio idrologico e idrogeologico

RS.11 Studio sulla dispersione degli inquinanti atmosferici

RS.12 Relazione agro-pedologica

RS.13 Relazione di valutazione archeologica preventiva

RS.13.1 Carta dei rinvenimenti archeologici e dei punti foto

RS.14 Report dei fabbricati censiti

TS.01 Inquadramento geografico e territoriale

TS.02 Inquadramento Urbanistico - Stralcio PUC Oristano

TS.03 Carta dei dispositivi di tutela paesaggistico-ambientale

TS.04 Sovrapposizione degli interventi con i tematismi del P.P.R.

TS.05 Sovrapposizione interventi su ortofoto

TS.06 Carta geologica

TS.07 Carta geomorfologica

TS.08 Carta dell'uso del suolo (Corine Land Cover)

TS.09 Carta dell'ecomosaico

TS.10 Carta delle tessiture territoriali e delle infrastrutture

TS.11 Carta delle unità di paesaggio

TS.12 Carta dei siti di interesse storico-culturale

TS.13 Mappa di intervisibilità teorica

TS.14 Interventi di inserimento ambientale - Fase di esercizio

TS.15 Interventi di ripristino ambientale - Fase di dismissione




- 1 -

1 INTRODUZIONE

Il presente Studio di Impatto Ambientale (nel seguito SIA) è parte integrante della

documentazione tecnico-progettuale predisposta dalla Società San Quirico Solar Power S.r.l.

ai fini dell’espletamento della procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) di livello

regionale concernente il progetto di una centrale solare termodinamica ibrida da realizzarsi in

agro di Oristano in loc. San Quirico.

Il documento si inquadra nell’ambito di una specifica attività di consulenza prestata dalla

Società di ingegneria I.A.T. Consulenza e progetti S.r.l., sotto la responsabilità dell’Ing.

Giuseppe Frongia, ai fini dell’espletamento della procedura di VIA del progetto.

Sotto il profilo delle interazioni dell’opera con la vigente disciplina in materia di valutazione di

impatto ambientale, l’intervento proposto risulta ascrivibile alla tipologia progettuale di cui alla

parte II, allegato 4, punto 2 lettera a del D.Lgs. 152/06 e ss.mm.ii. (Impianti termici per la

produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva

superiore a 50 MW), per la quale è previsto l’espletamento della procedura di verifica di

assoggettabilità a VIA. Sebbene la vigente normativa nazionale e regionale non preveda

l’obbligatorietà della Valutazione di impatto ambientale per l’opera in progetto, la Società

proponente ha comunque ritenuto opportuno attivare direttamente la procedura di

Valutazione di Impatto Ambientale a livello Regionale ai fini dell’ottenimento del giudizio di

compatibilità ambientale. Tale scelta, oltre a risultare cautelativa nei confronti dell’ambiente,

discende dalla specificità dell’intervento, estremamente innovativo e ad elevato contenuto

tecnologico. Le caratteristiche dell’area prescelta per la realizzazione dell’intervento, inserita

in un territorio a spiccata vocazione rurale ha richiesto, inoltre, un particolare studio e

approfondimento rispetto alla definizione di efficaci accorgimenti progettuali atti a favorire

l’integrazione del progetto nel sistema agricolo e ambientale di riferimento. E’ evidente,

peraltro, come tali scelte strategiche debbano essere opportunamente valutate e/o affinate di

concerto con gli Enti competenti nell’ambito di uno specifico processo autorizzativo che sia il

più possibile trasparente e che si esaurisca in tempi predefiniti.

La procedura di VIA, in tal senso, è stata ritenuta maggiormente rispondente rispetto

all’esigenza di semplificare e razionalizzare la fase decisionale, anche attraverso un

processo di più ampia informazione e consultazione preventiva delle autorità competenti e

dell’intera collettività.

Lo Studio di Impatto Ambientale ha ad oggetto il campo solare e l’annesso impianto di

integrazione termica ausiliaria a biomasse (c.d. backup termico), completi di tutte le

infrastrutture civili ed impiantistiche direttamente funzionali al loro esercizio, riferibili,

principalmente, al sistema dell’accumulo termico e del blocco di generazione elettrica (Power

Block), alla viabilità di impianto e fabbricati connessi, nonché al cavidotto a 150 kilovolt di

collegamento con il punto di connessione alla RTN, ubicato in corrispondenza della Stazione

elettrica di Terna nei pressi di Fenosu (OR).

In considerazione del carattere multidisciplinare della V.I.A., il presente SIA è stato redatto




- 2 -

da un gruppo di professionisti ed esperti in varie discipline, la cui composizione è indicata nel

seguente prospetto:

Dr. Ing. Giuseppe Frongia Direttore tecnico IAT S.r.l.

Responsabile della convenzione e coordinatore

del gruppo di lavoro. Impostazione generale del

documento e revisione conclusiva

Dott. Ing. Marianna Barbarino Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista Contributo alla elaborazione del report fotografico

Dott. Ing. Enrica Batzella Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista

Contributo alla ricognizione dei ricettori ed alla

redazione dell’Analisi costi-benefici

Dott. Nat. Mauro Casti Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista

Contributo specialistico all’analisi delle interazioni

del progetto con la componente Flora e

vegetazione

Dott. Archeologo. Consuelo

Cossu

Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista


del progetto con la componente archeologica

Prof. Ing. Giorgio Massacci

Consulente IAT S.r.l. - Professore

ordinario di Sicurezza del Lavoro e

Difesa Ambientale presso il

DIGITA – Università degli Studi di

Cagliari

Responsabile dello studio previsionale di impatto

acustico

Dott. Nat. Maurizio Medda Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista


del progetto con la componente faunistica

Dott. Ing. Gianluca Melis Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista

Contributo alla costruzione del quadro di

conoscenza nell’ambito dell’analisi delle

componenti ambientali, della relazione

paesaggistica

Dott. Geol. Consuelo Nicolò Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista

Responsabile dello studio idrologico e

idrogeologico e contributo alla costruzione del

quadro di conoscenza nell’ambito dell’analisi delle

componenti ambientali, della relazione

paesaggistica

Dott. Forestale Gianluca Serra Consulente IAT S.r.l. - Libero

professionista


del progetto con la componente agronomica

Dott. Ing. Emanuela Spiga I.A.T. S.r.l. Contributo generale alla redazione dello studio di

impatto ambientale e della relazione paesaggistica

Lo SIA è articolato in tre quadri di riferimento (Programmatico, Progettuale ed Ambientale) ed

è corredato da numerose relazioni specialistiche di approfondimento dei principali aspetti

ambientali nonché dagli allegati grafici descrittivi dei diversi quadri.

Il presente elaborato, costituente una sintesi in linguaggio non tecnico dello SIA, è destinato

alla consultazione da parte del pubblico interessato. La Sintesi non tecnica è integrata da

alcune tavole dello studio di impatto ambientale, opportunamente predisposte in formato A4

per una più agevole consultazione e riproduzione.

Completa lo Studio il Piano di monitoraggio delle componenti ambientali (PMA).

A valle della disamina del quadro ambientale di riferimento, lo SIA approfondisce l’analisi

sulla ricerca degli accorgimenti progettuali finalizzati alla riduzione dei potenziali impatti




- 3 -

negativi che l’intervento in esame può determinare nonché all’individuazione di possibili

azioni compensative.

L’analisi del contesto ambientale di inserimento del progetto è stata sviluppata attraverso la

consultazione di numerose fonti informative, precisate in dettaglio in bibliografia, e

l’esecuzione di specifiche campagne di rilevamento diretto. Lo SIA ha fatto esplicito

riferimento, inoltre, alle relazioni tecniche e specialistiche nonché agli elaborati grafici allegati

al Progetto Definitivo dell’impianto, elaborato da un consorzio di imprese con vasta

esperienza nel settore termotecnico, la consulenza di Enel Ingegneria e Ricerca S.p.A. ed il

coordinamento operativo di C.L.P. Project S.r.l..

Indispensabili elementi conoscitivi, ai fini dell’analisi e valutazione dei potenziali impatti

ambientali indotti dalla realizzazione dell’intervento, sono tratti, inoltre, dagli studi geologici e

geotecnici allegati al Progetto Definitivo, curati dal dott. Geol. Antonello Angius. L’analisi

degli aspetti idrologici e idrogeologici è stata invece sviluppata dalla I.A.T. Consulenza e

progetti S.r.l. nella persona del Dott. Geol. Consuelo Nicolò.

L’illustrazione dei presupposti dell’opera, con particolare riferimento al quadro della

situazione energetica a livello regionale, è stata condotta sulla base delle analisi contenute

negli strumenti di Pianificazione regionale di settore.

L’analisi del rischio incidentale è tratta dalle risultanze dello specifico Rapporto preliminare di

sicurezza sul rischio di incidente rilevante ai termini del D.Lgs.334/99 e s.m.i. (normativa

SEVESO), elaborato da ICARO.




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2 IL SOGGETTO PROPONENTE

L’iniziativa in esame, elaborata a partire dall’anno 2010, è promossa dalla società di progetto

denominata San Quirico solar power S.r.l., costituita nel 2011 e con sede a Bolzano, la

quale ha incaricato la società Clean Power project S.r.l. di Bolzano dello sviluppo dell’opera

in oggetto. Quest’ultima società è attiva dal 2002 nel settore dell’energia elettrica da fonte

rinnovabile, occupandosi in particolar modo dello sviluppo, coordinamento e realizzazione di

impianti eolici, solare termodinamici (CSP – Concentrated Solar Power) e impianti di

biomassa. Fornisce inoltre servizi vari di ingegneria, quali project management, direzione

lavori, consulenze finanziarie e studi di fattibilità.

La progettazione tecnologica dell’impianto è stata eseguita da un Consorzio di società leader

tedesche composto da:

Flabeg FE GmbH Zollhafen, 18, 50678 Köln, Germany

www.flabeg-fe.com

e

Schlaich Bergermann und Partner – sbp sonne GmbH

Schwabstr. 43, D-70197 Stuttgart, Germany

www.sbp.de

(società specializzate nella costruzione del campo solare completo, specchi

parabolici, sottostruttura, tubo ricevitore e impianto di movimentazione degli

specchi)

M+W Germany GmbH Lotterbergstr. 30, D-70499 Stuttgart, Germany

www.mwgroup.net

(società specializzata nella costruzione del Power Block, sistema di

trattamento acque, vari serbatoi acque e diesel, vasche di depurazione,

turbina a vapore collegata ad un generatore elettrico, torri evaporative,

impianti ausiliari e tutte le opere civili generali)

Società della Linde Group:

Linde Engineering Dresden GmbH

Bodenbacher Str. 80, D-01277 Dresden

www.linde-kca.com

e




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Bertrams Heatec AG

Hohenrainstr. 10, CH-4133 Pratteln 1

www.bertrams-heatec.com

(le società sono specializzate nella realizzazione del sistema di accumulo Sali,

generatore di vapore alimentato dai Sali caldi, di tutte le tubazioni di alimentazione

del campo solare e impianto biomassa)

Tali società vantano esperienza a livello internazionale nel settore della produzione di

energia solare.

ENEL Ingegneria e Ricerca S.p.A. di Roma, darà, come project leader, il supporto alla

imprese coinvolte nel progetto, con la quale è stato stipulato un apposito contratto di

consulenza, che prevede l’assistenza nella progettazione dell’impianto, con la loro

esperienza e Know-how in questo settore.

Tramite l’assistenza e consulenza da parte di ENEL, con le loro direttive nell’esecuzione del

progetto, nonché con l’assistenza della società TÜV-Süd Industrie Service GmbH che è

stata incaricata per eseguire il “collaudo” del progetto, l’impianto otterrà la licenza di

“tecnologia collaudata”.




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3 PRESUPPOSTI E MOTIVAZIONI DEL PROGETTO

Negli ultimi anni la rapida espansione della generazione elettrica da eolico e solare ha

consolidato il ruolo delle rinnovabili come fonti indispensabili nel mix energetico mondiale.

Peraltro, come evidenziato dal rapporto della International Energy Agency del 2012 (World

Energy Outlook 2011 - WEO), a discapito della progressiva crescita delle fonti di energia a

basso contenuto di carbonio, i combustibili fossili rimangono dominanti nel mix energetico

mondiale, supportati da sussidi che nel 2011 ammontavano a 523 miliardi di dollari, in

aumento di circa il 30% rispetto al 2010 e sei volte superiori agli incentivi erogati a favore

delle fonti rinnovabili.

In questo quadro, seguendo i trend attuali, le emissioni di anidride carbonica (CO2) legate al

consumo di energia e degli altri gas ad effetto serra aumenterebbero inesorabilmente,

portando ad un rialzo della temperatura media del pianeta di 3,6 gradi nel lungo periodo. Per

frenare queste tendenze e prevenire conseguenze catastrofiche ed irreversibili sul clima, i

vari documenti dell’IEA auspicano un’azione urgente e decisa che assicuri una profonda

decarbonizzazione delle fonti energetiche mondiali.

D’altra parte, in accordo con quanto contenuto nel rapporto 2007 del Comitato

intergovernativo per lo studio dei cambiamenti climatici delle Nazioni Unite (International

Panel for Climate Change - IPPC), al fine di scongiurare effetti negativi inarrestabili sul clima

mondiale, l’incremento massimo tollerabile della temperatura media globale non dovrebbe

essere superiore di 2 °C nello stesso intervallo di tempo. Affinché si possa conseguire un

tale obiettivo, secondo le previsione dell’IPPC, sarebbe necessario ridurre drasticamente le

emissioni globali di CO2, abbattendole al 2050 del 5080% rispetto a quanto fatto registrare

nel 2000. L’esito dell’ultima conferenza ONU sul cambiamento climatico, tenutasi a Varsavia

in Polonia nel novembre 2013, ha costituito un passo avanti, ma si è molto lontani da ciò che

è necessario per indirizzare il mondo verso un sistema energetico sostenibile.

Si evidenzia, al riguardo, come negli ultimi anni l’Unione Europea abbia deciso di assumere

un ruolo di leadership mondiale nella riduzione delle emissioni di gas serra. Il primo

fondamentale passo in tale direzione è stato la definizione di obiettivi ambiziosi già al 2020.

In questa direzione, nel 2008, l’UE ha varato il “Pacchetto Clima-Energia” (cosiddetto

“Pacchetto 20-20-20”), con i seguenti obiettivi energetici e climatici al 2020:

— un impegno unilaterale dell’UE a ridurre di almeno il 20% entro il 2020 le emissioni di

gas serra rispetto ai livelli del 1990. Gli interventi necessari per raggiungere gli

obiettivi al 2020 continueranno a dare risultati oltre questa data, contribuendo a

ridurre le emissioni del 40% circa entro il 2050.

— un obiettivo vincolante per l’UE di contributo del 20% di energia da fonti energetiche

rinnovabili (FER) sui consumi finali lordi entro il 2020, compreso un obiettivo del 10%

per i biocarburanti.

— una riduzione del 20% nel consumo di energia primaria rispetto ai livelli previsti al

2020, da ottenere tramite misure di efficienza energetica.




- 8 -

Inoltre, nell’ambito dell’Unione Europea si è iniziato a discutere sugli scenari e gli obiettivi per

orizzonti temporali di lungo e lunghissimo termine, ben oltre il 2020. Nello studio denominato

Energy Roadmap 2050 si prevede, infatti, una riduzione delle emissioni di gas serra del’80-

95% entro il 2050 rispetto ai livelli del 1990, con un abbattimento per il settore elettrico di

oltre il 95%.

Per l’Italia l’obiettivo da raggiungere nella quota di rinnovabili sul consumo energetico è

attualmente fissato al 17% per il 2020. Il Decreto di definizione del “Burden sharing”

regionale (D.M. 15 marzo 2012) assegna alla Sardegna un obiettivo di produzione energetica

da fonte rinnovabile del 17,8% sul consumo interno lordo al 2020.

In tale scenario, l'energia rinnovabile è dunque destinata a diventare una componente chiave

del futuro approvvigionamento energetico, contribuendo a ridurre l'impronta ecologica

dell'economia, migliorare la sicurezza dell'approvvigionamento energetico e promuovere lo

sviluppo economico e sociale (UE-Energy Road Map 2050). Le azioni di sostegno alla

penetrazione delle FER nel mix energetico muovono dal presupposto che solo la ricerca e lo

sviluppo possono contribuire a superare i due principali limiti alla loro diffusione,

rappresentati dagli attuali maggiori costi rispetto alle fonti convenzionali ed all’intermittenza

della generazione elettrica.

Sotto questo profilo, la tecnologia solare termodinamica (Concentrating Solar Power - CSP)

è già matura per svolgere un ruolo importante, contribuendo significativamente alla

produzione di energia rinnovabile caratterizzata da programmabilità della produzione. Tra le

varie tecnologie da FER, inoltre, la tecnologia CSP si distingue per l’elevata incidenza dei

costi di manodopera durante il processo costruttivo e nella fase gestionale, con ricadute

potenzialmente significative a livello macroeconomico e di economia locale.

Muovendo da tali constatazioni, la CLP Project S.r.l., incaricata dalla società proponente San

Quirico Solar Power S.r.l dello sviluppo del progetto, crede fortemente nelle potenzialità di

crescita dell’energia solare termodinamica come affidabile alternativa all’impiego di

tecnologie convenzionali. Come più oltre evidenziato, la tecnologia CSP, inoltre, si rivela

particolarmente adatta al contesto energetico ed infrastrutturale della regione Sardegna,

caratterizzato da problemi di stabilità generale del sistema elettrico, particolarmente

vulnerabile alla eccessiva penetrazione di sistemi di produzione discontinui e non

programmabili.

Il primo impianto a collettori parabolici lineari, con olio diatermico come fluido termovettore, è

stato costruito più di 30 anni fa, a Daggett in California nel deserto del Mojave, e risulta

tuttora in piena produzione. Il settore ha avuto successivamente un forte sviluppo negli anni

1985÷1995 con la costruzione di ulteriori 9 impianti sempre nel deserto della California,

mente in Europa, in Spagna, tali impianti sono stati avviati dal 2000 con un nuovo

programma di sviluppo su scala industriale, ricorrendo sempre all’impiego di olio diatermico

come fluido termovettore1. Tale fluido, riscaldato nei collettori solari, limita la temperatura

1 Preposto all’assorbimento e trasferimento del calore da irraggiamento solare verso il sistema di conversione di energia termica




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massima di esercizio al disotto della soglia di 390 °C ed, inoltre, comporta rischi per la

sicurezza e per l’ambiente, essendo altamente infiammabile ed inquinante. Negli impianti

realizzati, l’olio alla temperatura di 390°, attraverso un scambiatore di calore, riscalda i Sali

fusi che, per finalità di stoccaggio termico, confluiscono in due grandi serbatoi, uno caldo

(T=390°C) e uno freddo (T=290°C). Il calore trasportato dai sali Sali fusi ad elevata

temperatura è a sua volta utilizzato per la generazione di vapore che alimenta una turbina a

vapore, collegata ad un generatore elettrico (ciclo termodinamico). I serbatoi, provvisti di un

adeguato isolamento termico, garantiscono un accumulo di energia termica per diverse

giornate e l’impianto può così produrre energia elettrica anche di notte e nei periodi di forte

richiesta.

Come accennato in precedenza, la significativa rivoluzione tecnologica introdotta da questa

tipologia di impianto da FER, attiene alla sua programmabilità, ovvero alla possibilità di

produzione di elettricità anche in periodi di assenza della fonte energetica primaria

(radiazione solare), grazie alla possibilità di accumulo del calore, compensando almeno in

parte i limiti fisici di continuità/intermittenza della fonte rinnovabile primaria. L’operatività

pluriennale dei numerosi impianti realizzati con l’impiego di olio diatermico ha consolidato

l’esperienza tecnologico-operativa del sistema ponendo solide basi per gli ulteriori sviluppi

che hanno migliorato sensibilmente lo sfruttamento dell’energia solare (Impianto “Archimede”

costruito in Italia).

Dal 2001, grazie al progetto di ricerca dell’ENEA, guidato dal Nobel Prof. Carlo Rubbia, è

stato messo a punto e sperimentato per alcuni anni un collettore con il vettore termico a Sali

fusi in sostituzione dell’olio. Negli anni successivi, ENEL ha costruito un “impianto pilota” di 5

megawatt con questa Tecnologia (impianto di Priolo Gargallo - Sicilia), inaugurato nel 2010 e

che funziona a pieno regime. A differenza dell’olio diatermico, i Sali impiegati (principalmente

miscele di nitrati di sodio e potassio) non sono considerate sostanze pericolose per

l’ambiente, persistenti o bioaccumulabili, sono disponibili in grandi quantità e a basso costo,

e non devono essere periodicamente sostituiti come l’olio, con conseguenti problemi di

smaltimento nonché di periodici fermi impianto.

Un ulteriore importante prerogativa di questa tecnologia consiste nel raggiungimento di

temperature del fluido più alte (530°C anziché 390°C), con conseguenti rese energetiche

nettamente superiori. In definitiva, i vantaggi di questa nuova generazione di impianti CSP

sono misurabili in termini di maggiore energia prodotta, maggiori potenzialità di accumulo per

la temperatura elevata raggiunta dal fluido, superiori rese economiche e rischi ambientali

estremamente ridotti.

Tali indiscutibili vantaggi hanno conseguentemente orientato le scelte della Società

proponente verso la progettazione di un impianto CSP con tecnologia a Sali fusi.

Trattandosi di una tecnologia innovativa, ideata e sviluppata in Italia, alla quale sono

riconosciute importanti potenzialità di diffusione a livello mondiale, la stessa è

in energia elettrica.




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potenzialmente in grado di favorire la nascita ed il consolidamento di una realtà industriale

nazionale nella costruzione delle strutture, specchi parabolici e tubi ricevitori, con

applicazioni significative nell’industria metalmeccanica specializzata nei cicli energetici

termodinamici e conseguenti riflessi positivi importanti sull’economia e sull’occupazione.

In una prospettiva di espansione della tecnologia CSP, espressamente riconosciuta dal

legislatore nazionale, la Sardegna, per la sua posizione centrale nel Mediterraneo e porti

attrezzati, potrebbe cogliere l’opportunità di favorire la maturazione di esperienze tecnico-

scientifiche e know-how e la creazione di una filiera di produzione della componentistica,

agevolmente distribuibile via nave in tutta l’area del Mediterraneo, con particolare riguardo al

Nord Africa ed al Medio Oriente, paesi che hanno condizioni climatiche particolarmente

favorevoli a questa tecnologia.

Con tali presupposti, il sito di Oristano – San Quirico, ritenuto pienamente rispondente ai

prerequisiti di adeguata risorsa energetica solare diretta, è stato da tempo studiato ed

ottimizzato per la realizzazione di una centrale solare termodinamica ibrida della potenza di

circa 10,8 megawatt elettrici. Nell’ambito della fase progettuale, ed a seguito delle

ricognizioni e degli studi ambientali multidisciplinari condotti sul territorio di intervento, sono

stati introdotti opportuni accorgimenti funzionali atti a favorire l’inserimento ambientale delle

opere.

Come sottolineato dalla Commissione Europea, la lotta ai cambiamenti climatici non solo

rappresenta la grande sfida politica che la generazione contemporanea deve affrontare ma

costituisce un’enorme opportunità economica, misurabile in termini di crescita complessiva

del settore industriale, creazione di nuova occupazione e ricadute dirette sulle piccole realtà

locali. Tali aspirazioni si rivelano auspicabili, in particolar modo, per il territorio della

Sardegna, da tempo attraversato da una perdurante crisi dei tradizionali modelli economici

ed alla ricerca di nuove opportunità di sviluppo.




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4 FINALITÀ DELLA PROCEDURA DI VALUTAZIONE DI IMPATTO

AMBIENTALE

4.1 Obiettivi della procedura di V.I.A. e dello Studio di Impatto Ambientale

La direttiva 85/337/CEE, come modificata dalla direttiva 97/11/CE e aggiornata dalla Direttiva

2011/92/CE e successive modifiche, concernente la valutazione dell'impatto ambientale di

determinati progetti pubblici e privati, è considerata come uno dei "principali testi legislativi in

materia di ambiente" dell'Unione Europea. La VIA ha il compito principale di individuare

eventuali impatti ambientali significativi connessi con un progetto di sviluppo di dimensioni

rilevanti e, se possibile, a definire misure di mitigazione per ridurre tale impatto o risolvere la

situazione prima di autorizzare la costruzione del progetto. Come strumento di ausilio alle

decisioni, la VIA viene in genere considerata come una salvaguardia ambientale di tipo

proattivo che, unita alla partecipazione e alla consultazione del pubblico, può aiutare a

superare i timori più generali di carattere ambientale e a rispettare i principi definiti nelle varie

politiche (Relazione della Commissione al Parlamento Europeo ed al Consiglio

sull'applicazione e sull'efficacia della direttiva 85/337/CEE e s.m.i.).

Nel preambolo della direttiva VIA si legge che "la migliore politica ecologica consiste

nell'evitare fin dall'inizio inquinamenti ed altre perturbazioni anziché combatterne

successivamente gli effetti". Con tali presupposti, il presente Studio di Impatto Ambientale

(SIA) rappresenta il principale strumento per valutare l'ammissibilità per l'ambiente degli

effetti che l’intervento concernente la realizzazione di una centrale solare termodinamica

ibrida in territorio di Oristano potrà determinare. Esso si propone, infatti, di individuare in

modo integrato le molteplici interconnessioni che esistono tra l’opera proposta e l'ambiente

che la deve accogliere, inteso come “sistema complesso delle risorse naturali ed umane e

delle loro interrelazioni”.

4.2 Articolazione dello studio di impatto ambientale

Il presente Studio di impatto ambientale è stato redatto in coerenza con i contenuti previsti

dalle Direttive della Regione Sardegna in materia di valutazione ambientale, emanate con

Deliberazione della G.R. n. 34/33 del 7 agosto 2012.

Formalmente il documento si articola in distinte sezioni, relazioni specialistiche ed elaborati

grafici. Nel capitolo introduttivo, a valle dell’illustrazione dei presupposti dell’iniziativa

progettuale, è sviluppato un inquadramento generale dei disposti normativi e degli obiettivi

alla base della procedura di valutazione di impatto ambientale nonché una breve descrizione

dell’intervento e dell’area di progetto.

La seconda sezione dello SIA (Quadro di riferimento programmatico) esamina il grado di

coerenza del progetto in rapporto agli obiettivi dei piani e/o programmi che possono

interferire con la realizzazione dell’opera. In tal senso, un particolare approfondimento è stato

dedicato ad esaminare le finalità e caratteristiche dell’intervento rispetto agli indirizzi

contenuti nelle strategie, protocolli e normative, dal livello internazionale a quello regionale,




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orientate ad intervenire per ridurre le emissioni di gas climalteranti e l’inquinamento

atmosferico associato alla produzione energetica da fonti convenzionali nonché minimizzare

il consumo di fonti fossili, attraverso una incisiva decarbonizzazione delle fonti energetiche

ed un uso razionale dell’energia. In ordine alla valutazione della fattibilità e compatibilità

urbanistica del progetto, l’analisi è stata focalizzata sulle interazioni dell’opera con le norme

di tutela del territorio, dal livello statale a quello regionale, con particolare riferimento alla

disciplina introdotta dal Piano Paesaggistico Regionale e suoi aggiornamenti ed agli indirizzi

introdotti dalle Deliberazioni della Giunta Regionale in materia di sviluppo delle fonti

rinnovabili.

Nel Quadro di riferimento progettuale (Elaborato RS.02), sono approfonditi e descritti gli

aspetti tecnici del progetto esaminando, da un lato, le potenzialità energetiche del sito di San

Quirico, ricostruite sulla base di dati di radiazione solare a grande scala e dati acquisiti da

misurazioni sito-specifiche, e dall’altro, i requisiti tecnici dell’intervento, avuto particolare

riguardo di focalizzare l’attenzione sugli accorgimenti e soluzioni tecniche orientate ad un

opportuno contenimento degli impatti ambientali. In tale capitolo dello SIA, inoltre, sono

illustrate e documentate le motivazioni alla base delle scelte tecniche operate nonché le

principali alternative di tipo tecnologico-tecnico e localizzativo esaminate dal Proponente.

In coerenza con la normativa in materia di VIA, le condizioni di operatività dell’impianto sono

state analizzate anche in rapporto al verificarsi di eventi incidentali, o non prevedibili, con

particolare riferimento ai rischi di rilascio di sostanze di processo ed alla determinazione delle

aree maggiormente esposte al rischio.

Il Quadro di riferimento ambientale (Elaborato RS.03) individua, in primo luogo, i principali

fattori di impatto sottesi dal processo realizzativo e dalla fase di operatività dell’impianto. Alla

fase di individuazione degli aspetti ambientali del progetto seguirà una descrizione dello stato

qualitativo delle componenti ambientali potenzialmente impattate, particolarmente mirata ed

approfondita sulla componente paesistico-insediativa, che sarà oggetto di specifica

trattazione nella allegata Relazione paesaggistica redatta in accordo con i canoni definiti dal

D.P.C.M. 12/12/05 (Elaborato RS.07). Ulteriori significativi approfondimenti sono stati

condotti in relazione all’analisi delle componenti “Suolo e sottosuolo” e “Ambiente idrico”, con

particolare riferimento ai rapporti tra le opere proposte e l’esigenza di preservare le

potenzialità agronomiche del sito di intervento nonché l’integrità quali-quantitativa della

risorsa idrica sotterranea. Ulteriori analisi specialistiche hanno riguardato la componente

“Clima acustico”, valutata la prospettiva di funzionamento a ciclo continuo del generatore di

potenza elettrica, nonché la qualità dell’aria, in rapporto alle emissioni della annessa centrale

a biomasse.

La fase di ricostruzione dello stato qualitativo delle componenti ambientali si conclude con

l’attribuzione di un “rango” (o valore) alla specifica componente in rapporto all’importanza che

essa stessa riveste per il sistema ambientale complessivo.

All’ultima sezione dello studio (Elaborato RS.04) sarà affidato il compito di esaminare e

valutare schematicamente gli aspetti del progetto dai quali possono originarsi gli impatti a




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carico delle diverse componenti ambientali. In quella sede saranno analizzati i fattori di

impatto associati al processo costruttivo (modifiche morfologiche, asportazione di

vegetazione, produzione di materiali di scavo, occupazione di volumi, traffico di automezzi,

ecc.) nonché quelli più direttamente riferibili alla fase gestione, con particolare riferimento alle

modifiche introdotte sul sistema paesaggistico e sulle risorse idriche, alla propagazione di

rumore ed agli effetti sulla qualità dell’aria. Per ciascun fattore di impatto si procederà a

valutare il grado di significatività in relazione a specifici requisiti, riconosciuti espressamente

dalla direttiva VIA, riferibili alla connotazione spaziale, durata, magnitudo, probabilità di

manifestarsi, reversibilità o meno e cumulabilità degli impatti. Tale processo di attribuzione di

una scala di significatività degli aspetti ambientali sarà reso il più possibile trasparente e

ripercorribile nonché supportato, laddove necessario, da analisi ed elaborazioni

specialistiche; ciò con particolare riferimento agli allegati studi previsionali concernenti

l’impatto acustico, le interferenze con la componente idrogeologica e la dispersione degli

inquinanti atmosferici.

Si procederà, infine, a rappresentare in forma sintetica il legame tra fattori di impatto e

componenti ambientali nonché favorire il riconoscimento degli aspetti del progetto più

suscettibili di alterare la qualità ambientale, sui quali intervenire, eventualmente, per ridurne

ulteriormente la portata o, comunque, assicurarne un adeguato controllo e monitoraggio in

fase di esercizio.

Lo SIA è corredato, infine, da numerose tavole grafiche e carte tematiche volte a sintetizzare

i rapporti spaziali e funzionali tra le opere proposte il quadro regolatorio territoriale ed il

sistema ambientale nonché a rappresentare le dinamiche di manifestazione degli aspetti

ambientali del progetto.




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5 QUADRO DI SFONDO E PRESUPPOSTI DELL’OPERA

5.1 La tecnologia del solare termodinamico: stato dell’arte

Alla luce delle azioni di impulso introdotte dal Legislatore (D.M. 11 aprile 2008) ai fini della

produzione di energia elettrica da fonte solare mediante cicli termodinamici, con esplicito

riconoscimento degli interessanti sviluppi che tale tecnologia può avere sia a livello nazionale

che internazionale, quanto segue si propone di riassumere lo stato dell’arte del solare

termodinamico e le sue prospettive di sviluppo nel territorio italiano.

Le informazioni di seguito riportate sono tratte da una specifica monografia tecnico-scientifica

curata da ENEA e pubblicata nel 2011 nonché da un recente rapporto della associazione

degli industriali europei operante nel settore delle tecnologie solari termodinamiche

(European Solar Thermal Electricity Industry Association - ESTELA).

Il Solare termodinamico o solare a concentrazione (CSP: Concentrated Solar Power) utilizza

l’energia solare per produrre calore ad alta temperatura, così come avviene nelle

convenzionali centrali termiche alimentate da combustibili fossili.

Il calore prodotto attraverso la radiazione solare può essere utilizzato in vari processi

industriali o nella produzione di energia elettrica, riducendo in questo modo il consumo di

combustibili ed eliminando le conseguenti emissioni di inquinanti nell’atmosfera.

Questa tecnologia si basa sull’uso di opportuni sistemi ottici (“concentratore”), che

raccolgono e inviano la radiazione solare diretta su un componente (“ricevitore”), dove viene

trasformata in calore ad alta temperatura trasferito ad un fluido. Il parametro che caratterizza

questi sistemi è il fattore di concentrazione. Tanto più alto è questo fattore, tanto più alta sarà

la temperatura che è possibile raggiungere.

Nell’ambito degli impianti solari a concentrazione si possono identificare fondamentalmente

tre diverse tecnologie, che presentano differenti situazioni di sviluppo tecnologico e

commerciale:

— dischi parabolici;

— torri solari;

— collettori parabolici.

I dischi parabolici utilizzano pannelli riflettenti di forma parabolica che inseguono il

movimento del sole attraverso un meccanismo di spostamento su due assi e concentrano

continuamente la radiazione solare su un ricevitore montato nel punto focale. Il calore ad alta

temperatura è normalmente trasferito ad un fluido utilizzato in un motore (Stirling),

posizionato al di sopra del ricevitore, dove viene prodotta direttamente energia elettrica.




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Figura 1 – Schema del sistema di concentrazione solare a dischi parabolici

La forma ideale del concentratore è un paraboloide di rivoluzione; alcuni concentratori

approssimano tale forma geometrica utilizzando un insieme di specchi con profilo sferico

montati su una struttura di supporto.

La torre solare utilizza pannelli riflettenti piani (eliostati) che inseguono il movimento del sole

su due assi, concentrando la luce solare su un ricevitore, montato sulla sommità di una torre,

all’interno del quale viene fatto circolare un fluido per l’asportazione del calore solare. Il

principio di funzionamento è analogo a quello dei sistemi a dischi parabolici, con il

concentratore costituito da un elevato numero di eliostati a formare una superficie riflettente

di migliaia di metri quadrati (campo solare).

Figura 2 - Schema del sistema di concentrazione solare con torre di concentrazione

I raggi solari che colpiscono ogni eliostato vengono riflessi su un punto unico, fisso nel

tempo, che funge da punto focale del paraboloide.

Nei collettori parabolici il concentratore ha un profilo parabolico lineare, con superfici

riflettenti che inseguono il sole, attraverso un meccanismo di rotazione su un solo asse, per

focalizzare la radiazione solare su un tubo ricevitore posizionato lungo il fuoco della

parabola.

L’energia solare assorbita dal tubo ricevitore è trasferita ad un fluido di lavoro che viene fatto

fluire al suo interno.




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Figura 3 - Schema del sistema di concentrazione solare con collettori parabolici

Un’evoluzione dei collettori parabolici lineari è il sistema di concentratori lineari Fresnel. In

questo sistema il concentratore parabolico è costituito da segmenti di specchi piani disposti

secondo il principio della lente Fresnel, con il tubo ricevitore posizionato nel punto focale. In

questo caso la movimentazione riguarda solo il concentratore mentre il tubo ricevitore è

fisso.

Per quanto riguarda le prestazioni, i sistemi con puntamento su due assi, cioè le torri e i

dischi, consentono di concentrare maggiormente la radiazione solare (oltre 1000 volte contro

le 100 dei sistemi ad un solo asse) e di raggiungere temperature più elevate. Ciò comporta

rendimento più elevato nella produzione di energia elettrica, ma anche maggiore complessità

tecnologica.

Dal punto di vista dello sviluppo tecnologico, i collettori parabolici lineari hanno raggiunto la

piena maturità commerciale, anche se ci sono ancora importanti margini di miglioramento. Le

altre tecnologie sono essenzialmente in fase dimostrativa o preindustriale, anche se non

mancano applicazioni commerciali.

In particolare i collettori parabolici lineari hanno avuto un forte sviluppo negli anni

1980÷1990, con la costruzione di 9 impianti, per una potenza complessiva di 354 megawatt

elettrici, nel deserto della California. Questi impianti, denominati SEGS (Solar Energy

Generating Systems) sono ancora in esercizio commerciale.

La costruzione di nuovi impianti solari termodinamici ha subito una battuta di arresto fino al

2000 quando in Spagna è iniziato un nuovo programma di sviluppo su scala industriale e nel




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2001 in Italia è iniziato il progetto di ricerca dell’ENEA, finalizzato allo sviluppo e alla

dimostrazione su scala industriale di impianti a collettori parabolici lineari di seconda

generazione.

Gli impianti di seconda generazione si caratterizzano oltre che per le migliori prestazioni,

soprattutto per il superamento dei limiti posti dall’utilizzo dell’olio diatermico come fluido

termovettore. Questo fluido limita la temperatura massima di esercizio a meno di 400 °C, ed

inoltre comporta rischi per la sicurezza e per l’ambiente, essendo altamente infiammabile ed

inquinante.

Gli impianti a collettori parabolici di nuova generazione, secondo la tecnologia ENEA,

utilizzano miscele di sali fusi come fluido termovettore e come mezzo di accumulo termico

(Progetto Archimede, Italia, 2010). Negli impianti spagnoli si continua a usare olio diatermico

come fluido di scambio termico e sali fusi solo per il sistema di accumulo termico (Andasol,

Spagna, 2008).

La tecnologia dei sali fusi è utilizzata da tempo in campo industriale, per esempio nei

trattamenti metallurgici in forma di “bagni statici”, ma rappresenta una novità come fluido

circolante in reti di notevole estensione.

Le miscele di sali fusi, principalmente nitrati di sodio e di potassio, ma anche altre

composizioni a più componenti, rimangono stabili fino a circa 600 °C, non sono infiammabili,

in caso di fuoriuscite accidentali solidificano rapidamente a contatto con il terreno e sono

quindi facilmente recuperabili, sono poco costose e hanno buone caratteristiche termo-

fluidodinamiche; inoltre consentono di realizzare sistemi di accumulo termico compatti a

pressione ambiente.

A fronte di questi vantaggi, i sali fusi presentano però l’inconveniente di avere un’alta

temperatura di solidificazione (tra 140 e 240 °C a secondo del tipo di miscela), e quindi

l’impianto deve necessariamente prevedere opportuni sistemi ausiliari e particolari procedure

operative per garantire la corretta circolazione del fluido in ogni condizione di funzionamento.

Un aspetto fondamentale delle tecnologie solari termodinamiche è la possibilità di

accumulare energia in forma di calore ad alta temperatura; in questo modo è possibile

disaccoppiare la raccolta dell’energia solare, legata al ciclo giorno–notte e alle condizioni

atmosferiche, dalla produzione, legata invece alla domanda da parte degli utilizzatori.

Grazie al sistema di accumulo termico il solare termodinamico, pur utilizzando una fonte

discontinua come l’energia solare, può, entro certi limiti, essere gestito come un impianto a

combustibile fossile, cioè in grado di programmare la produzione. Il limite di questa possibilità

è costituito dalla capacità dell’accumulo termico, che può essere definita in sede di progetto

come punto di equilibrio tra il maggior costo di impianto e il maggior valore economico

dell’energia prodotta in conseguenza della più alta dispacciabilità. A tale obiettivo può

concorrere, come esplicitamente riconosciuto dalla normativa nazionale incentivante,

l’affiancamento con sistemi di generazione termica di backup (c.d. centrali solari

termodinamiche ibride).




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Un aspetto della tecnologia solare termodinamica è la disponibilità di acqua, sia per la pulizia

periodica degli specchi, ma soprattutto per il raffreddamento del condensatore del ciclo

vapore. Questo potrebbe apparire un forte limite per le applicazioni nei deserti, che

costituiscono l’ambiente ideale per la loro installazione. In realtà il problema può essere

superato con sistemi di lavaggio a recupero dell’acqua e sistemi di raffreddamento con torri a

secco.

Attualmente la maggior parte degli impianti solari termodinamici si trovano negli Stati Uniti

(49% della potenza totale installata) e in Spagna (47%). La Tabella 1 elenca i principali

impianti attualmente in esercizio.

Maggiori approfondimenti al riguardo sono contenuti nel Quadro di riferimento progettuale del

presente SIA.

Tabella 1 - Principali impianti solari termodinamici in esercizio (Fonte Enea su dati ESTELA, 2011)




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5.2 Principali presupposti programmatici del progetto

Volendo riassumere le principali interazioni del progetto con l’insieme degli strumenti di

pianificazione e programmazione analizzati nel Quadro di riferimento programmatico dello

SIA, possono formularsi le seguenti considerazioni.

In relazione alla coerenza dell’intervento con il quadro della normativa e dei piani di settore,

si evidenzia, in primo luogo, come le opere proposte siano in totale sintonia con gli obiettivi

globali di riduzione delle emissioni di gas-serra auspicati da protocolli internazionali adottati

per contrastare i cambiamenti climatici, e dalle conseguenti politiche comunitarie e nazionali.

In particolare, il progetto si inserisce coerentemente nell’ambito delle azioni definite dal Piano

di Azione Nazionale per le energie rinnovabili e del D.M. 11 aprile 2008 orientate a favorire la

diffusione degli impianti solari termodinamici, tenuto conto dei possibili interessanti sviluppi di

tale tecnologia, sia a livello nazionale che internazionale.

In tale quadro, le Linee Guida Nazionali per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonte

rinnovabile (D.M. 10/09/10) stabiliscono precisi indirizzi per l’ubicazione degli impianti e lo

svolgimento del processo autorizzativo, da applicarsi in tutto il territorio Italiano, al fine di

semplificare l’iter di approvazione dei progetti e rimuovere gli ostacoli burocratico-

amministrativi che nel tempo si sono frapposti alla diffusione di tali tecnologie, anche per

effetto di specifiche disposizioni regionali. Nell’evidenziare come la Regione Sardegna non

abbia al momento stabilito propri indirizzi circa la localizzazione delle nuove centrali solari

termodinamiche, individuando le aree ed i siti non idonei all’ubicazione di tali impianti, si

segnala come, relativamente alla potenziale idoneità del sito di San Quirico in rapporto ai

criteri generali per l’individuazione delle aree o sito non idonei individuati dalle citate Linee

Guida nazionali, non si ravvisano significativi elementi di contrasto. In particolare, ancorché

l’area di impianto si inserisca all’interno di un contesto di interesse per le produzioni agricolo-

alimentari, è da ritenere che l’intervento non sottragga in modo permanente e irreversibile

significative porzioni di superficie agricola e non interferisca in modo apprezzabile con le

pratiche agricole in essere nel territorio in esame. Come evidenziato nel Rapporto

ambientale del recente Piano Energetico Regionale, nello scenario di massimo sviluppo del

settore solare termodinamico in Sardegna, pari a 200 MW elettrici, l’occupazione di territorio

agricolo sarebbe complessivamente pari ad appena lo 0.9 per mille della Superficie Agricola

Utilizzata (SAU), pari a circa 1.150.000 ettari. Esaminando il caso di specie ed assumendo

una occupazione permanente di suolo pari a circa 50 ettari, l’incidenza della sottrazione di

suolo sulla SAU sarebbe appena pari allo 0.04 per mille della Superficie Agricola Utilizzata

(SAU) a livello regionale.

Nel rimarcare come l’iniziativa proposta sia coerente con i massimali di potenza da fonte

solare termodinamica installabile in Sardegna, individuati dal recente Piano Energetico

Ambientale regionale, si evidenzia come il progetto sia stato concepito in accordo con i più

recenti sviluppi tecnologici per tali sistemi, scaturiti dalla realizzazione e gestione operativa di

analoghe centrali in campo nazionale e rappresenti quanto di più avanzato possa essere

concepito rispetto allo stato dell’arte in materia.




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Con riferimento alle relazioni del progetto con la pianificazione paesaggistica regionale si

evidenzia come lo stesso ricada all’interno dell’Ambito di Paesaggio Costiero “Golfo di

Oristano” entro cui il Piano Paesaggistico Regionale è pienamente efficace. Al riguardo,

nell’evidenziare come il P.P.R. disciplini, attraverso specifiche prescrizioni, le trasformazioni

delle condizioni d’uso dei terreni agricoli, subordinandole alla rilevanza economico-sociale

della specifica iniziativa ed all’impossibilità di localizzazione alternativa, va rilevato come lo

sviluppo del settore del solare termodinamico, contemplato dal recente Piano Energetico

Regionale, sottenda intrinsecamente una conversione d’uso dei terreni agroforestali

cartografati dal P.P.R., dovendosi instaurare, ragionevolmente, entro estese porzioni di

terreno esterne agli ambiti urbani, sgombre da fabbricati e importanti sistemi infrastrutturali.

Gli interventi interesseranno, marginalmente, beni paesaggistici ai sensi dell’art. 142 del

Codice Urbani (D.Lgs. 42/04 e ss.mm.ii.), con riferimento alla sovrapposizione di una

porzione del cavidotto di connessione con il Riu Merd’e Cani, iscritto negli elenchi previsti dal

testo unico delle disposizioni di legge sulle acque ed impianti elettrici, approvato con regio

decreto 11 dicembre 1933, n. 1775, di cui all’art. 142 comma 1 lettera c del Codice Urbani.

Lo stesso cavidotto interessa, inoltre, il Canale Adduttore Tirso-Arborea, il Canale di Bonifica

Spinarba e la fascia di tutela di 300 metri da una zona umida cartografati dal P.P.R. (art. 17

comma 3 lettera g N.T.A.). Per questi ultimi beni paesaggistici, peraltro, la sussistenza del

vincolo non trova riscontro nel recente aggiornamento della cartografia del P.P.R. approvato

in via preliminare nel 2013.

Al riguardo, le scelte tecniche sono state opportunamente orientate a non compromettere o

alterare la funzionalità ecologica ed i caratteri costitutivi dei beni oggetto di tutela; ciò

attraverso la razionale definizione del tracciato del cavidotto, sviluppantesi in

sovrapposizione alla viabilità esistente, e prevedendo l’attraversamento in subalveo dei corsi

d’acqua a mezzo di perforazione orizzontale teleguidata.

In base al citato ordinamento normativo nazionale sulle fonti rinnovabili (D.M. 10/09/2010),

l’insieme dei vincoli paesaggistici e/o ambientali più sopra individuati non è in ogni caso da

ritenersi di per sé preclusivo alla realizzazione dell’opera, fatte salve, peraltro, le disposizioni

di salvaguardia degli ambiti oggetto di tutela contenute nelle specifiche norme statali e

regionali. In virtù delle caratteristiche tecnico-realizzative delle opere proposte, peraltro,

possono ragionevolmente escludersi interazioni dirette tra gli interventi ed i beni oggetto di

salvaguardia che possano pregiudicare la conservazione dei preesistenti livelli di qualità

paesaggistica degli ambiti tutelati.

Con riferimento alle disposizioni contenute nel vigente strumento di pianificazione territoriale

a livello locale (Piano Urbanistico Comunale di Oristano), il campo solare e le opere

connesse ricadono prevalentemente in Zona E “Agricola” (Sottozone E2, E3 ed E5). Nella

zonizzazione del PUC, una porzione di tracciato del cavidotto risulta sovrapposta alla

sottozona “HAR2” – Fasce di rispetto paesaggistico, ovvero alla fascia di tutela di 150 m del

Riu Merd’e Cani, su cui “è consentita l’edificazione, soggetta ad autorizzazione

paesaggistica, ma non viene modificata la destinazione di zona”.




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Per quanto riguarda gli aspetti di vulnerabilità idrogeologica del territorio, il Piano Stralcio per

l’Assetto Idrogeologico (PAI) ed il Piano Stralcio Fasce Fluviali non evidenziano situazioni di

pericolo nelle aree di sedime delle opere.

Relativamente agli aspetti legati, più propriamente, alla protezione delle risorse idriche,

superficiali e/o sotterranee, è da ritenere che il progetto non alteri, in alcun modo, le

previsioni e gli obiettivi del Piano regionale di Tutela delle Acque. Il processo di produzione

energetica attraverso la tecnologia del solare termodinamico di ultima generazione, infatti,

esclude l’impiego di fluidi termodinamici pericolosi per l’ambiente (persistenti o

bioaccumulabili) e non determina, in condizioni di funzionamento ordinario, alcuna emissione

incontrollata di sostanze potenzialmente inquinanti, siano esse in forma gassosa, solida o

liquida (l’impiego del problematico olio diatermico è stato, infatti, ormai superato attraverso il

ricorso ai sali fusi come fluido termovettore).

Si vuole, infine, sottolineare come il proposto progetto concorra utilmente al raggiungimento

degli obiettivi strategici e vincolanti del 17,8% di produzione energetica da FER sui consumi

finali lordi del settore elettrico e termico, assegnati alla regione Sardegna con D.M. 15 marzo

2012 (c.d. Burden sharing) e interiorizzati nel recente Piano Energetico Regionale (PEARS).

L’azione della regione prefigurata dal PEARS, all’interno dei target di potenza termodinamica

individuati nei vari scenari di Piano (50÷200 MW) ed in continuità con le attività di

sperimentazione avviate nel precedente Pianificazione Operativa Regionale sulla tecnologia

Solare Termodinamica, promuove e supporta espressamente la diffusione di impianti solari

termodinamici di taglia fino ai 5 MW. In definitiva, il perseguimento di tali obiettivi non

contrasta con la prospettiva di realizzare, nel rispetto delle specificità ambientali e

paesaggistiche del territorio, centrali termodinamiche di taglia superiore e di avanzato livello

tecnologico come quella che forma l’oggetto del presente Studio di impatto ambientale.

Proprio dalla realizzazione e dall’adeguato monitoraggio delle prestazioni energetico-

ambientali di impianti di ultima generazione e di dimensioni equilibrate, rispetto all’esigenza

di favorirne un opportuno inserimento nel sistema ambientale e paesaggistico-insediativo

Sardo, potrà maturare ed acquisirsi il necessario know-how nonché la formazione di

adeguate competenze a livello locale, ingegneristiche e manifatturiere, in una prospettiva di

crescita di settori ad elevato contenuto innovativo ed esportazione della tecnologia italiana in

altri contesti internazionali, con particolare riferimento ai paesi del bacino mediterraneo.




- 23 -

6 ANALISI DEL MOMENTO ZERO: LA SITUAZIONE PREESISTENTE

ALL’INTERVENTO

Rimandando al quadro di riferimento ambientale dello SIA ed alle allegate relazioni

specialistiche per una più esaustiva trattazione ed analisi dello stato ante operam delle

componenti ambientali con le quali si relaziona l’intervento proposto, si riportano nel seguito

alcuni elementi di conoscenza, ritenuti maggiormente significativi ai fini di una descrizione

introduttiva generale del quadro territoriale di sfondo.

6.1 Localizzazione dell’intervento

L’area di installazione della proposta centrale solare ibrida è ubicata nel settore orientale del

territorio comunale di Oristano, nella borgata agraria di San Quirico, in località Tanca ‘E Su

Presidente. La zona presenta un’orografia pressoché pianeggiante, interessata

prevalentemente da seminativi e prati artificiali, e si sviluppa ad un’altitudine media di circa

17 m s.l.m..

Il percorso del cavidotto in alta tensione per il vettoriamento dell’energia elettrica alla Rete di

Trasmissione Nazionale si sviluppa per circa 7,0 km, prevalentemente in fregio alla viabilità

locale; l’esistente stazione elettrica 150 kV, in cui è prevista la connessione dell’impianto alla

RTN, è ubicata nei pressi dell’aeroporto di Fenosu, in loc. Sa Pedra Longa.

Il comprensorio di Oristano, individuabile nella regione geografica del Campidano

Occidentale, confina a Nord con i territori comunali di Cabras, Nurachi, Baratili San Pietro,

Zeddiani, Siamaggiore, Siamanna, Solarussa e Simaxis, ad Est con quello di Villaurbana, a

Sud con quelli di Palmas Arborea e Santa Giusta, ad ovest con il mare.

Sotto il profilo geomorfologico, il territorio di interesse si distende dal massiccio vulcanico del

Monte Arci al settore centrale del golfo di Oristano, attestando una notevole varietà di

paesaggi.

Il Monte Arci, individuabile ad alcuni chilometri a sudest dell’area di progetto, è un imponente

edificio vulcanico il cui versante campidanese, costituito da colate vulcaniche, risulta

addolcito dalla presenza di numerosi conoidi. Il vulcano iniziò la sua attività nel Pliocene,

attraverso la deposizione di lave riolitiche di vasta potenza, spesso vetrose con inclusi di

ossidiana, quest’ultima utilizzata dalle comunità neolitiche sin dal VI millennio a.C. Alle rioliti

succedono vulcaniti trachitiche, lave andesitiche ed infine colate basaltiche.

Il Monte rappresenta il margine della “Fossa del Campidano”, depressione tettonica a fondo

granitico-scistoso, originatasi durante l’Oligocene e invasa dal mare nel Miocene-Pliocene; il

deposito degli apporti fluviali portò, successivamente, alla formazione della piana

campidanese.

Durante il Quaternario, l’ingressione marina diede origine alla formazione di stagni e lagune,

più estesi di quelli attuali; la successiva glaciazione determinò una riduzione degli specchi

d’acqua ma ulteriori fenomeni geomorfologici, connessi agli apporti fluviali del Tirso,




- 24 -

trasformarono nuovamente dette insenature costiere in lagune e stagni.

Allo stato attuale, i sistemi stagnali e lagunari costieri rappresentano ambienti di primario

interesse ecologico, habitat di estrema rilevanza per l’avifauna acquatica e per le numerose

specie ittiche e bentoniche, per questo motivo spesso oggetto di sfruttamento per la

produzione ittica.

Nel settore in esame, ai margini dei sistemi naturali costieri, il paesaggio agrario occupa una

preponderante estensione, rilevabile dalle vaste superfici coltivate a seminativi e dalla

presenza della filiera agroindustriale della bovinicoltura da latte; le colture di tipo intensivo

interessano inoltre la coltivazione di specie erbacee e arboree.

Sotto il profilo delle caratteristiche insediative, il centro abitato di Oristano si colloca nel

settore occidentale del territorio comunale, in prossimità dell’abitato di Santa Giusta e

dell’omonimo stagno, ubicati poco più a Sud. A Nord si individuano le frazioni di Donigala,

Nuraxinieddu, Massama e Silì, mentre nel settore costiero si trova la frazione di Torregrande.

Relativamente alla dotazione infrastrutturale, il territorio comunale è attraversato da Sud a

Nord dal corridoio viario regionale della S.S. 131, nonché dalla linea principale delle ferrovie

dello Stato, che collega Cagliari a Sassari e Porto Torres. Inoltre, si segnala la presenza

dell’aeroporto di Fenosu, ubicato a est della città e distante circa 3 km dal sito d’intervento,

ormai da tempo non operativo, del porto industriale nonché di un porticciolo turistico, in

corrispondenza della frazione turistica oristanese di Torregrande.

In termini di accessibilità, il sito è agevolmente raggiungibile dalla viabilità principale,

percorrendo la S.S. 131 fino all’uscita per l’aeroporto di Fenosu; da qui, procedendo lungo la

S.P. 57 fino alla loc. San Quirico, si accede al sito percorrendo la preesistente viabilità di

penetrazione agraria.




- 25 -

Figura 4 – Ubicazione della centrale solare di San Quirico (Fonte PFAR 2007)




- 26 -

Figura 5 – Stralcio dell’Elaborato cartografico TS.01 – Inquadramento territoriale




- 27 -




- 28 -

6.2 Principali connotati ambientali e paesaggistici delle aree interessate dalle

opere

6.2.1 L’area vasta

Gli interventi in progetto si collocano all’interno della regione storica del Campidano di

Oristano, limitata ad Occidente dal mare, a Nord dal Montiferru, a Nord-Est dalla media valle

del Tirso, ad Est dal Barigadu e dalla Parte Usellus, a Sud-Est dal Campidano di Cagliari e a

Sud dall’Iglesiente.

Le aree di sedime della centrale solare, in particolare, si posizionano nella porzione centro-

settentrionale della pianura, delimitata verso Est dal sistema orografico del Monte Arci-

Grighine e verso Ovest dai centri urbani di Oristano, Santa Giusta e Palmas Arborea, nonché

dai numerosi sistemi umidi che vi gravitano intorno (Figura 6).

Figura 6 – Ubicazione del sito di progetto

Sotto il profilo paesistico-ambientale, la struttura del territorio di maggior interesse può




- 29 -

articolarsi schematicamente secondo cinque principali sistemi:

1. l’esteso paesaggio agrario del Campidano di Oristano, strutturato secondo grandi

superfici coltivate a seminativi e contraddistinto dall’importante presenza della filiera

agroindustriale della bovinicoltura da latte;

2. all’interno dell’unità paesaggistica precedente, ma con connotati peculiari, il sistema

insediativo agricolo della bonifica integrale e città di fondazione di Arborea, a

sud-ovest dell’area di progetto;

3. ai limiti occidentali, il litorale di costa bassa racchiuso dal Golfo di Oristano, che

si estende con un ampio arco ellittico dai promontori basaltici di Capo San Marco a

Nord e Capo Frasca a Sud;

4. il sistema delle aree umide occidentali, che costituiscono uno straordinario

patrimonio sotto il profilo naturalistico-ambientale e sottendono un elevato potenziale

come risorsa economica e turistica;

5. la dominante geomorfologica dell’apparato vulcanico del Monte Arci, che si staglia

netto a sud-est del sito d’intervento sulla pianura di Oristano.

La struttura del Campidano di Oristano è articolata secondo i sistemi di pianura del

Campidano di Milis a Nord, delle valli del Tirso, elemento fisico naturale di separazione fra il

Campidano di Milis e il Campidano Maggiore, e il Campidano di Simaxis, che si estende

dall’arco costiero alle pendici del Monte Arci.

Le rilevanti estensioni irrigue lungo l’asse del Tirso e, in particolare, nella piana di Terralba

ed Arborea, hanno favorito uno sviluppo agricolo di eccellenza in ambito regionale,

rappresentato dalla filiera della bovinicoltura da latte e dalla coltivazione di colture di tipo

intensivo, destinate anche all’industria agroalimentare. Si rileva nel territorio un’estesa

coltivazione di agrumi, viti, olivo e mandorlo, nonché un’arboricoltura specializzata finalizzata

alla produzione di legna da ardere (Eucalyptus). L’intenso sviluppo agro-zootecnico del

territorio è, peraltro, alla base di significative pressioni ambientali, riferibili principalmente ai

consistenti apporti di nutrienti, composti azotati e fitosanitari a carico dell’ambiente idrico

superficiale e sotterraneo.

Il sistema insediativo si sviluppa lungo le direttrici fluviali del Rio di Mare di Foghe e del Riu

Mannu, del Rio Tanui e del Tirso; la forma dei villaggi, tendenzialmente compatta, si

rapporta morfologicamente alla direzione prevalente dei corsi d’acqua, rispetto ai quali

stabiliscono rapporti di contiguità.

Profondamente diverso il rapporto instaurato con la matrice ambientale dai sistemi insediativi

nelle bonifiche integrali; in particolare, il sistema insediativo delle bonifiche di Arborea

risulta contraddistinto da una certa estraneità al contesto che lo accoglie e significativamente

indifferente alla sua localizzazione prossima al capoluogo, rispetto al quale risulta fortemente

indipendente quanto ai servizi e all’economia. I processi di trasformazione fondiaria e di

bonifica sono stati condotti in aree umide integre; qui il paesaggio naturale ha ceduto il passo




- 30 -

ad una vasta zona di occupazione di agricolture “ricche”.

Ai margini occidentali del territorio di interesse, il Golfo di Oristano si estende con un ampio

arco ellittico delimitato dai promontori basaltici di Capo San Marco a Nord e Capo Frasca a

Sud. Il litorale risulta contraddistinto da una costa bassa e prevalentemente sabbiosa lungo

la quale si sviluppano le spiagge di La Caletta, del Mare Morto, di Torre Grande, di Abba

Rossa, del litorale di Arborea, di Corru Mannu e del litorale di Marceddì. La continuità del

cordone litoraneo è interrotta dalla presenza di diverse foci fluviali, in gran parte canalizzate,

del Fiume Tirso, del Rio Mogoro e del Rio Flumini Mannu, che si alternano ai numerosi canali

lagunari attraverso cui le acque marine del golfo si connettono con i sistemi umidi di Mistras,

di Cabras, di Santa Giusta, di S’Ena Arrubia, di Corru Mannu, di Corru S’Ittiri, di San

Giovanni Marceddì e sistemi minori.

La particolare importanza delle zone umide risiede non solo nel fatto che rappresentano una

risorsa ecologica di rilevante interesse in termini di conservazione della biodiversità in ambito

mediterraneo ma anche in relazione alle notevoli potenzialità di sviluppo economico delle

diverse aree, legate all’allevamento ittico.

In tale ambito, caratteristiche peculiari del paesaggio sono l’insieme di capanne, pontili,

luoghi di lavorazione dei prodotti alimentari tipici, laboratori per la realizzazione delle

imbarcazioni lagunari in giunco (“Is Fassonis”) e degli altri prodotti derivanti dalla lavorazione

delle specie vegetali autoctone.

A circa 6,5 km sud-est del sito d’intervento, il Monte Arci si sviluppa in un lungo rilievo di

direzione Nord/Sud, caratterizzato dai tavolati basaltici più o meno inclinati e dalle forme

meno regolari costruite dalle colate vulcaniche acide. Il passaggio netto tra il rilievo e la

pianura è attutito da numerosi conoidi, segnati dall’articolata rete di canali drenanti naturali

che alimentano i corpi idrici superficiali e sotterranei della pianura di Oristano-Terralba.

In questo settore, la copertura vegetale è rappresentata da formazioni boschive, arbustive, a

gariga, e in aree circoscritte, da biotopi naturali, riscontrabili anche negli ambienti acquatici

dei rii, degli stagni, delle lagune che ospitano vegetazione riparia.

6.2.2 L’area di progetto

L’area interessata dalla proposta centrale solare è ubicata nella porzione centro-

settentrionale del Campidano di Oristano, più specificatamente nella borgata agraria di San

Quirico. La stessa fu costituita a seguito della promulgazione della Riforma Agraria che portò

all’istituzione dell’ETFAS (Ente per la Trasformazione Fondiaria e Agraria), il quale diede

avvio, su tutto il territorio regionale, all’espropriazione delle terre incolte, all’esecuzione di

vasti e organici piani di colonizzazione e di trasformazione, e alla realizzazione di

considerevoli infrastrutture, di cui tuttora sono visibili le testimonianze. Si segnala, al

riguardo, la presenza di canali, acquedotti, infrastrutture viarie e persino edifici, un tempo veri

e propri centri residenziali dotati dei servizi indispensabili per la vita civile degli assegnatari

dei poderi.




- 31 -

Ancora oggi, la vocazione del territorio di San Quirico è prettamente agricola: si individua la

presenza di seminativi e risaie, nonché di pioppeti, saliceti ed eucalitteti, i quali sovente

costituiscono la rete frangivento dei territori oggetto di bonifica. In questo sistema, il settore

d’intervento risulta prevalentemente occupato da prati artificiali e, in misura minore, da

seminativi non irrigui (Figura 7), confinanti, ai margini orientali, con un esteso

rimboschimento ad Eucaliptus (oltre 200 ettari) di proprietà del Comune di Oristano. Alcuni

lembi di terreno occupanti la porzione più occidentale del lotto di intervento sono stati

temporaneamente utilizzati come risaie; sistemi di coltivazione, questi, più diffusamente

riscontrabili nei lotti agricoli a nordovest del sito in esame, ad est della S.S. 131.

Quantunque l’esame delle foto aeree storiche attesti la sostanziale permanenza di un

dominante utilizzo agricolo nel territorio, lo stesso non è stato immune dall’individuazione di

funzioni urbanistiche più propriamente di “servizi generali”; deve segnalarsi, infatti, a breve

distanza dall’area di progetto (1500 m circa), la presenza della vecchia discarica per rifiuti

solidi urbani di Oristano (“Bau Craboni”), nei pressi dell’abitato di Tiria.

Figura 7 – Veduta dell’area d’impianto da Est

Sotto il profilo naturalistico, i più prossimi sistemi di preminente valore ecologico-ambientale

devono riferirsi, a ovest (a circa 5 km dall’area di progetto), alla presenza delle aree umide di

Santa Giusta e Pauli Majori; quest’ultimo, seppur di modeste dimensioni (circa 40 ha),

appare circondato da una fittissima vegetazione ripariale (circa 200 ha). In tale ambito, gli

afflussi di acque dolci provengono dal Rio Pauli ‘e Figu, dal Rio Pauli Majori e dal Rio Merd’e

Cani, che scorre a circa 500 m in direzione nord-ovest dal sito d’intervento.




- 32 -

Un ulteriore elemento di preminente valore paesaggistico-ambientale del territorio, in

relazione visiva diretta con il settore d’interesse per fattori morfologici, è il massiccio del

Monte Arci, i cui versanti occidentali risultano caratterizzati da falde pedemontane e segnati

dall’articolata rete di canali drenanti naturali che alimentano i corpi idrici superficiali e

sotterranei della piana (Figura 8).

Figura 8 – Veduta del massiccio del Monte Arci dall’area d’impianto – Ripresa dal settore Nord-Ovest

Sotto il profilo infrastrutturale, il sistema viario principale a servizio del territorio d’interesse

s’incentra sulla maglia regolare delle Strade Provinciali, che intersecano da Nord a Sud tutta

la piana collegando i centri di Palmas Arborea, Tiria, Simaxis e Siamanna, nonché sulla fitta

viabilità di penetrazione agraria. Un ulteriore significativo elemento infrastrutturale è

rappresentato dall’aeroporto di Fenosu, ubicato a circa 2 km ad ovest dal sito d’intervento, da

sempre caratterizzato da insoddisfacenti livelli di servizio e, ormai da alcuni anni, non

operativo.




- 33 -

7 DESCRIZIONE SINTETICA DEL PROGETTO

7.1 Aspetti generali

La caratteristica di maggior rilievo, nonché aspetto innovativo del proposto impianto solare, è

la scelta del fluido termovettore, rappresentato da una miscela di sali nitrati di sodio (60%) e

di potassio (40%) allo stato fuso. L’impiego dei sali fusi come fluido di processo ha trovato le

prime applicazioni nelle centrali nucleari per trasportare l’energia termica ad alta temperatura

ai cicli termodinamici di produzione d’energia elettrica. La prima applicazione della tecnologia

su centrali solari termodinamiche, a scala industriale, è stata realizzata da Enel S.p.A. in

Sicilia (Priolo) nel 2010 con entrata in funzione dell’impianto agli inizi del 2012. Rispetto ai

tradizionali sistemi CSP ad olio diatermico, l’utilizzo di sali fusi consente, infatti, di poter

operare a temperature sensibilmente più elevate (530 °C contro i 380 °C raggiungibili usando

l’olio diatermico) facendo ricorso ad un fluido che presenta intrinsecamente minore

pericolosità ambientale e maggiore sicurezza gestionale, non essendo né combustibile né

deflagrante.

L’operatività del campo solare sarà affiancata da una caldaia a biomassa che lavorerà in

parallelo o in alternanza al campo solare, permettendo di aumentare le ore di esercizio

dell'impianto, soprattutto nei mesi invernali quando la resa termica dal campo solare sarà

minore.

Per accumulare l’energia termica è previsto l’impiego di due serbatoi di elevata capacità e

grandi dimensioni, al fine di immagazzinare il calore assorbito dai sali durante le ore di

insolazione nonché quello sviluppato, all’occorrenza, durante la produzione termica dalla

caldaia a biomassa. Tale configurazione del sistema consente di separare il momento

dell’accumulo di energia termica da quello del suo utilizzo, avendo così la possibilità di

modulare l’energia raccolta e di fornire l’elettricità nel momento richiesto dal gestore della

RTN.

Essendo un impianto ibrido con produzione d’energia elettrica da fonti rinnovabili (sole e

biomassa) ed avendo un accumulo termico di 13 ore, l’impianto viene considerato

programmabile secondo la Delibera ARG/elt 95/08 del 11 aprile 2008. Conseguentemente

questo tipo di centrale elettrica non rientra nella fattispecie di impianto “intermittente” o “non

programmabile”, rispetto a cui la produzione energetica sia subordinata a fattori

meteorologici e la dispacciabilità dell’energia possa mettere in discussione la sicurezza e

stabilità della rete.

7.2 Distribuzione funzionale delle superfici

L’area di interesse, a destinazione agricola, ha una superficie complessiva di circa 77 ettari

ed è delimitata a nord da una strada comunale e da un rimboschimento di sughere, a est da

un rimboschimento di eucalipti di proprietà comunale, a sud e ad ovest da terreni agricoli ad

uso seminativo. La porzione del terreno asservita alla realizzazione dell’impianto avrà una

superficie di circa 48 ettari; gli spazi residuali (circa 29 ettari) saranno oggetto di mirate azioni




- 34 -

di inserimento ambientale orientate alla realizzazione di interventi di recupero colturale

attraverso l’impianto di colture arboree, orticole irrigue e alla produzione di piante officinali

nonché di ricucitura ambientale con i settori orientali a maggiore livello di naturalità (cfr. par.

7.9).

Interventi di inserimento paesaggistico-ambientale Sup. 29 Ha

Campo solare Sup. 43 Ha

Area impianti tecnologici e viabilità Sup. 5 Ha

Figura 9 – Distribuzione generale delle superfici asservite alla realizzazione dell’impianto

Dei 48 ettari recintati di pertinenza dell’impianto, 43 saranno occupati dal campo solare

(specchi parabolici). Di questi ultimi, circa 10 rappresentano le aree di pertinenza dei

collettori solari, circa 8 da strade mentre i restanti 25 ettari saranno liberi dalle strutture e

verranno sistemati con prato irrigato per consentire la prosecuzione delle attività di

produzione di foraggio.

La sistemazione del fondo col ricollocamento della terra vegetale precedentemente asportata

interesserà tutti i settori del campo solare non occupati da strade. Ai soli fini dell’utilizzo per

scopi agricoli connessi alla produzione di foraggio, si prevede di escludere dalla coltivazione

una fascia della larghezza di m 4,30 in corrispondenza dei collettori solari (Figura 10).




- 35 -

Figura 10 – Schema esplicativo utilizzo del fondo

Dei 48 ettari complessivamente impegnati, l’area per l’installazione degli impianti tecnologici

e della viabilità d’accesso occuperà i restanti 5 ettari. In detta area saranno presenti vari

impianti e loro pertinenze, quali: area di stoccaggio Sali fusi, area per impianto biomassa,

area per deposito intermedio legno cippato, area Power Block con edificio turbina a vapore

ed edificio gestione controllo, serbatoi acqua e diesel, impianto trattamento acque, torri

evaporative, vari impianti ausiliari e la stazione di trasformazione 150/12 kV.




- 36 -

Aree da occupare Sup. = 48 Ha

Aree impianti e loro pertinenze Sup. = 14 Ha

Terreno agricolo destinato alla produzione di foraggio Sup. = 25 Ha

Strade Sup. = 9 Ha

Figura 11 – Schema individuazione terreno ad uso agricolo

7.3 Preparazione preliminare del terreno

Il terreno si presenta attualmente con lievi pendenze piuttosto costanti che degradano da est-

nordest verso ovest-sudovest; il settore ovest è invece caratterizzato dalla presenza di

terrazzamenti che sono stati realizzati negli anni ‘70 del secolo scorso per la coltivazione del

riso, attività ormai da tempo abbandonata.

Affinché il sito possa risultare idoneo per la realizzazione dell’impianto solare, sono

necessarie alcune attività propedeutiche di sistemazione del terreno al fine di conseguire le

quote e le pendenze di progetto. In particolare si prevedono:

— Pulizia generale di aree con asportazione di recinzioni, opere interrate, erbe, alberi ed

arbusti;

— Scotico della terra vegetale per uno spessore di almeno 40 cm, deposito e successivo




- 37 -

reimpiego su tutta l’area adeguatamente livellata alle pendenze di progetto, in accordo

con le indicazioni scaturite dallo studio agro-pedologico;

— Scavo, riempimento e livellamento;

— Perforazione dei pozzi per la fornitura di acqua grezza;

— Costruzione canali di scolo delle acque meteoriche;

— Realizzazione di impianto smaltimento acque;

— Approntamento linee elettriche sotterranee;

— Costruzione di strade per l’accesso al Power Block e delle strade interne al campo solare

e destinate alla manutenzione e pulizia dei collettori;

— Delimitazione dell’area mediante realizzazione di opportuna recinzione ed accesso

sorvegliato da guardiani;

— Impianto di illuminazione e videosorveglianza dell’intera area;

— Realizzazione di aree verdi.

In fase di progetto è stata prestata particolare attenzione a conservare, per quanto possibile,

la giacitura esistente, anche al fine di limitare il più possibile i movimenti di terra e mantenere

inalterata l’attuale direzione di scorrimento e il recapito finale delle acque superficiali.

Figura 12 – Linee di livello stato attuale

Le nuove pendenze previste sono dello 0,5% nella direzione nord-sud, dello 0,42 % in quella

est-ovest e dello 0,2% da ovest ad est, col punto più basso posto alla stessa quota di quello

precedente alla sistemazione; la conformazione studiata, oltre a minimizzare i volumi di terra

da movimentare, garantisce l’equilibrio tra volumi di scavo e riporto.

Nel dettaglio, su una superficie di circa 43 ha (area occupata dal campo solare), i movimenti

di terra per il livellamento secondo le quote di progetto sono valutati in circa 118.000 m3;

pertanto lo spessore medio di terra movimentata è di circa 30 cm, al netto della provvisoria




- 38 -

rimozione del terreno vegetale.

Figura 13 – Linee di livello stato di progetto

7.4 Configurazione del campo solare

Il campo solare è composto di un multiplo di “moduli” SCE (solar collector element), con

specchi parabolici di lunghezza pari a circa 24,5 m e apertura di 7,51 m, provvisti di tubo

ricevitore posizionato nel punto focale della parabola, dove si concentrano i raggi del sole

captati dal sistema (Figura 14).

I moduli SCE, orientati secondo l’asse Nord–Sud, sono funzionalmente disposti secondo lo

schema seguente:

— n. 8 moduli compongono un “collettore” SCA (solar collector assembly) avente lunghezza

di circa 200 m, comprensiva delle distanze costruttive intermedie tra i moduli (Figura 15);

— al centro di ogni collettore SCA si trova un pilone con il motore idraulico (drive pilon) che

fa ruotare gli specchi parabolici insieme all’intero collettore, seguendo costantemente e

precisamente la posizione del sole.

— n. 4 collettori SCA, posizionati in due file parallele, della medesima lunghezza di circa

400 m ciascuna, compongono un “LOOP”. Ogni loop rappresenta un’unità di circolazione

dei sali fusi e i tubi ricevitori, posti nella linea focale deli collettori parabolici, sono

collegati al lato opposto, tra un loop e l’altro, per permettere il flusso continuo dei sali fusi

(Figura 16). La distanza tra due file (“passo”) è pari a circa 20 m.




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Figura 14 – Solar collector element (Collettore SCE)

Figura 15 – Solar Collector Assembly (Collettore SCA)




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Figura 16 – Unità di circolazione Sali “Loop”

7.5 Superficie captante degli specchi parabolici

Il campo solare di San Quirico è stato progettato con nr. 24 loop di specchi parabolici ai quali

è associata una superfice totale captante di:

131.328 m²

Attraverso il sistema, l’energia radiante solare viene concentrata attraverso la superficie dello

specchio parabolico, convertita in energia termica assorbita dal tubo ricevitore posizionato

nella linea focale per essere poi trasferita nei serbatoi di accumulo tramite il flusso dei sali

fusi.

I sali fusi entrano all’inizio di ogni unità di circolazione (loop) con una temperatura di circa

290° C, percorrono l’intero loop e ritornano, attraverso il collettore principale caldo,

posizionato nella testata lato sud, del campo solare, con la temperatura prevista di 530° C,

nel serbatoio di accumulo caldo.

L’energia termica accumulata nel serbatoio caldo (530°C), che ha una capacità di accumulo

di ca. 395 MWht, corrisponde a 13 ore di piena produzione dell’Impianto. Questa energia

viene trasformata attraverso un generatore di vapore, in vapore surriscaldato, che aziona a

sua volta una turbina a vapore, collegata ad un generatore elettrico.

7.6 Modalità di gestione

Quando le condizioni ambientali lo consentono, il campo solare è automaticamente messo in

produzione. A seconda della potenza termica prodotta dal campo, il fluido termovettore che

riempie il serbatoio “caldo” proviene dal campo solare, dalla caldaia a biomassa o da

entrambi.

Una volta raggiunto un determinato livello energetico all’interno del serbatoio di accumulo

caldo, può essere attivato il sistema di generazione di vapore (SGS) e di conseguenza

alimentata la turbina per la produzione elettrica. La presenza di un serbatoio per l’accumulo

del fluido termovettore consente all’impianto di svincolarsi dalla ciclicità giornaliera tipica




- 41 -

degli impianti solari e di avere una produzione elettrica di tipo programmabile.

La modularità del comparto di produzione elettrica consente di variare il carico nominale tra

l’80 ed il 110%, erogando quindi una potenza elettrica compresa tra 8 e 11.8 MWe. Tale

modularità si traduce nella possibilità di esercire in continuo l’impianto sia in periodo estivo,

quando l’irraggiamento consente un esercizio 24 ore al giorno mediante la sola energia

solare, sia nelle mezze stagioni/inverno, quando la potenza termica richiesta per riempire il

serbatoio caldo è generata da un mix di biomassa ed energia solare.

L’impianto è gestito e controllato mediante un sistema a DCS (distributed control systems),

che integra i sistemi di controllo e supervisione esterni, dedicato alla gestione delle singole

parti dell’impianto e degli accessori. In tale maniera è possibile condurre l’impianto

direttamente dalla sala di controllo centralizzata; per interventi di manutenzione o in caso di

emergenza sono comunque presenti i punti di interfaccia diretta macchina-operatore presso i

componenti principali.

Il DCS dispone di una sezione ESD dedicata, che consente di coordinare le funzioni di

protezione direttamente elaborate dal DCS con quelle eseguite da sistemi di protezione

esterni, come ad esempio le protezioni dei sistemi elettrici, allo scopo di permettere, in caso

di emergenza, uno spegnimento coordinato ed in sicurezza dell’impianto o di parti di esso.

7.7 Le potenzialità energetiche

La produzione elettrica netta del solo campo solare è stata stimata in circa 38.500 MWhe /

anno

Nei periodi di tempo instabile e scarsa irradiazione solare, l’energia termica sarà prodotta da

un impianto di Biomassa alimentato con legno cippato. Secondo le previsioni di progetto,

l’impianto Biomassa funzionerà solo nei sei mesi invernali (ottobre-marzo) con una

produzione stimata di 6.700 MWhe / anno, mentre la produzione complessiva dell’intero

impianto è stata stimata in:

45.200 MWhe/ anno

La possibilità di poter accumulare l’energia nel serbatoio caldo per oltre 30 gg. ed erogare

l’energia elettrica in qualsiasi ora, l’impianto proposto rientra a pieno titolo nella categoria

degli impianti a produzione programmabile.

Come produzione media giornaliera, sono stati considerati un minimo di 6,0 ore al giorno, da

erogare in qualsiasi orario, giornaliero o notturno.

Tenendo conto delle giornate piovose e/o nuvolose con scarsa produzione del campo solare,

del periodo di manutenzione prevista in dicembre (10 gg.) l’Impianto è stato concepito e

costruito per una produzione totale, compreso l’apporto energetico dell’impianto Biomasse, di

5.400 ore equivalenti.




- 42 -

7.8 Infrastrutturazione elettrica

Per poter immettere l’energia prodotta dall’impianto sulla Rete di Trasmissione Nazionale

(RTN), in base alle prescrizioni fornite dal Gestore di Rete (Terna S.p.A.), si rende

necessaria la realizzazione delle seguenti opere elettriche:

1. Collegamento in cavo 12 kV tra il generatore della Centrale e la stazione di

trasformazione 12/150 kV;

2. N. 1 Stazione elettrica di trasformazione 12/150 kV da ubicare all’interno dell’area

dedicata alla Centrale;

3. Collegamento in cavo interrato a 150 kV (L= 7.050 m) della stazione di cui al punto

precedente alla sezione 150 kV della esistente stazione elettrica 220/150 kV di Oristano

di proprietà della società Terna;

4. Realizzazione di un nuovo stallo partenza linea in cavo presso la stazione di Oristano in

corrispondenza di un passo di sbarre disponibile.

Le opere di cui ai punti 1, 2 e 3 rimarranno di proprietà del Proponente mentre l’opera di cui

al punto 4 dopo l’autorizzazione, sarà realizzata e gestita a cura Terna.

7.9 Opere di mitigazione e inserimento ambientale

Le strutture ed impianti della centrale solare termodinamica occupano solo parzialmente i

terreni complessivamente disponibili, aventi una superficie di circa 77 ettari. In particolare il

campo solare ed il Power Block insistono su un’area di circa 48 ettari, peraltro solo in parte

occupata dagli impianti (cfr. par. 7.2); si è pertanto progettata una valorizzazione dei settori

non interessati direttamente dal progetto con l’introduzione di colture specializzate e opere a

verde di mascheramento della struttura e di miglioramento del livello di biodiversità

complessiva.

Gli impatti sul suolo, di particolare interesse considerate le caratteristiche agricole del

contesto di intervento, riguardano principalmente il rischio di alterazione irreversibile della

fertilità dei suoli e la necessità di recepimento delle pratiche e delle azioni finalizzate a

mantenere i terreni in condizioni di integrità in termini di sostanza organica e di funzionalità

biologica.

Gli impatti potenziali di maggior rilievo attengono principalmente alla fase di cantiere ed, in

particolare, alle attività di livellamento del terreno, laddove, in presenza di una gestione

inappropriata delle attività di movimento terra, si rischierebbe di disperdere la fertilità degli

orizzonti pedologici superficiali e di portare in affioramento gli orizzonti più sterili e mal

drenati attualmente in profondità. In assenza di opportuni accorgimenti tecnico-operativi, in

definitiva, si determinerebbe la perdita della frazione biologicamente attiva del suolo, un forte

aumento della pietrosità e dello scheletro superficiale, un'alterazione e modificazione delle

capacità di ritenzione idrica e di drenaggio del suolo, con conseguente peggioramento della




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classe di capacità d'uso dei suoli, sino a rendere inadatti per lungo tempo tali terreni all'uso

agricolo-produttivo.

D’altro canto, come evidenziato nello Studio agro-pedologico allegato allo SIA (Elaborato

RS.12), l’assenza di un ombreggiamento totale, il mantenimento degli apporti di sostanza

organica da parte dei residui delle colture o della flora erbacea spontanea, la possibilità di

apporto di concimi ed ammendanti e una gestione del suolo idonea al mantenimento di un

interscambio biologico e microbiologico del suolo, anche per un arco temporale esteso,

favoriscono le possibilità che il suolo possa, alla dismissione dell’impianto, essere ricondotto

facilmente all’utilizzo agricolo, e con operazioni finali di ripristino della fertilità riconducibili alle

attività agronomiche tradizionali.

7.9.1 Fase costruttiva

La portata degli impatti attesi a carico della risorsa suolo, riconducibili principalmente alla

fase di cantiere, potrà essere ampiamente ridotta dalle misure di mitigazione di seguito

proposte, finalizzate soprattutto alla salvaguardia della funzionalità dei suoli:

— Si procederà alla fase di livellamento del terreno per lotti di larghezza non superiore a 50

metri e lunghezza variabile, entro i quali sarà garantita la completa sequenzialità degli

interventi.

— Preventivamente alla fase di livellamento di ogni lotto sarà effettuata la rimozione degli

strati superficiali di terra vegetale, con abbancamento temporaneo nelle superfici

adiacenti. Allo scopo di favorire il successivo recupero dei suoli agrari, il terreno vegetale

sarà asportato avendo cura di selezionare e stoccare separatamente gli orizzonti

superficiali ricchi di humus (primi 40-50 cm) evitando accuratamente rimescolamenti con

strati di suolo profondo sterile o con altri materiali di risulta;

— L'asportazione degli strati superficiali di suolo sarà effettuata con terreno "in tempera"

attraverso l'uso di macchinari idonei al fine di minimizzare miscelazione del terreno

superficiale con gli strati profondi; gli orizzonti più fertili e superficiali saranno asportati e

accumulati ordinatamente in aree idonee, prestando particolare attenzione alla direzione

del vento dominante in modo da ridurre la potenziale dispersione eolica della frazione

fine (particelle umo-argillose) del terreno;

— Successivamente si procederà al livellamento e regolarizzazione del terreno (strati

inferiori) del lotto interessato;

— Qualora si preveda lo stoccaggio prolungato del suolo asportato, sui cumuli di terreno

vegetale saranno realizzate idonee semine protettive con miscugli di specie erbacee ad

elevato potere aggrappante, allo scopo di conservare la fertilità e di limitare

l'inaridimento, il dilavamento e la dispersione della frazione fine;

— Tutte le aree di accumulo del suolo vegetale saranno tenute lontane da micro-impluvi e

da superfici soggette da eccessivo dilavamento o erosione da parte delle acque di

deflusso superficiale;

— A seguito delle fasi di livellamento del terreno, del fissaggio degli ancoraggi dell'impianto




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termosolare e dell'installazione dei collettori, si provvederà al ricollocamento della terra

vegetale precedentemente stoccata, con spandimento regolare ed omogeneo finalizzato

alla ricostituzione dell'orizzonte Ap (orizzonte agrario) del suolo, in quanto strato fertile

nuovamente coltivabile;

— Successivamente al ripristino dell'orizzonte Ap, si procederà alla semina di leguminose

autoriseminanti (es. Trifolium subterraneum) ad elevata capacità di ricoprimento, con

finalità di recupero e ripristino delle qualità chimico-fisiche del suolo agrario (struttura,

tenore di sostanza organica, tenore di azoto, tasso di saturazione in basi, ecc.);

— In caso di condizioni climatiche sfavorevoli, con periodi di siccità prolungata, saranno

garantite le irrigazioni di soccorso mediante irrigatori mobili, dislocabili a rotazione sul

terreno interessato dalle semine, allo scopo di favorire lo sviluppo della copertura

erbacea.

7.9.2 Fase di esercizio

— Allo scopo di mitigare gli effetti sul paesaggio agrario saranno immediatamente intrapresi

gli interventi di recupero colturale nelle aree del lotto agrario non interessate dall'impianto

solare termodinamico; le azioni di recupero saranno attuate contestualmente e

funzionalmente alle fasi di realizzazione dell'impianto, per lotti sequenziali secondo un

cronoprogramma delle attività che sarà elaborato con cadenze periodiche e sino alla

conclusione della fase di cantiere.

— La gestione delle attività agronomiche sarà finalizzata a una sistemazione funzionale dei

suoli non occupati dall'impianto, garantendo il reinserimento paesaggistico e il massimo

riutilizzo degli stessi terreni per finalità agrarie e per la loro riconnessione agro-

ambientale con i terreni agricoli adiacenti.

— Ulteriori spazi e reliquati potranno essere adibiti all'impianto di cultivar olivicole idonee

(es, semidana, bosana, ecc.) e cultivar di mandorlo, con sesto d'impianto non inferiore a

5x5. Localmente, si potranno introdurre anche idonee cultivar di fruttiferi in particolare

altre drupacee idonee (pesco, susino, albicocco), previa caratterizzazione fisico-chimica

del suolo ricostituito e caratterizzazione climatica (in particolare ventosità).

— Insieme alle colture arboree si valuterà la possibilità di differenziare anche

paesaggisticamente i lotti di terreno inserendo parcelle, di minori dimensioni, da

destinare alle colture orticole irrigue o alla produzione di piante e arbusti officinali.

Altri settori saranno destinati a opere di rinaturazione che avranno lo scopo sia di

compensare gli impatti sul patrimonio arboreo, sia di elevare il livello complessivo di

biodiversità.

Per quanto riguarda il primo aspetto, è stato individuato un settore di circa 3 ettari da

piantumare con querce da sughero (Elaborato TS.14). In tal modo sarà impiantato un

numero di alberi autoctoni molto superiore a quello degli esemplari espiantati. In fase

esecutiva si valuterà anche l’opportunità di espiantare e reimpiantare, nel settore individuato,




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alcuni degli alberi presenti nell’area di intervento. Poiché, infatti, si prevede un sesto

d'impianto di 3x3 m, il numero di esemplari sarà almeno dieci volte superiore a quelli tagliati.

Le cure colturali saranno assicurate fino alla completa affermazione dell’impianto, e

comunque per un periodo non inferiore ai cinque anni.

Per il miglioramento del livello di biodiversità generale, a cui contribuirà comunque anche la

diversificazione delle colture, sarà realizzato un impianto di specie arbustive tipiche della

macchia mediterranea: Pistacia lentiscus, Olea europaea var. sylvestris, Phillyrea

angustifolia, Myrtus communis, etc. con sesto d’impianto di 2x2 m. Una delle più evidenti

caratteristiche della componente vegetale del territorio è infatti l’estrema rarità di tali

formazioni, sia come popolamenti estesi che come filari tra i terreni coltivati. Con questo

intervento si punta invece a diversificare l’ecomosaico e favorire anche l’ingresso di specie

animali che trovano rifugio e/o nutrimento nella macchia mediterranea. A tale scopo si

provvederà anche a realizzare siepi formate dalle stesse specie arbustive anche ai bordi

della nuova viabilità d’accesso ai terreni e tra gli stessi appezzamenti.

Al fine di mitigare gli impatti visivi e la dispersione di polveri o di frazione fine del suolo,

saranno realizzate opportune "barriere verdi" di larghezza non inferiore a 3 m lungo tutte le

parti perimetrali dell'area di cantiere mediante impianto a prevalenza di eucalitti (Eucalyptus

camaldulensis). Tali piante, assai utilizzate nelle aree agricole dell’oristanese, risultano

idonee allo scopo in quanto caratterizzate da chioma sufficientemente fitta e densa, dal tipico

portamento assurgente, e da una crescita in altezza piuttosto veloce; pertanto risultano

adatte a sesti d'impianto stretti, allo scopo di ottenere, in tempi relativamente rapidi, barriere

frangivento e di mascheramento.

7.9.3 Fase di dismissione e ripristino

A seguito della dismissione dell’impianto, l’intera area oggetto di intervento sarà recuperata

ad uso agricolo, estendendo anche su questa superficie le stesse tipologie colturali già

indicate nel precedente paragrafo (Elaborato TS.15). Si creerà pertanto un mosaico di

colture arboree intervallate con orti o piantagioni di essenze officinali. Come nei terreni

esterni, sarà realizzata una rete viaria interna, recuperando parzialmente la viabilità

d’impianto, e realizzando siepi arbustive ai lati delle stesse strade.




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8 ANALISI DELLE PRINCIPALI ALTERNATIVE PROGETTUALI

8.1 Premessa

Come evidenziato in sede di progetto, la società Proponente ha come obiettivo lo sviluppo di

impianti di produzione energetica a fonte rinnovabile.

Sulla base della lunga esperienza maturata nello specifico settore, dell’approfondita

conoscenza del territorio sardo e delle sue potenzialità energetiche, la Proponente ha

individuato, nel territorio regionale, alcuni siti idonei per la realizzazione di impianti solari

termodinamici dell’ultima generazione.

Preso atto delle disposizioni normative nazionali (D.M. 11 aprile 2008) che espressamente

contemplano la possibilità di realizzare centrali solari termodinamiche in zona agricola, il sito

di Oristano in loc. “San Quirico” è apparso meritevole di attenzione in virtù, tra le altre, delle

favorevoli condizioni morfologiche, di radiazione solare ed accessibilità.

In fase di studio preliminare e di progetto sono state attentamente esaminate, inoltre, le

principali ragionevoli alternative relativamente alle diverse opzioni tecnologiche nonché di

configurazione del layout del campo solare.

Nel seguito saranno illustrati sinteticamente i criteri, tecnici e ambientali, che hanno orientato

le scelte progettuali e si procederà a ricostruire un ipotetico scenario conseguente alla

cosiddetta “opzione zero”, ossia di non realizzazione degli interventi.

8.2 Alternative di localizzazione

Come evidenziato all’interno della Premessa al presente SIA, il Legislatore nazionale ha

definito con D.M. 11 aprile 2008 specifici obiettivi di sviluppo della tecnologia solare

termodinamica nel territorio italiano. Le prospettive di applicazione in Italia delle tecnologie

solari termodinamiche con impianti industriali per la produzione di energia elettrica sono,

peraltro, sensibilmente contingentate, in quanto le condizioni energetiche ottimali per il loro

impiego si riscontrano solo in una parte limitata del territorio nazionale, in particolare la

Sicilia, il sud della Puglia e parte della Sardegna (Enea, 2007).

In questo quadro, la scelta del sito di San Quirico è scaturita, in particolare, dalla

rispondenza dell’area alle seguenti caratteristiche richieste dalla tipologia di impianto in

progetto:

a. Accettabile potenzialità energetica (DNI = 1856 kWh/m²): L’irraggiamento solare

diretto (DNI) è la grandezza fondamentale che garantisce la produzione di energia

durante il periodo di funzionamento dell’impianto. A parità di potenza nominale

dell’impianto l’area captante dovrà essere tanto maggiore quanto minore è la radiazione

incidente sul sito. Al riguardo i collettori solari devono necessariamente essere disposti,

sul campo solare, lungo la direzione N-S.

b. Ampia disponibilità di superfici con conformazione regolare copertura




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arborea/arbustiva rada o assente. Il sito di San Quirico presenta, sotto il profilo in

esame, requisiti ideali essendo contraddistinto da modesti dislivelli e pendenze

estremamente contenute. L’esigenza di poter disporre di significative superfici captanti è

una caratteristica intrinseca dei sistemi CSP. D’altro canto l’impianto proposto può

configurarsi come una centrale di piccola taglia in rapporto alle caratteristiche

dimensionali medie degli impianti realizzati nel resto del mondo, caratterizzati

mediamente da potenze di generazione di 50÷200 megawatt elettrici.

c. Semplicità di connessione alla rete elettrica nazionale. Considerate le potenze di

picco dell’impianto (circa 10 MW), la centrale solare dovrà essere connessa alla rete

elettrica nazionale da una linea in alta tensione. Per evitare ingenti costi di connessione,

che si ripercuoterebbero direttamente sul costo di produzione dell’energia elettrica, la

distanza del sito da una linea in alta tensione esistente (pari a circa 7.0 km nel caso

specifico) dovrebbe essere ridotta al minimo;

d. Adeguata distanza da centri urbani o località di elevato richiamo turistico. Il più

prossimo centro urbano (Tiria – Fraz. di Palmas Arborea) dista dal sito circa 2.5 km. Le

aree di più spiccato valore turistico si concentrano nel capoluogo nella zona costiera

della provincia di Oristano, a distanze di circa 10 km dal sito.

e. Favorevoli condizioni di accessibilità. L’area risulta ben collegata e servita da un

articolato sistema viario di livello locale, diramantesi dalle strade provinciali SP 57 (a

sud), SP 68 (ad est), SP 67 (a ovest), nonché dalla prossimità con la S.S. 131;

f. Compatibilità con le pratiche agricole. Come evidenziato nella Relazione agro-

pedologica allegata allo SIA (Elaborato RS.12), quantunque le attuali qualità dei suoli

(capacità d’uso III e IV), per i caratteri dell'intervento, saranno parzialmente modificate

sull'intero lotto, non si prevede una invalidazione irreversibile della funzione agricola.

Sarà, infatti, consentito e garantito il futuro recupero dei suoli agli usi agricoli tradizionali,

da realizzarsi attraverso l'adozione e applicazione delle misure di mitigazione degli

impatti sul suolo, sia in fase di cantiere (principalmente) che in fase di esercizio e di

dismissione finale così come individuate. Le caratteristiche spazio-distributive degli

interventi nel lotto, inoltre, potranno consentire la prosecuzione delle pratiche pastorali;

g. Assenza di elementi territoriali o naturali di separazione, quali strade, corsi

d’acqua, recinzioni. Il terreno in esame presenta caratteri di sostanziale unitarietà.

h. Assenza di monumenti archeologici o beni di interesse storico-culturale. Le

indagini di archeologia preventiva condotte non hanno evidenziato la presenza, nel sito in

esame, di preesistenze monumentali o significativi resti o reperti;

i. Adeguata distanza da siti di interesse sotto il profilo naturalistico. Il sito di progetto

è, infatti, abbondantemente esterno rispetto ambienti umidi che caratterizzano l’area

vasta in esame (stagni di S'Ena Arrubia, di Pauli Maiori e Santa Giusta), tutelati

attraverso direttive specifiche comunitarie (Convenzione Ramsar del 1971, direttiva

“Habitat” 92/43/CEE, Direttiva “Uccelli” 79/409/CEE).




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8.3 Alternative di processo

8.3.1 Scelta del fluido termovettore a Sali fusi

Come evidenziato in sede introduttiva, pur essendo relativamente recente, la tecnologia del

solare termodinamico è ormai matura per consolidarsi come affidabile e sostenibile

alternativa ai sistemi di produzione energetica che utilizzano come fonte primaria i

combustibili fossili

Dal 2001, grazie al progetto di ricerca dell’ENEA, guidato dal Nobel Prof. Carlo Rubbia, è

stato messo a punto e sperimentato per alcuni anni un collettore con il vettore termico a Sali

fusi in sostituzione dell’olio. Negli anni successivi, ENEL ha costruito un Impianto pilota di 5

MW con questa Tecnologia (impianto di Priolo Gargallo - Sicilia), inaugurato nel 2010 e che

funziona a pieno regime. A differenza dell’olio diatermico, i Sali impiegati (principalmente

miscele di nitrati di sodio e potassio) non sono considerate sostanze pericolose per

l’ambiente o bioaccumulabili, sono disponibili in grandi quantità e a basso costo, e non

devono essere periodicamente sostituiti come l’olio, con conseguenti problemi di smaltimento

nonché di periodici fermi impianto.

Un ulteriore importante vantaggio di questa tecnologia consiste nel raggiungimento di

temperature del fluido più alte (530°C anziché 390°C), con conseguenti rese energetiche

nettamente superiori. In definitiva, i vantaggi di questa nuova generazione di impianti CSP

sono misurabili in termini di maggiore energia prodotta, maggiori potenzialità di accumulo per

la temperatura elevata raggiunta dal fluido, superiori rese economiche e rischi ambientali

estremamente ridotti.

Tali indiscutibili vantaggi hanno conseguentemente orientato le scelte della Società

proponente verso la progettazione di un impianto CSP con tecnologia di processo a Sali fusi

in luogo di quella tradizionale ad olio diatermico.

Trattandosi di una tecnologia innovativa, nata e sviluppata in Italia, alla quale sono

riconosciute importanti potenzialità di diffusione a livello mondiale, la stessa è

potenzialmente in grado di favorire la nascita ed il consolidamento di una realtà industriale

nazionale nella costruzione delle strutture, specchi parabolici e tubi ricevitori, con

applicazioni significative nell’industria metalmeccanica specializzata nei cicli energetici

termodinamici e conseguenti riflessi positivi importanti sull’economia e sull’occupazione.

8.3.2 Scelta del sistema di concentrazione dell’energia radiante

Le principali tecnologie di captazione dell’energia radiante, che più diffusamente trovano

applicazione nelle realtà impiantistiche esistenti e operative dei moderni impianti CSP, si

riferiscono ai seguenti due sistemi:

— torri solari;




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— collettori parabolici.

Le torri solari con ricevitore centrale (CR) concentrano radiazione solare per mezzo di un

campo di eliostati, costituiti ciascuno da una superficie riflettente montata su un piedistallo,

che seguono il sole attraverso una rotazione su due assi. Gli eliostati riflettono la radiazione

solare su un ricevitore posto sulla sommità di una torre. Un fluido termovettore è riscaldato

nel ricevitore ed utilizzato per la produzione di elettricità attraverso una tradizionale turbina a

vapore.

L'efficienza di questi impianti è generalmente superiore rispetto alle altre tecnologie CSP,

perché temperature del fluido superiori a circa 530 °C sono più agevolmente conseguibili.

Ciò si traduce in migliori prestazioni termodinamiche ed inoltre consente di ottimizzare lo

stoccaggio termico. Attualmente, le principali realtà impiantistiche con questa tecnologia si

trovano in Spagna e negli Stati Uniti, mentre numerosi grandi progetti sono attualmente in

fase di realizzazione.

La scelta progettuale, nel caso specifico, è stata peraltro orientata verso un sistema di

concentrazione con collettori parabolici, che rappresenta attualmente la tecnologia più

diffusamente impiegata a livello mondiale e che, a tutti gli effetti, può considerarsi “matura” in

virtù dell’esperienza operativa ultraventennale di numerose centrali solari esistenti.

Rispetto al sistema con torre di concentrazione, inoltre, la tecnologia con collettori parabolici

presenta alcuni vantaggi paesaggistico-ambientali connessi alla minore “intrusione visiva” (le

torri sono strutture alte circa 100 m sul terreno e visibili anche a grande distanza) e minori

interazioni potenziali con la componente avifaunistica, associate al potenziale transito dei

volatili in prossimità del ricevitore centrale laddove possono raggiungersi temperature

alquanto elevate.

Figura 17 – Esistente impianto CSP a torre di concentrazione (Fonte ESTELA)




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8.3.3 Il sistema di backup termico

Gli impianti CSP si prestano ad essere concepiti e progettati per consentire una piuttosto

semplice ibridazione con altre tecnologie di produzione termica, alimentate da combustibile

fossile o da biomassa. Ciò al fine di consentire la produzione di elettricità nei periodi di nulla

o insufficiente radiazione solare diretta. Nello specifico, i vantaggi dell’ibridazione sono di

seguito riassunti:

— Risparmio di territorio occupato, proporzionale alle potenzialità energetiche dell’impianto

(nel caso specifico pari a circa il 15%), in funzione delle potenzialità dello specifico

sistema di backup termico contemplato;

— Miglioramenti nella dispacciabilità della produzione energetica, meno soggetta alle

fluttuazioni caratteristiche della fonte primaria, con sensibile incremento delle ore annue

di funzionamento a potenza nominale (circa 5.400 heq/anno nel caso specifico) e

conseguente programmabilità della produzione;

— Maggiori rendimenti dell’investimento, offerti dalla possibilità di ottimizzare la calibrazione

delle caratteristiche dimensionali del campo solare in funzione della specifica realtà

operativa.

Valutato lo specifico contesto urbanistico-insediativo dell’area di San Quirico, avente

caratteristiche spiccatamente rurali, tutte le scelte di progetto, compresa quella attinente al

sistema energetico di ibridazione, sono state orientate a minimizzare l’impiego di sostanze o

preparati pericolosi nonché improntate alla minimizzazione delle emissioni solide, liquide e

gassose. In tal senso, pertanto, in coerenza con la scelta operata rispetto alle caratteristiche

del fluido termovettore (Sali fusi in luogo dell’olio diatermico), è stato escluso il ricorso a

sistemi energetici di backup alimentati con combustibili fossili, privilegiando le biomasse

legnose naturali di provenienza locale.




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9 GLI EFFETTI AMBIENTALI DEL PROGETTO

9.1 Effetti sulla qualità dell’aria e sui cambiamenti climatici

9.1.1 Effetti a livello globale

Come noto l’inquinamento atmosferico e le emissioni di anidride carbonica determinate

dall’impiego dei combustibili fossili rappresentano una seria minaccia per lo sviluppo

sostenibile. La gran parte del contributo a tali emissioni è proprio determinato dalla

produzione di energia elettrica da fonti convenzionali.

In questo quadro, la realizzazione dell’intervento in esame, al pari delle altre centrali a fonte

rinnovabile, può contribuire alla riduzione delle emissioni responsabili del drammatico

progressivo acuirsi dell’effetto serra su scala planetaria nonché al miglioramento generale

della qualità dell’aria.

Come noto per “gas serra” si intendono quei gas presenti nell’atmosfera, di origine sia

naturale che antropica, che, assorbendo la radiazione infrarossa, contribuiscono

all’innalzamento della temperatura dell’atmosfera. Questi gas, infatti, permettono alle

radiazioni solari di attraversare l’atmosfera mentre ostacolano il passaggio inverso di parte

delle radiazioni infrarosse riflesse dalla superficie terrestre, favorendo in tal modo la

regolazione ed il mantenimento della temperatura del pianeta. Questo processo è sempre

avvenuto naturalmente ed è quello che garantisce una temperatura terrestre superiore di

circa 33°C rispetto a quella che si avrebbe in assenza di questi gas.

Già dalla fine degli anni ’70 dello scorso secolo cominciò ad essere rilevata la tendenza ad

un innalzamento della temperatura media del pianeta, notevolmente superiore rispetto a

quella registrata in passato, portando i climatologi ad ipotizzare che, oltre alle cause naturali,

il fenomeno potesse essere attribuito anche alle attività antropiche. La prima Conferenza

mondiale sui cambiamenti climatici, tenutasi nel 1979, avviò la discussione su “..come

prevedere e prevenire potenziali cambiamenti climatici causati da attività umane che

potrebbero avere un effetto negativo sul benessere dell'umanità".

Tra i vari strumenti volti alla riduzione delle concentrazioni di gas serra nell’atmosfera, il

Protocollo di Kyoto promuove l’adozione di politiche orientate, da un lato, ad uno uso

razionale dell’energia e, dall’altro, all’utilizzo di tecnologie per la produzione di energia da

fonti rinnovabili, intendendosi con questo termine tutte le fonti di energia non fossili quali

l’energia solare, eolica, idraulica, geotermica, del moto ondoso, maremotrice e da biomasse,

che, non prevedendo processi di combustione, consentono di produrre energia senza

comportare emissioni di CO2 in atmosfera.

Al fine di valutare il contributo positivo apportato dalla realizzazione della proposta centrale

ibrida solare termodinamica al problema delle emissioni dei gas serra si è provveduto a

stimare il quantitativo di anidride carbonica che sarebbe emessa se la stessa energia

elettrica producibile dell’impianto fosse generata da una centrale convenzionale alimentata

con combustibili fossili.




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Come evidenziato nel Quadro di riferimento progettuale, la producibilità netta complessiva

stimata della centrale sarà di circa 45.200 MWh/anno, con una produzione elettrica netta del

campo solare e dell’impianto a biomassa di circa 38.500 MWh/anno e 6.700 MWh/anno

rispettivamente.

Di estrema rilevanza, nella stima delle emissioni evitate da una centrale a fonte rinnovabile, è

la scelta del cosiddetto “emission factor”, ossia dell’indicatore che esprime le emissioni

associate alla produzione energetica da fonti convenzionali nello specifico contesto di

riferimento. Tale dato risulta estremamente variabile in funzione della miscela di combustibili

utilizzati e dei presidi ambientali di ciascuna centrale da fonte fossile.

Sulla base di uno studio ISPRA pubblicato nel 20112, potrebbe ragionevolmente assumersi

come dato di calcolo delle emissioni di anidride carbonica evitate il valore di 0,52 kg

CO2/kWh, attribuito alla produzione termoelettrica lorda nazionale. Tale dato, risulterebbe

peraltro sottostimato se la centrale solare sottraesse emissioni direttamente alle centrali

termoelettriche sarde, per le quali l’“emission factor” è valutato in circa 0,9 kgCO2/kWh.

Con riferimento allo scenario di entrata a regime del nuovo collegamento elettrico tra la

Sardegna e il Continente, le emissioni di CO2 evitate a seguito dell’entrata in esercizio della

centrale ibrida solare termodinamica possono valutarsi secondo le stime riportate in Tabella

2. Quantunque le stime non tengano conto delle emissioni specifiche di CO2 associate alle

attività di produzione e trasporto della biomassa legnosa in impianto, le stesse sono da

ritenere comunque rappresentative per le finalità del presente studio, considerata la modesta

incidenza di tali contributi (valutabili sommariamente in poche centinaia di tonnellate di CO2

all’anno) rispetto alle emissioni evitate associate all’equivalente produzione termoelettrica da

fonte convenzionale.

Tabella 2 – Stima delle emissioni di CO2 evitate a seguito della realizzazione dell’impianto ibrido solare termodinamico

Producibilità netta dell’impianto

Emissioni specifiche

evitate (*)

(kgCO2/kWh)

Emissioni evitate

(tCO2/anno)

45.200.000 kWh/anno 0,52 23.504

(*) dato nazionale

Allo stesso modo, con riferimento ai fattori di emissione riferiti alle caratteristiche emissive

medie del parco termoelettrico installato in Sardegna per alcuni inquinanti caratteristici3, la

realizzazione dell’impianto in progetto potrà determinare la sottrazione di ulteriori emissioni

atmosferiche, associate alla produzione energetica da fonte convenzionale, responsabili del

deterioramento della qualità dell’aria a livello locale e globale, ossia di Polveri, SO2 e NOx

(Tabella 3).

2 ISPRA, 2011. Produzione termoelettrica ed emissioni di CO2

3 Dichiarazioni ambientali 2011 Enel S.p.A – Centrale T.E. Sulcis – Grazia Deledda (Portoscuso – CI) e E.ON. S.p.A. – Centrale

T.E. Fiume Santo (Porto Torres – SS)




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Tabella 3 - Stima delle emissioni evitate a seguito della realizzazione dell’impianto ibrido solare termodinamico con riferimento ad alcuni inquinanti atmosferici principali

Producibilità dell’impianto Parametro

Emissioni

specifiche

evitate(*)

(g/kWh)

Emissioni evitate

(t/anno)

45.200.000 kWh/anno PTS 0,035 1.6

SO2 0,935 42.3

NOx 0,7 31.6

(*) dato nazionale

A questo proposito, peraltro, corre l’obbligo di evidenziare come gli impatti positivi sulla

qualità dell’aria derivanti dallo sviluppo degli impianti alimentati da fonti energetiche

rinnovabili, sebbene misurati a livello locale possano ritenersi non significativi, acquistino una

rilevanza determinante se inquadrati in una strategia complessiva di riduzione progressiva

delle emissioni a livello globale, come evidenziato ed auspicato nei protocolli internazionali di

settore, recepiti dalle normative nazionali e regionali.

9.1.2 Effetti a livello locale

Durante il periodo di costruzione dell’impianto, in particolare a seguito delle operazioni di

regolarizzazione del terreno destinato ad ospitare il campo solare nonché delle attività di

trasporto delle attrezzature e dei materiali, da e verso il cantiere, potranno configurarsi le

seguenti forme di impatto, peraltro caratteristiche di qualunque cantiere edile:

emissione di polveri in atmosfera;

incremento delle emissioni da traffico veicolare.

Nell’ambito della fase di esercizio, l’emissione di inquinanti atmosferici deve

prevalentemente da correlarsi all’operatività della caldaia a biomasse, prevista come unità di

backup termico del campo solare.

Il proposto impianto a biomasse prevede il ricorso ad un’unica linea di combustione di

cippato di legna da realizzarsi con forno a griglia mobile. La linea di combustione è stata

dimensionata per una capacità nominale di 10.5 MWt. La funzione dell’impianto a biomassa

è quella di sopperire alla produzione termica in concomitanza con i periodi caratterizzati da

bassa radiazione solare, fornendo il calore necessario per mantenere in temperatura il fluido

di processo (sali fusi) e consentire la produzione di energia elettrica. Nelle ipotesi di progetto,

in funzione delle condizioni meteoclimatiche medie del sito di progetto, è previsto che la

centrale a biomassa sarà operativa per 7 mesi all’anno, nel periodo da ottobre ad aprile

compresi con sospensione del funzionamento da maggio a settembre compresi.




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Al fine di stimare i possibili effetti associati alla dispersione di inquinanti atmosferici

conseguenti all’operatività dell’impianto a biomasse nella configurazione proposta,

nell’allegato Studio sulla dispersione degli inquinanti atmosferici (Elaborato RS.11) si sono

presi in considerazione i principali inquinanti caratteristici di questa tipologia di processo,

avuto riguardo della normativa di settore che disciplina l’esercizio degli impianti a biomasse

(D.Lgs. 152/2006 e ss.mm.ii. - Allegato I alla parte quinta).

Per quanto riguarda i macroinquinanti si è fatto riferimento ai seguenti parametri:

— polveri totali (ricondotte a PM10 e PM2,5 nella normativa sulla qualità dell’aria);

— Ossidi di zolfo espressi come biossido di zolfo (SO2);

— Ossidi di azoto espressi come biossido di azoto (NOX, misurati come NO2);

— monossido di carbonio (CO).

Nel rimandare all’esame dell’allegato Studio specialistico (Elaborato RS.11) per una più

approfondita disamina delle risultanze delle simulazioni modellistiche, se ne richiamano

schematicamente, di seguito, le principali conclusioni:

Relativamente allo Scenario di calcolo riferibile alle condizioni di emissione garantite dal

costruttore (Scenario 2 dello studio), di preminente interesse per le finalità della presente

analisi, possono formularsi le seguenti considerazioni:

in ogni punto del dominio di calcolo i valori limite di qualità dell’aria risultano rispettati

con ampio margine sia nel lungo periodo (tempo di mediazione 1 anno) che nel breve

periodo (tempi di mediazione di 1 ora o 24 ore);

SO2: i massimi delle concentrazioni attese nei periodi di mediazione di riferimento

sono estremamente esigui e compresi nell’intervallo 2.16%÷4.67% dei corrispondenti

valori limite. Il valore massimo di breve periodo, pari a 16.34 g/m³, è inferiore anche

al più severo limite di lungo periodo (media annuale) di 20 g/m³ individuato per la

protezione degli ecosistemi;

NO2: il valore massimo con periodo di mediazione 1h restituito dal modello (24.5

g/m³) è pari a circa il 12% della corrispondente soglia massima da non superare per

più di 18 volte nell’anno civile a protezione della salute umana. I valori medi di lungo

periodo del parametro in questione sono estremamente bassi e pari a circa il 2% del

valore limite di 40 g/m³ a protezione della salute umana.

PM10 e PM2.5: Va in primo luogo evidenziato come i dati di emissione disponibili, e

conseguentemente le concentrazioni al suolo, si riferiscano alle particelle sospese

totali. Dalla simulazione modellistica è risultato un valore massimo di PT sulle 24h di

appena 0,33 µg/m³. Il valore stimato è inferiore, con amplissimo margine, al valore

limite per il PM10 stabilito dal D.Lgs. 155/2010, pari a 50 µg/m³ e definito per la

protezione della salute umana in riferimento a un intervallo di 24 ore (da non superare

per più di 35 volte per anno civile). La concentrazione massima oraria attesa per le




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PT (pari a 1.63 µg/m³) è sensibilmente inferiore alla soglia di 25 µg/m³ stabilita per le

PM2.5 come valore medio nell’anno civile a protezione della salute umana. I valori

attesi nel lungo periodo (0.043 µg/m³) sono del tutto rassicuranti ed inferiori di oltre 1

ordine di grandezza rispetto alla corrispondente soglia stabilita per il PM2.5.

CO: il valore massimo delle medie orarie restituito dal modello è estremamente basso

(0.02 mg/m³) e pari ad appena lo 0.20% del valore limite di legge stabilito per un

tempo di mediazione di 8 ore.

Si evidenzia, al riguardo, che il confronto delle concentrazioni attese al suolo con le soglie

normative stabilite dal D.Lgs. 155/2010 è da ritenersi cautelativo giacchè le simulazioni sono

state eseguite ipotizzando una disponibilità dell’impianto a biomassa del 100% in tutti i mesi

dell’anno, senza apportare alcuna riduzione ai flussi di massa calcolati a partire dai valori di

concentrazione degli inquinanti.

Con riferimento alle concentrazioni al suolo attese per l’esercizio del nuovo impianto in

condizioni di emissione limite stabilite dall’Allegato I alla parte quinta del D.Lgs. 152/2006

(Scenario 1 nello studio) si evidenzia, altresì, come per tutti i parametri considerati i valori

medi annui e massimi giornalieri restituiti dal modello di calcolo risultino abbondantemente al

disotto dei rispettivi valori limite. Considerando i picchi orari, rispetto a cui la normativa di

qualità dell’aria fissa dei limiti da non superare nell’anno civile in relazione ai soli SO2 ed

NO2, si evidenzia come i valori restituiti dal modello siano al disotto delle rispettive soglie

limite con ampio margine (32.53 g/m³ - VL=350 g/m³ per SO2 e 65.03 g/m³ - VL=200

g/m³ per NO2).

I risultati confortanti delle simulazioni modellistiche rendono conto, da un lato, della corretta

progettazione termotecnica dell’impianto e, dall’altro, dell’efficacia dei presidi atti a trattenere

gli inquinanti trasportati dai fumi di combustione, riferibili ai sistemi di cattura e rimozione del

particolato (ciclone+elettrofiltri) e abbattimento degli ossidi azoto (cfr. Quadro di riferimento

progettuale).

9.2 Effetti su suolo e sottosuolo

Sulla base del quadro di conoscenze al momento ricostruito, non si ravvisano problematiche

di carattere geologico, geomorfologico e geotecnico che possano pregiudicare la

realizzazione e il corretto esercizio dell’impianto, fatta salva l’adozione degli accorgimenti

progettuali più idonei relativamente alla scelta delle caratteristiche delle fondazioni.

L’impatto sulla componente geologica si rivela potenzialmente significativo, ma comunque

ben mitigato dalle scelte progettuali operate, principalmente nella fase di cantiere, e

sostanzialmente reversibile, a lungo termine per quanto attiene alle fondazioni profonde.

Come evidenziato nell’allegata Relazione agro-pedologica, gli impatti potenziali di maggior

rilievo attengono alle attività di livellamento del terreno, laddove, in presenza di una gestione




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inappropriata delle attività di movimento terra, si rischierebbe di disperdere la fertilità degli

orizzonti pedologici superficiali e di portare in affioramento gli orizzonti più sterili e mal

drenati attualmente in profondità.

Muovendo da tali constatazioni, il progetto recepisce le indicazioni emerse dagli studi

specialistici condotti nell’ambito del presente SIA (cfr. anche Elaborato RS.12), prevedendo

l’attuazione di mirati interventi di mitigazione degli impatti consistenti nell’attuazione di una

specifica sequenza di operazioni, da eseguirsi per lotti di larghezza non superiore a 50 metri

e lunghezza variabile.

In primo luogo, sarà effettuato lo scotico degli orizzonti più fertili e superficiali del suolo e si

procederà al loro successivo abbancamento temporaneo ai bordi dello scavo, prestando

particolare attenzione alle condizioni meteo-climatiche (direzione e velocità del vento), al fine

di adottare, laddove necessario, tutti gli accorgimenti funzionali a ridurre convenientemente

la potenziale dispersione eolica della frazione fine del terreno (particelle umo-argillose).

A seguito delle fasi di livellamento del terreno, del fissaggio degli ancoraggi dei collettori

solari e dell'installazione degli stessi, si provvederà al ricollocamento della terra vegetale

precedentemente stoccata, con spandimento regolare ed omogeneo finalizzato alla

ricostituzione dell'orizzonte Ap (orizzonte agrario) del suolo, in quanto strato fertile

nuovamente coltivabile. Successivamente al ripristino di tale orizzonte, si procederà quindi

alla semina di leguminose autoriseminanti (es. Trifolium subterraneum) ad elevata capacità

di ricoprimento, con finalità di recupero e ripristino delle qualità chimico-fisiche del suolo

agrario (struttura, tenore di sostanza organica, tenore di azoto, tasso di saturazione in basi,

ecc.).

In caso di condizioni climatiche sfavorevoli, con periodi di siccità prolungata, saranno

garantite le irrigazioni di soccorso mediante irrigatori mobili, dislocabili a rotazione sul terreno

interessato dalle semine, allo scopo di favorire lo sviluppo della copertura erbacea

Le alterazioni morfologiche sono conseguenti alla regolarizzazione del terreno di imposta

delle opere ai fini dell’installazione del campo solare. Valutata la conformazione attuale del

terreno, debolmente degradante da ovest-nordovest a est-sudest, con dislivelli massimi

contenuti in circa 4 m entro distanze di circa 1 km, le modificazioni possono ritenersi di lieve

entità. Le stesse saranno, infatti, misurabili in termini di profondità di scavo massima di 2,34

m e di un riporto massimo di 1,65 m rispetto al piano di campagna attuale, da conseguirsi

entro aree circoscritte e ben localizzabili, ottenendo una pendenza uniforme prevalentemente

da NE verso SW. A fronte di un volume di materiale scavato pari a circa 118.000 m³, al netto

dello scotico superficiale (ca. 173.000 m³), equivalente ad una profondità media di scavo di

appena 25 cm, è previsto, inoltre, il totale reimpiego dei materiali scavati per operazioni di

reinterro e ripristino ambientale.

Durante la fase di esercizio, gli impatti ascrivibili alla componente suolo e sottosuolo

attengono al potenziale rilascio accidentale di sostanze inquinanti, riferibili, principalmente, ai

sali fusi di nitrati di sodio e potassio, come più oltre descritto a proposito degli effetti




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sull’ambiente idrico.

9.3 Effetti sull’ambiente idrico

Le interazioni degli interventi con lo stato di qualità e la consistenza delle risorse idriche,

superficiali e sotterranee, attengono principalmente ai rischi di dispersione in falda di

sostanze estranee o inquinanti, all’alterazione delle caratteristiche idrodinamiche della falda

e dei processi di ricarica superficiale, nonché alla sostenibilità dei prelievi idrici indotti

dall’esercizio della centrale ibrida solare termodinamica. Come più dettagliatamente esposto

nell’allegato Studio idrologico e idrogeologico (Elaborato RS.10), e di seguito riassunto, la

ricostruzione del quadro di conoscenze sulle caratteristiche e le condizioni di esposizione

delle falda a pressioni antropiche e la successiva analisi dei potenziali effetti ambientali

indotti dal progetto, hanno condotto a ritenere che la realizzazione ed esercizio dell’impianto,

in accordo con le previsioni progettuali, sia compatibile con la conservazione dell’attuale

stato qualitativo e quantitativo delle risorse idriche, aspetto questo determinante anche al fine

di scongiurare problematici conflitti d’uso delle risorse nell’area di San Quirico in rapporto alle

attuali condizioni di utilizzo prevalente delle acque per scopi agro-zootecnici.

Durante il processo costruttivo è da escludere che la realizzazione dell’impianto configuri

rischi concreti di decadimento della qualità dei corpi idrici superficiali e sotterranei. Le

potenziali interazioni tra gli interventi in progetto e le acque sotterranee in fase di cantiere

possono ascriversi principalmente al trasferimento accidentale di sostanze inquinanti in falda

in fase di costruzione delle fondazioni profonde. Considerato il numero consistente di pali da

realizzare, si prevede l’impiego di tubi camicia provvisori, senza circolazione di fango

bentonitico. In fase di cantiere, inoltre, andrà sistematicamente accertato lo stato di

funzionalità dei macchinari e delle attrezzature, con particolare riferimento all’integrità dei

circuiti idraulici, e garantita la sistematica pulizia delle stesse preventivamente ad ogni

operazione di perforazione.

Per quanto attiene al rischio di percolazione di sostanze inquinanti nel sottosuolo acquifero,

durante la fase di esercizio della centrale solare, gli impatti devono principalmente riferirsi al

rilascio accidentale della miscela di sali fusi di nitrati di sodio e potassio. Come desumibile

dalla scheda di prodotto e dal Rapporto preliminare di sicurezza (cfr. Progetto definitivo),

peraltro, le problematiche associate all’impiego dei sali attengono principalmente a questioni

legate al rischio industriale, in ragione delle loro caratteristiche di comburenti e ossidanti.

I rischi di perdita accidentale di sali fusi dalle diverse sezioni impiantistiche, inoltre, sono da

ritenersi alquanto improbabili in ragione delle proprietà chimico-fisiche del prodotto, in grado

di solidificare rapidamente in caso di sversamenti sul terreno, impedendo la penetrazione nel

suolo. Una volta raffreddati, i sali fusi solidificati possono essere rimossi quasi

completamente con mezzi meccanici, minimizzando l’impatto sul suolo; solo nel caso in cui si

verifichi contemporaneamente una pioggia abbondante, il suolo e la falda sotterranea

potrebbero essere teoricamente esposti alla lisciviazione dei sali. Al fine di contenere il




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rischio entro livelli accettabili il progetto ha previsto efficaci presidi ed accorgimenti gestionali,

riportati nel Rapporto preliminare di sicurezza, i principali dei quali sono di seguito

sinteticamente richiamati:

— i serbatoi di accumulo termico saranno installati entro un bacino di contenimento

opportunamente impermeabilizzato di capacità adeguata a contenere l’intero volume di

liquido eventualmente sversato in caso di rotture localizzate o di improbabili cedimenti

strutturali dei serbatoi;

— i collettori di trasporto dei sali fusi ed i raccordi tubieri sono concepiti per assicurare la

tenuta termica ed idraulica in tutte le condizioni operative di funzionamento e saranno

realizzati in materiali ad elevate prestazioni strutturali e resistenza alle aggressioni

chimiche; la presenza di un involucro termoisolante nei tubi, inoltre, contribuisce ad

assicurare una tenuta idraulica dei circuiti in caso di rotture localizzate;

— in caso estremo di avaria o rottura di una giunzione o di una tubazione su un loop nel

campo solare, si chiuderanno automaticamente le valvole in entrata e in uscita dal loop e,

nel punto più basso di quest’ultimo, si aprirà automaticamente (o manualmente) la

valvola d’emergenza per il deflusso del fluido attraverso la tubazione d’emergenza,

all’uopo predisposta, che assicurerà il drenaggio naturale nello specifico serbatoio di

raccolta. I due serbatoi di stoccaggio dell’energia termica saranno dotati di riscaldatori

elettrici collocati perimetralmente al serbatoio, per mantenere la temperatura del fluido

costante in ogni condizione operativa e scongiurare fenomeni di solidificazione dei sali;

— in caso estremo di avaria o rottura della tubazione principale di alimentazione del campo

solare, si chiuderanno automaticamente le valvole principali. Lo svuotamento del campo

solare avverrà tramite le tubazioni d’emergenza che convoglieranno il fluido negli

specifici serbatoi di raccolta; successivamente il sistema prevede il pompaggio dei fluidi

residui dai serbatoi di raccolta nel grande serbatoio freddo;

— i parametri di funzionamento dei circuiti idraulici dell’impianto saranno costantemente

monitorati attraverso un sistema di supervisione centralizzato e, conseguentemente, ogni

evento attribuibile ad anomale variazioni dei parametri termo-idraulici del fluido

termovettore (portata, pressione), eventualmente associabile a perdite di prodotto, sarà

tempestivamente segnalato dal sistema, assicurando una pronta verifica o intervento da

parte degli operatori di impianto.

Con riferimento ai fabbisogni idrici richiesti dal funzionamento della centrale solare ibrida,

l’elaborazione di uno specifico studio idrogeologico ha consentito di verificare favorevolmente

le potenzialità di approvvigionamento idrico dall’acquifero presente nell’area di progetto

(Elaborato RS.10). La disponibilità della risorsa idrica superficiale, fluente nei canali gestiti

dal Consorzio di Bonifica dell’Oristanese, configura, inoltre, la favorevole opportunità di

disporre di un mix di approvvigionamento, superficiale e sotterraneo, in funzione dei requisiti

richiesti per le acque di processo.

Il ricorso ad un utilizzo spinto dell’acqua superficiale è, peraltro, fortemente condizionato




- 61 -

dalla variabilità della sua disponibilità quantitativa, che non può essere garantita con

continuità dall’Ente erogatore in tutti i periodi dell’anno (soprattutto in quello estivo), nonché

di non idoneità e variabilità delle sue caratteristiche qualitative, trattandosi di un’acqua con

un elevato contenuto di solidi sospesi che richiederebbe ingenti costi di trattamento

preventivamente all’utilizzo.

Con tali presupposti, il progetto prevede che l’approvvigionamento idrico per il

soddisfacimento dei fabbisogni del campo solare sia prioritariamente garantito da due pozzi

da realizzarsi all’interno dell’area di impianto. La fonte sotterranea, come attestato dalle

condizioni di prelievo in essere nella zona in esame, per fini agricoli e domestici, e dagli

specifici studi eseguiti, consentirà, in definitiva, di poter disporre di una risorsa

abbondantemente presente nel territorio, in rapporto alla disponibilità richiesta, e di

caratteristiche qualitative accettabili, a meno di trattamento preventivo, nonché

sostanzialmente stabili.

A fronte di un consumo annuo complessivo di circa 117.000 m³, il principale contributo debba

ascriversi al reintegro delle perdite idriche nelle torri di raffreddamento (80% circa dei

consumi); all’operatività della caldaia a biomassa dovrà, invece, attribuirsi il 13% circa dei

consumi. Il restante 7% dei consumi deve attribuirsi alla pulizia specchi, al reintegro delle

perdite nel condensatore ed all’approvvigionamento idropotabile.

In base alle stime di progetto il fabbisogno idrico massimo dell’impianto si verificherà in

concomitanza con il periodo dell’anno di maggiore produzione del campo solare

(indicativamente nel mese di luglio). In tale periodo, sulla base di un consumo mensile di

circa 15.200 m³ ed un monte ore di funzionamento di 744, si valuta una esigenza di prelievo

con portata di circa 6 l/s. Il prelievo medio annuo si attesta, invece, intorno ai 3,7 l/s

I volumi di prelievo stimati possono ritenersi sostenibili dalle falde profonde, per le seguenti

considerazioni:

il fabbisogno idrico annuo dell’impianto in progetto (circa 117.500 m3) rappresenta

una percentuale minima, pari allo 0,14÷0,18%, dei prelievi operati attraverso tutti i

pozzi della piana del Campidano di Oristano, stimati, sulla base di un recente

studio (2011) in 65÷81 milioni di m3. In termini assoluti, contribuisce inoltre a

restituire un indicatore della dimensione del problema la circostanza che la soglia

di riferimento per la rilevanza dei progetti di derivazione di acque sotterranee ai fini

della verifica di assoggettabilità a Valutazione di impatto ambientale (Allegato B1,

al comma 7, lettera d della D.G.R. 34/33 del 07/08/2012) sia di circa un ordine di

grandezza superiore al dato di portata di picco previsto in progetto (50 l/s contro 6

l/s);

le prove di portata di lunga durata, condotte ad una portata costante che permette

una stabilizzazione del livello per almeno 48 ore in regime di non-equilibrio sulle

falde in pressione, hanno mostrato che le caratteristiche dell’acquifero, di tipo

confinato, sono tali da consentire certamente l’utilizzazione della falda alle portate

di prova (10÷17 l/s in prossimità dell’area di impianto), dal momento che la




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stabilizzazione del livello durante tale tipo di prova implica il raggiungimento

dell’equilibrio tra apporti ed emungimenti.

Considerato il poco apprezzabile impatto sui consumi idrici della falda idrica sotterranea

rispetto ai consistenti volumi stimati emunti, in particolare dalle falde profonde, in tutta la

piana alluvionale di Oristano e le portate emungibili dalle stesse falde profonde, non sono

stati dunque previsti interventi di mitigazione.

9.4 Effetti sul paesaggio

9.4.1 Gli aspetti percettivi

Tenendo in considerazione la particolare tipologia di opere proposta e valutato che il

fenomeno percettivo della visione è individuato tra gli effetti ambientali principali ascrivibili

agli impianti energetici di grande impegno territoriale, il primo passo, come premessa per

l’analisi degli impatti percettivi, è consistito nell’individuazione della porzione di territorio in cui

l’impianto risulterà teoricamente visibile.

Stante l’assenza di riferimenti normativi sull’analisi degli impatti visivi legati ad impianti della

medesima categoria di quello in progetto, è apparso indispensabile valutare la “visibilità”

come condizione essenziale per il verificarsi di potenziali effetti percettivi.

Nella valutazione assume significativa importanza la struttura morfologica dell’area di

progetto che, situata all’estremità nordovest della Piana del Campidano (Campidano di

Oristano), interessa zone a conformazione estremamente regolare ed a quote di circa 20 m

sul livello del mare. Ai fini dell’esposizione alla visione, tale situazione può considerarsi,

grazie agli effetti prospettici, di rifrazione atmosferica e di sfericità terrestre (tutti i fattori di cui

si tiene conto, ad esempio, nelle procedure di correzione ortometrica delle livellazioni

trigonometriche), la meno favorevole: basti infatti pensare alla potenziale visibilità degli

interventi antropici posizionati in aree di versante (edificato, cave e miniere, viadotti),

suscettibili di amplificare notevolmente l’entità degli impatti visivi.

Inoltre, data la presenza diffusa di filari frangivento in Eucaliptus (testimoni della storia delle

colonizzazione agraria del territorio) e considerando la realizzazione di una barriera verde

intorno al sito, entrambe capaci di mascherare la gran parte delle strutture in progetto, la

reale dimensione da sottoporre a valutazione per la definizione del bacino visivo dovrebbe

riguardare, a rigor di logica, solamente le porzioni di impianto di altezza eccedente detti filari.

Nella prospettiva di porsi nella condizione più sfavorevole, si è ragionato sul limitato periodo

di tempo in cui l’altezza dal suolo della prevista barriera verde perimetrale sarà ancora

insufficiente ad esercitare l’auspicabile effetto schermante.

Una volta definita l’ampiezza dell’area di studio, la seconda fase di analisi è consistita nel

calcolo dell’intervisibilità teorica, calcolata attraverso opportuni algoritmi di analisi di visibilità

(viewshed analysis), implementati dai sistemi GIS ed in grado di analizzare i rapporti di

intervisibilità (intesa come continuità del raggio visivo) in funzione della morfologia del




- 63 -

territorio di interesse (in genere valutata attraverso lo studio di modelli digitali del terreno) e

della dimensione e posizione geografica del progetto.

L’aggettivo “teorico” è quanto mai opportuno giacché qualunque modello digitale del terreno

non può dare conto della reale complessità morfologica territoriale, conseguente alle reali

condizioni d’uso del suolo, comprendente, dunque, la presenza di ostacoli puntuali,

(fabbricati ed altri interventi antropici, vegetazione, ecc.), che di fatto possono frapporsi agli

occhi di un potenziale osservatore dell’impianto generando, alla scala microlocale,

significativi fenomeni di mascheramento.

Per superare tale limitazione, le analisi sono state raffinate nell’area di maggiore prossimità,

individuata come “area di massima attenzione” ed estesa entro un buffer di 5 km dai confini

dell’impianto. Per tale area si è proceduto al miglioramento del livello di approssimazione

degli strati informativi di partenza, ottenuto utilizzando come base per il calcolo

dell’intervisibilità teorica un Modello Digitale delle Superfici predisposto ad hoc, descrivente

sia il terreno che la vegetazione arborea.

Ai fini dell’analisi di visibilità, l’ingombro del progetto in esame è stato semplificato nei suoi

elementi geometrici più significativi con la definizione di specifici “punti di controllo”.

Con tali presupposti, l’assegnazione della classe di visibilità, per uno specifico punto di

osservazione, è funzione delle caratteristiche orografiche del territorio e dei rapporti spaziali

tra detti “punti di controllo” e, in definitiva, della presenza o meno di ostacoli sul campo visivo

dell’osservatore.




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Figura 18 - Inquadramento morfologico e aree di visibilità (rappresentate in tonalità di rosso). In tonalità di giallo le porzioni dell’area di studio in cui l’impianto risulterà pressoché invisibile(10km,

confine bianco). Il confine rosso indica l’area di massima attenzione (5km)

Data la struttura morfologica del contesto in esame, in cui l’area di progetto occupa una

porzione pianeggiante, ai piedi del complesso montuoso del Monte Arci, la visibilità risulta

possibile quasi esclusivamente dalle cornici sommitali dei rilievi. Tali ambiti risultano,

peraltro, di difficile accesso e fittamente ricoperti di vegetazione arborea, capace di impedire

localmente la visione limitando sensibilmente l’apertura del campo visivo sul paesaggio

sottostante.

9.4.2 Modificazioni della funzionalità ecologica, idraulica e dell'equilibrio idrogeologico

Il legame tra le componenti ambientali e la qualità dell’assetto paesistico generale di un dato

contesto territoriale implica che per mantenere uno status adeguato della componente non si

possano alterare significativamente i principali processi, legati in generale alle relazioni tra le

parti, che riguardano la componente ecologica, la funzionalità idraulica profonda e

superficiale. Il progetto si inserisce in un sito nel quale le pratiche agro-zootecniche sono

storicamente convissute con le dinamiche dell’acqua, legate alla vicinanza del tratto

terminale del Fiume Tirso e di alcuni corpi idrici minori.




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L’attenzione del percorso progettuale verso un’adeguata minimizzazione e controllo del

rischio ambientale è interiorizzata nelle principali scelte tecniche operate, improntate alla

realizzazione di un impianto ibrido solare termodinamico interamente alimentato con fonti

energetiche rinnovabili (energia radiante e biomassa legnosa naturale) ed all’impiego di

sostanze e preparati non pericolosi per l’ambiente o bioaccumulabili (Sali fusi costituiti da

nitrati di sodio e potassio). Vanno, inoltre, nella direzione della conservazione della

funzionalità ecologica, i numerosi accorgimenti progettuali intesi a favorire le potenzialità di

recupero delle proprietà agronomiche dei terreni al termine delle operazioni di movimento

terra e, oltre l’orizzonte di vita della centrale, in fase di dismissione e recupero ambientale.

Allo stesso modo, possono ritenersi sinergici rispetto alle predette finalità, la destinazione a

coltura foraggera delle aree del campo solare non occupate dai collettori, sulle quali sarà

ripristinata ed oggetto di cure agronomiche la copertura erbacea, nonché gli interventi di

ricucitura ecologico-funzionale dell’agromosaico con i sistemi naturaliformi ad est del sito,

orientati alla piantumazione di essenze arboree ed arbustive nelle aree residuali e nei

reliquati, in accordo con quanto illustrato negli elaborati di progetto e nelle relazioni

specialistiche allegate allo SIA.

Come in tutte le zone agricole l’intervento dell’uomo è rimarcato da sostanziali trasformazioni

dell’assetto naturale ed accompagnato da processi di gestione complessi e non sempre

sostenibili (si pensi all’inquinamento diffuso da composti azotati, nutrienti e prodotti

fitosanitari di frequente associato ad un’irrazionale sfruttamento agro-zootecnico intensivo).

Sotto questo profilo, il sito di San Quirico non fa eccezione e, ad oggi, la situazione ecologica

dei terreni in cui il progetto si situerà, oggetto di sfruttamento di carattere agricolo e

zootecnico, è ben espressa dalla carta dell’ecomosaico di cui all’Elaborato TS.09. Questa

mostra come al sito in esame debba necessariamente attribuirsi un basso grado di naturalità

nel quadro complessivo delle classi rappresentate nell’area di studio. Da ciò discende come i

processi ecologici che attualmente si esplicano nell’area non siano strategici nel bilancio

generale del contesto di analisi. In definitiva, per tutto quanto precede, le perdite di

funzionalità ecologica legate alla realizzazione dell’impianto, ancorché ineluttabili, possono

ritenersi minime e sostanzialmente reversibili.

Sotto il profilo del rischio di alterazione della funzionalità idraulica va, in primo luogo,

evidenziato come il progetto e le opere accessorie (cavidotto di connessione) non

interessino aree soggette a pericolosità idraulica ai sensi del Piano di Assetto

Idrogeologico e del Piano Stralcio Fasce Fluviali. Al riguardo, le uniche minime modificazioni

delle condizioni di deflusso superficiale attengono alla realizzazione di un canale di guardia

posto perimetralmente all’area di progetto, previsto allo scopo di regimare e convogliare a

valle le portate idriche affluenti, all’origine degli attuali fenomeni di ristagno idrico, limitanti per

un proficuo utilizzo agronomico dei terreni.

Come evidenziato in dettaglio nello Studio idrologico e idrogeologico allegato allo SIA, infine,

il progetto induce perturbazioni non significative sull’assetto idrogeologico in termini di:

adeguato contenimento del rischio di rilascio di sostanze inquinanti, prelievi idrici sostenibili,




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in rapporto alle potenzialità dell’acquifero ed alle attuali condizioni di sfruttamento, e

alterazioni del tutto trascurabili delle condizioni idrodinamiche di deflusso sotterraneo.

La classe di modificazioni indotte, se intesa negativamente, può dirsi presente ma di

magnitudo molto bassa.




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Figura 19 – Fotosimulazione dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico (OR) dalla S.P. 57 Tiria - Silì




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Figura 20 – Fotosimulazione dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico (OR) con prospettiva aerea da Sud




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9.5 Effetti sulla vegetazione

Il lotto di terreno su cui ricade l’intervento è utilizzato per la quasi totalità come seminativo,

con coltivazione di specie foraggere. Tra le specie infestanti sono stati osservati alcune erbe

annuali tipiche dei prati subnitrofili, che possono essere considerate caratteristiche della

classe Stellarietea mediae Tüxen, Lohmeyer & Preising ex von Rochow 1951 e di syntaxa di

rango inferiore: Anthemis arvensis s.l., Echium plantagineum L., Plantago lagopus L.,

Galactites elegans (All.) Soldano, Cerastium glomeratum Thuill., Coleostephus myconis (L.)

Cass. ex Rchb. f. e diverse specie del genere Trifolium. Localmente si sviluppano specie più

nitrofile, come Cynara cardunculus L. e altre Asteraceae spinose.

Un esteso eucalitteto è presente a est dell’area di intervento, mentre all’interno della stessa

sono presenti filari di Eucalyptus ai margini dei singoli appezzamenti.

La vegetazione presenta un livello di naturalità leggermente più elevato nell’estremità sud-

occidentale dell’area di intervento, per la presenza di piantagioni di sughere. Queste sono

state realizzate impiantando dapprima un’alternanza di filari di sughere e conifere;

successivamente queste ultime sono state eliminate. Ad eccezione dell’estremità occidentale

del rimboschimento, dove erano stati sistemati due filari di sughere per ogni filare di pini,

l’affermazione delle prime è stata molto bassa, in quanto la maggior parte delle piante non è

sopravvissuta o è ridotta ad esemplari di modeste dimensioni con portamento arbustivo.

L’intervento, pertanto, interessa esclusivamente un’area nella quale non sono presenti

formazioni vegetali, classificabili come naturali o seminaturali. Gli unici aspetti di origine

naturale sono riferibili alla vegetazione erbacea presente nelle aree parzialmente

rimboschite. Mancano del tutto aspetti vegetazionali soggetti a tutela o comunque rari e

meritevoli di conservazione.

Per quanto riguarda la componente floristica, come sopra esposto, è stata rilevata la

presenza di due taxa endemici: Arum pictum e Dipsacus ferox. Per quanto riguarda il primo,

si tratta di una specie che cresce di norma nei boschi e nelle macchie, in genere all’ombra di

alberi e arbusti. Di questa specie sono stati rilevati alcuni esemplari nell’area occidentale del

rimboschimento, soprattutto nel settore che presenta solo una marginale sovrapposizione

con l’area di intervento, dove l’impianto risulta meglio affermato. Dipsacus ferox è invece una

specie che colonizza spesso terreni nudi e degradati, come i bordi delle strade e le scarpate

ghiaiose. Per entrambe le specie, considerata la loro ampia diffusione in tutto il territorio

sardo, incluse le aree a vocazione agricola, si può affermare con sicurezza che l’eliminazione

dei pochi esemplari non avrà alcun effetto sullo stato di conservazione dei due taxa.

Gli unici effetti sulla componente vegetale che meritano di essere considerati riguardano gli

impatti sulla componente arborea. E’, infatti, previsto il taglio dei filari di Eucalyptus interni

all’area di intervento, così come una parziale occupazione del rimboschimento di sughere

all’estremità sud-occidentale del lotto di terreno. Si prevede che l’impianto vada a interessare

una superficie di circa un ettaro, comportando il taglio di 120-150 esemplari di Quercus

suber, molti dei quali hanno tuttavia un portamento arbustivo e altezze inferiori ai 2 m. Anche




- 72 -

gli esemplari di maggiori dimensioni raggiungono altezze generalmente inferiori ai 4 m e il

diametro dei tronchi non supera i 15 cm.

Come misura di compensazione per l’impatto sulla componente arborea si prevede la

realizzazione di un nuovo impianto di querce da sughero all’interno dello stesso lotto di

terreno, come meglio esposto nello specifico paragrafo.

Infine, si mette in evidenza come nessun impatto sulla componente vegetale sia previsto in

seguito alla posa del cavidotto di connessione, in quanto questa interesserà, all’esterno del

lotto di intervento, esclusivamente la sede di strade già esistenti.

9.6 Effetti sulla fauna

Per le finalità del presente SIA i rilevamenti faunistici sono stati svolti nel periodo dicembre

2013-gennaio 2014, aspetto questo che limita la contattabilità di alcune specie appartenenti

alla classe degli Uccelli, in particolar modo quelle appartenenti all’avifauna nidificante

(generalmente rilevabile maggiormente nel periodo tra aprile e giugno) e di altre specie

appartenenti alle classi degli Anfibi e dei Rettili. Al fine di compensare, in parte, le inevitabili

incompletezze dei dati raccolti sul campo, e poter comunque pervenire alle considerazioni e

valutazioni circa gli impatti attesi nella fase di elaborazione dello S.I.A., si è reso necessario

integrare il quadro di conoscenze dirette con la consultazione bibliografica in merito a studi

recenti condotti nell’area circostante o su scala regionale o, in mancanza di questi, verificare

le idoneità potenziali faunistiche mediante modelli ambientali.

Sotto il profilo ecosistemico generale, si possono distinguere alcuni macro-ambienti che

comprendo diversi habitat di seguito sinteticamente descritti:

Il macro-ambiente dominante definito dall’agroecosistema, rappresentato da aree a

produzione agricola alternate a pascoli artificiali, in cui si evidenzia la pressoché totale

mancanza di siepi in prossimità dei confini di proprietà o lungo le strade di penetrazione

agraria; ciò favorisce in particolar modo la diffusione delle seguenti specie: Uccelli

(Falconiformi: Poiana, Gheppio, Falco di palude, Lodolaio – Galliformi: Quaglia –

Caradriformi: Gabbiano reale mediterraneo, Occhione, Pavoncella – Strigiformi: Civetta,

Barbagianni –Passeriformi: Calandra, Allodola, Tottavilla, Rondine, Balestruccio, Storno

nero, Cornacchia grigia, Beccamoschino, Saltimpalo, Codirosso spazzacamino, Passera

sarda, Cardellino, Verdone, Strillozzo) Mammiferi (Carnivori: Volpe sarda – Insettivori:

Riccio – Lagomorfi: Coniglio selvatico, Lepre sarda – Rettili (Squamata: Lucertola

campestre, Lucertola tirrenica, Luscengola, Gongilo, Biacco) Anfibi (Anura: Rospo

smeraldino, Raganella tirrenica limitatamente ai corsi d’acqua).

In relazione alla presenza di due corsi d’acqua (il Riu Merd’e Cani ed il Canale Adduttore

Tirso Arborea), e delle risaie ad essi adiacenti, è identificabile un ecosistema fluviale

che favorisce la presenza delle seguenti specie: Uccelli (Ciconiformi: Airone bianco

maggiore, Airone cenerino – Falconiformi: Falco di palude – Gruiformi: Gallinella d’acqua

– Passeriformi: Usignolo di fiume) Rettili (Squamati: Natrice viperina) – Anfibi (Anura:




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Raganella tirrenica).

In relazione alla presenza di rimboschimenti artificiali è identificabile un ecosistema

boschivo che favorisce la presenza delle seguenti specie: Uccelli (Falconiformi:

Lodolaio – Passeriformi: Cinciallegra, Fringuello, Verdone, Verzellino) Mammiferi

(Carnivori: Volpe sarda – Insettivori: Riccio)

Le superfici agricole ed a pascolo interessate dagli interventi in fase di cantiere interessano

possibili aree di foraggiamento per la maggior parte dei Vertebrati presenti nell’area, oltre

che habitat riproduttivi per diverse specie di Uccelli. Per le specie di Anfibi, Rettili e

Mammiferi si ritiene che il complesso delle superfici sottratte, sia quelle temporaneamente

che quelle coincidenti con l’occupazione definitiva delle opere, rappresentino una

percentuale non significativa rispetto alla disponibilità di habitat idoneo rilevato all’interno

dell’area di indagine faunistica e nell’area vasta circostante. Si deve inoltre considerare che

la maggior parte delle specie considerate gode di uno stato di conservazione ritenuto

favorevole sia a livello nazionale che europeo.

Meritano particolare attenzione invece quelle specie appartenenti alla classe degli Uccelli

che, oltre a frequentare l’area per ragioni trofiche, possono selezionare la stessa anche per

ragioni riproduttive. Tra queste si segnala la Gallina prataiola, rispetto alla quale, nell’ambito

del Piano d’azione per la salvaguardia e il monitoraggio della Gallina prataiola e del suo

habitat in Sardegna (Assessorato della Difesa dell’Ambiente – RAS, 2011), sono state

evidenziate due aree riproduttive. In una di queste, ubicata a sud rispetto al sito d’intervento

progettuale e distante dallo stesso circa 1,2 km, è stata accertata la presenza di un maschio

territoriale, mentre nell’altra, ubicata ancora più a sud a circa 5,2 km, sono stati censiti 15

maschi territoriali.

Una parte dell’area interessata dall’intervento progettuale proposto comporta la sottrazione di

potenziale habitat di alimentazione pari ad una superficie di circa 30 ettari, mentre non vi è

nessuna interazione negativa con le aree riproduttive segnalate. Oltre a ciò è necessario

evidenziare come l’estensione dell’area proposta, destinata ad essere occupata dall’opera in

progetto, rispetto all’ambito vasto, non comporti una sottrazione di superficie significativa in

relazione all’attuale reale disponibilità della medesima tipologia ambientale, comunemente

diffusa nelle zone circostanti. Ultimata la realizzazione dell’opera, peraltro, le aree limitrofe al

sito di impianto potranno essere potenzialmente rioccupate dalla specie, anche in

considerazione del fatto che la gestione del campo solare non comporta una presenza

invasiva dell’uomo o l’emissione significativa di rumori, se si eccettua la sola area del Power

Block. La specie, come ampiamente evidenziato dalla distribuzione della stessa in prossimità

o all’interno di aree industriali (Ottana), ha, infatti, dimostrato di tollerare bene la presenza

dell’uomo.




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Figura 21 – Distribuzione areali riproduttivi Gallina prataiola ed idoneità ambientale per la specie nell’area vasta.




- 75 -

9.7 Effetti sulla salute pubblica

9.7.1 Aspetti generali

La presenza di una centrale solare con tecnologia termodinamica, in particolare quelle

dell’ultima generazione che prevedono l’impiego di Sali fusi come fluido termovettore, non

origina rischi significativi per la salute pubblica nelle aree esterne al sito; al contrario, su

scala globale, la stessa induce effetti positivi in termini di contributo alla riduzione delle

emissioni di inquinanti, tipiche delle centrali a combustibile fossile, e dei gas-serra in

particolare.

L’impiego dei Sali fusi in luogo dell’olio diatermico, in particolare, assicura una drastica

riduzione dei rischi per i lavoratori e per l’ambiente circostante il sito di produzione,

conseguita attraverso la rinuncia all’impiego di sostanze combustibili e infiammabili in ingenti

quantitativi.

D’altro canto, il ricorso alla miscela Sali fusi di nitrato di sodio e potassio in quantità superiori

alla soglia di riferimento di cui all’Allegato 1 al D.Lgs. 334/99 e successive

modifiche/integrazioni (Attuazione della direttiva 96/82/CE – Direttiva Seveso - relativa al

controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi con determinate sostanze pericolose),

determina l’inclusione dell’Impianto tra quelli a rischio di incidente rilevante ai termini della

predetta normativa. La miscela di sali fusi è classificata con frasi di rischio R8 (comburente)

e, nelle condizioni di utilizzo, il rischio maggiore per la salute degli operatori è connesso

all’elevata temperatura di esercizio del fluido (oltre i 500 °C).

Nell’ambito del Rapporto preliminare di sicurezza (RdS), redatto in ottemperanza degli

obblighi di cui al citato D.Lgs. 334/99, la ricerca sugli eventi incidentali associati all’impiego di

Sali fusi in campo industriale è stata effettuata nell’arco di tempo dal 1970 al 2012 ed è

ripartita per categorie causali (es. Errore umano, Evento esterno, Cedimento, etc.) e scenario

(es. Incendio, Esplosione, Rilascio, etc.).

Nel seguito si richiamano le principali valutazioni contenute in relazione anche al numero di

elementi contenuti nel campione selezionato che derivano dall’analisi delle registrazioni

identificate.

Per il gruppo di sostanze Sali fusi comburenti sono stati identificati nel complesso n. 5 eventi.

Nessuno di questi eventi selezionati è avvenuto all’interno di un Campo solare

termodinamico (attualmente l’impiego di Sali fusi è previsto unicamente nella sezione di

stoccaggio termico). In tutti i casi i Sali in questione (nitrato di sodio o nitrato di potassio)

erano all’interno di impianti/depositi contenenti altre sostanze chimiche.

L’analisi indica, come possibile causa iniziatrice, una reazione o comunque contatto con altra

sostanza chimica che attiva la reattività intrinseca della miscela di nitrati.

Nella tipologia impiantistica allo studio, il circuito di Sali fusi risulta completamente chiuso e

non sono previste fasi di reazione né di contatto con altre sostanze.




- 76 -

Pertanto la casistica che conduce allo sviluppo di situazioni di pericolo quali le esplosioni,

risulta, sostanzialmente inapplicabile all’impianto allo studio.

Inoltre, nell’impianto solare termodinamico, è fatto specificamente utilizzo di una miscela di

nitrato di sodio e di nitrato di potassio che consente di aumentare la stabilità termica della

miscela stessa fino alla temperatura di circa 800°C. Tale valore di temperatura non risulta

fisicamente raggiungibile dalla produzione di calore per irraggiamento solare.

Nei casi di eventi incidentali identificati nel RdS, è possibile ipotizzare il rilascio di miscela di

Sali fusi, sostanza comburente ma non infiammabile. Non sono attese peraltro emissioni di

sostanze pericolose in fase gassosa.

In caso di rilascio di sostanza comburente ad elevata temperatura, è possibile ipotizzare

l’innesco di sostanza combustibile a seguito di contatto accidentale con la miscela di Sali

fusi.

Per tale motivo, la localizzazione del deposito di biomassa è stata opportunamente studiata

al fine di minimizzare il rischio di contatto accidentale.

La distanza del deposito di legname dalle condotte di circolazione di miscela di Sali fusi è

pari a 25 m, superiore alla massima distanza indicata come rilascio di sale fuso, in annesso

1, calcolata in 20 m. Inoltre il deposito di biomassa è dotato di pannelli in materiale

incombustibile a protezione delle direzioni delle aree di impianto.

Non sono prevedibili cedimenti catastrofici in relazione a scenari incidentali, quali incendio

oppure esplosione.

Sulla base degli esiti dell’analisi condotta è possibile affermare che non sono ipotizzabili

eventi incidentali con impatti in aree esterne all’impianto.

Pertanto, l’attività connessa al nuovo campo solare termodinamico risulta pienamente

compatibile con il territorio circostante ai sensi del decreto sopra citato.

Gli eventi identificati nell’ambito del Rapporto di Sicurezza Preliminare sono stati

esaustivamente analizzati durante lo sviluppo dell’ingegneria allo scopo di mettere in atto

tutte le soluzioni tecniche ed organizzative idonee a mantenere il livello di rischio a suo

tempo identificato e, per quanto possibile, di ridurlo ulteriormente.

Come evidenziato nell’RdS e nel Quadro di riferimento progettuale, ai quali si rimanda per

maggiori dettagli, le precauzioni che in generale saranno adottate nella realizzazione del

proposto impianto solare termodinamico ibrido allo scopo di prevenire o minimizzare le

probabilità di incidenti rilevanti sono di seguito sinteticamente elencate:

— Precauzioni dal punto di vista impiantistico ed operativo;

— Accorgimenti per prevenire l’errore umano;

— Precauzioni progettuali e costruttive;

— Sistemi per contenere una fuoriuscita di sostanze infiammabili e di eventuali sostanze




- 77 -

pericolose per l’ambiente;

— Sistemi di prevenzione ed evacuazione in caso di incidente;

— Restrizioni per l’accesso all’Impianto;

— Misure contro l’incendio

Per quanto riguarda il rischio elettrico, tutte le apparecchiature elettromeccaniche saranno

progettate ed installate secondo criteri e norme standard di sicurezza, in particolare per

quanto riguarda la realizzazione delle reti di messa a terra delle strutture e componenti

metallici.

Anche le vie cavo interne all’impianto e di collegamento alla esistente cabina primaria 150 kV

saranno posate secondo le modalità valide per le reti di distribuzione urbana e seguiranno

percorsi interrati, disposti lungo o ai margini della viabilità.

Per le finalità di analisi sulla componente in esame, nel rimandare alle allegate relazioni

specialistiche per maggiori approfondimenti, saranno nel seguito riepilogate le risultanze

dello Studio previsionale di impatto acustico (Elaborato RS.08) e della Relazione tecnica sui

campi elettromagnetici.

9.7.2 Impatto acustico

Per le finalità delle analisi, appare in primo luogo opportuno evidenziare come, ad oggi, il

Comune di Oristano non sia ancora provvisto di un Piano di Classificazione Acustica.

Pertanto, coerentemente con quanto stabilito dalle Direttive Regionali in materia di

inquinamento acustico approvate con D.G.R. n. 62/9 del 14.11.2008, sulla base dei risultati

restituiti dal modello di calcolo impiegato, ed in coerenza con le destinazioni d’uso previste

dal Piano Urbanistico Comunale di Oristano, è stata elaborata una proposta di

classificazione acustica delle aree interessate dagli effetti sul clima acustico riconducibile

all’esercizio della centrale solare in progetto. La valutazione previsionale del rispetto dei limiti

previsti dalla normativa vigente in materia di inquinamento acustico, pertanto, è stata riferita

alla classificazione acustica proposta, in base alla quale si è suggerito di assegnare la

Classe acustica V (“Aree prevalentemente industriali”) all’area strettamente interessata dalla

centrale a biomasse e Power Block, e la Classe acustica III (“Aree di tipo misto”) all’area

circostante l’impianto (area del campo solare), prevedendo un buffer di transizione dalla

Classe acustica V alla Classe acustica III, a cui, evidentemente, dovrebbe essere assegnata

la Classe acustica IV.

In considerazione del fatto che la centrale in progetto potrà funzionare a ciclo continuo al

massimo della sua potenzialità durante l’intero arco delle 24 ore, tutte le verifiche sono state

condotte con riferimento ai limiti più severi, ovvero quelli previsti per il periodo notturno,

compreso tra le ore 22.00 e le ore 06.00.

I risultati e le valutazioni condotte, inoltre, presuppongono l’adozione di alcuni accorgimenti




- 78 -

finalizzati alla riduzione delle emissioni sonore delle principali sorgenti considerate

nell’ambito dello studio. In particolare, sulla base delle informazioni rese disponibili dalle ditte

produttrici, è stata ipotizzata l’adozione di specifici interventi di insonorizzazione, in grado di

garantire le seguenti attenuazioni:

− interventi di insonorizzazione acustica alla bocca del camino di emissione dei fumi, in

grado di garantire un’attenuazione fino a 20 dB(A);

− interventi di insonorizzazione acustica sulle torri di raffreddamento, in grado di garantire

un’attenuazione del livello di potenza sonora di 6 dB(A) rispetto ai dati di potenza sonora

dichiarati dalla casa costruttrice;

− interventi di fonoisolamento sull’involucro dell’edificio turbina in grado di garantire un

potere fono isolante ≥ 30 dB(A);

− interventi di fonoisolamento sull’involucro dell’edificio centrale biomasse in grado di

garantire un potere fonoisolante ≥ 40 dB(A).

Dall’analisi della mappa del campo sonoro generato dall’impianto in progetto (cfr. Elaborato

RS.08), si evince, come facilmente prevedibile, che i valori massimi della rumorosità sono

attesi in prossimità della centrale a biomasse e del Power Block, ove dovrebbero essere

concentrate le sorgenti sonore maggiormente significative considerate. In quest’area il livello

di rumore potrebbe raggiungere valori dell’ordine dei 75 dB(A), in prossimità delle torri di

raffreddamento. Nell’area interessata dalla realizzazione del campo solare, invece, i livelli

sonori attesi variano da valori dell’ordine dei 30 dB(A) a valori dell’ordine dei 54 dB(A), livello

sonoro, quest’ultimo, che si potrebbe raggiungere in prossimità della centrale a biomasse. In

corrispondenza del perimetro dell’impianto, infine, i livelli sonori attesi variano tra valori

dell’ordine dei 27÷30 dB(A), lungo il lato nord, e valori dell’ordine dei 50÷55 dB(A) lungo il

lato sud, maggiormente esposto alla rumorosità generata dal Power Block.

Per quanto riguarda la verifica previsionale dei limiti assoluti di emissione, con riferimento ai

limiti previsti per le Classi acustiche V, IV e III i risultati restituiti dal modello di calcolo hanno

evidenziato che non sono attesi superamenti lungo il perimetro dell’impianto.

Per quanto concerne la verifica previsionale del rispetto dei limiti assoluti di immissione,

valutato che il clima acustico che attualmente caratterizza l’area di indagine è debolmente

influenzato da altre sorgenti sonore, sostanzialmente riconducibili alla presenza di alcune

infrastrutture stradali di livello provinciale a basso traffico veicolare, l’analisi dei risultati

restituiti dal modello di calcolo ha permesso di verificare che, nelle aree esterne al perimetro

dell’impianto, ricadenti nelle Classi acustiche IV e III, non sono attesi superamenti dei limiti

assoluti di immissione. Con specifico riferimento ai ricettori individuati nell’area di interesse,

inoltre, la verifica ha permesso di accertare che, anche considerando la rumorosità residua

riconducibile al traffico veicolare lungo la S.P. 57, che collega il centro di Tiria con quello di

Silì, stimata sulla base dei risultati di un’apposita campagna fonometrica, l’ipotesi di un

superamento dei limiti assoluti di immissione è da ritenersi poco plausibile.

Per quanto riguarda la verifica previsionale del rispetto del limite differenziale di immissione,

infine, la verifica previsionale ha mostrato che in nessuno dei ricettori si prevede il




- 79 -

raggiungimento della soglia di applicabilità del criterio differenziale, corrispondente ad un

livello del rumore ambientale pari a 40 dB(A) nel periodo notturno e a 50 dB(A) in quello

diurno. Sulla base dei livelli sonori attesi e del livello di rumore residuo misurato, inoltre, il

criterio limite differenziale risulterebbe rispettato anche in corrispondenza della facciata degli

edifici. Gli effetti del rumore attesi a seguito dell’entrata in esercizio della centrale in progetto,

pertanto, possono ritenersi trascurabili in tutti i ricettori individuati all’interno dell’area di

indagine considerata ai fini del presente studio.

9.7.3 Campi elettromagnetici

Con riferimento alle prescrizioni e all’applicabilità del D.P.C.M. del 08.07.2003 e D.M.

29.05.2008, dal punto di vista dell’emissione dei campi elettromagnetici, la sorgente di

emissione più rilevante nelle opere in progetto è costituita dall’elettrodotto in alta tensione

(AT) a 150kV. La stazione di trasformazione 12/150 kV ed il collegamento della stessa con la

Centrale ricadono nell’area di pertinenza dell’impianto in progetto mentre il nuovo stallo 150

kV di arrivo sarà ubicato nell’esistente stazione 220/150 kV di Oristano. Pertanto il solo cavo

150 kV interesserà proprietà di terzi.

Dal punto di vista dell’analisi del campo elettrico, nel progetto in questione, trattandosi di

opere che prevedono esclusivamente l’uso di cavi interrati schermati, la vicinanza dei

conduttori delle tre fasi e la presenza dello schermo rende di fatto il campo elettrico nullo

esternamente allo schermo, assicurando il rispetto della normativa vigente

indipendentemente dalla distanza dei potenziali recettori dall’elettrodotto.

Dal punto di vista della valutazione dell’esposizione ai campi magnetici, nel caso di

realizzazione di nuovi elettrodotti in prossimità eventuali luoghi tutelati, la metodologia di

calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto degli elettrodotti prevede una procedura

semplificata di valutazione con l’introduzione della Distanza di Prima Approssimazione (DPA)

nel rispetto dell’obiettivo di qualità di 3 μT del campo magnetico (art. 4 del D.P.C.M. 8 luglio

2003).

Al fine di meglio comprendere le valutazioni effettuate si richiamano le seguenti definizioni:

Fascia di rispetto: Spazio circostante un elettrodotto (Figura 1) che comprende tutti i punti p

con induzione magnetica ≥ all’obiettivo di qualità (3 μT), alla portata in corrente in servizio

normale come definita dalla norma CEI 11-60 (D.P.C.M. 08-07-03, art. 6 c. 1). All’interno

della fascia di rispetto non è consentita alcuna destinazione di edifici ad uso residenziale,

scolastico, sanitario ovvero ad uso che comporti una permanenza superiore a 4 ore (Legge

36/01, art. 4, c. 1, lettera h) giornaliere. Per la determinazione delle fasce rispetto si deve far

riferimento all’obiettivo di qualità (B = 3 μT) ed alla portata in corrente in servizio normale

dell’elettrodotto relativa al periodo stagionale in cui essa è più elevata (per le linee in cavo è

definita dalla norma CEI 11-17);

Distanza di prima approssimazione (DPA): garantisce che ogni punto a distanza

dall’elettrodotto superiore alla DPA si trovi all’esterno della fascia di rispetto (Figura 22). Per




- 80 -

le linee è la distanza, in pianta sul livello del suolo, dalla proiezione del centro linea

(rappresenta una semi-fascia).

Figura 22 - Calcolo della DPA per un elettrodotto

All’interno della DPA sono individuabili anche aree che in condizioni di esercizio normali

presentano una induzione magnetica < 3 μT.

Dalle verifiche condotte si è osservato che i valori di induzione magnetica maggiori di 3 μT

ricadono a distanza inferiore ai 1,70 m, a sinistra e a destra dall’asse del cavidotto, e

pertanto la DPA vale 1,7 m.

In corrispondenza delle buche giunti (previste circa 10 da ubicare lungo il tracciato in sede di

progetto esecutivo) la geometria dei conduttori sarà planare con conseguente riduzione

dell’effetto di compensazione presente nella configurazione a trifoglio e incremento della

DPA da 1,7 a 5,8 m.

Per quanto riguarda la stazione di trasformazione MT/150 kV, necessaria per poter portare la

tensione di uscita dal generatore al valore della tensione prevista per la consegna, essa è

assimilabile per configurazione ad una stazione primaria (punto 5.2.2 del DM 29.05.2008)

essendo dotata di recinzione esterna. Pertanto, per questa tipologia di impianti la DPA e,

quindi la fascia di rispetto, rientra, prevedibilmente, nei confini di pertinenza dell’impianto

delimitato dalla stessa recinzione.

Analoga considerazione per lo stallo intero alla stazione 380/150 kV di Oristano di Terna

dove i valori dei campi elettrici e magnetici sono determinati dalle linee aeree uscenti.

9.8 Effetti sotto il profilo socio-economico

Come evidenziato nella premessa al presente SIA, la tecnologia del solare termodinamico

(Concentrating Solar Power - CSP) è ormai matura per svolgere un ruolo importante per il

raggiungimento dei traguardi produzione di energia rinnovabile caratterizzata da

programmabilità della produzione. Tra le varie tecnologie da FER, inoltre, la tecnologia CSP

si distingue per l’elevata incidenza dei costi di manodopera durante il processo costruttivo e




- 81 -

nelle fasi gestionali, con ricadute potenzialmente significative a livello macroeconomico e di

economia locale.

Nel seguito, si procederà, dapprima ad un’introduzione circa i possibili effetti macroeconomici

associati all’auspicabile consolidamento del settore del solare termodinamico a livello

nazionale nonché alla stima dei costi esterni, indotti ed evitati, associati alla produzione di

energia da fonte rinnovabile; successivamente saranno, inoltre, richiamati i principali effetti

socio-economici del progetto misurabili alla scala locale, più dettagliatamente ed

esaustivamente trattati nell’allegata analisi economica costi-benefici (Elaborato RS.09).

9.8.1 Effetti macroeconomici associati allo sviluppo del settore della tecnologia CSP:

aspetti generali

Ai fini di una valutazione generale del potenziale impatto macroeconomico associato alla

diffusione della tecnologia del solare termodinamico è di particolare interesse il caso

spagnolo.

Come documentato in un autorevole studio condotto dalla Società di consulenza Deloitte per

conto l’associazione nazionale spagnola dell’industria del solare termodinamico

(Protermosolar), la progressiva diffusione della tecnologia all'interno del mix delle fonti

rinnovabili si è tradotta in un significativo impatto sull'economia, la società, l'ambiente,

l'energia e la riduzione della dipendenza dall’estero per l’approvvigionamento dei combustibili

fossili.

I principali effetti positivi sull’economia associati alla realizzazione degli impianti solari

termodinamici sono misurabili in termini di ricadute occupazionali e, più in generale, di

incremento del Prodotto Interno Lordo.

La progettazione, appalto, costruzione e funzionamento delle centrali CSP coinvolge un gran

numero di “agenti economici”, che, sebbene prioritariamente coinvolti nello sviluppo ed

ingegnerizzazione del progetto, sono in grado di esercitare un significativo effetto trainante

sul resto dell’economia di una regione.

Per le finalità della presente analisi, può definirsi come impatto macroeconomico diretto la

quantificazione delle attività degli operatori economici che producono e forniscono prodotti

e/o servizi per l'industria. A tali attività possono ricondursi le seguenti:

— Esecuzione di studi propedeutici: fattibilità tecnica, impatto ambientale, economico e

finanziario;

— Progettazione di impianti di generazione elettrica e attività di ricerca e sviluppo (R&D);

— Aggiudicazione appalti;

— Ingegnerizzazione dei progetti, gestione del sito, della sicurezza, la salute e della qualità

dei processi;

— Produzione di componenti e attrezzature specifici:

o Campo solare: telai di supporto, inseguitori solari, specchi, tubi, Sali fusi




- 82 -

o Turbina e alternatore

o Altri impianti, attrezzature e/o materiali: torre di raffreddamento, caldaia ausiliaria,

generatore di vapore, pompe idrauliche, l'accumulatore, condensatore, circuiti

idraulici ed elettrici, sistemi di storage.

— Strumentazione e controllo;

— Lavori di ingegneria civile: scavi, fondazioni, canalizzazioni, approvvigionamento idrico,

opere edili;

— Montaggio e messa in servizio;

— Connessione alla rete infrastruttura elettrica: linee elettriche, sottostazioni, ecc.

— Vendita di energia elettrica;

— Operatività dell'impianto e manutenzione;

— Altre attività: autorizzazione e licenze, tasse e imposte.

Per le finalità dello studio citato, la quantificazione dell'impatto “diretto” è stata condotta

sottoponendo un questionario rivolto ai soggetti economici impegnati nelle fasi di

progettazione, costruzione e gestione degli impianti.

L'impatto “indiretto” comprende tutte quelle attività inerenti la fornitura di beni e/o servizi alle

attività economiche sopra citate. Lo studio descrive e analizza l'impatto che lo sviluppo della

tecnologia CSP ha avuto su ognuna di queste imprese, secondo lo schema descritto in

Figura 23.

Figura 23 – Attività incluse nelle fasi di sviluppo e gestione di una centrale CSP (Fonte Protermosolar, 2011)

Nello studio Protermosolar, l'impatto economico dell'intera industria CSP in Spagna è stato

descritto in termini complessivi di contributo al PIL e all'occupazione. Lo studio fornisce,




- 83 -

inoltre, i risultati economici associabili ad un "tipico" impianto con collettori parabolici da 50

MW e 7,5 ore capacità di accumulo, il tipo più diffuso in Spagna.

Secondo i calcoli, un impianto tipico delle predette caratteristiche dimensionali origina i

seguenti impatti economici:

— un contributo al PIL totale in fase di costruzione di 192,1 milioni di euro in 30 mesi (76,8

M€ /anno, circa 1.5 M€/MW×anno );

— un contributo al PIL totale durante il funzionamento di 44,3 M€ /anno (circa 0.9

M€/MW×anno);

— un totale di 2.214 posti di lavoro all'anno in sede di sviluppo e di costruzione (40÷50

occupati/MW×anno), inclusi costruzione e montaggio, nonché la fabbricazione di

componenti e attrezzature e la fornitura di servizi e l'occupazione indiretta.

— un totale di 47 posti di lavoro all'anno durante il funzionamento (circa 1

occupato/MW×anno).

9.8.2 Esternalità positive a livello sovralocale e globale

Come evidenziato in più parti nel presente SIA, le attività di produzione energetica possono

dar luogo a impatti significativi a carico di numerosi potenziali recettori, quali la salute

pubblica, gli ecosistemi naturali e l’ambiente costruito, e tali impatti sono da intendersi come

costi esterni dell’energia (Commissione Europea, 1994).

E’ considerazione comune, infatti, che, sebbene l’energia da fonte solare e le altre energie

rinnovabili presentino degli indubbi benefici ambientali al confronto con le altre fonti

tradizionali di produzione di energia elettrica, proprio tali innegabili benefici non si riflettano

pienamente nel prezzo di mercato dell’energia elettrica. In definitiva il prezzo dell’energia

sembra non tenere conto in modo appropriato dei costi sociali conseguenti alla produzione di

energia.

I cosiddetti costi esterni o esternalità negative della produzione energetica rispondono

all’obiettivo di stimare proprio i costi ambientali e sociali conseguenti alla produzione di

energia elettrica che non sono tenuti in debita considerazione nella formazione del prezzo

del chilowattora. Tali costi sono definiti “esterni” in quanto gli stessi risultano comunque

pagati da terzi e dalle future generazioni. Per quanto sopra una chiara comparazione

economica tra le possibili alternative strategiche di produzione di energia elettrica impone di

considerare opportunamente tutte le possibili voci di costo pagate dalla società, siano esse

interne o esterne.

Sulla base di dati medi esplicitati nell’allegata Analisi costi-benefici (Elaborato RS.09), riferiti

ai costi esterni stimati per la produzione energetica in Europa, si è desunta una valutazione

sommaria delle esternalità, indotte ed evitate, conseguenti all’entrata in esercizio della

proposta centrale ibrida solare termodinamica di San Quirico.

Trattandosi di una materia piuttosto complessa ed essendo i parametri di riferimento dati




- 84 -

medi, stimati sulla base di contesti ambientali sensibilmente differenti tra loro, le valutazioni

monetarie non hanno affatto la pretesa di essere attendibili ma hanno il solo obiettivo di

rappresentare l’ordine di grandezza dei valori in gioco al fine di fornire elementi comunque

utili per il processo di valutazione ambientale del progetto.

Con tali doverose premesse il prospetto seguente illustra l’ordine di grandezza dei costi

esterni indotti dal progetto proposto, su scala globale, nonché di quelli evitati.

Producibilità

(kWh/anno)

Costi esterni indotti

(€/anno)

Costi esterni evitati

(€/anno)

Impianto CSP 38.500.000 46.200,00 2.310.000,00

Impianto Biomasse 6.700.000 43.550,00 402.000,00

Totale 45.200.000 89.750,00 2.712.000,00

9.8.3 Opportunità per le imprese ed operatori locali in fase di cantiere ed esercizio

Nell’ambito del processo costruttivo, realisticamente si stima che possano essere

prevalentemente affidate a ditte locali l’esecuzione delle seguenti opere:

Opere civili

— Sbancamenti — Drenaggio — Recinzioni — Fondazioni campo solare — Fondazione + vasca contenim. TES — Fondazioni Power Block + vari

Campo solare

— Costruzione capannone collettori — Produzione collettori — Montaggio collettori — Montaggio Piping campo solare — Header+Piping Power Block — Serbatoi scarico emergenza

TES

— Costruzio.+Mont. Serbatoio Sali fusi — Montaggio pompe — Montaggio generatore di vapore

Power Block

— Costruzione capannone turbina — Montaggio turbina — Mont. pompe scambiatori calore — Mont. generatore e trasformatori — Mont. centrale pilotaggio, controllo




- 85 -

Biomasse

— Montaggio caldaia biomassa — Montaggio impianto filtri — Montaggio nastri tras. e accessori

Opere varie

— Montaggio torre raffreddamento — Montaggio caldaia d'emergenza — Impianto trattamento acque — Impianti diversi

L’importo dei lavori stimato per le opere suddette è così quantificato:

Le valutazioni dei progettisti inducono a ritenere che oltre il 70% del personale occupato

nell’esecuzione delle opere sarà di provenienza locale.

A fronte di un ammontare complessivo dei lavori di circa € 82.375.000,00, l’incidenza

stimata per la manodopera di provenienza locale è pari a 170.800 ore×uomo per un

costo stimato in 4.270.000,00 €, assumendo un costo medio della manodopera di 25

€/ora. L’incidenza della manodopera equivale all’impegno di circa 90 unità lavorative

per un anno nell’ipotesi di assumere 48 sett. lavorative/anno.

Come riportato nell’allegata Analisi economica costi-benefici (Elaborato RS.09), nell’ambito

della fase gestionale, per le ordinarie attività di esercizio dell’impianto, la Società titolare della

centrale solare dovrà far fronte a diverse attività in accordo con quanto rappresentato nel

1. Opere cicili, Fondazioni edifici, impianti, movimenti terre, strade accesso, strade comunali, strade interne, recinzioni,

canali; deposito biomassa € 12,000,000.00

2. Campo solare, struttura portante, specchi parabolici, tubo coibentato ricevitore, Impianto motrice specchi € 18,000,000.00

Tubi di giunzione, valvole centraline di commando, impianti ausiliari vari, veicolo speciale lav. specchi € 5,200,000.00

3. Serbatoi di accumulo Sali fusi, caldo 530° e freddo 290° con strutture metalliche e generatore di vapore € 12,800,000.00

Impianto di frantumazione, scioglimento Sali e riscaldamento € 2,400,000.00

4. Turbina a vapore con generatore elettrico e torri evaporative e impianti ausiliari € 18,900,000.00

Impianti trattamento acqua per il ciclo termodinamico e pulizia specchi € 3,500,000.00

5. Impianto biomassa completo di caldaia, ventilatori, impianto lavaggio fumi camino e impianti ausiliari € 6,100,000.00

6. Serbatoi acqua per vari usi, lavaggio specchi, ciclo termico e antincendio; serbatoio Diesel per emergenza

vasca di decantazione e Impianti secondari vari € 820,000.00

7. Impianto antincendio € 360,000.00

8. Impianto sorveglianza a circuito chiuso e illuminazione strade esterne € 200,000.00

9. Stazione di trasformazione all'interno dell'area impianto € 500,000.00

10. Connessione elettrica AT 150 kV dall'area alla stazione Terna all' aeroporto Fenosu € 220,000.00

11. Costi Progettisti e Consulenti € 1,155,000.00

12. Programmi e sistemi informativi per il Management dell'impianto, hardware e software o vari € 220,000.00

€ 82,375,000.00




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prospetto seguente.

ATTIVITÀ QUALIFICA

Personale TURNI

NOTE Unità settimane ore

N. N. h N.

Capo esercizio e

programmazione

Ingegnere

responsabile 1 46 1.840 1 solo diurno

Operatori impianto Tecnici qualificati 9 46 16.560 3 24 h / 24 h

Guardiania Ingresso &

Servizi generali

Impiegati

2 46 3.680 1 non di notte

Amministrazione /

Segreteria Impiegata/o 1 46 1.840 1

Management processi

& controllo

Ingegnere

specializzato 1 46 1.840 1 orario ufficio

Meccanici Operaio

specializzato 1 46 1.840 1

Elettricista Operaio

specializzato 1 46 1.840 1

Operaio generico Operaio qualificato 1 46 1.840 1

Pulizia vetri e servizi

generali Operaio qualificato 2 50 4.000 1

puliz. specchi

notturno

TOTALE 19

35.280

Ipotizzando un costo medio annuo di 30.000,00 €/addetto, i costi complessivi per le attività di

gestione ordinaria della centrale solare sono stimati in 570.000,00 €/anno.

Relativamente alle attività di O&M che saranno affidate a ditte esterne, assumendo un costo

annuo di 680.000,00 € può stimarsi che circa il 60% sia affidato a ditte locali con un indotto

conseguentemente valutabile in 408.000,00 €/anno.

9.8.4 Contributo al consolidamento del settore della produzione di biomasse legnose di

provenienza locale

Come esplicitato nel Progetto definitivo, il bacino di approvvigionamento delle biomasse

forestali interessa un territorio che si estende oltre i confini del Comune di Oristano.

In tal senso, le scelte progettuali sono state basate su uno studio preliminare del contesto

territoriale di riferimento, teso alla definizione delle modalità di approvvigionamento della

biomassa, al fine di privilegiare, per quanto possibile, la filiera corta.

L’analisi di fattibilità dell’intervento ha preso in esame, in particolare, i seguenti aspetti:

1. indagine di mercato volta a verificare, non solo il potenziale di materia prima disponibile

per l’alimentazione della centrale termica, ma anche la relativa convenienza economica.




- 87 -

In questa ottica, è stata tralasciata l’opportunità di utilizzare biomasse legnose non

prontamente disponibili, ossia non producibili da sistemi forestali maturi e consolidati;

2. livello organizzativo della filiera, dal quale non può prescindere un opportuno

coinvolgimento delle amministrazioni e delle comunità locali. A questi aspetti, infatti, è

fortemente legato il successo dell’iniziativa, sia in termini si accettabilità dell’intervento

che di partecipazione alle ricadute economiche e occupazionali da esso sottese.

3. La necessità di poter contare su una razionale organizzazione dei cantieri di raccolta,

trasformazione/condizionamento e conferimento delle biomasse agro-forestali, in grado

di massimizzare il recupero di quantitativi oggi lasciati in bosco.

In fase di sviluppo dell’iniziativa, inoltre, la Società proponente auspica la stipula di protocolli

di intesa con le Associazioni del settore attive nel territorio più direttamente interessato

dall’intervento, diretti a promuovere presso i rispettivi associati (imprese agricole e forestali)

accordi di collaborazione e fornitura per ottimizzare gli approvvigionamenti di biomassa

lignocellulosica da filiera corta.

In quanto alla disponibilità di biomassa legnosa, come indicato nel recente Studio sulle

potenzialità energetiche delle biomasse in Sardegna (RAS, 2013), le prospettive sono

incoraggianti, dal momento che è stata stimata una disponibilità legnosa, tra quella forestale

e quella che può essere posta a disposizione dall’arboricoltura da legno, pari a circa 333.000

t/anno di tal quale (circa 25 volte la potenzialità richiesta dall’impianto in progetto).

Tra gli effetti economici dello sviluppo del progetto, accanto alla non trascurabile

occupazione diretta, è di rilievo il contributo che un razionale ed equilibrato sviluppo delle

centrali a biomassa può assicurare rispetto al tessuto economico locale operante nell’intera

filiera industriale di produzione e approvvigionamento biomasse.

In tal senso, la valorizzazione energetica di residui arborei, utili all’approvvigionamento della

centrale, potrà stabilizzare e assicurare redditi costanti nel corso degli anni, grazie a contratti

di fornitura stabili, a fronte di una redditività delle colture tradizionali oggetto di costanti

oscillazioni, con margini di guadagno per il settore molto variabili.

Inoltre, l’attivazione di una filiera di produzione di tipo “industriale”, indispensabile per

l’efficiente operatività della centrale, induce un processo di crescita professionale,

tecnologica e organizzativa rispetto all’attuale capacità operativa dei cantieri forestali.

Al riguardo è da ritenere che un’auspicabile ottimizzazione della gestione dei boschi, oggi

verosimilmente sfruttati al di sotto del loro potenziale, possa portare ad un apprezzabile

incremento delle superfici utilizzate nonché di recuperare ingenti quantitativi di biomasse

oggi lasciate in bosco.

Il crescente utilizzo energetico di biomasse provenienti dalla manutenzione del patrimonio

boschivo, nonché di quelle legate alla gestione del verde, possono inoltre favorire il recupero

di aree marginali, o difficilmente utilizzabili con le attuali tecnologie impiegate, per impieghi

agro-forestali di tipo convenzionale.

Un ulteriore aspetto da non trascurare è rappresentato dai benefici a livello paesaggistico e




- 88 -

di prevenzione degli incendi estivi che sistematiche operazioni di manutenzione dei boschi

possono apportare al territorio.

Volendo procedere ad una sommaria quantificazione dei benefici economici che possono

scaturire dalle attività di approvvigionamento di biomassa locale, certamente sottostimata

alla luce delle considerazioni più sopra esposte, può assumersi come riferimento il costo che

verrà sostenuto dalla Società titolare dell’impianto per assicurare il conferimento in impianto

del fabbisogno annuo di cippato di legno, valutato in circa 15.500 t/a. Assunto un costo di

approvvigionamento di 60,00 €/t può stimarsi una ricaduta economica di 930.000,00 €

per trent’anni a favore della filiera di produzione, lavorazione e trasporto della

biomassa locale.

9.8.5 Sottrazione di aree alle comunità locali e potenziali conflitti d’uso delle risorse

Come più diffusamente argomentato all’interno delle relazioni specialistiche componenti il

presente SIA, è ragionevolmente da ritenere che la realizzazione della proposta centrale

solare possa bene integrarsi con il tessuto insediativo e socio-economico locale; ciò in virtù

delle seguenti considerazioni principali:

— in primo luogo si osserva come la taglia energetica della centrale (potenza di picco pari a

circa 10 megawatt elettrici) consenta di ascrivere l’impianto alla categoria degli impianti

CSP di taglia piccola, in rapporto alle analoghe iniziative riscontrabili in altri contesti (in

prevalenza Spagna e Stati Uniti); conseguentemente l’occupazione e la trasformazione di

suolo, peraltro reversibile, può quantificarsi in circa 50 ettari e tale da non snaturare le

caratteristiche di composizione dell’esteso agro-ecomosaico del Campidano di Oristano

entro cui si inserisce il sito di San Quirico;

— il progetto ha rivolto una particolare attenzione a favorire l’inserimento, materiale e

semantico, dell’impianto entro il prescelto contesto a destinazione agro-zootecnica,

prevedendo l’adozione di rigorose procedure sequenziali da condursi in fase costruttiva

al fine di assicurare la salvaguardia ed il completo recupero delle proprietà agronomiche

dei terreni; la disponibilità di ampi spazi liberi da strutture e la ricostituzione del cotico

erboso potrà, inoltre, favorire la prosecuzione delle attività di coltivazione del foraggio

all’interno del campo solare, in condizioni di totale sicurezza per le condizioni di

funzionamento dell’impianto e di adeguato comfort e salubrità ambientale per il

bestiame;

— l’impianto solare adotta una tecnologia dell’ultima generazione, impiegando Sali fusi

costituiti da una miscela di nitrati di sodio e potassio come fluido termovettore,

classificabili come sostanze non persistenti e bioaccumulabili e, pertanto, compatibili con

l’ambiente; tale scelta rappresenta un importante avanzamento rispetto all’adozione delle

tradizionali tecnologie che prevedono l’impiego di ingenti quantitativi di olio diatermico,

estremamente più problematico sotto il profilo della compatibilità ambientale;

— quantunque i Sali fusi siano considerati come sostanze pericolose ai fini del rischio

industriale, in ragione delle loro caratteristiche di comburenti, l’analisi delle condizioni di




- 89 -

rischio operata nell’ambito del Rapporto preliminare di sicurezza ha evidenziato come

eventuali rilasci ambientali siano da ritenersi alquanto improbabili, controllabili attraverso

l’adozione di specifiche misure di emergenza e potenzialmente pericolose per la salute

entro areali estremamente ristretti (circa 20 m dal punto del rilascio); conseguentemente

non sono individuabili impatti nelle aree esterne all’Impianto;

— le analisi idrogeologiche hanno attestato come i prelievi idrici da falda sotterranea

richiesti dall’operatività dell’impianto siano sostenibili rispetto alla significativa disponibilità

delle risorse idriche del sottosuolo; è pertanto da escludere che l’esercizio del campo

solare introduca condizioni di squilibrio nello sfruttamento della falda, con possibili

ripercussioni negative sull’esercizio delle limitrofe attività agricole e zootecniche;

— allo stesso modo, considerati gli accorgimenti tecnici e le rigorose misure di sicurezza

previste per la gestione dei preparati e sostanze pericolosi (gasolio per alimentazione

riscaldamento di emergenza e chemicals per i sistemi di trattamento acque e

depurazione fumi della centrale a biomasse), finalizzate a prevenirne dispersioni

incontrollate nell’ambiente, è ragionevolmente da escludere che l’operatività cella

centrale solare ibrida sia all’origine di significative situazioni di inquinamento, contrastanti

con la prosecuzione delle attività agricole;

— l’unità termica di backup del campo solare sarà alimentata esclusivamente da biomasse

legnose naturali e provvista di sistemi di trattamento fumi in linea con lo stato dell’arte in

materia ed in grado di conseguire concentrazioni di inquinanti al camino ben al disotto dei

limiti di legge; in tal senso le simulazioni modellistiche sulla dispersione degli inquinanti

atmosferici hanno attestato il rispetto, con ampio margine, delle attese concentrazioni al

suolo di inquinanti, nel breve e nel lungo periodo. Al riguardo corre l’obbligo di rilevare

come tutti gli studi scientifici disponibili sul funzionamento dei sistemi per la produzione di

energia termica da biomassa siano univoci nell’individuare maggiori criticità nelle

condizioni di inquinamento (indoor e outdoor) da sorgenti diffuse di carattere domestico

(stufe a legna o a pellet, caminetti) rispetto alle grandi unità di generazione provviste da

efficaci sistemi di abbattimento fumi e nelle quali il monitoraggio e la regolazione dei

parametri che regolano il processo di combustione, alla base delle prestazioni ambientali

delle caldaie, rappresentano un presupposto essenziale per la stessa efficienza

energetica ed economica degli impianti;

— le sostanziali condizioni di mascheramento visivo della centrale, le modeste emissioni di

rumore attese, i predetti presupposti di sicurezza ambientale, il confinamento delle

conseguenze associate ad eventi incidentali entro le aree di impianto, il basso traffico

veicolare indotto (trasporto biomassa legnosa), consentono in definitiva di ritenere che

l’iniziativa proposta possa ben integrarsi nel contesto agricolo individuato per la sua

realizzazione e non si individuano, pertanto, impatti significativi a carico delle attività di

carattere agro-zootecnico diffuse nell’area, alcune delle quali riferibili al settore

agrituristico. Sotto quest’ultimo profilo, inoltre, è legittimo auspicare che il proposto

impianto solare, in ragione dei suoi requisiti tecnologici altamente innovativi e dei

molteplici criteri di integrazione ambientale adottati, possa rappresentare un elemento




- 90 -

qualificante per il territorio. In tal senso, l’evoluzione delle modalità di consumo turistico

verso modelli di crescente personalizzazione rende indispensabile un adeguamento

dell’offerta sul piano della differenziazione delle proposte, in grado di intercettare quel

segmento di domanda turistica culturale proiettato alle scienze ed alla tecnologia.

9.9 Effetti sulle risorse naturali

L’aspetto concernente l’utilizzo di risorse naturali presenta segno e caratteristiche differenti in

funzione del periodo di vita del proposto impianto ibrido solare termodinamico.

Nell’ambito della fase di cantiere, laddove sarà necessario procedere ad operazioni di

movimento terra e denaturalizzazione di superfici, i potenziali impatti sono associati

prevalentemente all’occupazione di suolo, all’approvvigionamento di materiale inerte per la

sistemazione delle strade, all’approntamento dei piazzali ed alla costruzione delle fondazioni

dei collettori solari.

A tale proposito si richiamano i principali dati scaturiti dall’analisi progettuale.

Nella seguente tabella è sintetizzato il computo delle terre da scavo e da riporto necessarie

per la realizzazione dell’impianto, suddiviso per macrocategorie di materiali scavati

(pavimentazione stradale, suolo agrario e terre profonde).

a) Asfalto e sottofondo strad.le

b) Suolo agrario c) Terre profonde

Scavo 5.382 220.861 140.263

Riporto 145.522 127.735

Riutilizzo nello stesso sito 75.339

Riutilizzo in altro sito 12.528

A recupero 5.382

a) I materiali da disfacimento della pavimentazione stradale sono classificati come rifiuti

speciali potenzialmente recuperabili. A seguito di frantumazione, miscelazione, vagliatura

e altri trattamenti rappresentano, infatti, materiali idonei alla costruzione di rilevati, re-

interri, riempimenti, sottofondazioni.

b) Il suolo agrario, di natura sabbioso-argillosa, rappresenta lo strato di terreno superficiale

dello spessore di circa 30÷50 cm. Il progetto prevede che il materiale rimosso sia

interamente reimpiegato nello stesso sito per operazioni di ripristino agronomico.

c) Lo strato di terreno sottostante il suolo agrario (oltre i 50 cm di profondità), è costituito da




- 91 -

ghiaia sabbiosa e sabbia granulometricamente assortita con legante argilloso.

Come si evince dal prospetto sopra riportato, il suolo agrario (categoria b), pari a 220.861 m³,

verrà provvisoriamente depositato in prossimità delle aree scavate, in accordo con i criteri

definiti nell’alegata Relazione agro-pedologica (Elaborato RS.12) e riutilizzato in sede di

ripristino ambientale nelle aree del campo solare e Power-Block non occupate dalle opere,

da destinare produzione di foraggio. Il terreno eccedente (75.339 m³), verrà completamente

reimpiegato nello stesso sito, in corrispondenza dei 26 ettari di terreno disponibili ed oggetto

di sistemazione e valorizzazione agronomica (Elaborati TS.14 e TS.15).

L’eccedenza della terra di scavo profonda (categoria c), pari a 12.528 m³, qualora non possa

essere riutilizzata nello stesso sito, verrà prioritariamente avviata a recupero in altro sito, in

accordo con quanto previsto dalla vigente normativa in materia di gestione dei rifiuti (D.M. 5

febbraio 1998 - Individuazione dei rifiuti non pericolosi sottoposti alle procedure semplificate

di recupero ai sensi degli articoli 31 e 33 del decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22). Tale

opzione di gestione consegue al fatto che allo stato attuale non è stato possibile individuare

uno o più siti che avessero le caratteristiche richieste per accogliere il materiale in esubero.

Occupazione di suolo

I molteplici potenziali effetti derivanti dall’occupazione di suolo, conseguenti alla

realizzazione ed esercizio dell’impianto, sono stati approfonditamente esaminati, sotto

differenti punti di vista, in più sezioni del presente SIA. Al riguardo, per ogni considerazione e

valutazione in merito, si rimanda, in particolare, all’esame delle allegate Relazioni agro-

pedologica ed economica costi-benefici ed alla consultazione dei paragrafi concernenti

l’analisi degli impatti sulla componente suolo e sottosuolo, componente materiale del

paesaggio, vegetazione e fauna.

Consumi in fase di esercizio

Durante la fase di esercizio, al funzionamento dell’impianto ibrido solare termodinamico deve

associarsi, principalmente, il consumo delle seguenti risorse, rinnovabili e non rinnovabili

(gasolio):




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Acqua

ciclo termodinamico ed operatività Power Block 93.809 m³/anno

caldaia a biomassa 15.264 m³/anno

uso idropotabile 1.095 m³/anno

pulizia specchi 4.728 m³/anno

Totale 117.428 m³/anno

Prelievo medio 3.65 l/s

Prelievo max 6.10 l/s

Biomassa legnosa naturale locale

Cippato di legna 15.500 t/anno

Gasolio

Gasolio per gruppo di emergenza ~23 m³/anno

Al riguardo si precisa che l’impiego del gasolio è esclusivamente funzionale all’operatività del

generatore di emergenza in caso di interruzioni medie e prolungate della fornitura termica e/o

elettrica. In particolare:

a) In caso di mancata fornitura di corrente elettrica da parte di ENEL, è previsto

l’intervento di un gruppo elettrogeno con potenza 800 kW alimentato da Carburante

Diesel;

b) In caso di mancata fornitura di energia termica da parte del campo solare o

dall'impianto biomasse, è previsto l’intervento di una caldaia di una potenza termica

di 3.200 kW, alimentata da Carburante Diesel.

Nell’ambito della fase di esercizio, d’altro canto, l’operatività della centrale solare ibrida in

progetto sarà in grado di assicurare un risparmio di fonti fossili quantificabile in circa 8.500

TEP (tonnellate equivalenti di petrolio)/anno, assumendo una producibilità dell’impianto pari

a 45.200 MWh/anno ed un consumo di 0,187 TEP/MWh (Fonte Autorità per l’energia elettrica

ed il gas, 2008).

Come evidenziato anche nell’Elaborato RS.04, inoltre, su scala nazionale, l’attività produttiva

dell’impianto determinerà, in dettaglio, i seguenti effetti indiretti sul consumo di risorse non

rinnovabili e sulla produzione di rifiuti da combustione.




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Tabella 4 – Effetti dell’esercizio dell’impianto ibrido solare termodinamico di San Quirico in termini di consumi evitati di risorse non rinnovabili e produzione di residui di centrali termoelettriche

Indicatore Valore Unità Fonte

Carbone 22.941 t/anno Rapporto Ambientale Enel 2007

Olio combustibile 11.604 t/anno Rapporto Ambientale Enel 2007

Cenere da carbone 2.170 t/anno Rapporto Ambientale Enel 2007

Cenere da olio combustibile 14 t/anno Rapporto Ambientale Enel 2007

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