Source: http://caffedabruzzo.blogspot.com/2013/02/decreto-via-ombrina-mare.html
Timestamp: 2018-07-17 15:32:29+00:00
Document Index: 165768194

Matched Legal Cases: ['art. 7', 'art. 7', 'art. 4', 'art. 6', 'art. 3', 'art. 9', 'art. 7', 'art. 3', 'art. 2', 'art. 6', 'art. 2', 'art. 10', 'art. 10', 'art. 35', 'art. 6', 'art. 24', 'art. 269', 'art. 24', 'art. 26', 'arte 3', 'art. 104', 'art. 104', 'art. 104', 'art. 109']

Caffè d'Abruzzo: DECRETO VIA OMBRINA MARE
DECRETO VIA OMBRINA MARE
Il ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare di concerto con il ministro per i beni e le attività culturali
VISTO l’art. 7, comma 3 del D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152 “Norme in materia ambientale” come modificato dal D.Lgs. 16 gennaio 2008, n. 4 “Ulteriori disposizioni correttive ed integrative del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale”;
VISTI gli articoli 26 e 28 del D.Lgs 3 aprile 2006 n. 152 come modificato dal D.Lgs 16 gennaio 2008, n. 4;
VISTO l’allegato II punto 7) del D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152 come modificato dal D.Lgs. 16 gennaio 2008, n. 4 e che ai sensi dell’art. 7 comma 3 dello stesso prevede la competenza di VIA statale per le attività di “Prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi in mare”;
VISTO il D.Lgs. 29 giugno 2010, n. 128, recante “Modifiche ed integrazioni al decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152”, ed in particolare il comma 5 dell’art. 4 “Disposizioni transitorie e finali e abrogazioni”, che così dispone: “Le procedure di VAS, VIA ed AIA avviate precedentemente all'entrata in vigore del presente decreto sono concluse ai sensi delle norme vigenti al momento dell'avvio del procedimento”;
VISTO il D.P.C.M. del 27 dicembre 1988, concernente “Norme tecniche per la redazione degli studi di impatto ambientale e la formulazione del giudizio di compatibilità di cui all'art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349, adottate ai sensi dell'art. 3 del D.P.C.M. del 10 agosto 1988, n. 377 e successive modifiche ed integrazioni”;
VISTO l’art. 9 del D.P.R. n. 90 del 14 maggio 2007 che istituisce la Commissione Tecnica di Verifica dell'Impatto Ambientale VIA e VAS, e le successive modifiche di cui all’art. 7 del decreto legge 23 maggio 2008, n. 90, convertito con legge 14 luglio 2008, n.123;
VISTA la domanda di pronuncia di compatibilità ambientale presentata dalla Società Medoilgas Italia S.p.a. in data 03.12.2009 acquisita al protocollo exDSA-2009-0033344 del 09.12.2009 relativa al progetto di “Sviluppo del giacimento Ombrina Mare nell’ambito dell’istanza di conferimento della Concessione di Coltivazione convenzionalmente denominata d 30 B.C-MD” ubicato nel Mare Adriatico adiacente alla costa Abruzzese;
VISTA la documentazione trasmessa dalla Società proponente a corredo dell’istanza di V.I.A. in data 03.12.2009, nonché tutte le integrazioni ed i chiarimenti intervenuti nel corso del procedimento;
PRESO ATTO che la Società Medoilgas Italia S.p.a. ha provveduto, con pubblicazione sui quotidiani “La Repubblica” e “Il Centro” in data 03.12.2009 e sui medesimi quotidiani, con riferimento a documentazione integrativa, in data 09.08.2010, ad avvisare il pubblico dell’avvenuto deposito della documentazione di rito per la pubblica consultazione;
CONSIDERATO che il progetto di sviluppo del giacimento Ombrina Mare prevede di realizzare a circa 6,5 chilometri dalla costa, su un fondale di circa 20 metri, prevalentemente sabbioso, le seguenti strutture:
- una piattaforma di produzione gas pliocenico ed olio (OBM-A) da cui si dipartiranno da un minimo di 4 a un massimo di 6 pozzi di produzione;
- un serbatoio galleggiante per il trattamento e lo stoccaggio della produzione di olio (FPSO);
- sealines ed ombelicali per il trasferimento tra OBM-A e FPSO;
- sealines per il trasferimento del gas pliocenico da OBM-A alla piattaforma esistente Santo Stefano Mare 9, per complessivi 17 km circa di tubazioni sommerse di vario diametro;
- successivamente alla presentazione della domanda di pronuncia di compatibilità ambientale è entrato in vigore il D.Lgs. n.128/2010 come modificato dall’art. 3 del D.lgs 121 del 7 luglio 2011, che all’art. 2, comma 3, lettera “h”, prevede l’apporto di modifiche all’art. 6 del D.lgs. n. 152/2006 ed in particolare aggiunge il comma 17 che dispone: “ai fini di tutela dell’ambiente e dell’ecosistema, all’interno del perimetro delle aree marine e costiere a qualsiasi titolo protette per scopi di tutela ambientale, in virtù di leggi nazionali, regionali o in attuazione di atti e convenzioni internazionali sono vietate le attività di ricerca, di prospezione nonché di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi in mare, di cui agli articoli 4, 6 e 9 della legge 9 gennaio 1991, n. 91. Il divieto è altresì stabilito nelle zone di mare poste entro dodici miglia marine dal perimetro esterno delle suddette aree marine e costiere protette, oltre che per i soli idrocarburi liquidi nella fascia marina compresa entro cinque miglia dalle linee di base delle acque territoriali lungo l’intero perimetro costiero nazionale. Per la baia storica del Golfo di Taranto di cui all’articolo 1 del Decreto del Presidente della Repubblica 26 aprile 1977, n. 816, il divieto relativo agli idrocarburi liquidi è stabilito entro cinque miglia dalla costa. Al di fuori delle medesime aree, le predette attività sono autorizzate previa sottoposizione alla procedura di valutazione di impatto ambientale di cui agli articoli 21 e seguenti del presente decreto, sentito il parere degli enti locali posti in un raggio di dodici miglia dalle aree marine e costiere interessate dalle attività di cui al primo periodo. Le disposizioni di cui al presente comma si applicano ai procedimenti autorizza tori in corso alla data di entrata in vigore del presente comma. Resta ferma l'efficacia dei titoli abilitativi già rilasciati alla stessa data. Dall’entrata in vigore delle disposizioni di cui al presente comma è abrogato il comma 81 dell’articolo 1 della legge 23 agosto 2004, n. 239”;
- con riferimento alle aree di interdizione individuate dalla sopra citata normativa l’area del permesso di cui trattasi interferisce con alcuni Siti di Importanza Comunitaria, e con un’area protetta, localizzati sulla costa abruzzese;
ACQUISITO il parere negativo espresso dalla Commissione Tecnica VIA-VAS con parere n. 541 del 07.10.2010, che allegato al presente decreto ne costituisce parte integrante;
PRESO ATTO che tale parere negativo trova il suo fondamento sul fatto che l’area del permesso di ricerca ricade nelle aree di interdizione alle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi introdotte dall’art. 2 comma 3 lettera “h”, del D.lgs. 29 giugno 2010, n. 128;
ACQUISITO il parere favorevole del Ministero per i Beni e le Attività Culturali prot. n. DG/PBAAC/34.19.04/19889/2010 del 30.06.2010, successivamente confermato con nota del 11.02.2012, che allegati al presente decreto ne costituiscono parte integrante;
- ai sensi dell’ art. 10 bis della legge 7 agosto 1990, n. 241 e ss.mm.ii., con nota DVA-2010-0026875 del 08.11.2010 la Direzione Generale per le Valutazioni Ambientali ha comunicato alla Società Medoilgas Italia S.p.a., prima della formale adozione di un provvedimento negativo, i motivi ostativi all’accoglimento dell’istanza relativi in particolare alle circostanze sopra evidenziate di interferenza dell’area di progetto con zone di divieto;
- con nota del 22.11.2010 la Società Medoilgas Italia S.p.a., ai sensi del summenzionato art. 10 bis della legge 7 agosto 1990, n. 241 e ss.mm.ii., ha inviato le proprie osservazioni al riguardo;
- il D.L. 22 giugno 2012 n. 83 che all’art. 35 comma 1 modifica l’art. 6 comma 17 del D.lgs 128/2010, in particolare vengono fatti salvi “i procedimenti concessori di cui agli articoli 4,6,9 della legge n. 9 del 1991 in corso alla data di entrata in vigore del decreto legislativo 29 giugno 2010 n. 128 ed i procedimenti autorizzatori e concessori conseguenti e connessi, nonché l’efficacia dei titoli abilitativi già rilasciati alla medesima data, anche ai fini della esecuzione delle attività di ricerca, sviluppo e coltivazione da autorizzare nell’ambito dei titoli stessi, delle eventuali relative proroghe e dei procedimenti autorizza tori e concessori conseguenti e connessi;
- la Società Medoilgas Italia S.p.A. ha presentato istanza al Ministero dello Sviluppo Economico per il conferimento della concessione di coltivazione in mare “d 30 B.C-MD” in data 17.12.2008, e risultando il procedimento di VIA ancora in corso, la Direzione Generale per le Valutazioni ambientali ha ritenuto con nota DVA-2012-0016621 del 11.07.2012 e successiva DVA-2012-0028277 del 22.11.2012 a dare comunicazione del riavvio del procedimento;
ACQUISITO il parere favorevole con prescrizioni espresso dalla Commissione Tecnica VIA-VAS con parere n. 1154 del 25. 01.2013, che allegato al presente decreto ne costituisce parte integrante;
PRESO ATTO che , seppur sollecitata in data 11.07.2012, la Regione Abruzzo non ha fatto pervenire il proprio parere di competenza;
- ai sensi dell’articolo 26, comma 4, del D.Lgs. 152/06, così come modificato dal D.lgs. 4/2008, sulla base di quanto indicato dal proponente in sede di presentazione dell’istanza di VIA, si è provveduto ad una ricognizione delle autorizzazioni, intese, concessioni, licenze, pareri, nulla osta e assensi comunque denominati in materia ambientale, da acquisire nell’ambito del procedimento di valutazione di impatto ambientale e relative al livello di progettazione oggetto del procedimento medesimo;
- in merito all’Autorizzazione Integrata Ambientale introdotta anche per gli impianti localizzati in mare su piattaforme off-shore dall’art. 24, comma 1, lett i) del D.L. n. 5/2012 come modificato dalla legge di conversione n. 35/2012:
- a seguito di una nota informativa fornita dalla Società Medoilgas Italia S.p.A., la Divisione IV - Rischio rilevante AIA - con nota del 04.10.2012 ha comunicato di concordare con quanto indicato dalla Società in merito alla non necessità di acquisire, per i primi quattro anni di funzionamento dell’impianto, l’Autorizzazione Integrata Ambientale in quanto, in questo periodo sono previste esclusivamente emissioni in atmosfera.
Nei primi quattro anni non sono previsti invece scarichi idrici, né altre tipologie di emissioni per le quali è richiesta una delle altre autorizzazioni sub allegato IX al D.Lgs. n. 152/2006.
Allo stato si ritiene pertanto sufficiente acquisire l’Autorizzazione alle emissioni in atmosfera, l’acquisizione dell’Autorizzazione Integrata Ambientale si renderà necessaria solo al momento in cui occorrerà procedere anche alla reiniezione delle acque di strato;
- con nota del 05.11.2012 la Società Medoilgas Italia S.p.A. ha comunicato di “riservarsi di integrare ulteriormente l’istanza depositata in data 3 dicembre 2009, nei tempi necessari per la relativa predisposizione, con la documentazione necessaria ai fini dell’acquisizione dell’autorizzazione all’emissioni in atmosfera, (istanza che è stata effettivamente presentata in data 07.12.2012), mentre “per il periodo iniziale di funzionamento dell’impianto, di non volere richiedere il rilascio dell’AIA, impegnandosi ad attivarsi al fine di ottenere la medesima AIA trascorsi i primi quattro anni e, comunque al momento in cui sarà necessario procedere alla reiniezione in giacimento delle acque di strato”;
- gli aspetti relativi alle emissioni in atmosfera sono stati oggetto di specifiche valutazioni riportate nel parere n. 1154 del 25. 01.2013 della Commissione Tecnica di Verifica del’Impatto Ambientale VIA VAS, che allegato al presente decreto ne costituisce parte integrante, e che è da ritenersi ricompresa nel presente provvedimento di valutazione dell’impatto ambientale la relativa autorizzazione, di cui all’art. 269 del D.lgs n. 152/2006 e ss.mm.ii., a condizione del rispetto di quanto indicato nel quadro prescrittivo;
- è fatta salva l’acquisizione in sede di definizione del procedimento autorizzativo di eventuali, ulteriori autorizzazioni, intese, concessioni, licenze, pareri, nulla osta e assensi comunque denominati in materia ambientale allo stato non individuate.
- sono pervenute, ai sensi dell’art. dell’art. 24 del D.lgs. 152/06 e ss.mm.ii., numerose osservazioni da parte del pubblico nonché pareri espressi da soggetti pubblici e che tali osservazioni e pareri, riportati nei citati pareri della Commissione Tecnica di verifica dell’impatto ambientale VIA e VAS n. 541 del 7.10.2010 e n. 1154 del 25.01.2013, sono state considerate, unitamente alle controdeduzioni effettuate dal Proponente, in sede di istruttoria tecnica ed ai fini della definizione del procedimento;
- le controdeduzioni sono state fornite dalla Società Medoilgas Italia S.p.a. in data 13 ottobre 2010 (DVA-2010-0024645 del 15.10.2010) ed in data 08.02.2013 (DVA-2013-0003694 del 12.02.2013);
- successivamente alla data di espressione del parere della Commissione Tecnica di Verifica del’Impatto Ambientale VIA e VAS n. 1154 del 25. 01.2013 sono pervenute le note del Comune di Lanciano del 05.02.2013 e dell’Associazione Vastesi.com del 07.02.2013. Entrambe sono state comunque trasmesse alla Commissione Tecnica di Verifica del’Impatto Ambientale VIA e VAS per eventuali ulteriori considerazioni in merito.
RITENUTO, sulla base di quanto premesso, di dovere provvedere ai sensi dell’art. 26 del D.lgs 3 aprile 2006, n. 152 e ss.mm.ii. alla formulazione del provvedimento di valutazione dell’impatto ambientale;
la compatibilità ambientale concernente la realizzazione del progetto di “Sviluppo del giacimento Ombrina Mare nell’ambito dell’istanza di conferimento della Concessione di Coltivazione convenzionalmente denominata d 30 B.C-MD”, ubicata nel Mare Adriatico adiacente alla costa Abruzzese presentato dalla Società Medoilgas Italia S.p.a. con sede in Via Cornelia, 498 – 00166 Roma a condizione che vengano adottate tutte le misure di mitigazione proposte e che si ottemperi alle seguenti prescrizioni:
A) Prescrizioni della Commissione Tecnica di Verifica dell’Impatto Ambientale VIA-VAS
Prima dell’inizio dei lavori:
A.1) Il Proponente dovrà presentare il progetto di dettaglio dei tracciati delle condotte, dei mezzi e delle modalità di posa o di interramento delle condotte e le scelte tecniche che motivano tali modalità comprensivo dei seguenti elaborati:
a) progettazione delle condotte (spessori, curvature, elasticità, protezioni meccaniche e catodiche, appesantimenti, ecc), esecuzione di rilievi lungo i corridoi dei tracciati delle condotte con batimetrie di dettaglio, rilievo di ostacoli, georeferenziazione dei tracciati,caratteristiche dei sedimenti di fondo, granulometria e litologia, biocenosi, correnti di fondo per la previsione delle interazioni tra le condotte e il trasporto solido su fondale;
b) dovranno essere presentate all’ARPA Abruzzo, le schede di sicurezza dei materiali utilizzati per la protezione delle nuova condotte marina e dei cavi per il collaudo idraulico della condotta;
c) dovrà essere definita in dettaglio la composizione della lega metallica utilizzata nei sistemi di protezione anticorrosiva delle condotte a mare;
d) Il proponente dovrà definire le modalità ed il punto di prelievo e smaltimento dell’acqua utilizzata per la pressurizzazione e pulizia della condotta nella fase di collaudo. V.O. ARPA Abruzzo.
A.2) Dovrà essere presentato il progetto definitivo di ancoraggio del FPSO (boa) comprendente il numero e le caratteristiche strutturali degli ancoraggi al fondo della boa (catene, pali di ancoraggio, collegamenti con flow lines e ombelicali) che dovranno essere progettati per sopportare il sistema di sollecitazioni previsti, garantendo l’esercizio delle attività in completa sicurezza. Dovrà essere allegata al progetto appropriata documentazione sulle caratteristiche sedimentologiche, biologiche e biocenotiche del fondale marino interessato dal sistema di ancoraggio. La boa dovrà essere approvata dal RINA.
A.3) Dovrà essere presentato un manuale operativo contenente, non in modo limitativo, almeno le seguenti principali informazioni e documentazioni: logistica del cantiere a terra e a mare, caratteristiche dei mezzi ed attrezzature di posa in opera, pianificazione dei lavori.
A.4) Emissioni in atmosfera: nella progettazione e realizzazione degli impianti del campo “Ombrina Mare”, al fine di conseguire la minimizzazione delle emissioni di sostanze inquinanti nell’ambiente e di gas effetto serra, dovranno essere applicate le Migliori Tecniche Disponibili (MTD) in riferimento ai documenti di livello europeo “Best Available Techiniques Reference documents (BRefs)” emanate dall’European IPPC Bureau e di livello nazionale, quali le Linee Guida emanate con Decreti Ministeriali di recepimento in Italia delle BRefs, che tengano conto per la minimizzazione all’origine delle emissioni in atmosfera delle “Linee Guida Generali” emanate con D.M. 31/01/2005, delle “Linee Guida in materia di sistemi di monitoraggio” D.M. 31/01/2005, delle “Linee Guida per Raffinerie di Petrolio e di Gas” D.M. 29/01/2007, delle “Linee guida per impianti di combustione” D.M. 01/10/2008, delle BRef “Emissions from storage”, delle BRef “Mineral oil and gas refineries”, delle BRef “General principles of monitoring” e delle BRef “Economics and cross-media effects”.
A.5) Dovranno essere rispettati i limiti di emissione di inquinanti in atmosfera prescritti dalla normativa italiana vigente (D.Lgs. 152/2006 e s.m.i.) ed in particolare:
a) i valori di emissione dovranno rispettare quanto imposto dal D.Lgs. 152/2006 all. I, parte IV, sezione 2, “impianti per la coltivazione di idrocarburi e dei fluidi geotermici “e 2.6 “Emissione da piattaforme di coltivazione idrocarburi offshore”, mentre per i motori a combustione interna e le turbine a gas si dovranno rispettare i pertinenti paragrafi della parte III del D.Lgs. 152/06 all. I, parte V-parte 3,punto 3.
b) l’emissione di idrogeno solforato al di sotto di 1 ppm.(pari a 1,4 mg/m3).
A.6) Dopo il quarto anno di esercizio e comunque quando si dovrà procedere alla re-iniezione delle acque di strato nel sottosuolo dovrà essere presentata apposita istanza per l’ottenimento della AIA. Tale autorizzazione, demandata ad una specifica richiesta che dovrà essere inviata alla competente Direzione Generale del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, si renderà necessaria in relazione in particolare alla re-iniezione delle acque di strato nel sottosuolo. In particolare la reiniezione delle acque di produzione nelle unità geologiche del sottosuolo, dovrà essere effettuata secondo quanto previsto nell’Allegato 5, punto 3 - Deliberazione del Comitato Interministeriale 4 febbraio 1977 relativo alla tutela delle acque dall’inquinamento, tuttora in vigore come da D.Lgs 152/2006 e smi, art. 104.
A.7) Monitoraggi
Le modalità di esecuzione i contenuti specifici e la tempistica delle attività di monitoraggio del PMA, comprendente punti, modalità e frequenza dei prelievi, ante operam, in fase di cantiere, di esercizio e di smantellamento, per la piattaforma e l’area circostante il FPSO deve essere concordato con ISPRA, con costi a carico del proponente. Tale piano, da implementare al fine di valutare le eventuali modifiche ambientali indotte dalla realizzazione del progetto e per valutare eventuali disturbi prodotti dalle attività di perforazione, trasporto e stoccaggio, dovrà comunque riguardare anche le seguenti componenti:
a) parametri fisici (temperatura, salinità, ossigeno disciolto e torbidità) chimici (nutrienti, metalli pesanti, idrocarburi) biologici (clorofilla “a, bioaccumuli di sostanze pericolose in matrici biologiche significative) e comunque sufficienti per valutare lo stato complessivo di qualità delle acque marine, dei sedimenti;
b) controllo dei popolamenti biologici, al fine di evidenziare eventuali variazioni provocate direttamente o indirettamente dagli interventi in esame, che dovrà comprendere i campionamenti di organismi bentonici attraverso opportuni indicatori e con diverse stazioni di campionamento anche al di fuori delle aree di progetto;
c) acque di produzione: poiché la composizione dell’acqua separata dal processo potrebbe variare nel tempo, il piano di monitoraggio dovrà contemplare anche il suddetto monitoraggio in modo da valutare ogni significativa variazione, a valle della autorizzazione AIA per la reiniezione delle acque di strato in giacimento, durante il periodo di reiniezione al fine di verificare la necessità di trattamenti (anticorrosivi, biocidi ed antifouling) previsti nell’Allegato 5, punto 3 - Deliberazione del Comitato Interministeriale 4 febbraio 1977 relativo alla tutela delle acque dall’inquinamento, tuttora in vigore come da D.Lgs 152/2006 e smi, art. 104 e comunque la reiniezione dell’acqua nelle unità geologiche di sottosuolo sarà in ogni modo eseguita secondo i disposti dell’art. 104 delD.Lgs 152/2006;
d) nell’area della piattaforma il piano di monitoraggio andrà esteso anche ai composti zinco e alluminio, eventualmente attraverso opportuni indicatori biologici; Per la verniciatura delle strutture immerse ed emerse della piattaforma e della boa, dovranno essere utilizzate vernici a protezione marina, certificate per assenza di composti organo stannici;
e) durante la fase di installazione della piattaforma (infissione nel fondale con battipalo) e di perforazione dei pozzi, al fine di tutelare i mammiferi marini da eventuali impatti causati dal rumore subacqueo, le lavorazioni rumorose, dovranno prevedere l’adozione delle linee guida per la gestione dell’impatto di rumore antropogenico sui Cetacei - ACCOBAMS (Accordo per la Conservazione dei Cetacei del Mar Nero, del Mediterraneo e delle Zone Atlantiche Adiacenti, Guidelines to address the issue of the impact of anthropogenic noise on marine mammals) ( soft start ed altre). Al fine di identificare quali tra le lavorazioni rumorose possano avere un impatto significativo di pressione acustica sui cetacei, il Proponente dovrà fornire, appena possibile, un elenco dettagliato dei macchinari impiegati e delle caratteristiche specifiche di emissione sonora in acqua con le relative mappe isofoniche di distribuzione in mare, corredate da un programma di monitoraggio specifico; Per le lavorazioni particolarmente rumorose dovrà essere comunque previsto l’adozione di un piano di monitoraggio acustico che preveda l’assistenza di M.M.O. e l’installazione di idrofoni in mare per il periodo relativo alle lavorazioni. I risultati dei monitoraggi dovranno essere trasmessi a Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare al termine delle operazioni;
f) ai fini del controllo dei fenomeni geodinamici (subsidenza), il proponente dovrà presentare un piano di monitoraggio per il controllo della subsidenza con sistemi che prevedano metodiche superficiali mediante stazioni assestimetriche/piezometriche e rilievi satellitari, sottocosta con tecniche LADS (Laser Airborne Depth Sounder), e metodiche profonde mediante radiazione markers/gamma ray. Nel piano dovrà inoltre essere specificata anche la periodicità delle misurazioni (tenendo conto che le attività previste dal progetto di monitoraggio dovranno essere installate almeno 12 mesi prima dell’inizio delle attività di estrazione) Il monitoraggio dovrà seguire l’evoluzione temporale del cono di subsidenza indotta dalla coltivazione del giacimento. Sul fondale dovrà essere effettuato un rilievo batimetrico multibeam per monitorare l’estensione dell’areale dell’eventuale cono di subsidenza per la verifica delle previsioni progettuali, integrare le misure precedenti con rilievi batimetrici in grado di ricostruire con elevato dettaglio l’andamento morfologico del fondo marino attraverso tecniche DSM (Digital Surface Model), da effettuare con mezzi navali e/o aerei conformemente alle specifiche emesse dalla IHO (International Hydrographic Organization. In base ai risultati delle prime campagne la tempistica del monitoraggio potrà essere riprogrammata. Dovrà essere effettuato il monitoraggio sismico e verificata la possibilità di raccordo con la rete sismografica esistente nei vicini clusters ENI, al fine della corretta interpretazione degli eventi.
A.8) I capitolati di appalto dovranno contenere come oneri a carico dell’impresa tutti quelli derivanti dalle misure di monitoraggio e mitigazione. Dovranno inoltre prevedere specificatamente tutte le cautele e gli accorgimenti necessari per minimizzare gli impatti ambientali durante la fase di realizzazione.
A.9) Compensazione della sottrazione di suolo marino: le aree adiacenti alle gambe della piattaforma dovranno essere integrate con una superficie pari ad almeno 32 m2. con materiali inerti che dovranno avere caratteristiche tali da offrire rifugio ad invertebrati e fauna ittica.
A.10) Misure di prevenzione e di mitigazione: il Proponente dovrà implementare le misure di prevenzione dei rischi, dell’inquinamento marino, della produzione di rifiuti e di mitigazione degli impatti ambientali contenuti del S.I.A.
A.11) Durante i lavori devono essere attuate tutte le misure che possono evitare gli inquinamenti a mare di oli, carburanti e sostanze tossiche in genere e tutte le precauzioni che possano ridurre gli effetti di eventuali sversamenti accidentali e adottare le misure per il contenimento a mare di sostanze tossiche in conformità con le indicazioni della Capitaneria di Porto.
A.12) Dovranno essere rispettate tutte le tecniche di prevenzione, le misure di mitigazione dei rischi e di attenuazione degli impatti ambientali quali l’utilizzo di impianti “impermeabilizzati” cioè in grado di impedire qualsiasi tipo di sversamento accidentale in mare di acque piovane, liquidi di perforazione o acque di sentina.
A.13) Gli impianti di perforazione dovranno essere assistiti da una nave appoggio dotata di opportune attrezzature e materiali per il suo eventuale impiego in mare in caso di sversamenti accidentali di olio.
A.14) Il combustibile utilizzato per la generazione elettrica dell’unità FPSO dovrà essere il fuel gas, mentre il combustibile utilizzato per i generatori diesel di emergenza dovrà contenere un tenore di zolfo inferiore allo 0,1 % in peso, conforme alle caratteristiche merceologiche imposte dal D.Lgs 152/06 All. X alla parte V.
A.15) Rifiuti: deve essere approvato dalla Regione Abruzzo e ARPA Abruzzo il piano dei rifiuti che contenga le modalità di conferimento dei materiali prodotti durante la fase della perforazione, la data inizio lavori, nonché il volume per ciascuna tipologia di prodotto e l’elenco delle discariche autorizzate a ricevere tali rifiuti, le tecniche utilizzate per la riduzione volumetriche e/o il riutilizzo dei rifiuti. In relazione alla produzione di rifiuti in mare ed al loro smaltimento e conferimento il Proponente si dovrà attenere strettamente alla normativa nazionale vigente ed alla normativa internazionale IMO - MARPOL, ed i rifiuti prodotti dovranno essere trattati a norma di legge, per il rispettivo smaltimento o recupero, in accordo con il D.Lgs 152/06 e s.m.i. parte IV. L’unico scarico consentito in mare sarà quello delle le acque meteoriche (tramite il sea-sump), gli eventuali idrocarburi in esse presenti, anche se solo in traccia, dovranno essere separati dall’acqua e periodicamente inviati a terra per l’opportuno smaltimento.
A.16) Fanghi di perforazione per la realizzazione della perforazione dei pozzi dovranno essere utilizzati fluidi (detti anche fanghi) a base d’acqua con divieto assoluto di utilizzo di fluidi alternativi a base d’olio ancorché dichiarati a bassa tossicità. Si prescrive inoltre che siano fornite all’UNMIG le schede tecniche di sicurezza e le caratteristiche qualitative e quantitative dei fluidi di perforazione e relativi componenti, esattamente come indicato dal D.M. 28.07.1994 e ss.mm.ii. Se applicabile, si raccomanda inoltre l’utilizzo di fluidi bio-compatibili contenenti gel biodegradabili resi disponibili recentemente nel mercato (fluidi “clay-free”). Si raccomanda inoltre di effettuare la separazione dei cutting asportati dal fango solo ed esclusivamente sul deck del “Jack-up” mediante l’uso di vibrovagli e almeno due batterie di idrocicloni in serie: la prima costituita da desander e la seconda costituita da desilter. Per il recupero dei materiali di appesantimento, per disidratare il fango esausto e i cutting prima del trasporto finale a discarica, è raccomandabile altresì l’uso di centrifughe a cilindri rotanti. Soluzioni alternative potrebbero essere realizzate alla sola condizione che sia comunque garantita una efficienza del processo finale non inferiore a quella sopra descritta. Sul deck del “Jack-up”, dovranno essere previste diverse vasche di accumulo del fango (sia attive che di riserva per fronteggiare eventuali perdite di circolazione) dotate di agitatori meccanici o pneumatici per mantenere omogeneo il fango, oltre alle vasche di stoccaggio temporaneo dei cutting prima di essere trasportati a discarica e ai serbatoi di accumulo delle acque reflue. Qualora il deck del “Jack-up” non abbia una sufficiente disponibilità di spazio per le attrezzature e le vasche, si dovrà affiancare allo stesso mezzo un idoneo pontone appoggio e/o nave cisterna in cui far confluire mediante idonee manichette flessibili le acque reflue con divieto assoluto di sversamento in mare.
A.17) Analisi di rischio: al fine di prevenire conseguenze negative sull’ambiente e sull’uomo in caso di accadimento di un possibile evento accidentale il Proponente, prima dell’inizio dei lavori, dovrà provvedere alla redazione di una analisi di rischio globale con dettagliate analisi quantitative che tengano conto di tutti i possibili scenari accidentali causati da eventi eccezionali, da particolari eventi meteo marini, da errori umani, da malfunzionamento delle attrezzature, perdita di posizione dovuta ad aratura e trascinamento di ancore e sistemi di ancoraggio in genere, interferenza reciproca dei mezzi navali, impatto accidentale degli stessi con le infrastrutture, ecc. esattamente come previsto, per quanto e laddove applicabili, dalle normative internazionali DnV OS-C101 “Design of offshore steel structures, General (LRFD Method) – April 2011”, ovvero in accordo ai criteri generali della contemplati nella DnV RP-F107 “Risk Assessment of Pipeline Protection” e nel rispetto della probabilità di rottura dettata dalla DnV-OS-F101 “Submarine Pipeline Systems”.
A.18) Manuale operativo: prima di procedere ad ognuna delle previste fasi di costruzione e di esercizio, ovvero in sede di progettazione esecutiva, dovrà essere presentato un manuale operativo contenente almeno le seguenti principali informazioni e documentazioni:
a) logistica del cantiere e caratteristiche di tutti i mezzi navali coinvolti e delle attrezzature previste (pianificazione dei lavori, ubicazione delle aree di lavoro, attrezzature di ancoraggio e di supporto, mezzi di sollevamento, ecc.), attrezzature ausiliarie per procedure particolari o di emergenza, sistema di perforazione dei pozzi, caratteristiche dei pontoni, dei “Jack-up” e mezzi navali (tipo di scafo, dimensioni, pescaggio, sistema di ormeggio e di ancoraggio al fondo con palificate o cassoni di carico tipo ”spud cans” con definizione delle dimensioni degli stessi, meccanismi di manovra delle gambe scorrevoli, limiti operativi, ecc.), tipo e caratteristiche dei verricelli, estensione del campo ancore, ecc;
b) procedure di lavoro (normali, particolari e/o di emergenza), incluse quelle relative ad operazioni accessorie, di perforazione, di stesa e ancoraggio dei cavi, di tensionamento degli stessi, ecc.;
c) è prescritto che il manuale operativo debba essere redatto tenendo in debito conto di ogni possibile ed eventuale interferenza tenendo conto dei piani SIMOPS della International Marine Contractors Ass. (IMCA) che costituiscono una guida alle operazioni simultanee ai fini del miglioramento della qualità, salute, sicurezza e standard ambientali nelle operazioni marittime oltre che dei sistemi HSE (Health, Safety, Environment, ovvero Salute, Sicurezza, Ambiente), nel pieno rispetto, per quanto e laddove applicabile, della normativa internazionale DnV OS-C101 “Design of offshore steel structures, General (LRFD Method) – April 2011”.
A.19) Decommissioning:: l’inizio dei lavori è subordinato alla presentazione all’UNMIG, al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare ed alle competenti autorità marittime, di un programma di smantellamento, decommissioning, che preveda, tra l’altro, la modalità di esecuzione dell’asportazione delle opere, lasciando inalterato l’habitat creatosi alla base delle strutture, la non rimozione dei cavi o condotte qualora questi siano realizzati con interramento e gli interventi di ripristino ambientale dell’area a mare.
A.20) Sicurezza: tutti gli impianti elettrici a bordo della FPSO e della piattaforma dovranno essere realizzati in accordo alle norme CEI, ATEX mediante impiego di apparecchiature e strumenti in esecuzione AD-PE (ad esecuzione antideflagrante), e alla più recente normativa di settore in fatto di sicurezza.
A.21) Tutte le navi impiegate nello stoccaggio e movimentazione di idrocarburi in mare (inclusa la FPSO) devono rispettare i regolamenti e linee guida in materia di sicurezza della navigazione e prevenzione dell’inquinamento marino (RINA o altri Registri Navali), prevedendo la presenza di sistemi quali doppio scafo, ecc. ( Rina Rules e GUI.9/E - Guide for the structural design of oil tankers).
A.22) In tutta l’area operativa a transito navale regolamentato (“restricted areas”), ancorché posta all’esterno della cosiddetta area di sicurezza (“safety zone”) fissata attorno all’area di progetto, il Proponente dovrà attenersi scrupolosamente a tutte le disposizioni ed ordinanze, nessuna esclusa, già vigenti o in corso di emanazione da parte della competente Capitaneria di Porto, sia in termini di regolamenti della navigazione e transito, sia di modalità e tempi operativi.
Tutti i costi connessi alle operazioni in oggetto saranno ad esclusivo carico del Proponente.
B) Prescrizioni del Ministero per i Beni e le Attività Culturali
B.1) Come richiesto dalla Soprintendenza per i Beni Archeologici dell’Abruzzo, dovrà essere realizzata in sede di inizio lavori adeguata campionatura fotografica delle zone di fondo interessate dai lavori, campionatura che dovrà essere subito messa a disposizione della Soprintendenza al fine di condurre di seguito opportune verifiche cautelative congiunte, preliminari all’avvio dei lavori veri e propri.
B.2) Dovrà essere data preventiva comunicazione alla Soprintendenza dell’inizio dei lavori e dovrà essere concordato apposito sopralluogo congiunto.
B.3) Come richiesto dalla Soprintendenza per i Beni Archeologici dell’Abruzzo, qualora dovessero essere state realizzate o fossero previste prospezioni con georadar subacqueo nell’area si chiede alla Società Medoilgas S.p.A. di acquisire quanto prima copia dei risultati.
C) Prescrizioni del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
C.1) Qualora si dovesse rendere necessario procedere all’interramento delle condotte, anziché alla semplice posa delle stesse sul fondo, il Proponente, prima dell’inizio dei lavori, dovrà acquisire l’autorizzazione di cui all’art. 109, comma 5, del D.Lgs 152/2006 e ss.mm.ii. relativo alla movimentazione di fondali marini derivanti dalle attività di posa in mare di cavi e condotte.
Alla verifica di ottemperanza delle prescrizioni sopra indicate si provvederà come di seguito indicato:
- il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare provvederà alla verifica di ottemperanza delle prescrizioni di cui ai punti: A.2), A.3), A.4), A.5), A.6), A.7e), A.7f), A.9), A.11), A.12), A.14), A.17), A.18), A.19), C.1);
-l’ISPRA provvederà alla verifica di ottemperanza delle prescrizioni di cui ai punti: A.1), A.7a), A.7b), A.7c), A.7d), A.8), A.15), A.16), A.20), A.21), A.22). Con riferimento in particolare delle prescrizioni di cui ai punti A.7a), A.7b), A.7c), A.7d). L’ISPRA invierà annualmente al Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare (Direzione Generale per le Valutazioni Ambientali) gli esiti dei monitoraggi; dovrà dare inoltre sollecita comunicazione di eventuali criticità e/o anomalie riscontrate al fine di consentire la pronta adozione delle più idonee misure di prevenzione.
- il Ministero per i Beni e le attività culturali provvederà alla verifica di ottemperanza della prescrizione di cui alla lettera B);
- ove non diversamente indicato alla verifica di ottemperanza provvederà la Regione Abruzzo.
Il presente provvedimento sarà comunicato alla Società Medoilgas Italia S.p.a., al Ministero per i Beni e le Attività Culturali, alla Regione Abruzzo, alla Provincia di Chieti, al Comune di Ortona, al Comune di San Vito Chietino (CH), all’ISPRA, all’ARPA Abruzzo, nonché al Ministero dello Sviluppo Economico.
Sarà cura della Regione Abruzzo comunicare il presente provvedimento alle altre Amministrazioni eventualmente interessate.
Il presente provvedimento sarà pubblicato per estratto sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana a cura del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare – Direzione Generale per le Valutazioni Ambientali.
Il presente provvedimento è reso disponibile sul sito WEB del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare.
Avverso il presente provvedimento è ammesso ricorso al TAR entro 60 giorni e al Capo dello Stato entro 120 giorni dalla pubblicazione dell’avviso in Gazzetta Ufficiale.
Pubblicato da CAFFE D'ABRUZZO a 03:12
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