Per quanto riguarda il monitoraggio sismico, esso viene effettuato in tutte le Concessioni di stoccaggio di gas naturale che allo stato attuale effettuano monitoraggio, eccetto quelle di BRUGHERIO STOCCAGGIO e SAN POTITO E COTIGNOLA STOCCAGGIO; tuttavia per quest’ultima la rete di monitoraggio sismico è in fase di realizzazione.
Nota bene: a breve sarà possibile consultare informazioni più dettagliate inerenti le reti di monitoraggio microsismico per le concessioni che al 2016 già avevano installato una rete di monitoraggio.

Nelle more dell’Istituzione di un fondo ministeriale che consenta l’attribuzione di incarico diretto da parte del MiSE alla Struttura preposta al monitoraggio, l’Amministrazione può avvalersi degli enti territoriali per l’istituzione di un capitolato di spesa relativo all’applicazione dei monitoraggi ai sensi degli Indirizzi e Linee Guida (ILG).
Le modalità di istituzione e funzionamento del fondo saranno stabiliti in tal caso di comune accordo tra le Parti e tramite un accordo di collaborazione che istituisce all’uopo un Comitato di Coordinamento.
Nella fase transitoria, nelle more dell’istituzione di un fondo nazionale, il Ministero dello Sviluppo Economico – DGS UNMIG svolge, attraverso la sua presenza nel Comitato di Coordinamento, il ruolo di garante dei flussi economici in entrata ed in uscita attraverso la definizione e approvazione, attraverso l’ottenimento del parare della Commissione Tecnica per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie (CIRM a) un piano economico conforme alle specifiche tecniche del piano di monitoraggio redatto dalla SPM.

La SPM - Struttura Preposta al Monitoraggio, come definita dagli Indirizzi e Linee Guida (ILG), è il soggetto tecnico-scientifico (costituito da una o più Università o Enti di ricerca, di comprovate competenze in materia) a cui vengono conferiti dall'Amministrazione competente (MiSE) compiti di raccolta e di analisi dei dati di monitoraggio e di supporto all'Amministrazione nelle valutazioni conseguenti.

Si riporta infatti quanto specificato negli Indirizzi e Linee Guida:

Modalità per la manifestazione di interesse allo svolgimento del ruolo di Struttura Preposta al Monitoraggio (SPM)

Considerato che negli ILG non è individuato uno specifico ente per lo svolgimento dei compiti di SPM, ma al contrario si delega il MISE per l’individuazione di un organo tecnico competente (soprattutto nella fase transitoria), è necessario avviare un processo trasparente di valutazione dell’idoneità di enti per lo svolgimento delle funzioni di SPM.
Per questo è necessario, con il supporto degli esperti, che vengano definiti i criteri tecnici di idoneità allo svolgimento di tale ruolo.
Le modalità per la presentazione della manifestazione di interesse e la procedura seguita per l’iter di attribuzione saranno pubblicate attraverso una specifica Circolare della DGS UNMIG e pubblicate sul BUIG.

Gli Indirizzi e Linee Guida (ILG) richiedono, propedeuticamente alla progettazione della rete di GeoMonitoraggio (o alla verifica della rispondenza tra la rete di monitoraggio già esistente e i requisiti richiesti dalle Linee guida stesse), una fase di approfondita caratterizzazione geologica, strutturale e sismo-tettonica del sito oggetto di estrazione o stoccaggio o di geotermia, e dell’area limitrofa al sito oggetto di studio (vedi Cap. 4).

In particolare, devono essere definiti i volumi sottoposti al monitoraggio detti:

• Dominio interno di Rilevazione (DI) = Volume prossimo al giacimento e al pozzo di reiniezione, all’interno del quale saranno identificati, monitorati e analizzati (con la massima sensibilità possibile) i fenomeni di sismicità, deformazione del suolo e le pressioni di poro (giacimento più fascia di 2-5 km);
• Dominio Esteso di Rilevazione (DE) = Volume più ampio, il cui studio è finalizzato a definire l’eventuale evoluzione nello spazio degli eventi sismici (ulteriore fascia 5-10 km).

Tali volumi sono definiti diversamente in funzione del tipo di attività che si intende monitorare.
Si segnala che uno degli obiettivi della sperimentazione è valutare la copertura dell’attuale rete di GeoMonitoraggio e quanto la rete debba essere eventualmente integrata con nuovi punti di monitoraggio o tecnologie compatibili con le linee guida. A valle della sperimentazione potrebbero essere rivalutati i criteri di dimensionamento della rete di monitoraggio indicati negli ILG.
Le attività di GeoMonitoraggio devono essere avviate almeno un anno prima dell’inizio delle attività di coltivazione o stoccaggio e proseguite per tutto il periodo di svolgimento delle attività, per terminare almeno un anno dopo la conclusione delle attività di coltivazione o stoccaggio, nel caso di nuove concessioni, mentre nel caso di concessioni esistenti sarebbe opportuno iniziare il monitoraggio appena possibile.

Tra gli elementi fondamentali della sperimentazione vi è la messa a punto di:

1. Reti di monitoraggio microsismico;
2. Reti di monitoraggio delle deformazioni di suolo;
3. Monitoraggio delle pressioni di poro.

1. Rete di monitoraggio microsismico

La costruzione della rete e la sua implementazione devono avvenire seguendo due principi:

• Valorizzazione dell’esistente;
• Raggiungimento delle migliori performance attraverso configurazioni crescenti.

Le performance che la rete deve garantire sono:

1. Localizzazione degli eventi sismici con una Magnitudo locale compresa tra 0<mlMigliorare di almeno un’unità la magnitudo di completezza della rete sismica nazionale e locale per la localizzazione sismica nel volume DI e DE;
2. Determinare la velocità e l’accelerazione al suolo causata dal terremoto nelle stazioni di monitoraggio vicine;
3. Integrarsi facilmente con le reti sismiche esistenti.

I dati dovranno essere inoltre acquisiti:

• in automatico, ovvero in tempo “quasi reale”, allo scopo di una verifica del rispetto dei livelli di soglia definiti per ogni singola concessione, in funzione delle caratteristiche sismo-tettoniche dell’area;
• in manuale “off-line”, al fine del riconoscimento e della revisione dei dati, per le analisi di dettaglio. L’analisi avrà tempistica differenziata per le attività di estrazione (30 giorni), reiniezione di fluidi (1-2 giorni) e stoccaggio in sotterraneo (10-20 giorni).

2. Rete di monitoraggio delle deformazioni di suolo

Il monitoraggio delle deformazioni del suolo permette di evidenziare eventuali fenomeni di deformazione superficiale, indotti dalle attività di estrazione/stoccaggio di idrocarburi e di reiniezione di fluidi nel sottosuolo. A tale scopo è previsto l’utilizzo di dati SAR, con aggiornamenti da 3 a 12 mesi (consigliati 6 mesi) e protratto per almeno 3 anni dopo la fine delle attività. I valori di deformazione ottenuti saranno integrati con quelli forniti da una rete GPS attiva in continuo e che consenta di ottenere informazioni relative alle tre componenti dello spostamento (e eventualmente livellazione geometrica di precisione, da realizzarsi ogni 2-3 anni, monitoraggi assestimetrici e piezometrici)

3. Monitoraggio delle pressioni di poro

È previsto inoltre il monitoraggio delle pressioni di poro (poiché pressioni troppo elevate possono avere effetto “lubrificante” sulle faglie, riducendo la loro resistenza al taglio), utili anche per l'aggiornamento e la verifica dei modelli di giacimento.
In questa fase di sperimentazione si prevede che il monitoraggio delle pressioni di poro sia effettuato per i nuovi pozzi di stoccaggio e reiniezione (esclusi i pozzi di produzione), attraverso la misura in continuo a fondo pozzo con appositi strumenti fissi al fondo ("surface read-out"), predisposti al momento del completamento del pozzo stesso, che forniscono una misura in tempo reale.
Per alcuni dei pozzi esistenti verranno utilizzati "memory gauges", temporaneamente posizionati al fondo pozzo per una registrazione in remoto della pressione ad intervalli predefiniti.
Periodicamente verranno effettuate campagne di misurazione della pressione statica del campo.
Un’ulteriore possibilità per acquisire i valori della pressione è quella di utilizzare pozzi non produttivi, anche ubicati nelle vicinanze, all’esterno del giacimento.

I livelli di attivazione e il sistema a Semaforo

fs Per quanto riguarda la gestione del monitoraggio microsismico, le IGL propongono di adottare, in via sperimentale, un sistema decisionale definito attraverso quattro livelli di attivazione basato sulla valutazione del modello geodinamico dell’area e del quadro complessivo di una serie di parametri monitorati nei domini di rilevazione, quali:

• la variazione del numero e della frequenza degli eventi sismici, la loro magnitudo e distribuzione spaziale,
• i valori di picco di accelerazione e di velocità del moto del suolo,
• la variazione dei ratei di deformazione del suolo,
• la variazione delle pressioni di poro.

I quattro livelli di intervento sono definiti nella seguente tabella.

Tab. 1 Livelli di attivazione previsti in base alla valutazione del quadro complessivo dei parametri monitorati.

Il Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE), in qualità di autorità competente al rilascio delle concessioni e autorizzazioni all’esercizio, nonché quale autorità di vigilanza in materia di produzione di idrocarburi e di stoccaggio di gas naturale, ha avviato la messa a punto degli Indirizzi e Linee Guida (ILG) finalizzati all’istituzione di un sistema di monitoraggio avanzato e integrato, sulla base delle indicazioni fornite dalla Commissione ICHESE (International Commission on Hydrocarbon Exploration and Seismicity in the Emilia Region).
La stesura degli Indirizzi e Linee Guida è stata proposta e avviata dal MiSE poiché, ad oggi, non esiste una chiara regolamentazione dei GeoMonitoraggi delle attività antropiche di sottosuolo: coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi, stoccaggio di gas naturale e produzione energia geotermica, ma anche dighe, ferrovie, miniere.
In particolare, l’attenzione degli Indirizzi e Linee Guida (ILG) è stata dedicata alle attività relative all’uso del sottosuolo nel campo energetico.
Per la formulazione del documento si segnalano queste principali tappe:

• 27 febbraio 2014, nell’ambito della Commissione tecnica consultiva del MiSE – Commissione tecnica per gli Idrocarburi e le Risorse Minerarie (CIRM), è stato istituito un Gruppo di Lavoro, con il compito di fornire Indirizzi e Linee Guida (ILG) operative per le attività di monitoraggio.
• 24 novembre 2014, il Gruppo di Lavoro ha quindi consegnato al MiSE la prima versione completa del documento Indirizzi e linee guida per il monitoraggio della sismicità, delle deformazioni del suolo e delle pressioni di poro nell’ambito delle attività antropiche (ILG), finalizzato all’avviamento di una prima fase sperimentale su campi pilota, rappresentativi di diversi casi studio (estrazione, stoccaggio di gas e produzione geotermica).
• 26 novembre 2014, sul sito della DGS-UNMIG è stato pubblicato il documento Indirizzi e Linee Guida (ILG).

La prima formulazione degli Indirizzi e Linee Guida (ILG) ha previsto lo sviluppo di una fase di sperimentazione, della durata di due anni, al termine della quale si auspicava l’aggiornamento del documento in base ai seguenti elementi:

• ai risultati della sperimentazione;
• alla valutazione economica per l’applicazione delle procedure previste; alla sperimentazione nel sito di stoccaggio gas di Minerbio (Bo) e di coltivazione idrocarburi di Mirandola, a seguito di un accordo tra MISE, Regione Emilia-Romagna e Società Concessionarie.

Ad oggi la sperimentazione è ancora in corso, pertanto il Gruppo di Lavoro ha ritenuto opportuno formulare l’aggiornamento del documento dopo i due anni previsti al fine di raccogliere ulteriori risultati ritenuti significativi.

Si segnala che

1. la sperimentazione nei siti di Minerbio è stata avviata in ritardo rispetto all’inizio formale precedentemente stabilito dal Comitato (costituito dal Direttore dell’UNMIG territoriale, da un Rappresentante della Regione interessata, da un Rappresentante della SPM – Struttura Preposta al Monitoraggio – e dal Titolare della Concessione) a causa di fattori dovuti, nel primo caso (i.e. sito di Minerbio), alla sequenza sismica dell’agosto 2016 (“Terremoto in centro Italia”) che ha impegnato l’INGV oltre i normali compiti istituzionali
2. nel sito di Mirandola i ritardi sono stati connessi a problemi all’istituzione del fondo nazionale (vedi paragrafo “Il fondo”) e alla definizione delle modalità di applicazione degli ILG in via transitoria;
3. anche se inizialmente non ricompresa tra i siti designati per la sperimentazione degli ILG, considerata l’importanza e la rappresentatività del campo, il MiSE e la Regione Basilicata hanno ritenuto opportuno avviare la sperimentazione delle Linee Guida (ILG) anche sul sito di produzione Val D’Agri.

Per la fase di sperimentazione dei monitoraggi, come indicato negli Indirizzi e Linee Guida (ILG), sono stati individuati 3 siti pilota: un sito di coltivazione, uno di stoccaggio e uno di sfruttamento di risorse geotermiche.

Per l’avvio della sperimentazione nei tre siti nella fase transitoria, nelle more dell’istituzione del fondo Ministeriale, la DGS UNMIG, per le concessioni di MIRANDOLA e MINERBIO, ha sottoscritto 2 protocolli con la Regione Emilia-Romagna e le Società Concessionarie.
Successivamente è stata introdotta come sito per la sperimentazione degli ILG anche la concessione Val D’Agri per la quale è stato formalmente stipulato un Accordo Quadro firmato da Ministero Sviluppo Economico DGS UNMIG, Regione Basilicata e INGV (per accettazione firmato anche dalla Società Concessionaria).
Per il terzo sito di sperimentazione, il campo geotermico di Casaglia, è in corso la riassegnazione della concessione; la sperimentazione sarà ancora avviata quando sarà operativa la nuova concessione.

Databook e Rapporti annuali

UNMIG 1957-2017
Sessantesimo anniversario dell’Ufficio idrocarburi

Elenco esplosivi
L'elenco contiene prodotti esplodenti secondo la classifica prevista dal titolo VIII del DPR 9 aprile 1959, n. 128

 Il Mare - Terza edizione - Ottobre 2020

Attività di ricerca e produzione di idrocarburi nell’offshore italiano

Il Mare - Seconda edizione
Marzo 2015

Il Mare
Febbraio 2013

La geotermia - L’energia geotermica in Italia
Supplemento al BUIG Anno LIV-n.2

GEAM - Risultati del Network per la sicurezza offshore
Edizione speciale della rivista GEAM - Geoingegneria Ambientale e Mineraria/Geoengineering Environment and Mining dedicata alle attività e ai risultati del Network per la sicurezza offshore

Pressione antropica e rischi naturali. Le attività estrattive da cave e miniere
Rapporto ISTAT - Anni 2015-2016

QUI TESTO

Informazioni più dettagliate sono disponibili nel Supplemento al BUIG Anno LVII n.2 IL MARE.


Carta della Piattaforma continentale italiana

I principi adottati dall'Italia per la regolamentazione della ricerca ed estrazione degli idrocarburi nella propria piattaforma continentale sono contenuti nella Legge 21 luglio 1967, n. 613. La normativa disciplina le condizioni per il rilascio dei permessi di ricerca stabilendo, in armonia con le relative disposizioni della IV Convenzione di Ginevra del 1958, che il limite della piattaforma continentale italiana è costituito dalla isobata dei 200 m o, più oltre, da punti di maggiore profondità, qualora lo consenta la tecnica estrattiva, sino alla «linea mediana tra la costa italiana e quella degli stati che la fronteggiano», a meno che, con accordo, non venga stabilito un confine diverso.
Successivamente, con Legge 2 dicembre 1994, n. 689, è stata data ratifica ed esecuzione alla Convenzione delle Nazioni Unite sul diritto del mare fatta Montego Bay il 10 dicembre 1982. Con l'articolo 4 di tale legge, la definizione di piattaforma continentale, data in origine dall'articolo 1 della Legge 21 luglio 1967, n. 613, è sostituita dalla definizione data dall'articolo 76 della Convenzione delle Nazioni Unite sul diritto del mare.

Di seguito sono riportati i trattati di delimitazione della piattaforma continentale finora stipulati dall'Italia con i Paesi mediterranei frontisti:

	CROAZIA Accordo con la Jugoslavia dell'8 gennaio 1968 (ratificato con Decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1969, n. 830; in vigore dal 21 gennaio 1970): segue il criterio della mediana tra le coste dei due Paesi, attribuendo un effetto nullo o minimo, nel tracciamento della delimitazione, all'isola iugoslava di Pelagosa e agli isolotti (disabitati) di Pomo e S. Andrea; scostamenti dal principio di equidistanza sono stati attuati in favore dell'Italia, nel quadro di una compensazione di aree tra le due Parti, tenendo conto dell'effetto delle Isole di Jabuka e Galiola. La Slovenia, la Croazia ed il Montenegro sono Stati successori rispetto a questo Accordo. Italia e Croazia hanno stipulato nel 2005 un'Intesa tecnica (Comunicato Ministeriale 30 settembre 2005) che, lasciando inalterato il contenuto dell'Accordo del 1968, per ovviare all'incertezza dei dati cartografici non univoci, ha trasformato in datum WGS 84 le coordinate dei punti da 1 a 42 della linea di delimitazione della piattaforma continentale tracciati sulle carte nautiche italiane ed ex iugoslave allegate all'Accordo del 1968;
	ALBANIA Accordo con l'Albania del 18 dicembre 1992 (ratificato con Legge 12 aprile 1995, n. 147 ed entrato in vigore il 26 febbraio 1999). La delimitazione è stata determinata sulla base del principio di equidistanza espresso nella linea mediana dalle coste dei due Paesi senza tener conto delle loro linee di base dritte. Da segnalare inoltre che: la delimitazione si ferma al di qua dei punti tripli con Grecia e Repubblica Federale di Iugoslavia da definire successivamente con gli Stati interessati; viene fatto salvo il regime giuridico delle acque e dello spazio aereo sovrastanti la piattaforma continentale; si definiscono criteri (proporzionalità ed equo indennizzo) per lo sfruttamento di giacimenti eventualmente esistenti a cavallo della mediana; si stabilisce l'impegno delle due Parti ad adottare tutte le misure possibili a evitare che le attività di esplorazione e sfruttamento delle rispettive zone di piattaforma possano pregiudicare l'equilibrio ecologico del mare o interferire ingiustificatamente con altri usi legittimi del mare.
	GRECIA Accordo con la Grecia del 24 maggio 1977 (ratificato con Legge 23 maggio 1980, n. 290; in vigore dal 3 luglio 1980): la delimitazione tiene conto interamente delle isole Strofadi, di Zante, Cefalonia, Leucade e Corfù. Unica eccezione è l'Isola di Fano, cui è attribuito un effetto ridotto;
	TUNISIA Accordo con la Tunisia del 28 agosto 1971 (ratificato con Legge 3 giugno 1978, n. 347; in vigore dal 16 dicembre 1978): segue il criterio della mediana tra le coste continentali della Tunisia e quelle della Sicilia senza dare alcun valore, ai fini della delimitazione, alle «circostanze speciali» rappresentate dalle isole italiane di Pantelleria, Lampedusa e Linosa e all'isolotto disabitato di Lampione. La porzione di piattaforma di queste isole è limitata, rispettivamente, ad archi di cerchio di 13 e 12 miglia. di raggio e coincide quindi, tranne che per il caso di Pantelleria, con l'attuale estensione delle acque territoriali. Per effetto dello stesso Trattato è stata concessa alla Tunisia un'area di quasi 30.000 chilometri quadrati, corrispondente a quella che sarebbe spettata all'Italia ove fosse stato adottata la linea mediana rispetto alle Isole Pelagie. Da notare che la soluzione prescelta comporta che il cosiddetto «Mammellone» ricade interamente all'interno della piattaforma tunisina;
	SPAGNA Accordo con la Spagna del 19 febbraio 1974 (ratificato con Legge 3 giugno 1978, n. 348; in vigore dal 16 novembre 1978): segue il criterio della mediana tra la Sardegna e le Baleari con una linea leggermente concava che attribuisce rilievo al maggior sviluppo costiero della Sardegna rispetto all'Isola di Minorca. La delimitazione è stata oggetto di riserve da parte della Francia che considera come facente parte della propria piattaforma continentale una porzione delle aree spartite tra Italia e Spagna;
In materia di piattaforma continentale italiana bisogna inoltre considerare che:
	MALTA Esiste un modus vivendi con Malta, instaurato con scambio di note verbali del 29 aprile 1970, riguardante la delimitazione parziale, a carattere provvisorio, dei fondali entro la batimetrica dei 200 m per mezzo della linea di equidistanza tra le coste settentrionali di Malta e le prospicienti coste della Sicilia; La Corte Internazionale di Giustizia ha esaminato gli interessi italiani relativi alla delimitazione della piattaforma continentale nel Mediterraneo centrale nell'ambito della controversia tra Malta e la Libia per la suddivisione della rispettiva piattaforma continentale.
	FRANCIA Nel 1986 è stata stipulata una convenzione tra il Governo della Repubblica Italiana e il Governo della Repubblica Francese relativa alla delimitazione delle frontiere marittime nell'area delle Bocche di Bonifacio (Convenzione Italo-Francese 28 novembre 1986)

Informazioni più dettagliate sono disponibili nel Supplemento al BUIG Anno LVII n.2 IL MARE.


Mappa delle aree vietate alle attività minerarie

RIFERIMENTI NORMATIVI

• Decreto Legge 22 giugno 2012, n. 83
  Misure urgenti per la crescita del Paese. Decreto convertito con modificazioni dalla Legge 7 agosto 2012, n. 134.
  Il Decreto Legge apporta modifiche al Decreto Legislativo 3 aprile 2006 n. 152 - Norme in materia ambientale.
  
• Decreto Legislativo 7 luglio 2011, n. 121
  Attuazione della direttiva 2008/99/CE sulla tutela penale dell'ambiente, nonché della direttiva 2009/123/CE che modifica la direttiva 2005/35/CE relativa all'inquinamento provocato dalle navi e all'introduzione di sanzioni per violazioni.
  L'articolo 3, comma 1 introduce le seguenti modifiche al Decreto Legislativo 3 aprile 2006 n. 152
  Al comma 17 dell'articolo 6 del Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152, dopo il secondo periodo è inserito il seguente: «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 le cinque miglia dalla linea di costa.».
  
• Decreto Legislativo 29 giugno 2010, n. 128
  Modifiche ed integrazioni al Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale, a norma dell'articolo 12 della Legge 18 giugno 2009, n. 69.
  L’articolo 2, comma 3, lett. h) aggiunge il seguente comma 17 all'articolo 6 del Decreto Legislativo 3 aprile 2006 n. 152
  17. 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. 9.
  Il divieto e' 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.
  
• Legge 6 agosto 2008, n. 133
  Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 25 giugno 2008, n. 112, recante disposizioni urgenti per lo sviluppo economico, la semplificazione, la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la perequazione tributaria.
  Articolo 8. Legge obiettivo per lo sfruttamento di giacimenti di idrocarburi
  1. Il divieto di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi nelle acque del golfo di Venezia, di cui all'articolo della legge 9 gennaio 1991, n. 9, come modificata dall'articolo 26 della legge 31 luglio 2002, n. 179, si applica fino a quando il Consiglio dei Ministri, (d'intesa con la regione Veneto), su proposta del (Ministro dell'ambiente e della tutela) del territorio e del mare, non abbia definitivamente accertato la non sussistenza di rischi apprezzabili di subsidenza sulle coste, sulla base di nuovi e aggiornati studi, che dovranno essere presentati dai titolari di permessi di ricerca e delle concessioni di coltivazione, utilizzando i metodi di valutazione piu' conservativi e prevedendo l'uso delle migliori tecnologie disponibili per la coltivazione.
  
• Legge 9 gennaio 1991 n. 9
  Norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale
  Articolo 4. Divieto di prospezione, ricerca e coltivazione.
  1. La prospezione, la ricerca e la coltivazione di idrocarburi è vietata nelle acque del Golfo di Napoli, del Golfo di Salerno e delle Isole Egadi, fatti salvi i permessi, le autorizzazioni e le concessioni in atto, nonchè nelle acque del Golfo di Venezia, nel tratto di mare compreso tra il parallelo passante per la foce del fiume Tagliamento e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po.