Non categorizzato

14 Aprile 2019

Inventario delle risorse geotermiche nazionali

L'Inventario delle risorse geotermiche nazionali, previsto dalla Legge 9 dicembre 1986, n.896 è stato realizzato nel 1988 da ENEL, ENI-AGIP, CNR e ENEA con il coordinamento del Ministero dello sviluppo economico.
Il progetto è costituito da un insieme di Rapporti regionali con relativi elaborati grafici, dall'elenco delle Sorgenti geotermiche e dall'elenco dei Pozzi geoterici. Nel 1994 sono stati eseguiti alcuni Aggiornamenti relativi alla valutazione del potenziale geotermico nazionale e di alcune aree del paese.

Nel 2010, tramite una convenzione tra l'UNMIG e l'Istituto di Geoscienze e Georisorse del CNR, i dati che costituiscono l'Inventario delle risorse geotermiche nazionali sono stati trasformati in formato elettronico al fine di rendere disponibile la loro consultazione on-line. Tutti i rapporti e gli elaborati grafici sono pubblicati in formato pdf.
I dati cartografici sono consultabili tramite il WebGIS realizzato con ArcGIS Online di ESRI.

  1. Sorgenti geotermiche (formato xlsx)
  2. Pozzi geotermici (formato xlsx)

14 Aprile 2019

Ricerca di risorse geotermiche finalizzata alla sperimentazione di Impianti Pilota

Il Decreto Legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, modificato dal Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28 e dall'articolo 28 del Decreto Legge 18 ottobre 2012, n. 179 ha previsto che al fine di promuovere la ricerca e lo sviluppo di nuove centrali geotermoelettriche a ridotto impatto ambientale sono considerati di interesse nazionale i fluidi geotermici a media ed alta entalpia finalizzati alla sperimentazione, su tutto il territorio nazionale, di impianti pilota con reiniezione del fluido geotermico nelle stesse formazioni di provenienza e con potenza nominale installata non superiore a 5 MWe per ciascuna centrale.

L'autorità competente per il conferimento dei relativi titoli minerari è il Ministero dello sviluppo economico, di concerto con il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, che acquisiscono l'intesa con la regione interessata.

Inoltre la Legge 7 agosto 2012, n. 134 di conversione del Decreto Legge 22 giugno 2012, n. 83, ha disposto l'inserimento dell'energia geotermica tra le fonti energetiche strategiche e la Legge 9 agosto 2013, n. 98 di conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 21 giugno 2013, n. 69, recante disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia, ha disposto che gli impianti geotermici pilota sono di competenza statale (integrando l'art. 1 comma 3bis del D.Lgs. 11 febbraio 2010, n. 22 e il D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152).

I progetti geotermici pilota sono quindi sottoposti alla Valutazione di impatto ambientale di competenza del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare.

Il Decreto Legislativo 11 febbraio 2010, n. 22 ha stabilito che possono essere conferiti titoli minerari per un impegno complessivo autorizzabile non superiore ai 50 MWe.

Allo stato attuale sono state ricevute istanze sino a coprire la potenza massima prevista e nuove istanze possono essere accettate solo con riserva. Di seguito sono riportati l'elenco delle istanze pervenute e l'elenco delle istanze con procedimento avviato (pubblicate nel Bollettino ufficiale per gli idrocarburi e le georisorse).

Istanze con procedimento avviato

  1. CASTEL GIORGIO-TORRE ALFINA
  2. LUCIGNANO
  3. CORTOLLA
  4. CASA DEL CORTO
  5. FORIO
  6. MONTENERO
  7. SCARFOGLIO
  8. CASTELNUOVO

Istanze accettate con riserva

  1. SERRACONA
  2. LATERA

14 Aprile 2019

WebGIS DGS-UNMIG

WebGIS DGS-UNMIG

Con il nuovo WebGIS la DGS-UNMIG rende disponibili a tutti gli utenti le informazioni riguardanti le attività di ricerca e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi e le attività di stoccaggio del gas naturale.

Sono disponibili i livelli relativi a:

  • Permessi di ricerca di idrocarburi
  • Concessioni di coltivazione di idrocarburi
  • Istanze per il conferimento di nuovi permessi di ricrca
  • Istanze per il conferimento di nuove concessioni di coltivazione
  • Centrali di raccolta e trattamento
  • Piattaforme marine
  • Schemi di collegamento tra piattaforme marine e tra piattaforme e centrali
  • Limite delle 12 miglia dalle coste e dalle aree marine protette
  • Limiti delle Zone marine aperte alla ricerca e coltivazione di idrocarburi
  • Concessioni di stoccaggio di gas naturale
  • Istanze per il conferimento di nuove concessioni di stoccaggio
  • Centrali di stoccaggio

A ogni livello è associato un vasto set di dati consultabile tramite la selezione grafica degli oggetti (ad esempio il poligono corrispondente all’area di un titolo minerario o la linea di una zona marina oppure il simbolo grafico identificante una centrale o una piattaforma).

I dati presentati corrispondono alle schede di dettaglio degli elenchi proposti nella precedente versione del sito DGS-UNMIG. Di seguito l'elenco delle informazioni riportate.

  1. Titoli minerari (Permessi di ricerca, concessioni di coltivazione e concessioni di stoccaggio)
    • Codice
    • Data di conferimento
    • Periodo di vigenza corrente
    • Scadenza
    • Superficie
    • Titolari (Operatore petrolifero - Quota - Rappresentante unico)
    • Zone marine/Regioni e province in cui il titolo ricade e relativa quota di superficie
    • Coordinate geografiche dei vertici del poligono
    • Periodi di vigenza (Periodo - Data decreto - Provvedimento - Inizio - Fine - Anni)
    • Provvedimenti (Data - Natura del provvedimento - Decorrenza - BUIG di pubblicazione)
    • Elenco degli impianti (Piattaforme marine - Centrali – Pozzi)
  2. Istanze per il conferimento di nuovi titoli minerari
    • Data di presentazione
    • Superficie
    • Fogli IGM/IIM
    • Richiedenti
    • Data pubblicazione BUIG
    • Data pubblicazione GUUE
    • Zone marine/Regioni e province in cui il titolo ricade e relativa quota di superficie
    • Coordinate geografiche dei vertici del poligono
    • Attuale fase del procedimento amministrativo
    • Principali eventi dell’iter amministrativo
  3. Centrali di raccolta e trattamento/Centrali di stoccaggio
    • Minerale trattato
    • Comune - Provincia - Regione
    • Area occupata
    • Operatore
    • Numero pozzi allacciati
    • Elenco delle piattaforme collegate
    • Elenco dei pozzi allacciati
  4. Piattaforme marine
    • Anno di costruzione
    • Tipo di struttura
    • Minerale
    • Operatore
    • Titolo minerario
    • Centrale
    • Zona marina
    • Foglio IIM
    • Sezione UNMIG competente
    • Capitaneria di porto competente
    • Coordinate geografiche (WGS84)
    • Distanza dalla costa
    • Interno/esterno limite 12 miglia
    • Altezza struttura
    • Profondità fondale
    • Dimensioni
    • Foto della struttura
    • Numero pozzi allacciati
    • Elenco dei pozzi allacciati

Il WebGIS della DGS-UNMIG è pubblicato tramite il servizio ArcGIS Online di ESRI.

09 Aprile 2019

Ricerca e coltivazione di idrocarburi

Le attività di esplorazione, ricerca e coltivazione di idrocarburi in Italia sono disciplinate dalla Legge 11 gennaio 1957, n. 6 e successive modifiche ed integrazioni; i titoli minerari sono conferiti con Decreto del Ministero dello sviluppo economico.

La Legge prevede tre tipologie di titoli minerari:

  • PERMESSI DI PROSPEZIONE
    Titoli minerari non esclusivi finalizzati allo studio generale di vaste aree di territorio; non è previsto un limite di estensione dell’area interessata dalla prospezione; il titolo ha un periodo di vigenza di un anno e consente esclusivamente l’acquisizione di dati geologici e geofisici.
  • PERMESSI DI RICERCA
    Titoli minerari esclusivi che possono essere richiesti su aree con un’estensione massima di 750 km2; la stessa area può essere richiesta da più operatori petroliferi in regime di concorrenza. Oltre al primo periodo di vigenza della durata di 3 anni sono previsti due possibili ulteriori periodi di proroga della durata di 3 anni ciascuno; è anche prevista, per motivate ragioni, la sospensione del decorso temporale. Nel permesso di ricerca, oltre all’acquisizione di dati geofisici, è possibile effettuare uno o più pozzi esplorativi; nel caso il pozzo esplorativo dia esito positivo, e venga quindi individuato un nuovo giacimento, l’operatore può presentare un’istanza di concessione di coltivazione che, una volta conferita, consente la messa in produzione del giacimento stesso.
  • CONCESSIONI DI COLTIVAZIONE
    Titoli minerari esclusivi, richiesti su una porzione di area del permesso di ricerca in cui è stato rinvenuto un nuovo giacimento, dell’estensione massima di 300 km2. Oltre al primo periodo di vigenza di 20 o 30 anni sono previsti ulteriori periodi di proroga di 10 e 5 anni. Nell’ambito di una concessione di coltivazione possono essere svolte tutte le attività inerenti la produzione di idrocarburi come ad esempio la realizzazione di pozzi di sviluppo e di centrali di raccolta e trattamento.

Il recepimento della Direttiva europea sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi ha comportato la riorganizzazione del Ministero dello sviluppo economico. Le funzioni relative al rilascio dei permessi di prospezione, di ricerca e delle concessioni di coltivazione di idrocarburi, ed alla gestione delle relative entrate economiche sono diventate di competenza della Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infrastrutture energetiche (DGSAIE); le funzioni relative al rilascio di pareri tecnici, le verifiche ispettive sugli impianti, le attività di vigilanza e di monitoraggio ambientale sono di competenza della DGS-UNMIG.

 

11 Marzo 2019

Linee guida per la dismissione mineraria delle piattaforme

Le Linee guida sono state approvate con il Decreto Ministeriale 15 febbraio 2019.

 

Titolo I

DISPOSIZIONI GENERALI

Capo I Finalità, ambito di applicazione e definizioni

Linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la coltivazione di idrocarburi in mare e delle infrastrutture connesse

 

Art. 1.

Finalità

  1. Le presenti linee guida stabiliscono le procedure per la dismissione mineraria delle piattaforme e delle infrastrutture connesse già utilizzate per la coltivazione da giacimenti di idrocarburi esauriti o comunque non utilizzabili, o non suscettibili di assicurare ulteriormente produzione in quantità commerciale nell'ambito delle concessioni minerarie disciplinate dal decreto legislativo 25 novembre 1996, n. 625, al fine di assicurare la qualità e la completezza della valutazione dei relativi impatti ambientali e nel rispetto degli obiettivi della Strategia marina, di cui al decreto legislativo 13 ottobre 2010, n. 190, in attuazione della direttiva 2008/56/CE.

 

Art. 2.

Definizioni

  1. Ai fini dell'applicazione delle presenti Linee guida, si intende per:
  2. Amministrazione competente: l'amministrazione competente al rilascio dell'autorizzazione unica alla realizzazione del progetto di riutilizzo della piattaforma e/o infrastruttura connessa;
  3. Analisi multicriterio decisionale: analisi che tiene conto di più aspetti propri della rimozione di una piattaforma e delle infrastrutture connesse;
  4. BUIG: bollettino ufficiale per gli idrocarburi e le georisorse, pubblicato sul sito web del Ministero dello sviluppo economico;
  5. Comitato per la sicurezza delle operazioni a mare: comitato istituito ai sensi dell'art. 8 del decreto legislativo 18 agosto 2015, n. 145;
  6. Concessione mineraria: titolo esclusivo che consente le attività di sviluppo e coltivazione di un giacimento di idrocarburi liquidi e gassosi, rilasciato ai sensi dell'art. 9 della legge 9 gennaio 1991, n. 9 e successive modifiche ed integrazioni;
  7. Condotte sottomarine (flowlines): tubazioni impiegate per il collegamento e il trasporto della produzione, sia essa prodotto dei singoli pozzi o proveniente da altre piattaforme/impianti a un collettore o a un centro di raccolta o di trattamento;
  8. DGSAIE: Direzione generale per la sicurezza dell'approvvigionamento e le infrastrutture energetiche del Ministero dello sviluppo economico;
  9. DGS-UNMIG: Direzione generale per la sicurezza anche ambientale delle attività minerarie ed energetiche - Ufficio nazionale minerario per gli idrocarburi e le georisorse del Ministero dello sviluppo economico;
  10. Giacimento: formazione rocciosa sotterranea costituita da uno o più livelli contenenti idrocarburi tale da consentire tecnicamente ed economicamente la coltivazione mineraria;
  11. Infrastruttura connessa: impianti collegati alla piattaforma e utilizzati per consentire la produzione di idrocarburi ed il loro trasporto verso altri impianti;
  12. Relazione sui grandi rischi: relazione che l'operatore è tenuto a presentare ai sensi degli articoli 12 e 13 del decreto legislativo 18 agosto 2015, n. 145, per le operazioni in mare nel settore degli idrocarburi;
  13. Riutilizzo: utilizzo delle piattaforme o delle infrastrutture connesse per scopi alternativi a quello minerario;
  14. Sezione UNMIG: ufficio dirigenziale della DGS-UNMIG del Ministero dello sviluppo economico competente al rilascio dell'autorizzazione per la dismissione mineraria, nonché autorità di vigilanza per l'applicazione delle norme di polizia mineraria, in materia di sicurezza dei luoghi di lavoro e di tutela della salute dei lavoratori addetti alle attività minerarie di prospezione, ricerca e coltivazione, competente in materia di gestione tecnica delle attività di prospezione, ricerca, coltivazione e stoccaggio di idrocarburi;
  15. Sottostruttura: struttura di una piattaforma, fissata a fondo mare mediante pali;
  16. Sovrastruttura: struttura di una piattaforma costituita da uno o più ponti su cui sono montati gli impianti di processo, le apparecchiature, i moduli alloggio e gli uffici;
  17. Titolare della concessione: soggetto al quale è stata conferita la concessione di coltivazione di idrocarburi;
  18. Pozzo sterile o esaurito: pozzo non utilizzabile, o non suscettibile di assicurare ulteriormente produzione in quantità commerciale.

 

Art. 3.

Ambito di applicazione

  1. Le presenti linee guida si applicano alle piattaforme di produzione, piattaforme di compressione, piattaforme di transito ed infrastrutture connesse a servizio di impianti minerari nell'ambito di concessioni minerarie per la coltivazione di giacimenti di idrocarburi situate nel mare territoriale e nella piattaforma continentale.

 

Art. 4.

Chiusura mineraria dei pozzi

  1. Un pozzo sterile, o esaurito o comunque non utilizzabile, o non suscettibile di assicurare ulteriormente produzione in quantità commerciale, deve essere chiuso secondo la procedura prevista dal decreto del Presidente della Repubblica 24 maggio 1979, n. 886, e dalle indicazioni del Ministero dello sviluppo economico.
  2. Nell'ambito delle operazioni di chiusura mineraria di cui al comma precedente la colonna di rivestimento, le colonne intermedie e la colonna di produzione devono essere rimosse al di sotto del fondo marino mediante taglio e recupero.
  3. L'abbandono delle piattaforme e delle infrastrutture connesse è vietato.
  4. In deroga al comma 3, può essere autorizzato da parte dell'amministrazione competente un riutilizzo alternativo, quando siano accertati i requisiti e le garanzie di cui all'art. 8, comma 2 e all'art. 11, commi 4, 5 e 6, o una rimozione parziale delle piattaforme o delle infrastrutture connesse.

 

Art. 5.

Elenco delle piattaforme in dismissione e suo aggiornamento

  1. Le società titolari di concessioni minerarie comunicano entro il 31 marzo di ogni anno al Ministero dello sviluppo economico DGS-UNMIG, alla Sezione UNMIG competente e alla DGSAIE l'elenco delle piattaforme i cui pozzi sono stati autorizzati alla chiusura mineraria e che non intendono utilizzare ulteriormente per attività minerarie, comunicando il periodo durante il quale saranno svolti i lavori di chiusura mineraria ed allegando una relazione tecnica descrittiva di cui all'art. 6 sullo stato degli impianti con allegati fotografie, planimetrie e prospetti, dichiarando lo stato di sicurezza degli impianti fino alla chiusura.
  2. La DGS-UNMIG del Ministero dello sviluppo economico, previo parere tecnico rilasciato dalla Sezione UNMIG competente, valuta se nell'elenco di cui al comma 1 sono inserite piattaforme e infrastrutture connesse delle quali le condizioni strutturali e degli impianti possano consentire il riutilizzo.
  3. La DGS-UNMIG, acquisiti i pareri dei competenti uffici del Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e del Ministero dei beni e delle attività culturali per gli aspetti di competenza, pubblica sul BUIG e sul proprio sito web, entro il 30 giugno di ogni anno, l'elenco delle piattaforme e infrastrutture connesse in dismissione mineraria che devono essere rimosse secondo le procedure previste dalle presenti linee guida.
  4. Nell'elenco di cui al comma precedente, sono altresì indicate, ferme le valutazioni di competenza dei Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e del Ministero dei beni e delle attività culturali, le piattaforme e le infrastrutture connesse che, a seguito della verifica di cui al comma 2, possono essere riutilizzate.
  5. I pareri di cui al comma 3 devono essere resi alla DGS-UNMIG entro quarantacinque giorni dalla richiesta, trascorsi i quali gli stessi si intendono acquisiti.

 

Art. 6.

Relazione tecnica descrittiva

  1. Contestualmente alla comunicazione di cui all'art. 5, comma 1, la società titolare della concessione mineraria nell'ambito della quale è installata la piattaforma o infrastruttura connessa da dismettere presenta documenti e disegni aggiornati utili ai fini della definizione degli interventi (pesi, layout, disegni as-built, etc.) e delle loro condizioni di sicurezza che garantiscano dall'inquinamento, i risultati delle ispezioni di superficie e subacquee della piattaforma finalizzate alla definizione dello stato attuale degli impianti e delle strutture (condizioni strutturali della sovrastruttura e delle strutture immerse), documentazione fotografica e una compiuta descrizione dell'aggiornato quadro ambientale, comprensivo degli aspetti pertinenti il paesaggio ed il patrimonio culturale, entro il quale si collocano la stessa piattaforma e le infrastrutture connesse.

 

Art. 7.

Obblighi del titolare

  1. Dalla data della comunicazione di cui all'art. 5, comma 1, il titolare della concessione mineraria nell'ambito della quale sono ubicate la piattaforma e le infrastrutture connesse in dismissione è tenuto a non variarne lo stato e ad eseguire i lavori di manutenzione ordinaria e, nei tempi previsti, i lavori di chiusura mineraria autorizzati.
  2. L'ingegnere capo della sezione UNMIG competente verifica lo stato degli impianti e prescrive i provvedimenti di sicurezza e di conservazione che ritiene necessari entro un termine massimo di novanta giorni.

 

Titolo II

DISMISSIONE MINERARIA DELLA PIATTAFORMA E DELLE INFRASTRUTTURE CONNESSE

Capo I Riutilizzo per scopi diversi dall'attività mineraria

 

Art. 8.

Riutilizzo di una piattaforma e infrastrutture connesse per scopi diversi dall'attività mineraria

  1. Le società o enti interessati al riutilizzo di una piattaforma e/o infrastruttura connessa in dismissione mineraria di cui all'elenco dell'art. 5, comma 4, presentano entro dodici mesi dalla pubblicazione dell'elenco di cui al comma 3 del medesimo articolo, al Ministero dello sviluppo economico-DGSAIE, al Ministero dello sviluppo economico-DGS-UNMIG, alla Capitaneria di porto, all'Amministrazione competente e ove previsto agli enti territoriali interessati, una istanza completa del progetto di riutilizzo predisposto con un livello informativo e di dettaglio almeno equivalente a quello del progetto di fattibilità tecnico economica come definito dall'art. 23, commi 5 e 6, del decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50. L'istanza è pubblicata sul BUIG, del mese successivo alla data di presentazione dell'istanza medesima.
  2. Possono presentare le istanze di cui al comma 1, le società o gli enti che dispongano di requisiti di ordine generale, capacità tecnica, economica, finanziaria ed organizzativa adeguati alla esecuzione e realizzazione dei progetti presentati. I richiedenti devono possedere nell'Unione europea strutture tecniche e amministrative adeguate alle attività previste, ovvero presentare una dichiarazione con la quale il legale rappresentante si impegni, in caso di conferimento, a costituirle. Dall'oggetto sociale deve risultare che le attività del soggetto richiedente comprendono le attività previste nel progetto di riutilizzo.
  3. L'istanza di cui al comma 1 deve essere accompagnata da una dichiarazione in cui il soggetto proponente si impegna a presentare, prima dell'autorizzazione unica alla esecuzione del progetto di riutilizzo, una fidejussione bancaria o assicurativa commisurata al valore delle opere di rimozione post riutilizzo ovvero delle nuove installazioni/strutture, della piattaforma e infrastrutture connesse, e degli interventi di recupero ambientale, nonché garanzie economiche per coprire i costi di un eventuale incidente, commisurati a quelli derivanti dal più grave incidente nei diversi scenari ipotizzati in fase di studio ed analisi dei rischi.
  4. Per quanto riguarda i requisiti di ordine generale, il richiedente fornisce:

se il richiedente ha sede in Italia, i documenti di cui all'allegato 1, punto 1;

se il richiedente ha sede in uno Stato membro dell'Unione europea o in altro Stato, i documenti di cui all'allegato 1, punto 2.

  1. Ai fini della valutazione della capacità economica e finanziaria, il richiedente presenta la documentazione di cui all'allegato 1, punto 3.
  2. Ai fini della valutazione della capacità tecnica e organizzativa il richiedente presenta la documentazione di cui all'allegato 1, punto 4.
  3. Ai fini della valutazione della capacità tecnica ed organizzativa relativa alla salute, alla sicurezza, all'ambiente e alla gestione dei rischi, il richiedente presenta la documentazione di cui all'allegato 1, punto 5.
  4. Le istanze presentate, corredate dal progetto di riutilizzo come definito al comma 1 del presente articolo, sono valutate dalle Amministrazioni competenti, anche al fine della comparazione di tutti i progetti riferiti alla medesima piattaforma, sulla base dei seguenti criteri:
  5. Innovazione industriale e/o scientifica e/o energetica promossa dal progetto;
  6. Impatto socio-economico generale (su scala nazionale e regionale) e specifico per i territori vicini (concorrenza) alle strutture da riutilizzare e sue ricadute;
  7. Sostenibilità economica del progetto;
  8. Sinergia tecnologica attuabile tra le funzionalità proposte nel nuovo progetto e la struttura esistente;
  9. Sostenibilità ambientale del progetto, comprensiva della valutazione degli aspetti concernenti il patrimonio culturale ed il paesaggio e di eventuali effetti cumulativi con altre strutture esistenti;
  10. Piano di manutenzione delle strutture;
  11. Completezza e razionalità del progetto proposto;
  12. Tempi programmati per l'esecuzione del progetto;
  13. Modalità di svolgimento dei lavori, anche riferite alla sicurezza e alla salvaguardia ambientale, nonché alla dismissione e al ripristino dello stato dei luoghi;
  14. Eventuali accordi di programma con Amministrazioni centrali o locali.

 

Art. 9.

Progetto di riutilizzo

  1. Il progetto di riutilizzo deve prevedere almeno:
  2. Analisi dei potenziali conflitti d'uso (rotte marittime, aree protette, patrimonio culturale archeologico subacqueo, etc.) e verifica di coerenza con il Piano di gestione di cui al decreto del Presidente del Consiglio dei ministri del 1° dicembre 2017;
  3. Progetto di dismissione post-riutilizzo e recupero ambientale, comprensivo dell'eventuale opera per scopo diversi, della piattaforma e delle infrastrutture connesse;
  4. Analisi del potenziale di produzione nel sito oggetto di interesse relativamente alla/alle funzione/i prescelte all'interno del progetto (ad esempio: itticoltura, agricoltura, energia marina, etc.);
  5. Scelta motivata della/delle funzione/funzioni da implementare nell'area di rispetto della piattaforma e/o da integrare nella piattaforma stessa;
  6. Rappresentazione grafica completa delle opere previste dal progetto, evidenziate rispetto a quelle esistenti riutilizzate, con indicazione delle eventuali parti da rimuovere di quest'ultime da realizzarsi a carico del titolare della concessione mineraria;
  7. Stima della produzione complessiva prevista dall'uso diverso proposto;
  8. Analisi degli effetti ambientali in fase di realizzazione, esercizio e dismissione delle nuove istallazioni/strutture, della piattaforma e infrastrutture connesse, con riferimento: alle eventuali modifiche delle condizioni meteomarine, della qualità delle acque, dei fondali e degli ecosistemi marini; alle risorse naturali, alla produzione e allo smaltimento dei rifiuti, alle emissioni e ad eventuali rischi di gravi incidenti; al patrimonio culturale archeologico subacqueo, al patrimonio culturale ed al paesaggio dei territori costieri prospicienti l'intervento, specie con riguardo al rapporto di inter-visibilità terra-mare;
  9. Programma dei lavori, con indicazione delle tempistiche e delle modalità di svolgimento per garantire la sicurezza;
  10. Analisi dei costi, divisi per categoria;
  11. Analisi dell'impatto sociale ed economico del progetto su scala internazionale, nazionale e locale;

 

Art. 10.

Valutazione di impatto ambientale

  1. Qualora il progetto di riutilizzo della piattaforma e delle strutture connesse in dismissione ricada nel campo di applicazione della disciplina di valutazione dell'impatto ambientale ai sensi della parte seconda del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, ovvero qualora la piattaforma e le infrastrutture connesse oggetto del progetto di riutilizzo siano state oggetto di una favorevole valutazione di compatibilità ambientale subordinata alla previsione che si procedesse al termine dell'esercizio alla dismissione ed al ripristino dei luoghi, il richiedente presenta, al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, contestualmente all'istanza di cui all'art. 8, comma 1, delle presenti Linee guida, la documentazione necessaria ai fini dell'espletamento delle procedure disciplinate al Titolo III della parte seconda del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.
  2. Per progetti di riutilizzo per i quali non è prevista la valutazione di impatto ambientale il progetto medesimo è sottoposto ad una valutazione preliminare al fine di individuare l'eventuale procedura ambientale da avviare ai sensi dell'art. 6, comma 9, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.

 

Art. 11.

Autorizzazione unica del progetto di riutilizzo

  1. L'autorizzazione unica del progetto di riutilizzo è rilasciata dalla amministrazione competente a seguito di un procedimento unico, svolto nel rispetto dei principi di semplificazione e con le modalità di cui agli articoli 14 e seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241 e successive modifiche ed integrazioni.
  2. Nell'ambito del procedimento unico sono acquisiti i pareri delle amministrazioni interessate e l'esito della procedura di valutazione di impatto ambientale, laddove prevista, ovvero gli esiti della valutazione preliminare di cui all'art. 10, comma 2. Le amministrazioni che partecipano al procedimento unico di cui al comma 1 sono il Ministero dello sviluppo economico, il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, il Ministero dei beni e delle attività culturali, il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, il Ministero della difesa, il Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali. Partecipano inoltre il titolare della concessione mineraria e, ove previsto dalla normativa di settore, la regione, la provincia ed il comune interessati.
  3. L'Amministrazione competente, prima del rilascio dell'autorizzazione unica, verifica l'esistenza di tutte le garanzie economiche di cui all'art. 8.
  4. Il richiedente, ottenuta l'autorizzazione unica al riutilizzo di una piattaforma o infrastruttura connessa in dismissione deve richiedere nel termine stabilito nella stessa Autorizzazione unica la concessione demaniale marittima per l'occupazione e l'uso dell'area interessata per le finalità oggetto dell'autorizzazione.
  5. Qualora nell'ambito del procedimento sia acquisito uno o più atti di dissenso considerati non superabili, l'amministrazione competente adotta la determinazione di conclusione negativa del procedimento che costituisce il rigetto della domanda e produce gli effetti della comunicazione di cui all'art. 10-bis della legge 7 agosto 1990, n. 241 e successive modificazioni ed integrazioni. L'amministrazione competente trasmette alle altre amministrazioni coinvolte le eventuali osservazioni presentate nel termine di cui al suddetto articolo. Dell'eventuale mancato accoglimento di tali osservazioni è data ragione nell'ulteriore determinazione di conclusione del procedimento.
  6. Eventuali dissensi diversi da quelli del comma precedente sono gestiti dall'Amministrazione competente nei termini e nelle modalità previste dagli articoli 14-ter, 14-quater e 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n. 241 e successive modifiche ed integrazioni

 

Art. 12.

Cessazione attività mineraria

  1. La Sezione UNMIG competente, previo sopralluogo congiunto con la Capitaneria di porto e l'amministrazione competente, verifica l'avvenuta rimozione delle parti di piattaforma od infrastruttura connessa eventualmente prevista dal progetto di riutilizzo autorizzato secondo l'art. 11, e redige l'attestazione di cessazione dell'attività mineraria e del relativo bene minerario.

 

Capo II Rimozione

 

Art. 13.

Progetto di rimozione

  1. La società titolare della concessione presenta alla Sezione UNMIG competente per territorio, istanza per l'autorizzazione alla rimozione della piattaforma e delle infrastrutture connesse in dismissione allegando il progetto di rimozione in duplice copia entro dieci mesi:

dalla pubblicazione dell'elenco delle piattaforme od infrastrutture connesse in dismissione che devono essere rimosse e non possono essere riutilizzate di cui all'art. 5, commi 3 e 4;

dal termine di cui all'art. 8, comma 1, in assenza di istanze per il riutilizzo;

dalla notifica della determinazione di conclusione del procedimento di cui all'art. 11, comma 5;

  1. Il progetto di rimozione di una piattaforma e delle infrastrutture connesse in dismissione è predisposto dalla società titolare della concessione secondo le indicazioni ed i contenuti di cui all'allegato 2 delle presenti Linee guida.
  2. La Sezione UNMIG trasmette copia del progetto di rimozione alla Capitaneria di porto competente per un parere relativo al rispetto degli obblighi legati al provvedimento di concessione demaniale della piattaforma od infrastruttura connessa.

 

Art. 14.

Valutazione ambientale del progetto di rimozione

  1. I progetti di rimozione delle piattaforme e delle infrastrutture connesse sono soggetti ad una valutazione ambientale, secondo le modalità e le procedure esplicitate nei commi da 2 a 4 del presente articolo.
  2. Il progetto di rimozione della piattaforma e delle infrastrutture connesse in dismissione, predisposto secondo i contenuti di cui all'allegato 3 delle presenti Linee guida, è trasmesso dalla società titolare al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare unitamente alla richiesta di valutazione preliminare di cui all'art. 6, comma 9, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, corredata dagli elementi informativi di cui al decreto direttoriale n. 239 del 3 agosto 2017 della Direzione generale per le valutazioni e le autorizzazioni ambientali del Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare recante «Contenuti della modulistica necessaria ai fini della presentazione delle liste di controllo di cui all'art. 6, comma 9, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, come modificato dall'art. 3 del decreto legislativo 16 giugno 2017, n. 104», al fine di verificare la necessità di sottoporre il progetto alle procedure di verifica di assoggettabilità a VIA ovvero di procedura di VIA, a norma degli articoli 19, 23 e 25 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, ovvero a nessuna procedura.
  3. Qualora il progetto di rimozione sia oggetto di specifica prescrizione contenuta nel provvedimento di valutazione dell'impatto ambientale relativo all'opera in dismissione, la documentazione acquisita e le valutazioni effettuate dal Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare ai sensi del precedente comma 1 sono considerate anche al fine della verifica di ottemperanza della prescrizione medesima, ai sensi dell'art. 28 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.
  4. Qualora il progetto di rimozione sia oggetto di specifica prescrizione contenuta nel provvedimento di valutazione dell'impatto ambientale relativo all'opera in dismissione e sia stato già oggetto di una positiva verifica di ottemperanza da parte del Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, gli adempimenti di cui al comma 2 sono espletati dalla società titolare solo qualora il progetto di dismissione risulti difforme da quello già esaminato e valutato dal Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare nell'ambito della verifica di ottemperanza della prescrizione. Nel caso in cui non siano state apportate modifiche, sei mesi prima dell'avvio dei lavori la società titolare fornisce al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare un'attestazione circa la rispondenza del progetto di dismissione presentato ai sensi dell'art. 13 delle presenti Linee guida a quello già oggetto di positiva verifica di ottemperanza della relativa prescrizione.
  5. Se la procedura di valutazione di impatto ambientale relativa agli interventi ricompresi nella concessione di coltivazione nell'ambito della quale è previsto il progetto di rimozione di cui al comma 1, risulta essere stata svolta ai sensi della previgente legislazione in materia, che non prevedeva il concerto con il Ministero dei beni e delle attività culturali, il progetto di rimozione di cui al comma 3 è presentato allo stesso Ministero ai fini della relativa possibilità di presentare osservazioni in merito ai profili di competenza all'Autorità competente in sede statale prima delle relative determinazioni.

 

Art. 15.

Relazione sui grandi rischi

  1. Il titolare della concessione redige la Relazione sui grandi rischi modificata per le operazioni di rimozione della piattaforma in dismissione ai sensi dell'art. 12, comma 5, del decreto legislativo 18 agosto 2015, n. 145. La relazione deve essere presentata al Comitato per la sicurezza delle operazioni a mare ed alla Sezione UNMIG competente per territorio per la valutazione e accettazione.
  2. I lavori di rimozione non possono iniziare prima dell'accettazione da parte del Comitato della relazione sui grandi rischi di cui al comma 1.

 

Art. 16.

Autorizzazione del progetto di rimozione

  1. L'autorizzazione alla rimozione di una piattaforma o infrastruttura connessa in dismissione è rilasciata dalla Sezione UNMIG competente, acquisito il parere della Capitaneria di porto, e comprende il previsto provvedimento di verifica di assoggettabilità a VIA o di VIA, ovvero le eventuali indicazioni in esito alla valutazione preliminare di cui al precedente art. 14, comma 2, e le prescrizioni inserite nel parere della Capitaneria di porto e nel provvedimento di accettazione della relazione sui grandi rischi.
  2. Qualora il progetto di rimozione non venga assoggettato a valutazione di impatto ambientale non ricorrendone le condizioni ai sensi del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, la Sezione UNMIG competente, prima del rilascio dell'autorizzazione alla rimozione, acquisisce anche il parere della Soprintendenza archeologia, belle arti e paesaggio competente del Ministero dei beni e delle attività culturali, o del competente ufficio della Regione Siciliana, relativamente alla tutela del patrimonio culturale subacqueo e agli altri ambiti di competenza con riguardo alle infrastrutture connesse.
  3. La Sezione UNMIG competente verifica l'esistenza di tutte le garanzie economiche da parte della società richiedente per coprire i costi di un eventuale incidente durante le attività di rimozione, commisurati a quelli derivanti dal più grave incidente nei diversi scenari ipotizzati in fase di studio ed analisi dei rischi.

 

Art. 17.

Relazione finale

  1. Il titolare dell'autorizzazione rilasciata ai sensi dell'art. 16 trasmette alla Sezione UNMIG competente ed all'Agenzia per la Protezione dell'Ambiente territorialmente competente una relazione trimestrale durante l'esecuzione dei lavori di rimozione ed una relazione finale nel termine di sei mesi dagli stessi comprensiva dei risultati dei monitoraggi effettuati in attuazione del progetto di monitoraggio ambientale predisposto ai sensi dell'allegato 2, punto 1, lettera h e dell'allegato 3, punto 6.
  2. Per lo svolgimento delle attività di monitoraggio il titolare può avvalersi, tramite apposti accordi, del supporto del Sistema nazionale a rete per la protezione dell'ambiente di cui alla legge 28 giugno 2016, n. 132.
  3. Al termine dei lavori di dismissione è fatto obbligo, laddove necessario, sulla base degli esiti dei monitoraggi ambientali di cui al comma 1, procedere al ripristino ambientale dello stato dei luoghi interessati dai lavori di rimozione della piattaforma e delle infrastrutture connesse.

 

Art. 18.

Ripristino

  1. La Sezione UNMIG competente, previo sopralluogo congiunto con la Capitaneria di porto competente, verifica la rimozione della piattaforma e delle infrastrutture in dismissione così come prevista dal progetto di rimozione autorizzato secondo l'art. 16, accerta la messa in sicurezza di tutta l'area, e redige l'attestazione di cessazione dell'attività mineraria.

 

 

Allegato 1

Documentazione richiesta ai sensi dell'art. 8 delle presenti Linee guida

  1. Ai fini della valutazione dei requisiti di ordine generale il richiedente con sede in Italia presenta:
  2. a) dichiarazione di cui all'art. 46 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445, resa ai sensi della vigente normativa antimafia, che nei propri confronti non sussistono le cause di divieto, di decadenza o di sospensione previste dall'art. 67 del decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159 e successive modifiche ed integrazioni e di non essere a conoscenza dell'esistenza di tali cause nei confronti dei soggetti indicati nell'art. 85 del decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159 e successive modifiche ed integrazioni;
  3. b) dichiarazione resa ai sensi degli articoli 38, 47, 76 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445, in cui si attesta di non essere oggetto di procedure concorsuali di qualsiasi genere: fallimento, liquidazione coatta amministrativa, ammissione in concordato;
  4. c) copia autentica del documento che nomina i rappresentanti legali e i membri con cariche sociali, con allegato copia dei documenti di identità;
  5. d) dichiarazione di cui all'art. 46 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445 dei dati relativi al/ai titolare/i effettivo/i, così come definito dall'art. 2 dell'allegato Tecnico del decreto legislativo 21 novembre 2007, n. 231, contenente, in adempimento degli obblighi previsti dall'art. 21 del medesimo decreto, per ognuno:

1) cognome;

2) nome;

3) luogo di nascita (Stato, Città, Provincia);

4) data di nascita;

5) luogo di residenza/domicilio (Stato, Città, Provincia, indirizzo);

6) codice fiscale (solo per i residenti in Italia);

7) attività lavorativa e settore economico in cui il titolare effettivo opera prevalentemente;

8) dichiarazione in cui si accerta di essere/non essere una persona politicamente esposta ai sensi dell'art. 1, comma 2, lettera dd), del decreto legislativo 21 novembre 2007, n. 231.

  1. Ai fini della valutazione dei requisiti di ordine generale il richiedente con sede in uno Stato membro dell'Unione europea o in altro Stato presenta:
  2. a) certificato equipollente al certificato camerale in corso di validità, che includa le seguenti informazioni relative al soggetto richiedente: denominazione, ragione sociale, sede legale, capitale sociale, partita IVA e/o codice fiscale o equivalente, sito internet, denominazione dell'eventuale gruppo di appartenenza, denominazione della eventuale società controllante, nominativo del titolare effettivo, nome e contatti del rappresentante legale e del soggetto incaricato dei rapporti con le autorità;
  3. b) copia autentica aggiornata dello statuto e dell'atto costitutivo;
  4. c) dichiarazioni di cui al comma 1, lettere b), c) e d).
  5. Ai fini della valutazione della capacità economica e finanziaria, è presentata la seguente documentazione:
  6. a) copia dei bilanci approvati degli ultimi tre anni del soggetto richiedente, ovvero i bilanci a far data dal momento della costituzione della società, per quelle costituite da meno di tre anni, con allegate le relazioni dell'organo amministrativo e del collegio dei revisori e dei sindaci sulla gestione della società. I bilanci devono essere sottoposti a procedura di revisione da parte di una società di revisione legale ai sensi del decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 39 o norme analoghe per società con sede in uno Stato membro dell'Unione europea o in altro Stato;
  7. b) copia dei bilanci consolidati approvati degli ultimi tre anni del gruppo societario in cui è ricompreso il soggetto richiedente ovvero i bilanci consolidati a far data dal momento della costituzione della società, per quelle costituite da meno di tre anni, con allegate le relazioni dell'organo amministrativo e del collegio dei revisori e dei sindaci sulla gestione della società. I bilanci devono essere sottoposti a procedura di revisione da parte di una società di revisione legale ai sensi del decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 39 o norme analoghe per società con sede in uno Stato membro dell'Unione europea o in altro Stato;
  8. c) copia dei bilanci approvati degli ultimi tre anni della società controllante e/o collegata che fornisce le garanzie e/o i finanziamenti e che annovera fra i propri soci il titolare effettivo della società richiedente, ovvero i bilanci a far data dal momento della costituzione della società, per quelle costituite da meno di tre anni, con allegate le relazioni dell'organo amministrativo e del collegio dei revisori e dei sindaci sulla gestione della società. I bilanci devono essere sottoposti a procedura di revisione da parte di una società di revisione legale ai sensi del decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 39 o norme analoghe per società con sede in uno Stato membro dell'Unione europea o in altro Stato;
  9. Ai fini della valutazione della capacità tecnica ed organizzativa, è presentata la seguente documentazione:
  10. a) relazione con descrizione delle principali attività, con riferimento al progetto presentato, svolte in Italia o all'estero (nel caso di impresa di recente costituzione, possono essere forniti elementi relativi alla società controllante o al gruppo societario di appartenenza);
  11. b) attestazione relativa alla struttura organizzativa ed alle risorse impiegate nelle attività descritte nella relazione di cui alla lettera precedente;
  12. c) relazione che illustri le competenze tecniche acquisite nell'attività indicata in progetto con riferimento ai progetti realizzati;
  13. d) qualsiasi altro documento che ritengano idoneo a dimostrare l'adeguatezza delle capacità tecniche.

5 Ai fini della valutazione della capacità tecnica ed organizzativa relativa alla salute, alla sicurezza, all'ambiente e alla gestione dei rischi, è richiesta la presentazione della seguente documentazione:

  1. a) politiche ambientali dell'ente:

1) documentazione relativa al sistema di gestione ed esperienza in materia ambientale con specifico riferimento alla gestione delle responsabilità ambientali;

2) documentazione relativa alle politiche dell'ente in materia di sicurezza;

  1. b) eventuali certificazioni in materia di salute, sicurezza e ambiente e gestione dei rischi;
  2. c) modalità delle attività di supervisione sui contrattisti in materia di salute e sicurezza e ambiente.

 

 

Allegato 2

Documentazione richiesta ai sensi dell'art. 13 delle presenti Linee guida

 

Il progetto di rimozione di una piattaforma e delle infrastrutture connesse, anche se previsto per sole parti delle stesse secondo il progetto di riutilizzo di cui all'art. 8, comma 1, contiene almeno i seguenti dati:

  1. Informazioni di base:

1) schema generale delle installazioni incluse nel progetto di rimozione (piattaforme, strutture e condotte sottomarine);

2) risultato delle verifiche preliminari effettuate e documentazione aggiornata;

3) informazioni relative alla posizione, tipologia e stato di altre strutture non coinvolte dal progetto di-rimozione ma che potranno essere indirettamente interessate durante lo svolgimento delle operazioni;

4) informazioni relative alle condizioni meteo-marine, profondità d'acqua e caratteristiche del fondale;

5) informazioni relative ad attività quali ad esempio la pesca, la navigazione ed altre attività commerciali eseguite nell'area in cui sono presenti le installazioni oggetto del progetto di rimozione;

6) ogni altra informazione di base ritenuta utile al progetto di rimozione.

  1. Descrizione delle installazioni da dismettere incluse nel progetto di rimozione:

1) sottostrutture di installazioni fisse e flottanti (tipologia, configurazione, pesi e dimensioni);

2) sovrastrutture di installazioni fisse e flottanti (tipologia, configurazione, pesi e dimensioni);

3) sistemi e apparecchiature sottomarine (tipologia, dimensioni, materiali, dettagli sui pali di fondazione e altre informazioni riguardanti potenziali interazioni con altri sistemi e apparecchiature limitrofe);

4) lunghezze, diametri, tipo di rivestimento e tipologia di installazione delle condotte sottomarine rigide/flessibili;

5) dettagli relativi allo stato di interramento delle condotte sottomarine, dei materassi o sacchi di cemento o altri sistemi utilizzati per la copertura e la protezione delle condotte medesime;

6) dettagli relativi ai sistemi che sono parte integrante delle installazioni sottomarine quali ad esempio collettori, valvole, clampe, ombelicali, cavi elettrici etc.;

7) informazioni relative alle indagini effettuate per verificare lo stato e le condizioni delle condotte sottomarine;

8) ogni altra informazione ritenuta utile per fornire ulteriori dettagli al Progetto di rimozione.

  1. Ingegneria di dettaglio:

1) descrizione dell'opzione di rimozione individuata, sulla base di un'analisi multicriterio decisionale, del metodo di rimozione selezionato e del programma di riutilizzo, riciclo e smaltimento dei rifiuti predisposto;

2) descrizione della tipologia e delle categorie di rifiuti che dovranno essere gestiti durante lo svolgimento delle operazioni;

3) descrizione degli elementi o materiali che saranno eventualmente lasciati in situ al termine delle operazioni;

4) in caso di rimozione parziale della sottostruttura, dettagli relativi al battente libero d'acqua che sarà garantito al termine delle operazioni;

5) lavori preparatori;

6) lavori di rimozione;

  1. Costi stimati per la rimozione;
  2. Pianificazione delle operazioni con indicate le date di inizio e termine delle operazioni;
  3. Caratterizzazione dell'area interessata dal progetto di rimozione della piattaforma o infrastruttura connessa ed eventuale progetto di bonifica da concordare con l'Agenzia regionale protezione ambientale (ARPA) competente;
  4. Documentazione inerente la descrizione del patrimonio culturale archeologico subacqueo, nonché il patrimonio culturale ed il paesaggio delle aree costiere qualora interessate dalla esecuzione di opere di rimozione di infrastrutture connesse a terra e conseguente ripristino dei luoghi;
  5. Programma di Monitoraggio ambientale e post-rimozione;
  6. L'indicazione e descrizione dei lavori preparatori e di rimozione vera e propria.
  7. I lavori preparatori per la rimozione di una piattaforma includono le seguenti attività da descrivere nel dettaglio:
  8. Pulizia e messa in sicurezza delle apparecchiature e delle linee comprensive anche dello spiazzamento dei fluidi residui ed il lavaggio;
  9. Marcatura delle linee di taglio e pulizia delle aree di taglio;
  10. Rimozione di eventuali detriti ed esecuzione scavo intorno ai pali di fondazione;
  11. Preparazione della sovrastruttura e della sottostruttura per le operazioni di rimozione;
  12. Verifiche preventive per la tutela del patrimonio culturale archeologico subacqueo.
  13. I lavori di rimozione di una piattaforma includono le seguenti attività da descrivere nel dettaglio:
  14. Mezzi navali utilizzati e loro caratteristiche;
  15. Posizione e sistemi di taglio sottomarini e attrezzature utilizzate e monitoraggio delle operazioni;
  16. Descrizione, dimensione e peso di ogni parte rimossa;
  17. Descrizione dei lavori e loro sequenza;
  18. Attività previste a seguito delle verifiche preventive di cui alla lettera e) del punto 2.
  19. Il progetto per la rimozione di condotta sottomarina deve prevedere:
  20. Una indagine per la verifica dello stato della condotta sottomarina e dello stato del fondo marino al termine delle operazioni;
  21. Descrizione delle operazioni di pulizia/bonifica delle condotte sottomarine;
  22. Mezzi navali utilizzati sia per le operazioni di pulizia che per il recupero della condotta sottomarina;
  23. Attività previste a seguito delle verifiche preventive di cui alla lettera e) del punto 2.
  24. In caso di abbandono completo in situ della condotta sottomarina il progetto deve prevedere almeno:
  25. Una indagine per la verifica dello stato della condotta sottomarina;
  26. La descrizione delle operazioni di pulizia/bonifica delle condotte sottomarine;
  27. La disconnessione delle estremità della condotta da teste pozzo sottomarine e risers;
  28. Eventuale interramento di tratti di condotta o loro protezione alternativa;
  29. Mezzi navali utilizzati;
  30. Attività previste a seguito delle verifiche preventive di cui alla lettera e) del punto 2.

 

 

Allegato 3

Documentazione richiesta ai sensi dell'art. 14 delle presenti Linee guida

 

Il progetto di rimozione della piattaforma e delle strutture connesse in dismissione da trasmettere al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare unitamente alla richiesta di valutazione preliminare di cui all'art. 6, comma 9, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 contiene:

  1. Descrizione del progetto di rimozione contenente una sintesi delle informazioni di cui all'allegato 2.
  2. Descrizione dello stato attuale delle componenti ambientali interessate prima dell'avvio dei lavori preparatori e di rimozione, tra cui a titolo esemplificativo e non esaustivo:
  3. localizzazione e descrizione di aree marine protette, parchi nazionali, siti rete Natura 2000, aree interessate dal patrimonio culturale archeologico subacqueo, zone di tutela biologica, aree interessate da impianti di acquacoltura;
  4. aree naturali protette, siti Natura 2000, aree interessate da «Important Bird Area», zone umide di importanza internazionale, zone di tutela biologica e aree comunque soggette a tutela ambientale;
  5. patrimonio culturale e paesaggio delle aree costiere qualora interessate dalla dismissione e rimozione di infrastrutture connesse a terra;
  6. caratteristiche meteo-climatiche del paraggio;
  7. caratteristiche fisiche, chimiche della colonna d'acqua;
  8. caratteristiche del fondale marino (morfologia, batimetria) e dei sedimenti superficiali (caratteristiche fisiche, chimiche ed ecotossicologiche);
  9. principali biocenosi bentoniche (con verifica della presenza/distribuzione di habitat e specie di interesse conservazionistico), popolazioni ittiche demersali e aree di nursery con particolare riferimento a specie di interesse commerciale, mammiferi e rettili marini, e avifauna;
  10. principali attività socio-economiche (pesca, diporto, traffico marittimo) presenti in prossimità dell'area di rimozione della piattaforma e delle strutture collegate.
  11. Individuazione e stima dei possibili impatti sulle componenti ambientali e sulle attività socio-economiche sia diretti che indiretti, secondari, cumulativi, transfrontalieri, a breve, medio e lungo termine, permanenti e temporanei positivi e negativi connessi ai lavori di rimozione della piattaforma e delle strutture collegate, tra cui a titolo esemplificativo e non esaustivo:
  12. Individuazione e descrizioni delle azioni di progetto che possono generare impatti significativi e negativi sull'ambiente (tra cui, a titolo esemplificativo e non esaustivo, rumore subacqueo, emissioni in atmosfera, scarichi idrici, movimentazione sedimenti marini, presenza mezzi navali, illuminazione notturna, sversamenti accidentali di sostanze inquinanti, trasporto materiale rimosso, utilizzo di risorse naturali, patrimonio culturale archeologico subacqueo, ecc.);
  13. Componenti ambientali interessate dalle azioni di progetto (Atmosfera, fondale marino, ambiente idrico, flora, fauna, ecosistemi marini, patrimonio culturale e paesaggio delle aree costiere, attività socio-economiche, ecc.);
  14. Descrizione delle misure previste per evitare, mitigare e/o compensare gli impatti significativi e negativi sulle componenti ambientali interessate;
  15. Descrizione delle pregresse attività di monitoraggio ambientale effettuate prima della realizzazione della piattaforma per la coltivazione di idrocarburi offshore e delle infrastrutture connesse e durante l'esercizio delle stesse;
  16. Progetto di monitoraggio delle componenti ambientali redatto secondo gli indirizzi metodologici generali riportati nelle «Linee guida per la predisposizione del Progetto di monitoraggio ambientale (PMA) delle opere soggette a valutazione di impatto ambientale» predisposte dal Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare - Direzione generale per le valutazioni e le autorizzazioni ambientali, in collaborazione con il Ministero dei beni e delle attività culturali e l'Istituto superiore per la protezione e al ricerca ambientale;
  17. Misure di salvaguardia ambientale previste in occasione di eventuali sversamenti accidentali di idrocarburi e di incidenti (possono essere utilizzate le informazioni di cui alla relazione sui grandi rischi modificata).

 

15 Febbraio 2019

Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (CIRM)

La Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (CIRM) è uno dei comitati consultivi del Ministero dello Sviluppo Economico. È nata, nella sua forma originaria, con la Legge 11 gennaio 1957, n. 6 “Ricerca e coltivazione degli idrocarburi liquidi e gassosi”. Il Decreto del Presidente della Repubblica 14 Maggio 2007, n. 78 ha, poi, riunito in un unico organismo le competenze precedentemente assegnate anche ad altri comitati soppressi creando la struttura attuale della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (CIRM) quale organo tecnico-consultivo che esprime pareri obbligatori non vincolanti in materia di:

  • attività di ricerca e coltivazione di risorse minerarie (CIRM sezione “a”);
  • sicurezza delle attività di ricerca e coltivazione (CIRM sezione “b”);
  • determinazione e versamento delle royalties (CIRM sezione “c”).

Più recentemente, alla luce dei decreti del Ministro dello Sviluppo Economico 30 ottobre 2015 con i quali sono state apportate le modifiche organizzative previste dal Decreto Legislativo 18 agosto 2015, n.145, con Decreto Ministeriale 30 settembre 2016 è stata ricostituita la CIRM per la durata di tre anni dall’'entrata in vigore del decreto stesso e scadenza il 30 settembre 2019.

La composizione della CIRM è stata aggiornata con Decreto Ministeriale 2 Aprile 2019.

 

Documenti:

  • Rapporto tecnico finale del Gruppo di lavoro TESEO (2018)
    Gruppo di lavoro per la verifica dello stato dell’arte sulle migliori tecnologie disponibili per le attività di indagine geofisica per la ricerca e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi.
  • Linee guida per i  geomonitoraggi (2014)
    Gruppo di lavoro CIRM per la definizione di linee guida per i monitoraggi microsismici, delle deformazioni del suolo e delle pressioni di poro

 

Attività svolte:

2018

Nel corso del 2018 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” sette volte: il 13 febbraio 2018, il 27 febbraio 2018; il 23 marzo 2018, il 18 maggio 2018, il 17 settembre 2018, il 15 ottobre 2018 e il 10 dicembre 2018;
  • la “Sezione B” il 16 novembre 2018;
  • la “Sezione C” due volte: il 22 Marzo 2018 e il 6 novembre 2018

2017

Nel corso del 2017 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” quattro volte il 19 aprile 2017, il 26 luglio 2017, il 4 ottobre 2017; il 29 novembre 2017;
  • la “Sezione B” il 4 ottobre;
  • la “Sezione C” il 22 Marzo 2017.

2016

Nel corso del 2016 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” tre volte il 14 giugno 2017, l'8 luglio 2016 e il 5 dicembre 2016;
  • la “Sezione C” il 23 Marzo 2016.

2015

Nel corso del 2015 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” due volte il 9 aprile 2015 e il 27 novembre 2015;
  • la “Sezione C” due volte il 20 marzo 2015 e il 14 aprile 2015.

2014

Nel corso del 2014 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” due volte il 19 marzo 2014 e il 27 novembre 2014;
  • la “Sezione C” due volte il 20 febbraio 2014 e il 17 novembre 2014.

2013

Nel corso del 2013 le sezioni della CIRM si sono riunite:

  • la “Sezione A” una volta il 12 dicembre 2013.
  • la “Sezione B” due volte il 15 ottobre 2013 e il 12 dicembre 2013.
  • la “Sezione C” una volta il 6 marzo 2013.

 

15 Febbraio 2019

Comitato per la sicurezza delle operazioni a mare

Con il Decreto legislativo 18 agosto 2015, n. 145 è stata recepita la Direttiva 2013/30/UE relativa alla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi, con cui la Commissione Europea ha fissato gli standard minimi di sicurezza per la prospezione, la ricerca e la produzione di idrocarburi in mare.
Il decreto legislativo si inserisce in un quadro normativo già esistente in materia di sicurezza e di protezione del mare dall'inquinamento che ha finora garantito, attraverso una rigorosa applicazione e costanti controlli da parte delle strutture tecniche del Ministero dello sviluppo economico, in collaborazione con gli altri enti competenti, il raggiungimento dei più alti livelli europei di sicurezza per i lavoratori e l’ambiente, con incidenti e infortuni ben inferiori a quelli del complesso industriale produttivo.
Le finalità della Direttiva in parola, dunque, trovano attuazione nell’ordinamento nazionale con il Decreto legislativo 145/2015, che risulta essere quindi integrativo rispetto a quanto già regolato dalle norme di settore.
Tra le principali innovazioni introdotte dal decreto di recepimento vi è l’istituzione del Comitato per la sicurezza delle operazioni a mare.
Il Comitato svolge funzioni di autorità competente con poteri di regolamentazione, vigilanza e controllo al fine di prevenire gli incidenti gravi nelle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi e limitare le conseguenze di tali incidenti; ha sede presso il Ministero dello sviluppo economico, dispone di un organismo centrale e delle articolazioni sul territorio e si avvale delle strutture e delle risorse umane già previste a legislazione vigente.
Opera con indipendenza dalla funzione di rilascio delle licenze per le operazioni a mare, funzioni svolte dalla Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e per le infrastrutture energetiche del Ministero dello sviluppo economico.

Maggiori informazioni sono disponibili nell'area del protale Mise dedicata a Comitati e organismi https://www.mise.gov.it/index.php/it/ministero/organismi/comitato-offshore

 

11 Gennaio 2019

Royalties

Aliquote delle produzioni di idrocarburi

In Italia, i giacimenti di idrocarburi sono patrimonio indisponibile dello Stato (articolo 826 c.c.). Tuttavia lo Stato non si impegna direttamente nella ricerca e nel loro sfruttamento, che lascia in concessione ad imprese private.

Il concessionario è soggetto al rispetto dei programmi di lavoro, al pagamento di canoni proporzionati alla superficie coperta dai titoli minerari e al pagamento di royalties, proporzionate alle quantità di idrocarburi prodotte.

Il calcolo delle royalties dovute è effettuato in controvalore, calcolato su prezzi medi del mercato del petrolio e del gas. Per quanto riguarda il gas, l’apprezzamento non può essere inferiore a quello definito dall’Autorità per l'energia elettrica e il gas per mezzo dell'indice QE (quota energetica costo materia prima gas) espresso in euro/GJ e calcolato per ciascun trimestre dell'anno di produzione Comunicato Ministeriale 9 marzo 2020.

 

Gettito royalties

I seguenti dati sono pubblicati dalla DGS-UNMIG per conto della DGSAIE che è la Direzione generale competente in materia.

Gettito royalties anno 2019

Proventi delle royalties applicate alle produzioni idrocarburi degli anni 2017 e 2018
Dati al 31 dicembre 2019 - Aggiornamento del 10 gennaio 2020 con esito aste relative alle produzioni 2017 versate a gennaio e febbraio 2019 e con aste relative alle produzioni 2018 versate entro il 31 dicembre 2019.

Gettito degli anni precedenti

 

Indicazioni generali sulle royalties applicate alle produzioni di idrocarburi

Le produzioni delle concessioni di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi sono soggette a royalties per la quota eccedente le produzioni annuali indicate nella seguente tabella. Ai quantitativi di prodotto che superano la quota esente, sono applicate aliquote royalties in relazione alla collocazione mare/terra della concessione (rif.to: articolo 19 del Decreto Legislativo 25 novembre 1996, n. 625)

Minerale prodotto Ubicazione concessione Quota annuale di produzione esente da royalties Aliquota royalty (a) (b) Fondo sviluppo economico e social card (c)  Aliquota ambiente e sicurezza (d)
Olio Terra 20.000 tonnellate 0,07 0,03  
Olio Mare 50.000 tonnellate 0,04   0,03
Gas Terra 25 milioni di metri cubi 0,07 0,03  
Gas Mare 80 milioni di metri cubi 0,07   0,03

 

Destinazione delle aliquote in valore

  1. Aliquota del 7% per produzioni in terraferma:
    • Stato = 30% (A decorrere dal 1° gennaio 1999, per le concessioni ricadenti nelle Regioni a statuto ordinario incluse nel Mezzogiorno, l'aliquota destinata allo Stato è direttamente corrisposta alla Regione - art.20, comma 1-bis, decreto legislativo n.625/1996, comma introdotto dalla legge n.140/1999, art.7, comma 6 e modificato dalla legge 296/2006, finanziaria 2007, comma 366)
    • Regione = 55%
    • Comuni = 15%
  2. Aliquote del 4% (olio) e del 7% (gas) per produzioni in mare
    • Mare territoriale
      • Stato = 45%
      • Regione = 55%
    • Piattaforma continentale
      • Stato = 100%
  3. Aliquote del 3% per produzioni derivanti da concessioni e ottenute attraverso pozzi in terraferma
    Versate interamente allo Stato per alimentare il fondo destinato a misure di sviluppo economico e all’attivazione di una social card.
  4. Aliquote del 3% per produzioni derivanti da concessioni in mare
    Versate interamente allo Stato e destinate per il 50% al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare per assicurare il pieno svolgimento delle azioni di monitoraggio e contrasto dell’inquinamento marino e per il restante 50% al Ministero dello sviluppo economico per assicurare il pieno svolgimento delle attività di vigilanza e controllo della sicurezza anche ambientale degli impianti di ricerca e coltivazione in mare.

 

11 Gennaio 2019

Royalties

Aliquote delle produzioni di idrocarburi

In Italia, i giacimenti di idrocarburi sono patrimonio indisponibile dello Stato (articolo 826 c.c.). Tuttavia lo Stato non si impegna direttamente nella ricerca e nel loro sfruttamento, che lascia in concessione ad imprese private.

Il concessionario è soggetto al rispetto dei programmi di lavoro, al pagamento di canoni proporzionati alla superficie coperta dai titoli minerari e al pagamento di royalties, proporzionate alle quantità di idrocarburi prodotte.

Il calcolo delle royalties dovute è effettuato in controvalore, calcolato su prezzi medi del mercato del petrolio e del gas. Per quanto riguarda il gas, l’apprezzamento non può essere inferiore a quello definito dall’Autorità per l'energia elettrica e il gas per mezzo dell'indice QE (quota energetica costo materia prima gas) espresso in euro/GJ e calcolato per ciascun trimestre dell'anno di produzione Comunicato Ministeriale 9 marzo 2020.

 

Gettito royalties

I seguenti dati sono pubblicati dalla DGS-UNMIG per conto della DGSAIE che è la Direzione generale competente in materia.

Gettito royalties anno 2019

Proventi delle royalties applicate alle produzioni idrocarburi degli anni 2017 e 2018
Dati al 31 dicembre 2019 - Aggiornamento del 10 gennaio 2020 con esito aste relative alle produzioni 2017 versate a gennaio e febbraio 2019 e con aste relative alle produzioni 2018 versate entro il 31 dicembre 2019.

Gettito degli anni precedenti

2018, 2017, 2016, 2015, 2014, 2013, 2012, 2011, 2010, 2009, 2008

 

Indicazioni generali sulle royalties applicate alle produzioni di idrocarburi

Le produzioni delle concessioni di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi sono soggette a royalties.

Con l’entrata in vigore della Legge 27 dicembre 2019 n. 160, è stato modificato l’articolo 19 Decreto Legislativo 25 novembre 1996, n. 625, che disciplina le aliquote delle royalties cui sono soggette le produzioni di idrocarburi liquidi e gassosi prodotti annualmente da concessioni in terraferma e mare.

In base al nuovo disposto normativo sono esentate dal pagamento delle royalties le produzioni annuali di gas inferiori o pari a 10 milioni di Sm3 in terraferma e 30 milioni di Sm3 prodotti in mare.

Di converso, ogni concessione di coltivazione con volumi di produzione di gas superiori a 10 milioni di Smc in terraferma e 30 milioni di Sm3 prodotti in mare è soggetta al pagamento delle royalties per l’intera produzione annuale di gas secondo le aliquote riportate nella tabella che segue.

Tutte le concessioni di coltivazione con produzione di olio greggio sono soggette al pagamento delle royalties per l’intera produzione annuale di olio secondo le aliquote riportate nella tabella che segue.

Ubicazione concessione

Minerale prodotto

Aliquota royalty (a) (b)

Fondo sviluppo economico e social card (c) 

Aliquota ambiente e sicurezza (d)

Terra

Gas

0,07

0,03

 

Olio

0,07

0,03

 

Mare

Gas

0,07

 

0,03

Olio

0,04

 

0,03

 (a) (b) (c) (d) Le note fanno riferimento all’elenco puntato del successivo paragrafo sulla destinazione del gettito delle aliquote di produzione

 

Destinazione del gettito derivante dalle aliquote di produzione

(a) Aliquota del 7% per produzioni in terraferma

Gas

Per quantitativi fino a 25 milioni di Sm3

Per quantitativi oltre i 25 milioni di Sm3

Note

Stato 100%

Stato 30% (*)
Regione 55%
Comuni 15%

(*) A decorrere dal 1° gennaio 1999, per le concessioni ricadenti nelle Regioni a statuto ordinario incluse nel Mezzogiorno, l'aliquota destinata allo Stato è direttamente corrisposta alla Regione - art.20, comma 1-bis, decreto legislativo n.625/1996

Olio

Per quantitativi fino a 20.000 tonnellate

Per quantitativi oltre le 20.000 tonnellate.

Stato 100%

Stato 30% (*)
Regione 55%
Comuni 15%


(b) Aliquote del 4% (olio) e del 7% (gas) per produzioni in mare

 

Piattaforma continentale

Mare territoriale

Gas

Stato 100%

Per quantitativi fino a 80 milioni di Sm3

Per quantitativi oltre gli 80 milioni di Sm3

Stato 100%

Stato 45%
Regione 55%

Olio

Stato 100%

Per quantitativi fino a 50.000 tonnellate

Per quantitativi oltre le 50.000 tonnellate

Stato 100%

Stato 45%
Regione 55%


(c) Aliquote del 3% per produzioni derivanti da concessioni e ottenute con pozzi in terraferma
Versate interamente allo Stato per alimentare il fondo destinato a misure di sviluppo economico e all’attivazione di una social card.


(d) Aliquote del 3% per produzioni derivanti da concessioni in mare
Versate interamente allo Stato e destinate per il 50% al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare per assicurare il pieno svolgimento delle azioni di monitoraggio e contrasto dell’inquinamento marino e per il restante 50% al Ministero dello sviluppo economico per assicurare il pieno svolgimento delle attività di vigilanza e controllo della sicurezza anche ambientale degli impianti di ricerca e coltivazione in mare.

11 Gennaio 2019

Canoni

Canoni dovuti allo Stato dai titolari di titoli minerari

I canoni dovuti allo Stato dai titolari di titoli minerari conferiti per la ricerca e coltivazione di idrocarburi e per lo stoccaggio del gas naturale sono stati definiti dall'articolo 18 del Decreto Legislativo 25 novembre 1996, n. 625 e rideterminati dall'articolo 11-ter, commi 9 e 10, della Legge 11 febbraio 2019, n. 12.

Tipologia di titolo minerario

Importo ridefinito
dalla Legge 12/2019
(Euro/Km2)

Permesso di prospezione

92,50

Permesso di ricerca

185,25

Permesso di ricerca in prima proroga

370,25

Permesso di ricerca in seconda proroga

740,50

Concessione di coltivazione

1.481,25

Concessione di coltivazione in proroga

2.221,75

Concessione di stoccaggio su concessione di coltivazione

14,81

Concessione di stoccaggio senza concessione di coltivazione

59,25