Produrre idrogeno acuirà la crisi idrica - Elena Gerebizza

 

Il cosiddetto idrogeno verde ha bisogno di acqua, che non abbiamo, o di energia nucleare, che pensavamo di importare dall’Ucraina.

La crisi idrica che attraversa il Paese è un campanello di allarme su diversi aspetti centrali al nostro modo di vivere, di produrre e di generare energia. Il collegamento tra la siccità protratta degli ultimi cinque mesi e l’avanzare dei cambiamenti climatici è stato portato in evidenza da esperti e climatologi. Prenderne atto significa ripensare l’uso dell’acqua nei settori centrali dell’economia: quello agro-industriale, il manifatturiero ma anche la produzione energetica.

 

Pensiamo alla discussione in corso in Italia e in Europa sull’idrogeno come perno della decarbonizzazione, tutta orientata a definire i quantitativi da produrre e su quale fonte di energia impiegare, che di fatto dà per scontata la disponibilità di acqua. Nella sua visione strategica, la Commissione europea ha disegnato uno scenario in cui la quota di idrogeno nel mix energetico europeo dovrebbe assestarsi intorno al 2% nel 2024, fino a raggiungere un 15-22% entro il 2050 (circa 1300-1800 Twh). Si parla di un obiettivo di produzione di idrogeno da fonti rinnovabili di un milione di tonnellate annue entro il 2024 e 10 milioni entro il 2030 tramite l’elettrolisi dell’acqua, che implica la realizzazione di elettrolizzatori per una capacità di potenza installata di 6 GW al 2024 e di 40 GW (più altri 40 GW extra-UE), fino al raggiungimento di 500 GW complessivi nel 2050. Il piano europeo parla di potenza rinnovabile “dedicata”, che dovrebbe produrre in maniera stabile e costante energia da fonti rinnovabili esclusivamente destinate all’idrogeno. Anche in Italia il dibattito è aperto: le linee guida preliminari sono state pubblicate nel novembre 2020 e comprendono una tabella di marcia di obiettivi a breve e lungo termine.

Per capire se questi obiettivi siano raggiungibili e se la filiera complessiva risulti sostenibile, è importante soffermarsi su diversi aspetti. Tra questi, anche la disponibilità di risorse idriche da destinare, con consumi che andrebbero ad aggiungersi a quelli esistenti dei diversi settori. Secondo uno studio realizzato da Leonardo Setti dell’Università di Bologna e da Sofia Sandri del Centro per le Comunità Solari, commissionato da ReCommon, per produrre 1 kg di idrogeno da elettrolisi occorrono circa 9 litri di acqua, quindi per ottenere 1 tonnellata di idrogeno devono essere consumati ben 9000 litri. La strategia italiana prevede di produrre 700mila tonnellate di idrogeno l’anno entro il 2030, per le quali servono circa 6,3 milioni di metri cubi d’acqua l’anno. Ovvero un aumento del consumo di acqua che arriverebbe a circa 0,6 miliardi di metri cubi nel 2050: lo 0,3% del consumo europeo di acqua dolce. Un dato significativo, se letto in un contesto in cui i periodi di siccità prolungata impongono già oggi dei razionamenti e una gestione della risorsa idrica “commissariata” in diverse regioni: proprio quelle finora più ricche d’acqua, per la presenza del bacino del Po e a ridosso dell’arco alpino. Un dato che, secondo gli autori dello studio, è preludio di limiti alla localizzazione dei progetti per la produzione di idrogeno verde, fattore che aumenta gli interessi economici in gioco orientando le scelte in merito alla gestione dell’acqua e potenzialmente alimenta nuove spinte per la privatizzazione di questa preziosa risorsa. In base allo studio, l’acqua diventerebbe infatti “materia prima per la produzione di energia centralizzata”, potrebbe risentire degli stessi effetti speculativi legati ai combustibili fossili…

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Produrre idrogeno acuirà la crisi idrica - Elena Gerebizza

 

Il cosiddetto idrogeno verde ha bisogno di acqua, che non abbiamo, o di energia nucleare, che pensavamo di importare dall’Ucraina.

La crisi idrica che attraversa il Paese è un campanello di allarme su diversi aspetti centrali al nostro modo di vivere, di produrre e di generare energia. Il collegamento tra la siccità protratta degli ultimi cinque mesi e l’avanzare dei cambiamenti climatici è stato portato in evidenza da esperti e climatologi. Prenderne atto significa ripensare l’uso dell’acqua nei settori centrali dell’economia: quello agro-industriale, il manifatturiero ma anche la produzione energetica.

 

Pensiamo alla discussione in corso in Italia e in Europa sull’idrogeno come perno della decarbonizzazione, tutta orientata a definire i quantitativi da produrre e su quale fonte di energia impiegare, che di fatto dà per scontata la disponibilità di acqua. Nella sua visione strategica, la Commissione europea ha disegnato uno scenario in cui la quota di idrogeno nel mix energetico europeo dovrebbe assestarsi intorno al 2% nel 2024, fino a raggiungere un 15-22% entro il 2050 (circa 1300-1800 Twh). Si parla di un obiettivo di produzione di idrogeno da fonti rinnovabili di un milione di tonnellate annue entro il 2024 e 10 milioni entro il 2030 tramite l’elettrolisi dell’acqua, che implica la realizzazione di elettrolizzatori per una capacità di potenza installata di 6 GW al 2024 e di 40 GW (più altri 40 GW extra-UE), fino al raggiungimento di 500 GW complessivi nel 2050. Il piano europeo parla di potenza rinnovabile “dedicata”, che dovrebbe produrre in maniera stabile e costante energia da fonti rinnovabili esclusivamente destinate all’idrogeno. Anche in Italia il dibattito è aperto: le linee guida preliminari sono state pubblicate nel novembre 2020 e comprendono una tabella di marcia di obiettivi a breve e lungo termine.

Per capire se questi obiettivi siano raggiungibili e se la filiera complessiva risulti sostenibile, è importante soffermarsi su diversi aspetti. Tra questi, anche la disponibilità di risorse idriche da destinare, con consumi che andrebbero ad aggiungersi a quelli esistenti dei diversi settori. Secondo uno studio realizzato da Leonardo Setti dell’Università di Bologna e da Sofia Sandri del Centro per le Comunità Solari, commissionato da ReCommon, per produrre 1 kg di idrogeno da elettrolisi occorrono circa 9 litri di acqua, quindi per ottenere 1 tonnellata di idrogeno devono essere consumati ben 9000 litri. La strategia italiana prevede di produrre 700mila tonnellate di idrogeno l’anno entro il 2030, per le quali servono circa 6,3 milioni di metri cubi d’acqua l’anno. Ovvero un aumento del consumo di acqua che arriverebbe a circa 0,6 miliardi di metri cubi nel 2050: lo 0,3% del consumo europeo di acqua dolce. Un dato significativo, se letto in un contesto in cui i periodi di siccità prolungata impongono già oggi dei razionamenti e una gestione della risorsa idrica “commissariata” in diverse regioni: proprio quelle finora più ricche d’acqua, per la presenza del bacino del Po e a ridosso dell’arco alpino. Un dato che, secondo gli autori dello studio, è preludio di limiti alla localizzazione dei progetti per la produzione di idrogeno verde, fattore che aumenta gli interessi economici in gioco orientando le scelte in merito alla gestione dell’acqua e potenzialmente alimenta nuove spinte per la privatizzazione di questa preziosa risorsa. In base allo studio, l’acqua diventerebbe infatti “materia prima per la produzione di energia centralizzata”, potrebbe risentire degli stessi effetti speculativi legati ai combustibili fossili.

Studio sulla sostenibilità economica della filiera di produzione dell'idrogeno verde per una hydrogen backbone italiana

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Uno scenario non roseo, in un contesto di crisi idrica strutturale in alcuni periodi dell’anno, di siccità persistente e abbassamento delle falde. La domanda è se gli esperti del “governo dei migliori” abbiano valutato i costi reali, le implicazioni e le conseguenze dei diversi modelli di produzione di idrogeno verde. Ossia il più “sostenibile” delle tipologie di idrogeno, se comparato all’idrogeno prodotto da combustibili fossili, il preferito delle corporation oil & gas e di ampi settori dell’industria. Per esempio, preferendo incentivare l’idrogeno nella mobilità su strada con l’investimento tramite il Pnrr nella costruzione di stazioni di rifornimento proprio a idrogeno, gli esperti del governo hanno considerato che è uno dei suoi usi meno efficienti?

Ma lo studio va oltre e solleva altri punti. Lo scenario di produzione di idrogeno al 2030 elaborato dal World Energy Council Europe (WEC-Europe) stima che, utilizzando la capacità di idrolisi di 40 GW, questa non potrà superare i 2,6 milioni di tonnellate. Una quantità molto più bassa rispetto ai 10 milioni di tonnellate previsti dalla Commissione europea. Inoltre, secondo lo stesso scenario solamente 0,8 milioni di tonnellate di idrogeno sarebbero prodotti da energia rinnovabile: la maggior parte dell’idrogeno da elettrolisi arriverebbe tramite la generazione aggiuntiva da centrali nucleari esistenti. Quindi idrogeno da elettrolisi, ma tutt’altro che verde!

Che ltalia e Europa non siano in grado di generare sul territorio italiano – e dell’Ue – l’idrogeno verde di cui la Commissione europea dice di voler disporre al 2030 e al 2050 si nota anche dal progetto della European Hydrogen Backbone, prensentato nel 2020 e aggiornato nel 2021, di cui Snam è tra i più aperti sostenitori. Nella mappa sono infatti presenti tre gasdotti attraverso cui l’Europa dovrebbe importare idrogeno verde prodotto fuori dai confini dell’Ue:  il gasdotto Transmed (da Algeria e Tunisia, controllato da Eni e Snam), il gasdotto TAP (dalla Grecia, con Snam tra gli azionisti di maggioranza) e dall’Ucraina attraverso il TAG (controllato da Snam). Proprio in Ucraina, secondo il recente piano RePower EU, dovrebbe  “materializzarsi” l’idrogeno da fonte “non fossile”, ovvero da energia nucleare, che poi dovrebbe essere esportato in Europa via gasdotto. Certo, se la riduzione delle risorse idriche è un tema scottante in Italia, figuriamoci in paesi al momento in  guerra, o in altri il cui territorio è per lo più desertico, piegati dall’inflazione e dal costo esorbitante dell’energia. Un quadro molto lontano dalla sostenibilità raccontata negli scenari di uscita dalle fossili, che forse vanno interamente ripensati, come richiede la crisi attuale.

“I dati elaborati in questo rapporto dimostrano che non c’è possibilità di coprire il target minimo di idrogeno a livello nazionale se non tramite una filiera non sostenibile e non realizzabile di energia rinnovabile” concludono gli autori del rapporto, che bocciano senza mezzi termini gli attuali piani europei e italiani.

https://www.recommon.org/produrre-idrogeno-acuira-la-crisi-idrica/

il gas cancella la giusta transizione della Sardegna

 

ReCommon pubblica oggi “Snam, giù le mani dalla Sardegna”, un’analisi di come gli interessi di una delle più importanti aziende italiane, fortemente spalleggiata dal governo, stiano penalizzando in maniera molto pesante il percorso di giusta transizione energetica che invece avrebbe potuto intraprendere una delle regioni italiane più segnate in passato da un processo di industrializzazione dannoso per l’ambiente e le comunità.

 

Snam, giù le mani dalla Sardegna

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Il “DPCM Energia” datato inizio maggio, infatti, conferma che il futuro dell’isola sarà incentrato sul gas. Fuori tempo massimo, visto che mai questo combustibile fossile era stato utilizzato in Sardegna, dove si auspicava una reale transizione energetica basata sulle fonti alternative, una volta abbandonato definitivamente il carbone.

Sono anni che Snam spinge per la metanizzazione della Sardegna. Tramite la controllata Enura, la multinazionale ha trasformato il progetto della “ dorsale”, ovvero un gasdotto che avrebbe dovuto attraversare l’isola da nord a sud, in tre “mini-dorsali”, ossia delle reti di distribuzione concentrate nei tre poli dell’isola dove sono presenti le grandi industrie e i centri abitati più grandi, collocati a nord-ovest nell’area di Porto Torres, nell’oristanese, nel sud-ovest nell’area del Sulcis Iglesiente e nel cagliaritano nella zona di Sarroch.

I punti di rifornimento saranno due nuovi rigassificatori, uno a nord e uno a sud, per l’importazione di gas fossile via nave.

L’emergenza guerra ha contribuito a creare la basi per legittimare un piano a dire poco anacronistico, che mette una pesante ipoteca sul futuro della Sardegna. Il “DPCM Energia” rilancia la costruzione di terminali di rigassificazione e stoccaggio come alternativa all’importazione di gas russo, non solo in Sardegna, ma anche sulle coste della penisola italica e alla necessità di trovare altri fornitori principalmente di gas liquido trasportato via nave.

“La Sardegna non merita continue promesse di sviluppo, illusorie e fuori dal tempo. Meriterebbe invece le bonifiche attese da anni, una pianificazione energetica radicata nei territori, basata sulle comunità energetiche di iniziativa locale e la partecipazione della popolazione. Purtroppo come stiamo vedendo il gas è una dipendenza che ha delle conseguenze non solo sui cambiamenti climatici. Snam sembra far finta di niente per non mettere in discussione i propri piani di sviluppo futuro, in cui la Sardegna è solo una mappa da colorare” ha dichiarato Filippo Taglieri di ReCommon, autore del rapporto.

“Non è accettabile mettere un’ipoteca così pesante sul futuro di una terra che da decenni è sacrificata a servitù militari e a un modello industriale che ha inquinato e minato la salute delle persone. Con il prezzo del gas alle stelle, e l’evidenza degli impatti del modello economico in cui si fonda, la Sardegna dovrebbe cogliere l’opportunità per voltare pagina dall’economia delle fossili, e pianificare dal basso il proprio futuro energetico, fuori dal modello estrattivista e a partire dai territori” ha affermato Elena Gerebizza, anche lei autrice del rapporto.

da qui

Fuori tempo massimo, lo sbarco del gas in Sardegna - Elena Gerebizza, Filippo Taglieri

 

Dopo mesi di tira e molla, il presidente del consiglio Mario Draghi ha firmato il Dcpm Energia che definisce i termini della “transizione energetica” sarda. Uno strumento abusato, quello del Dpcm, che torna questa volta per ridisegnare un territorio, bypassando il parlamento ma anche le istituzioni locali sarde, e generando molto malcontento nell’isola. Ma veniamo ai contenuti.

Il decreto ufficializza il gran plan di Snam per la metanizzazione dell’isola, un progetto rimasto al palo e ridefinito dopo una valutazione costi-benefici negativa, che di fatto indicava nella transizione alle rinnovabili la strada più sensata per il futuro energetico della Sardegna. Per volere del governo invece la Sardegna si prepara a entrare nell’era del gas, quando il resto del mondo sta pensando di uscirne. La soluzione di Palazzo Chigi consiste nel portare sull’isola il gas via nave: parliamo quindi di gas naturale liquefatto (GNL) che verrebbe rigassificato in due terminal FSRU (Floating Storage and Rigassification Unit) situati a Porto Torres e a Portovesme. I due poli industriali sarebbero collegati all’Italia attraverso navi che trasporteranno il metano che servirà all’isola: una “virtual pipeline” che si completerebbe con un terzo deposito e il rigassificatore di Oristano, l’unico già esistente.

La Sardegna è una delle regioni più sacrificate per lo sviluppo del sistema estrattivista: i due grandi poli industriali sono in declino da anni, hanno causato morti ed emigrazione, tanto che le due zone delle virtual pipeline sono Siti d’interesse Nazionale, ovvero siti inquinati che avrebbero bisogno di chiudere con le fossili e di avere le tanto attese bonifiche. Al momento però siamo allo stadio gas sì, rilancio dei poli industriali sì, bonifiche neanche per sogno.

Le virtual pipeline collegherebbero, come detto, l’isola allo stivale, mentre in terra sarda i gasdotti sarebbero tutt’altro che virtuali: sarebbe in programma la costruzione di quasi 400 chilometri di gasdotti, anche se il calcolo è particolarmente complicato perché non è stata fatta una valutazione complessiva dell’opera. Dopo la bocciatura da parte dell’analisi costi-benefici, infatti, la proposta del mega gasdotto da nord a sud dell’isola è stata modificata in un progetto frazionato in quelle che Snam chiama delle “mini-dorsali”, dei gasdotti che dovrebbero interessare le zone di Porto Torres, Sassari, Oristano e del Sulcis Iglesiente fino a Cagliari. Rimarrebbe escluso il nuorese, a conferma che questa transizione al gas vuole solo allungare la vita di poli industriali sulla strada del declino, di fatto bloccando una vera transizione dell’interno modello economico che sarebbe stata inevitabile con la chiusura delle due grandi centrali a carbone presenti proprio a Porto Torres e a Portovesme. Come dicevamo, il tutto in assenza di una valutazione di impatto ambientale completa, che tenga conto delle conseguenze cumulative dei progetti, che sono stati presentati dalla controllata sarda di Snam, Enura, in maniera spezzettata.

Le centrali a carbone presenti, lo ricordiamo, nei pressi di Portovesme e Porto Torres, erano destinate ad essere chiuse o convertite: la prima – la centrale Grazia Deledda di proprietà di Enel – con le grandi batterie per stoccare l’energia rinnovabile prodotta da Enel nella zona; la seconda, di proprietà del gruppo ceco EPH, con la conversione a biomasse proposta qualche anno fa da EP produzione. Con l’invasione russa dell’Ucraina, il governo ha prima proposto di riaccende le due centrali a carbone, considerato più conveniente del gas, per poi rilanciare l’arrivo del GNL sull’isola che – nonostante i prezzi alle stelle e la crisi che il settore produttivo dipendente dal gas sta vivendo da oramai un anno – viene proposto come salvavita del complesso industriale in crisi della Euroallumina e della Portovesme Srl al sud, mentre al nord dovrebbe consentire a EP produzione di convertire una centrale a carbone sotto utilizzata in una centrale a gas sproporzionata per il fabbisogno isolano. Un piano che già nel 2020 sembrava assurdo e che oggi, con i prezzi del gas a livelli mai visti prima e la crisi climatica sempre più evidente, sembra ancora più folle.

Ma la storia non è finita qui. Il Dcpm prevede altri mega progetti in costruzione sull’isola. Tra questi l’interconnessione per l’alta tensione tra la Sardegna e la Sicilia – nota come Tyrrhenian Link – che insieme al raddoppio del collegamento Sardegna-Corsica-Toscana darà la possibilità di esportare l’energia in eccesso che sicuramente sarà prodotta dall’ondata speculativa di mega progetti per la produzione di energia rinnovabile che sta investendo l’isola. Centinaia di progetti di fotovoltaico e eolico, per centinaia di ettari, calati dall’alto e senza una pianificazione territoriale, e tanto meno senza un’adeguata informazione e partecipazione della popolazione.

In questo panorama di vera e propria colonizzazione energetica, si può davvero parlare di “transizione energetica” per la Sardegna e per i suoi abitanti, costretti alla dipendenza dal gas e allo stesso tempo alla servitù delle grandi rinnovabili per l’esportazione di energia?

Come si può parlare di transizione “ecologica” senza parlare di bonifica dei siti inquinati, senza parlare di uscita dalle fossili, ancora di più in una delle regioni con il potenziale più alto per accogliere rinnovabili ragionate, su piccola scala, distribuite e proposte dai territori?

Quale transizione sociale si propone per un territorio spopolato e colpito da un modello incentrato sull’industria pesante che ha lasciato dietro di se più malattie e tumori che prospettive e posti di lavoro?

https://www.recommon.org/fuori-tempo-massimo-lo-sbarco-del-gas-in-sardegna/

Il CCS? Negli Stati Uniti l’unico realizzato sta già chiudendo - Elena Gerebizza

Da mesi oramai l’Italia si sta preparando a ospitare “il più grande progetto di cattura e stoccaggio della CO2 al mondo”, il famigerato CCS. Il sito individuato da Eni sarebbe quello di Ravenna, il costo potrebbe arrivare fino a 12 miliardi di euro, di cui chiaramente una parte finirà con l’essere coperta da risorse pubbliche.

Un progetto accolto con entusiasmo dall’ormai ex governo guidato da Giuseppe Conte, seppure si tratti di una tecnologia ancora in fase pilota e dai costi astronomici, che l’industria propone come panacea per la decarbonizzazione, ma che di fatto continua a raccogliere una sconfitta dopo l’altra.

È di qualche giorno fa l’annuncio della chiusura definitiva e a tempo indeterminato dell’impianto di cattura e stoccaggio della CO2 di Petra Nova in Texas. L’impianto – una joint venture tra la NRG Energy e la società del petrolio e gas JX Nippon – era stato inaugurato nel 2016 con un annuncio trionfale dell’amministrazione Trump e grazie a un finanziamento di 195 milioni di dollari da parte del Dipartimento per l’energia del governo federale degli Stati Uniti. Esperti e giornalisti da tutto il mondo sono stati invitati a più riprese a visitare il progetto di punta per la cattura e stoccaggio di CCS negli Stati Uniti: l’unico operativo, e “il più grande al mondo” che utilizzava quella specifica tecnologia.

Fino all’annuncio della sua chiusura definitiva: troppo costoso e economicamente insostenibile.

Il progetto era pensato per catturare le emissioni di CO2 della centrale a carbone di WA Parish, trasportarle via gasdotto per reiniettarle in un vicino giacimento di petrolio, che aveva già superato il suo picco di sfruttamento, e permettere quindi la massima estrazione del petrolio rimasto. Un paradosso che alla fine è stato letale per il progetto stesso: ridurre le emissioni “nascondendole” e allo stesso tempo mantenere attiva una centrale a carbone e un giacimento di petrolio.

Con il crollo del prezzo del greggio durante la pandemia, estrarre petrolio con questo metodo era diventato non economico e quindi il progetto Petra Nova è stato prima congelato e poi definitivamente chiuso.

Petra Nova è stato operativo solamente per una fase pilota di tre anni, e il suo costo non è stato affatto irrisorio. Per metterlo in piedi è stato speso un miliardo di dollari. Inoltre la tecnologia necessitava di così tanta energia da costringere la NRG a installare una centrale a gas solo per alimentare il processo di separazione e cattura della CO2. La documentazione presentata alla Security and Exchange Commission parla di “perdite finanziarie inattese” per la NRG causate dal progetto.

E i risultati? Il progetto parlava di una riduzione delle emissioni del 90%. Tuttavia analisi indipendenti hanno dimostrato che il progetto catturava le emissioni da una sola delle quattro unità della centrale a carbone da 654 MW. Inoltre, non considerava le emissioni di CO2 generate dalla centrale a gas che alimentava il progetto, né le emissioni fugitive di metano. Secondo l’ultimo rapporto presentato al Dipartimento dell’energia statunitense, basato su dati dell’Agenzia per l’ambiente degli Stati Uniti, Petra Nova catturava solamente il 7% delle emissioni della centrale a carbone di WA Parish, che è considerata la più mortale del Texas a causa delle emissioni nella comunità di Houston e nella regione. Lo stesso rapporto ha segnalato inoltre 367 giorni di interruzione in tre anni, in pratica uno ogni tre giorni, proprio a causa di problemi con la tecnologia di cattura o della centrale a gas che la alimentava. Infine, il rapporto indica un aumento significativo del consumo di acqua nella centrale a carbone, dovuto proprio alla tecnologia di cattura e stoccaggio.

Insomma tante ombre, forse troppe, per una tecnologia che si propone come risolutiva per i cambiamenti climatici ma che tale decisamente non è.

da qui

L’INCHIESTA CHE FA TREMARE (ANCHE) IL TAP - Elena Gerebizza

Lunedì 11 settembre alcuni più grandi giornali europei, tra gli altri The Guardian(Regno Unito), Süddeutsche Zeitung (Germania) e Le Monde (Francia), hanno pubblicato l’inchiesta della rete di giornalismo investigativo OCCRP Azerbaijani Laundromat. Il reportage racconta delle 16mila operazioni bancarie realizzate da quattro società registrate nel Regno Unito, ma controllate da offshore anonime, che hanno fatto transitare in Europa circa 2,5 miliardi di euro che secondo i giornalisti sarebbero riconducibili a businessman e al governo dell’Azerbaigian.

Le operazioni bancarie – il database completo è scaricabile qui – sono avvenute tra il 2012 e il 2014. Oltre all’acquisto di beni di lusso – immobili, gioielli, automobili, vestiti di alta moda, al pagamento di tasse universitarie e spese dentistiche – comprendono anche il pagamento di parcelle da centinaia di migliaia di euro a giornalisti e politici europei.

Tra questi, il tedesco Eduard Lintner, ex parlamentare e sottosegretario di Stato della CSU (alleato della CDU di Angela Merkel). Fino al 2010, Lintner è stato vice-presidente del Comitato per i diritti umani e membro del Comitato monitoraggio dell’Assemblea parlamentare del Consiglio d’Europa.

Nel 2009 ha fondato la Società per la promozione delle relazioni tra Germania e Azerbaigian (GEFDAB), con sede a Berlino, una delle diverse realtà che svolgono attività di lobby pro-Azerbaigian nate negli stessi anni in diversi paesi europei. Secondo le informazioni pubblicate da OCCRP, tra il 2012 e il 2014 Lintner avrebbe ricevuto 758.500 euro da due delle quattro società monitorate, la Metastar Invest LLP e la Hilux Services LLP. Il politico tedesco ha dichiarato alla  Suddeutsche Zeitung che i soldi sarebbero stati versati dalla Association for Civil Society Development in Azerbaijan (ACSDA), un’organizzazione non governativa guidata da Elkhan Suleymanov, parlamentare di Baku e membro dell’assemblea parlamentare del consiglio d’Europa (PACE).

Tra il 2012 e il 2014, le stesse società avrebbero versato 425mila euro su due conti correnti intestati a Kalin Mitrev, delegato dal governo della Bulgaria a rappresentare il suo Paese nell’esecutivo della Banca  Europea per la ricostruzione e lo sviluppo (EBRD).Mitrev sarebbe al centro di un’indagine aperta dall’esecutivo di Sofia  in seguito alla pubblicazione dell’inchiesta sul The Guardian.

Anche sua moglie,  Irina Bokova, direttore generale dell’Unesco e  candidata nel 2016 a Segretario Generale dell’Onu, qualche anno fa sarebbe finita nell’occhio del ciclone fa in seguito all’acquisto di proprietà immobiliari a New York, Londra e Parigi per importi superiori alle sue entrate per diversi milioni. Gli acquisti sarebbero avvenuti tra il 2012 e il 2014, come denunciato dalle inchieste della rete di giornalismo investigativo bulgara Bivol.

Il presidente dell’Azerbaijan’Ilham Aliyev

Che cosa c’entra il TAP?

Come segnalato al The Guardian con una lettera firmata anche da Re:Common,  c’è un pezzo che andrebbe aggiunto in questa mega inchiesta internazionale. Manca cioèil quadro degli interessi dell’Azerbaigian, che potrebbero spiegare un dispiego così massiccio di risorse.

Primo, non è la prima volta che sentiamo nominare le quattro società attraverso cui sono transitati i miliardi di euro dell’inchiesta Azerbaijani Laundromat. I loro nomi li avevamo letti in diversi  articoli del The Guardian (1 , 2). Si tratta insomma delle stesse società parte dell’indagine per corruzione internazionale e riciclaggio di denaro a carico di Luca Volontè, quelle tramite cui sarebbero transitati i soldi diretti a lui e su cui ha indagato la procura di Milano.

Secondo, proprio tra il 2012 e il 2014 venivano prese a livello europeo diverse decisioni che riguardavano l’Azerbaigian e le future relazioni economiche con i Paesi membri dell’Unione Europea. Ne ha parlato Report con l’inchiesta “Caviar Democracy” uscita lo scorso dicembre, che avevamo ripreso anche noi in questo articolo.

Terzo, in seguito alla bocciatura del Rapporto Strasser nell’ambito del Consiglio d’Europa, che riguardava le violazioni dei diritti umani in Azerbaigian, e alla “scelta”del TAP e del resto del Corridoio Sud del gas come “Progetti di interesse comune” dalla Commissione europea, la russa Lukoil ha ricevuto il primo prestito per avviare la seconda fase di esplorazione del giacimento di Shah Deniz in Azerbaigian da parte della Banca europea per la ricostruzione e lo sviluppo. Quella dove Kalin Mitrev è uno dei direttori esecutivi (ovvero tra i delegati dei governi che non solo decidono in merito ai prestiti, ma orientano anche le aree di interesse della Banca).

Coincidenze? Può essere. Di certo se Danske Bank ha avviato un’indagine internasulla sua filiale in Estonia dove è transitato il fiume di denaro distribuito poi un po’ ovunque, forse qualche dubbio sulla limpidezza delle transazioni c’è. E se una parte dei soldi versati dall’Azerbaigian nelle quattro società proviene dalla principale banca di sviluppo pubblica del Paese, l’International Bank of Azerbaijan (di cui abbiamo parlatoqui,  allora anche le istituzioni europee dovrebbero porsi alcune domande.

A ottobre infatti sia la Banca europea per la ricostruzione e lo sviluppo che la Banca europea degli investimenti si preparano a decidere su due mega prestiti per il Corridoio sud: 2 miliardi per il TAP e 1,5 miliardi per il TANAP. Il governo dell’Azerbaigian è azionista di maggioranza di entrambi i progetti, e sapere che istituzioni pubbliche partecipate dal governo azero versano cifre a sei e più zeri in società anonime sospettate di essere veicoli per riciclaggio di soldi, o corruzione internazionale, non è proprio una bel biglietto da visita.

Re:common

Per firmare la lettera aperta indirizzata alla Commissione Europea e alle banche pubbliche europee (la BEI e la BERS): qui

http://www.labottegadelbarbieri.org/linchiesta-che-fa-tremare-anche-il-tap/