FONDAZIONE ETICA – DOMANDE ASSEMBLEA 30 4 2012-
ASSEMBLEA ENEL 30 APRILE 2012
DOMANDE DEL SOCIO “FONDAZIONE CULTURALE RESPONSABILITA’ ETICA ONLUS”
1) Nuovi progetti a carbone
Si richiede ad Enel:
1.1 La Società è in grado di effettuare una valutazione dei “costi esterni” connessi ai propri impianti di generazione da fonte fossile, provvedendo a riportare i risultati di tale valutazione nel proprio bilancio annuale di sostenibilità?
1.2 Qual è il giudizio di Enel riguardo il rapporto dell’European Environmental Agency (EEA) n. 15/2011 (“Revealing the costs of air pollution from industrial facilities in Europe”, Copenhagen, 2011) e la metodologia di cui all’European Commission’s Clean Air For Europe (CAFE)?
Risposta:
1.1 Si precisa che una valutazione dei costi esterni non è richiesta dallo standard GRIG3.1 (Global Reporting Initiative), che è lo standard di riferimento per la rendicontazione di sostenibilità.
Si fa presente altresì che, sul fronte della sostenibilità, Enel ha consolidato una posizione di eccellenza. L’Enel infatti fa parte, da 8 anni, del Dow Jones Sustainability Index, è stata inserita dal 2011 nell’indice FTSE4Good ed è l’unica utility al mondo a far parte del Carbon Performance Leadership Index, indice facente parte del progetto CDP (Carbon Disclosure Project).
1.2 Per quanto concerne il rapporto dell’European Environmental Agency n. 15/2011, va tenuto conto che gli effetti sanitari dallo stesso stimati non tengono in considerazione anche tutte le altre fonti di emissione; i risultati rischiano quindi di essere strumentalizzati, associando i danni sanitari esclusivamente alle emissioni dagli impianti, mentre con questi ultimi, secondo studi epidemiologici locali, non emerge uno specifico rapporto di correlazione diretta. In definitiva, lo stesso rapporto EEA manca di tenere in considerazione le fonti di inquinamento cd. “distribuite”, come il traffico, il riscaldamento domestico e l’agricoltura, che hanno alte emissioni specifiche e un impatto preponderante rispetto agli impianti industriali: per le emissioni di particelle microscopiche (identificate con la sigla PM10), ad esempio, i settori industriali considerati nello studio rappresentano il 7% del totale.
Gli impianti di Enel sono eserciti nel rispetto dei limiti ambientali definiti dalle autorità competenti e spesso, come nel caso italiano, raggiungono livelli di emissione molto inferiori alla normativa europea di riferimento.
2) Progetto centrale a carbone di Galati, Romania
Si richiede ad Enel:
2.1 Quali sono le esatte ragioni per cui la Società intende realizzare un impianto a carbone presso il sito di Galati, un’area già danneggiata dall’inquinamento, localizzando l’impianto stesso in prossimità di aree naturali protette?
2.2 Quali sono i vantaggi che deriverebbero da tale progetto per la Romania, in generale, e per la comunità locale di Galati, in particolare? (si prega di far riferimento all’intera vita utile dell’impianto e non solo al periodo di realizzazione dello stesso)
Risposta:
2.1 Si precisa in primo luogo che l’impianto a carbone di Galati non è incluso nel Piano Industriale 2012-2016 di Enel.
Premesso quanto sopra, si rende noto che il progetto di tale impianto è stato avviato nel 2007 e prevede la localizzazione dell’impianto stesso in un’area industriale caratterizzata da un significativo consumo energetico e logisticamente ben connessa. Allo stato attuale, tutte le autorizzazioni necessarie sotto il profilo legale e regolatorio sono state rilasciate, ivi incluso lo Strategic Environmental Assessment.
L’Enel, però, non ha ancora assunto una decisione finale d’investimento sul progetto in questione.
2.2 Il progetto Galati prevede l’adozione della tecnologia cd. “format Clean Coal”, che comporta un miglioramento, in termini di efficienza, rispetto alla generalità degli impianti di generazione in Romania (che presentano un livello di efficienza pari al 31% circa). In particolare, presso l’impianto di Galati, si prevede con l’adozione della suddetta tecnologia (che viene definita anche “ultra super critica”) di conseguire un’efficienza vicina al 45%, nonché i seguenti ulteriori vantaggi:
.. riduzione delle emissioni di CO2: l’impianto di Galati avrebbe emissioni pari a circa 770 kg/MWh (30% in meno rispetto ad una centrale comparabile alimentata a lignite);
.. miglioramenti sensibili in termini di emissioni SO2 (anidride solforosa), NOx (nitrato) e particolato, che sarebbero perfettamente in linea con i requisiti di UE e costantemente monitorati da appositi sistemi;
.. impatto molto basso in termini di logistica del carburante e dei rifiuti industriali.
Ulteriori benefici per il Paese risulterebbero rappresentati dall’occupazione di circa 1.000 lavoratori durante il periodo di costruzione (circa 5 anni), nonché da un impatto positivo su occupazione, benefici fiscali e PIL connessi all’esercizio dell’impianto (su un arco di 30 anni).
3) Progetto centrale a carbone in Russia Reftinskaya GRES – entrato in esercizio nel 1970 – è il maggior impianto a carbone presente in
Russia. Reftinskaya si trova nella regione di Ekaterinburg, la terza maggiore città della Russia, vicina alla catena montuosa degli Urali. Tale impianto è detenuto da Enel OGK-5, società posseduta per il 56,43% da Enel Investment Holding B.V. Secondo quanto riportato dell’agenzia di informazione di Stato RIA Novosti, il pubblico ministero regionale incaricato della protezione
ambientale ha emesso una diffida nei confronti dell’impianto di Reftinskaya GRES circa “le molte violazioni della normativa ambientale”. Ad esempio, RGRES avrebbe riversato nei corsi d’acqua locali rifiuti in misura eccedente i limiti stabiliti per l’inquinamento. Nel 2011, secondo le Autorità russe, Reftinskaya GRES avrebbe emesso più di 19 milioni di metri cubi di rifiuti pericolosi per
l’ambiente. Secondo le statistiche ufficiali locali, Reftinskaya GRES rappresenterebbe la più grande fonte di inquinamento atmosferico nella regione che circonda Ekaterinburg (la cui popolazione totale è di circa 4 milioni).
3.1 In che maniera Enel sta affrontando la diffida emessa dall’ufficio del pubblico ministero regionale circa le presunte violazioni della normativa ambientale con riferimento alle operazioni presso l’impianto di Reftinskaya GRES?
Risposta:
A seguito di una ispezione pianificata dalle autorità locali nel mese di gennaio di quest’anno, presso l’impianto di Reftinskaya-Gres sono state rilevate alcune non conformità, relativamente alla gestione dei rifiuti, agli scarichi di acque reflue ed alle emissioni in aria, la maggior parte delle quali di carattere esclusivamente amministrativo (nella maggior parte dei casi trattasi di mancanza di documentazione, a fronte di due sole non conformità per superamento dei limiti relativamente agli scarichi di acque reflue e alla gestione dei rifiuti). La centrale, il cui esercizio avviene sulla base di autorizzazioni rilasciate in conformità a disposizione di legge, ha già
concordato con le autorità i piani di rientro dalle non conformità e posto in essere le necessarie iniziative al riguardo.
In particolare, per quanto riguarda le violazioni per superamento dei limiti di concentrazione allo scarico delle acque reflue, è in corso di realizzazione un progetto per la costruzione di un sistema cd. “dry ash removal” che consentirà la progressiva riduzione delle acque consumate e dei circa 19 milioni di metri cubi di acque reflue prodotte dall’impianto (riducendo così il carico inquinante sui corpi idrici superficiali). Per la gestione dei rifiuti, si stanno ultimando una serie di misure gestionali per aumentare il livello di controllo, sia interno che sugli appaltatori che operano nella centrale, al fine di garantire il rispetto delle prescrizioni di legge.
Più in generale, si segnala che per Reftinskaya-Gres Enel ha siglato lo scorso anno con le autorità locali un importante piano di ambientalizzazione della centrale stessa, che porterà al 2020 ad una riduzione complessiva di circa il 33,1% delle emissioni globali dell’impianto, rispetto ai livelli del 2010. Il piano – che attualmente vede in corso il revamping di una delle 6 unità da 300MW – prevede, per la prima volta in Russia, l’installazione di filtri a manica sulle unità, consentendo così una riduzione di oltre il 90% delle polveri emesse nell’atmosfera rispetto ai livelli del 2010.
4) Cernavoda 3 e 4
4.1 Si richiede al management se Enel abbia adottato una decisione definitiva circa la sua partecipazione al progetto relativo alle unità 3 e 4 della centrale di Cernavoda.
4.2 In caso di decisione positiva, si richiede al management se sono state poste in atto specifiche misure per migliorare l’efficienza dell’impianto e se tali misure sono state sottoposte alla verifica da parte di un soggetto indipendente, come richiesto dalla Commissione Europea.
Risposta:
Relativamente al progetto della centrale di Cernavoda 3 e 4 sono ancora in corso tutte le analisi di fattibilità e l’iter autorizzativo non si è ancora concluso. L’Enel comunque, in attesa dell’esito di tali procedure, non ha ancora assunto alcuna decisione in merito alla partecipazione a tale progetto.
5) Baltic NPP – Kaliningrad
5.1 Si richiede al management se Enel abbia adottato una decisione definitiva circa la sua partecipazione al progetto Baltic NPP a Kaliningrad.
5.2 Si richiede altresì al management se dopo più di due anni dalla sottoscrizione del Memorandum of Understanding con INTER RAO UES, tale accordo sia ancora valido.
5.3 Nel caso in cui si decida di proseguire nella realizzazione del progetto, in che maniera il management sta pianificando di reperire le risorse necessario per la realizzazione del progetto in questione considerando l’attuale situazione finanziaria di Enel?
Risposta:
L’analisi della documentazione e dei dati è ancora in corso. Enel prenderà una decisione, sia sulla eventuale partecipazione che sulla dimensione di tale eventuale partecipazione, solo a valle del completamento di tale lavoro di analisi e studio. Il Memorandum of Understanding firmato con Inter Rao è ancora valido; si precisa altresì che tale accordo è incentrato su una cooperazione di ampio respiro e non è incentrato solo sulla partecipazione al progetto di Kaliningrad.
6) Progetto Hidroaysén – Cile
6.1. Esiste una crescente opposizione popolare al progetto. Le recenti lamentele delle regioni di Aysen contro le politiche del Governo dimostrano che un approccio top down rischia di creare instabilità politica. ENEL sta valutando i rischi reputazionali del progetto Hidroaysen? Come valuta il Gruppo Enel il rischio che – con investimenti già realizzati- il progetto possa essere
bloccato da questa crescente opposizione locale?
6.2.Considerando che il processo per l’ottenimento della licenza ambientale della linea di trasmissione coinvolge 64 municipalità e 9 regioni, c`e il rischio che il progetto non venga approvato e /o venga generato un enorme numero di dispute legali. La compagnia ha allocato risorse in caso di possibile fallimento del progetto?
6.3. La Società conferma che i lavori del progetto nella regione di Aysen non inizieranno prima del rilascio della Valutazione di Impatto Ambientale della Linea di Trasmissione?
6.4.Quali sono i costi ad oggi per realizzare il progetto di Hidroaysén?
Risposta:
6.1 Per quanto concerne i rischi che il progetto Hidroaysen venga bloccato, si fa presente che il processo di ottenimento delle licenze è stato effettuato in linea con tutte le leggi e la regolamentazione locale. In particolare si precisa che, ad aprile 2012, la Corte Suprema Cilena ha rigettato 7 azioni legali, promosse da un gruppo di parlamentari, con cui era stata impugnata la decisione di approvazione del progetto da parte della commissione ambientale regionale. La decisione della Corte Suprema ha confermato che l’intero procedimento relativo al rilascio delle autorizzazioni si è quindi svolto nel
totale rispetto della legge.
6.2 Si segnala preliminarmente che la scarsità di energia elettrica nelle zone centrali del Cile è in gran parte dovuta agli attuali limiti del sistema di trasmissione elettrico, e quest’ultimo quindi presenta urgente necessità di essere ampliato, indipendentemente dal progetto HidroAysen.
A tal riguardo, il governo Cileno ha presentato un nuovo modello per lo sviluppo delle infrastrutture di trasmissione elettrica, che ha l’obiettivo di facilitare l’accesso alla rete di trasmissione a tutti gli operatori della generazione elettrica. Lo Stato avrà un ruolo chiave nella pianificazione delle reti di trasmissione elettrica e nell’ottimizzazione delle regole per la realizzazione di queste infrastrutture così importanti per il Paese. Un sistema di trasmissione ampio ed aperto a tutti gli operatori renderà possibile la
realizzazione di progetti di generazione elettrica di minori impatto ambientale ed aumenterà sensibilmente la sicurezza delle forniture.
6.3 La decisione finale sull’investimento di HydroAysen verrà adottata quando tutti i permessi saranno ottenuti.
6.4 Per quanto riguarda le centrali idroelettriche, l`investimento complessivo pianificato – tutt’ora in revisione – ammonta (come riportato nella Valutazione di Impatto Ambientale) a circa 3,2 miliardi di dollari.
Per quanto riguarda la linea di trasmissione, al momento non è possibile quantificare il relativo investimento, in quanto la modalità di realizzazione del progetto non è ancora stata definita.
7) Progetto idrolettrico di Palo Viejo – Guatemala
7.1 La licenza ambientale relativa al primo progetto Palo Viejo risulta essere stata rilasciata nel 2006 alla società Agricola Cafetelera Palo Viejo. Successivamente, il Ministero dell’Ambiente ha rilasciato una licenza ambientale alla società Enel Guatemala relativamente ad una versione
estesa del progetto. Quali sono i rapporti contrattuali in essere tra Enel e la società Agricola Cafetelera Palo Viejo? Enel ha acquisito la prima licenza e successivamente ne ha richiesto un’altra per la versione definitiva del progetto? Se Enel ha acquistato la prima licenza, che prezzo ha pagato? La società Agricola Cafetelera Palo Viejo è parte del consorzio che controlla
l’impianto? In caso affermativo, che quota di partecipazione possiede?
7.2 Considerando l’elenco delle previste iniziative a beneficio delle comunità di San Juan Cotzal, El Pinal Vinaikab, Santa Avelina, Ojo de Agua, Tzinala, El Mirador Santa Avelina, Chichel, Cajixay e San Pedro, quali sono i progetti già completati? Qual è l’investimento complessivo e il breakdown di ogni progetto?
7.3 Quali sono i ritorni attesi dall’impianto idroelettrico di Palo Viejo?
7.4 Le comunità indigene hanno dichiarato che nessun processo di consultazione ha mai avuto luogo, in violazione delle disposizioni della Convenzione ILO 169, della risoluzione delle Nazioni Unite sui diritti delle popolazioni indigene e degli standard internazionali concernenti il rilascio della Valutazione di Impatto Ambientale (EIA/ESIA). Enel al contrario sostiene che dette
consultazioni abbiano avuto luogo. In ogni caso, la valutazione di impatto ambientale non menziona tali consultazioni. Considerando che, secondo il diritto internazionale, le comunità indigene che non sono state consultate possono chiedere il risarcimento dei danni subiti dallo Stato e dalla società, è possibile ottenere un elenco delle opere che sono già state completate
ed i loro rispettivi costi?
7.5 Nella valutazione del progetto, sono stati stimati costi per 110 milioni di dollari. In altre dichiarazioni della Società, i costi sembrano ammontare ad un totale di circa 270 milioni di dollari. Quali sono le motivazioni di questo incremento del 150% dei costi attesi?
Risposta:
7.1 Enel non ha comprato la licenza ma ha acquisito l’intero progetto e i suoi diritti a seguito della sottoscrizione, in data 26 dicembre 2008, di un accordo di sviluppo con il project owner originario, vale a dire Agricola Cafetelera Palo Viejo (ACPV) – che attualmente non risulta coinvolta nel progetto in alcuna maniera – e ha successivamente avviato dettagliati studi ingegneristici per ottimizzarne il relativo design.
Quanto al corrispettivo riconosciuto da Enel ad ACPV per l’acquisizione del progetto, questo è rappresentato da (i) un ammontare, pari a 3,36 milioni di dollari, corrisposto alla data della firma dell’accordo, relativo all’usufrutto delle proprietà immobiliari su cui si sviluppa il progetto idroelettrico di Palo Viejo, e (ii) da una royalty annuale pari all’8,5% dei ricavi dalla vendita di energia prodotta dall’impianto.
Quanto invece all’estensione del progetto, si segnala che un primo Studio di Impatto Ambientale (SIA) era stato condotto su iniziativa del project owner originario, sulla base del design iniziale del progetto stesso. Il suddetto SIA è stato approvato dall’Autorità Ambientale nel mese di giugno 2006 (con la Resolution No. 1253- 2006/ECM/EM). Successivamente, a seguito dei miglioramenti apportati al progetto medesimo, è stata richiesta e ottenuta, sempre dal project owner originario, un’integrazione del SIA in data 17 dicembre 2008.
7.2 Si fa presente che sono stati completati – sulla base di un accordo di cooperazione (il cd. “Piano Sumando Voluntades“,disponibile anche sul sito internet di Enel Green Power) che prevede anche interventi di natura infrastrutturale (sulla rete stradale, per esempio) – 30 progetti di carattere sociale. Prima dell’avvio dei lavori nel 2008, Enel Green Power, di propria iniziativa, ha inoltre condiviso e firmato un accordo di cooperazione con il Municipio di San Juan Cotzal, in base al quale si impegna a sviluppare progetti di utilità sociale per un periodo di 20 anni. Considerando quindi le azioni di cooperazione sociale ed gli interventi di carattere infrastrutturale funzionali per il progetto, sono già stati investiti sul progetto in questione circa 5,4 milioni di dollari (dato aggiornato al mese di aprile 2012).
Più in generale si segnala che Enel Green Power ha già intrapreso iniziative e progetti di responsabilità sociale, con successo e reciproca soddisfazione di tutte le parti sociali interessate, in tutte le regioni del Guatemala dove è presente. Le iniziative di cooperazione sociale sono state realizzate o direttamente o attraverso l’intervento di Enel Cuore Onlus.
7.3 La generazione media attesa dell’impianto è pari a 369 GWh/anno e l’elettricità prodotta verrà venduta attraverso un Power Purchase Agreement; il tasso di rendimento è pari all’11,9%, in linea con il ricavo atteso medio in quest’area. Ulteriori ricavi annuali derivano dalla vendita di CER (fino al 2020).
7.4 Con riferimento alla versione iniziale del progetto, ACPV aveva organizzato incontri con la comunità locale all’interno della piantagione di caffè per fornire informazioni sul progetto medesimo. Il primo SIA è stato (i) reso disponibile per il prescritto periodo di 20 giorni presso gli uffici del Ministero dell’Ambiente e delle Risorse Naturali ed i relativi uffici dipartimentali, e (ii) pubblicato sia in spagnolo sia in lingua ixil nei giornali locali.
In aggiunta a quanto sopra, in data 2 maggio 2006 un incontro pubblico con le
comunità locali ha avuto luogo alla presenza del Consiglio di Sviluppo Municipale di San Juan Cotzal. Tale incontro è stato teso a identificare la percezione e le aspettative del progetto e a valutare il consenso alla costruzione dell’impianto idroelettrico presso la piantagione di caffè “Finca San Francisco”, con la partecipazione di stakeholders delle comunità limitrofe a Cotzal.
Le comunità hanno mostrato consenso per il progetto, come dimostrato dalle seguenti attestazioni:
– 11 lettere di sostegno al progetto sono state firmate dai leader delle comunità del COCODE e da altre comunità. Questi documenti sono stati inoltrati al Sindaco di San Juan Cotzal e dimostrano la comprensione e il consenso al Progetto;
– una lettera del Governatore del Dipartimento di Quiche, che ribadisce
l’approvazione al Progetto (firmata il 23 novembre 2006).
Si sottolinea inoltre che il processo di consultazione pubblica, in accordo con la Convenzione ILO 169, è stato condotto dal Governo Guatemalteco. Questa
consultazione pubblica è da considerarsi una comunicazione continua e a lungo
termine, non un referendum. Quando Enel ha acquisito il progetto e ha proceduto all’ottimizzazione dello stesso, si è provveduto ad estendere il coinvolgimento delle comunità locali con riferimento ad una zona ancora più ampia, per esempio prendendo in considerazione anche gli abitanti di una zona al di fuori della piantagione di caffè, secondo quanto al riguardo raccomandato dalle linee guida ILO, al fine di meglio considerare le possibili preoccupazioni delle comunità locali e di altri stakehloder nelle fasi di costruzione e esercizio.
Nell’ambito della suddetta strategia di comunicazione sono state organizzate alcune visite di leader delle comunità a impianti idroelettrici di Enel, in occasione delle quali si è mostrato il funzionamento dell’impianto ed è stata fornita una corretta informazione sulle energie rinnovabili e sulla fonte idroelettrica in particolare. È stata altresì distribuita una brochure contenente informazioni e presentazioni circa il funzionamento di un impianto idroelettrico ed alcune risposte alle preoccupazioni espresse dalle comunità locali.
In alcuni casi è stato necessario utilizzare terreni municipali per la realizzazione di piccoli lavori di miglioramento dell’accesso stradale (ad esempio l’allargamento della strada) e in rari casi per lavori sul fiume (pulitura delle reti). In tutti questi casi, sono stati riconosciuti degli equi indennizzi alle persone interessate dai lavori.
Laddove si sono verificati – a causa dei lavori condotti sull’impianto – danni
(comunque di entità modesta) alle infrastrutture esistenti (ad esempio, rottura di tubature o di muri esterni alle case), Enel ha provveduto al pronto risarcimento di detti danni in misura riconosciuta congrua dalle autorità locali.
7.5 La versione iniziale del progetto, elaborata da ACPV, prevedeva un costo totale stimato in 110 milioni di dollari; detto importo non teneva conto delle misure di sicurezza e dei lavori civili per l’analisi geologica.
Una volta che il progetto è stato acquisito da Enel, quest’ultima – oltre ad includere nel progetto stesso i costi relativi alle misure di sicurezza ed ai lavori civili per l’analisi geologica – ha provveduto ad effettuare studi dettagliati sull’idrogeologia e sulle condizioni geotecniche ed ha eseguito studi ingegneristici per l’ottimizzazione del progetto stesso. Il costo totale è di conseguenza aumentato, anche a causa dell’incremento dei costi del cemento e del ferro.
8 ) Progetto idrolettrico di El Quimbo – Colombia
8.1 La Società ha preso in considerazione e preventivato i costi relativi al possibile arresto del progetto a causa del crescente numero di procedimenti legali e degli appelli a revocare la attuale licenza ambientale?
8.2 Qual è l’ammontare complessivo delle riserve destinate agli indennizzi economici e alle misure di compensazione ?
8.3 Enel conferma di aver messo a disposizione della polizia antisommossa colombiana propri veicoli e mezzi in modo che la polizia potesse sgombrare la comunità locali che si erano accampate sulle sponde del fiume Magdalena per impedirne la deviazione?
8.4 Allo stato attuale delle cose, il progetto sta accumulando ritardo rispetto alle previsioni, poiché non è stato possibile procedere alla deviazione del fiume, operazione quest’ultima programmata tra il mese di dicembre 2011 ed il mese di gennaio 2012. Diversi organismi di controllo colombiani hanno aperto delle inchieste per responsabilità in materia di disastro ambientale e di corruzione; in particolare stanno conducendo delle indagini riguardo a delle
presunte gravi irregolarità nel procedimento di rilascio dei permessi necessari per la realizzazione dell’impianto. Enel ha preso in considerazione il possibile rischio reputazionale che potrebbe tradursi in danni finanziari per la Società stessa e per i propri azionisti?
Risposta:
8.1 Si precisa in primo luogo che il progetto di El Quimbo:
– è stato realizzato rispettando tutte le leggi e le regole;
– è totalmente autorizzato;
– gode del totale appoggio dal Governo colombiano.
Chiaramente, come tutti i progetti di questo tipo, presenta dei rischi. In caso di azioni legali il Gruppo Enel si difenderà nelle sedi opportune.
8.2 Per quanto concerne gli indennizzi economici e le misure di compensazione, è stato allocato a riserva un ammontare di circa 150 milioni di dollari.
8.3 Si precisa che, per quanto concerne lo sgombero delle aree interessate, il Gruppo Enel ha agito nel pieno rispetto della legge.
In base alla legge, Endesa ha infatti richiesto e ottenuto l’intervento delle competenti autorità, affinché venisse assicurata la continuazione dei lavori del progetto, che risultavano invece bloccati – a causa delle iniziative intraprese dalle organizzazioni contrarie al progetto – dal 3 gennaio di quest’anno.
Il Gruppo Enel ha quindi operato nel pieno rispetto della legge non solo al fine di poter riprendere il normale sviluppo dei lavori del progetto, ma anche per tutelare l’incolumità delle comunità che si erano illegalmente stanziate sulle rive del fiume Magdalena.
Il Governo colombiano – dopo aver realizzato tutti gli sforzi possibili per ottenere una liberazione volontaria delle aree occupate – ha proceduto con la legale procedura di sgombro delle aree occupate.
A tale ultimo riguardo, si segnala che non è stato fornito da parte del Gruppo Enel alcun aiuto logistico, in termini di disponibilità di veicoli e/o mezzi, alle autorità governative.
8.4 Si precisa che nessuna autorità o organismo giudiziario ha avviato alcuna delle azioni legali menzionate.
Per la costruzione di El Quimbo sono stati rispettati tutti i requisiti previsti dalla legge, come testimonia il rilascio dell’Autorizzazione Ambientale.
Non sussiste alcun caso di corruzione, né di disastro ambientale.
Emgesa, a fronte di tali notizie, ha chiesto alle autorità competenti di verificare l’eventuale esistenza di procedimenti giudiziari a carico proprio (o di propri esponenti); la risposta ufficiale pervenuta dalle suddette autorità ha escluso la sussistenza di alcun procedimento penale nei confronti dei funzionari responsabili del progetto idroelettrico El Quimbo. In tal modo viene dimostrata ulteriormente l’assoluta infondatezza delle notizie sopra riportate.
La deviazione del fiume Magdalena è stata realizzata lo scorso 3 marzo 2012 nel
rispetto dei requisiti previsti dal punto di vista ambientale, tecnico e della sicurezza.
Emgesa continua a lavorare perché la tempistica di realizzazione del progetto venga rispettata e si possa quindi provvedere all’entrata in esercizio dell’impianto a partire dal dicembre 2014.
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