El proyecto, financiado por el programa europeo LIFE+, consiste en un prototipo con capacidad para generar 700.000 kilovatios a la hora que se instalará en la localidad asturiana de Mieres a mediados del año 2016.

El consorcio, formado por la Fundación Prodintec, el Ayuntamiento de Mieres, la ingeniería Manutención Asturiana, la empresa Servo Ship y la Fundación Asturiana de Energía, tiene previsto ponerlo en funcionamiento en un plazo de 38 meses.

El sistema funciona como una pequeña central hidroeléctrica que aprovecha la energía potencial y cinética de la masa de agua que entra en los depósitos municipales.

El de Mieres será el primero de este tipo que se instale en Europa, y probablemente en el mundo, puesto que algunos sistemas similares, pero no iguales, están funcionando en Estados Unidos.

La principal ventaja es que la maquinaria, básicamente compuesta por una pequeña turbina y un generador eléctrico, se fabrica en módulos que no requieren transportes especiales de grandes dimensiones y cuya instalación tan solo requiere unas horas.

El coordinador de este proyecto LIFE+, el químico Alejandro Fernández Hernández, de Prodintec, aseguró que estas «microcentrales» pueden ser instaladas en miles de municipios de Europa que tengan una orografía favorable.

El desarrollo del proyecto tiene un presupuesto de 1.775.668 euros, de los que 718.363 euros son aportados mediante financiación europea del programa LIFE+.

Una vez en funcionamiento, la inversión inicial se amortiza en unos cinco o seis años, aunque estas estimaciones pueden variar según cambien las tarifas eléctricas y la normativa sobre energías renovables.

Estos sistemas modulares son rentables en potencias de generación de entre 300.000 kilovatios hora y un millón y medio de kilovatios hora, según explicó Fernández Hernández.

El presidente de la CHE, Xavier de Pedro, explicó a los medios que esta energía se destinará al servicio público de gestión del agua que presta el organismo de Cuenca y las comunidades de usuarios como elevaciones de caudales para regadío, restitución territorial, modernización de regadíos o para cubrir las necesidades energéticas de la propia administración.

Dado que ya concluyó el periodo de amortización de la construcción de los saltos, el coste para el Estado será mucho menor frente al encarecimiento de en torno al 50% que experimentó la energía y permitiría a la cuenca ser más competitiva, recordó De Pedro.

Las empresas tienen un plazo de un mes para comunicar a la Confederación la producción que se generó durante los últimos cinco años para poder calcular la cantidad de energía concreta que le correspondería a la CHE y el coste.

La CHE también tiene que analizar cuál sería la opción más ventajosa si la recompra por parte de las empresas de esa reserva o la adquisición directa de la energía, si bien, en ambos casos se destinaría a la gestión del servicio público del agua.

Lo que se va a reclamar es la energía reservada, que puede ser de distintas modalidades, y va a permitir al organismo de Cuenca obtener un volumen «importante» de energía, porque se trata de grandes aprovechamientos, y de forma barata.

No obstante explicó que el coste estaría determinado por el precio de la energía, contando los gastos de primer establecimiento, pero «muy inferior» al precio actual del mercado.

Una vez que se dicte la resolución del procedimiento, que De Pedro espera que oscile entre tres a seis meses, se fijará «el modo, tiempo y lugar» en el que se haga la entrega de esta energía.

De Pedro informó de que es un asunto que ya se habló con las hidroeléctricas con anterioridad así como que ya hubo reclamaciones por parte de la CHE, aunque no en forma de procedimiento administrativo, pero que se trata de un derecho primordial que así se recoge en las cláusulas de concesión.

En concreto, se solicitó la reserva de energía a los saltos de Mediano-El Grado I- El Grado II (Cinca); San José, embalse de Barasona (Ésera); Mequinenza y Ribarroja (sistema del Bajo Ebro); Santa Ana, Senet, Bono, Vilaller, Canelles, Pont de Suert, Escales Llesp y Puente de Montañana en la Noguera Ribagorzana); Bohí y Caldas (Noguera de Tor); Baliera (Baliera) y los de Mansilla (Najerilla) y Canal de la Margen Izquierda del Najerilla.

En algunos casos estos aprovechamientos se gestionaron desde el principio por empresas privadas y en otros casos pasaron a manos privadas con los cambios del sector energético.

Se trata de los saltos donde la cláusula está contenida con claridad para su exigencia y en un futuro próximo se podría poner en marcha en alguna otra concesión.

Según informó Enel Green Power, que cotiza tanto en la Bolsa de Madrid como en la de Milán, la adjudicación de estos proyectos, que tendrán una capacidad de 102 megavatios (MW) en total, se llevó a cabo mediante la primera de las llamadas «subastas de nueva energía» celebrada en 2013 en Brasil.

Para la realización de estos tres proyectos de producción de energía hidroeléctrica, llamados «Salto Apiacás», «Cabeza de boi» y «Fazenda», será necesaria una inversión total de unos 188 millones de euros y su construcción se realizará también en un entorno energético limpio, pues las obras se llevarán a cabo con energía renovable.

De hecho, Enel Green Power construirá una planta fotovoltaica de película fina de unos 1,2 MW que permitirá proveer de parte de la energía necesaria para la construcción y que, una vez concluidas las obras, seguirá activa, añadiendo su capacidad productiva a la de las nuevas instalaciones hidroeléctricas.

Una vez en funcionamiento, las tres nuevas instalaciones hidroeléctricas estarán en disposición de producir hasta unos 490 gigavatios por hora (GWh) anuales de energía limpia, necesaria para dar respuesta a la gran demanda energética de Brasil, que se prevé que crezca a una media anual del 4% hasta 2020.

Los contratos para el suministro energético que Enel Green Power se adjudicó tienen una duración de treinta años y prevén la venta de determinados volúmenes de energía producida por las tres nuevas instalaciones de Mato Grosso a una alianza de empresas de distribución que operan en el mercado brasileño.

Los 102 MW de capacidad de estas tres plantas se sumarán a los 93 MW de energía hidroeléctrica de Enel Green Power en funcionamiento ya en Brasil, de los que 38 MW están distribuidos en nueve plantas en el mismo Estado de Mato Grosso.

Además, Enel Green Power se adjudicó desde 2010 proyectos por un total de 401 MW de energía eólica (283 MW ya en construcción) en Brasil, uno de los primeros países en producción energética limpia del mundo gracias a más de 98.000 MW de capacidad de fuentes renovables, lo que representa aproximadamente el 85% del total de producción del territorio brasileño.

La filial del grupo Enel, accionista mayoritario de la eléctrica española Endesa, gestiona plantas de energías renovables en otros países de América Latina además de Brasil, como México, Costa Rica, Guatemala, Panamá y Chile, con una capacidad instalada total de 990 MW.

Las dos centrales, separadas entre sí por 10 kilómetros, contará con dos turbinas de 5 MW cada y una generarán la energía eléctrica que será transportada a través de una línea de transmisión eléctrica de 115 kV y 21 kilómetros de longitud hasta conectarse con la red principal de Hydro One.

Dragados Canadá construirá las dos presas de escollera y sus obras asociadas, entre las que figuran un canal de toma, los aliviaderos, las carreteras auxiliares y una línea eléctrica de 21 kilómetros para conectar con la red principal.

Desde ACS indicaron que las presas captarán la escorrentía generada en una cuenca 4.000 kilómetros cuadrados de superficie.

La obra tiene un plazo de 20 meses y dará trabajo directo a más de 250 personas, que se alojaran en un campamento habilitado al efecto, según la compañía.

La iniciativa forma parte de la cartera de proyectos hidroeléctricos de Regional Power Inc., subsidiaria de Manulife Financial, una de las mayores empresas aseguradoras y financieras de Canadá.