La hidroeléctrica de Vilasouto nunca llegó a construirse. Es un buen ejemplo de la maraña administrativa y la elasticidad del tiempo tan habituales en este tipo de proyectos. La antigua Confederación Hidrográfica del Norte, hoy del Miño-Sil, aprobó el 19 de junio de 1995 las bases para sacar a concurso la concesión y explotación de una central que aprovechase el embalse construido hace medio siglo en el río Mao, en la localidad luguesa de O Incio, para producir energía. Tres años después, en julio de 1998, la empresa madrileña Elecdey consiguió la adjudicación, pero no cumplió ni la fecha establecida para iniciar las obras ni la de finalización. A partir de ese momento se fueron encabalgando las solicitudes de prórroga y los intentos del organismo para extinguir el permiso, hasta que en marzo de 2015 se rechazaron definitivamente las alegaciones de la compañía para intentar retrasar por enésima vez los trabajos mientras no se restableciera "un desequilibrio económico por la modificación de condiciones en la producción de electricidad".
La de Vilasouto es una de las tres centrales que el Estado ha recuperado en Galicia por la caducidad de las concesiones y que ahora saldrán de nuevo a subasta. Cada una de ellas, al igual que otras tres ubicadas en la provincia de León -bajo la demarcación también de la cuenca Miño-Sil-, fueron sometidas a un examen técnico y económico para comprobar si es viable seguir explotándolas y en qué condiciones para compatibilizar la nueva normativa de caudales ecológicos -el mínimo de agua que debe haber siempre en las presas para evitar más alteraciones al ecosistema del entorno- y la rentabilidad del negocio. Teniendo en cuenta las inversiones necesarias, los estudios que maneja el Estado prevén plazos de hasta 75 años -lo máximo permitido por la ley- para los contratos.
En el caso concreto de Vilasouto, el equipo de ingenieros y biólogos encargado de su revisión ponen sobre la mesa una horquilla de entre 19 y 70 años. Hay que empezar casi de cero. No hay, como recuerda el informe, "ninguna captación, ni instalación para la derivación de aguas solicitada, ni ningún edificio para la central hidroeléctrica". A partir del análisis de tres diferentes alternativas de potencia para las turbinas y teniendo en cuenta los caudales históricos de los últimos 10 años, la estimación de producción de electricidad anual alcanzaría los 2.591 megavatios/hora (MWh).
La inversión rondaría los 52.600 euros por licencia, gestión de proyecto e ingeniería; unos 874.600 euros irían para la casa de máquinas y el equipamiento; y 178.500 para la tubería y bypass. El coste total suma 1,105 millones de euros. Una vez descontados los gastos operativos -incluidos el canon de producción y el fijo, y el peaje de acceso a la red eléctrica- y los impuestos, la central alcanzaría un beneficio de 42.000 euros en el primer año de su puesta en marcha (2020) y 83.000 euros en la proyección de resultados realizada hasta 2040.
La situación de la central de Enviande es otra historia. Como adelantó FARO hace unos meses, es la primera presa activa en Galicia que revierte a manos públicas por la caducidad de la concesión otorgada hace justo 29 años a Cortizo Hidroeléctricas, filial del grupo gallego de aluminio con el mismo nombre. Con 1.100 kilovatios (KW) de potencia, está ubicada en Chantada (Lugo).
"Las instalaciones del aprovechamiento presentan un buen estado general, sin que en una primera aproximación visual se puedan observar deficiencias en su grado de conservación o anomalías en su funcionamiento", señala el informe de los técnicos. La propia confederación hidrográfica advierte que la central "no es compatible con el planeamiento hidrológico vigente" y es necesario implantar "un nuevo régimen concesional, caudales ecológicos y mejora del mecanismo de permeabilidad longitudinal del obstáculo existente" para adaptarla. Con esos cambios, la continuidad de la central es "viable ambientalmente". También desde el punto de vista social, sostienen los técnicos, porque no causa rechazo en la zona; y el jurídico.
El presupuesto para acometer las mejoras obligatorias se movería entre 25.000 y 175.000 euros. La implantación de los caudales ecológicos reduciría solo un 3,1% la generación eléctrica anual, hasta los 2.711 MWh. "La ventana de rentabilidad razonable se abre entre uno y 50 años de concesión, con cánones de producción que van desde 3.000 a 24.000 euros al año", concluye el estudio.
El salto de La Bomba se cuela en el cauce del río Arnoia, entre los ayuntamientos de Ramirás y Cartelle (Ourense). La autorización primitiva de 10 de enero de 1949 estaba a nombre de una particular y en 1995 se transfirió a la antigua Unión Fenosa, actualmente Naturgy. El apagado durante más de tres años motivó el expediente de caducidad. La falta de actividad y el paso del tiempo pasaron factura a las instalaciones. Hay tramos del canal con derrumbes, la cámara de carga se encuentra "en mal estado de conservación" y la central está "en ruinas, sin techo y carece de maquinaria alguna".
El coste de la recuperación va de los 1,1 millones de euros para un caudal de 3 metros cúbicos por segundo (el fijado en la concesión original) a 2,050 millones para 8 metros cúbicos. Algo más -1,155 y 2,152 millones, respectivamente- si se añaden los dispositivos de minimización de impacto en el entorno. En función de la potencia también, la capacidad de producción está entre 1.620 y 3.560 MWh.
Con el caudal de 3 metros cúbicos no se llegaría a una rentabilidad razonable, según los expertos, en un periodo concesional inferior al tope de 75 años. "Es necesario acometer reformas de ampliación del canal e ir a caudales más altos", indican. Aunque los técnicos matizan que podría ser otro, el informe parte de uno de 8 metros cúbicos como ideal y "una horquilla de posibles periodos concesionales entre 31 y 75 años". El resultado neto subiría de 64.000 euros en 2020 a 126.000 euros en 2040.
