El gigantesco hueco que dejó la minería de hierro a las afueras de Marmora (una pequeña localidad del este de Ontario) se ha transformado con los años en una imagen tan llamativa como incómoda. Llamativa, por el color turquesa del agua acumulada en el fondo del tajo. Incómoda, porque el lugar funciona como un imán para la curiosidad, pero también como un entorno de riesgo (paredes rocosas, terrenos inestables y una profundidad poco habitual para un lago artificial).
Ahora, esa misma cavidad industrial está en el centro de una propuesta energética de gran escala. Northland Power y Ontario Power Generation promueven el Marmora Clean Energy Hub Project, un complejo que pretende convertir la antigua mina Marmoraton en el embalse inferior de una instalación de almacenamiento por bombeo en circuito cerrado de 400 megavatios (MW), complementada por una planta solar terrestre de unos 30 MW. El objetivo declarado es aportar flexibilidad al sistema eléctrico de Ontario y devolver energía a la red en los momentos de mayor demanda.
La lógica técnica es sencilla (y cada vez más relevante en redes con más renovables). El almacenamiento por bombeo actúa como una batería hidráulica. En horas de baja demanda, el sistema consume electricidad para elevar agua a un embalse superior. En los picos de consumo, deja caer el agua de nuevo hacia el embalse inferior y genera electricidad con turbinas. En el caso de Marmora, el tajo inundado se plantea como embalse inferior (unas 33 hectáreas y 220 metros de profundidad) y el superior se construiría sobre parte de los acopios de roca del antiguo complejo minero, con una gran balsa impermeabilizada.
El diseño se presenta como “circuito cerrado” porque, según la documentación del proyecto, la mina está desconectada de masas de agua superficiales cercanas (no forma parte de un cauce) y la operación se basaría en mover el mismo volumen de agua entre los dos depósitos. Esa característica reduce algunas incertidumbres ambientales habituales en proyectos conectados a ríos, aunque no elimina la necesidad de evaluar impactos (calidad del agua, filtraciones, ruido, obras y afecciones a hábitats). La propia documentación menciona estudios y autorizaciones tanto federales como provinciales, incluidos trámites vinculados a pesca y a permisos ambientales en Ontario.
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En términos de magnitud, el proyecto describe una potencia instalada de 400 MW (dos grupos de 200 MW) y una capacidad operativa pensada para cubrir unas cinco horas diarias de generación en periodos punta (un orden de magnitud de gigavatios hora al día, según los conceptos preliminares). También apunta a una fecha objetivo de entrada en servicio en 2029, en línea con el calendario en el que Ontario prevé mayores necesidades de capacidad y flexibilidad eléctrica. Además, el registro federal del proceso de evaluación indica que la propuesta contempla hasta 500 MW como capacidad máxima potencial (por ampliaciones o ajustes de diseño).
Pero el debate local no se limita a los megavatios. Marmora lleva años gestionando una paradoja. El lago turquesa es un reclamo visual evidente, viralizable y fotogénico, y el entorno se ha incorporado a rutas de interés geológico e histórico. Al mismo tiempo, el acceso directo al borde y al agua está restringido por seguridad (no se permite nadar ni entrar en el área del tajo) y se canaliza la visita hacia miradores y recorridos señalizados. La discusión sobre qué hacer con un paisaje extremo (abrirlo más como espacio recreativo o mantenerlo como postal controlada) se reabre cuando aparece un proyecto energético que puede redibujar usos, servidumbres y percepciones sobre el lugar.
El estado administrativo añade un matiz importante. La iniciativa figura en el registro de la Agencia de Evaluación de Impacto de Canadá dentro de la fase de planificación y con el calendario suspendido (una figura habitual cuando el promotor solicita más tiempo para preparar información). Es decir, no se trata todavía de una obra aprobada, sino de una propuesta en tramitación, con documentación técnica preliminar y con un proceso de participación pública ya activado en fases anteriores.
En el fondo, el caso de Marmora resume un dilema que se repite en la transición energética. La reutilización de infraestructuras extractivas ofrece ventajas (terreno ya alterado, impacto paisajístico asumido, proximidad a corredores eléctricos), pero exige una “licencia social” que no se compra con renderizados. En localidades pequeñas, los beneficios prometidos (inversión, empleo, ingresos fiscales) compiten con preocupaciones igualmente tangibles (seguridad, tráfico de obras, cambios en el turismo, incertidumbre ambiental). La mina inundada que antes simbolizaba el coste de la industria pesada puede terminar funcionando como un activo de la economía descarbonizada, aunque el camino dependerá tanto de la ingeniería como del encaje comunitario.
