La planta de emergencia que se instalará en el Puerto de Santa Cruz de Tenerife no es una central “normal”, sino una infraestructura temporal cercada por condiciones ambientales y de seguridad que pretenden acotar su impacto.
Queda claro tras una lectura rápida al texto publicado en el Boletín Oficial de Canaria, que fija un marco de funcionamiento condicionado: sistemas SCR obligatorios para recortar NOx, pero válidos solo bajo una hipótesis de uso muy limitada (500–1.000 horas anuales).
Si la planta superara ese régimen, el promotor deberá presentar nueva documentación técnica, acompañarla de análisis ambiental y sumar un informe de Salud Pública, reabriendo el foco sobre la huella real del proyecto.
Más exigencias
Ese corsé regulatorio se completa con otras exigencias:
- un estudio específico de campos magnéticos al inicio del funcionamiento —teniendo en cuenta la acumulación con la subestación cercana—;
- un estudio de impacto acústico previo y, si fuera necesario, medidas correctoras y monitorización continua del ruido;
- controles reforzados de impermeabilización en áreas con depósitos y verificación de fugas de gasoil;
- un estudio de riesgo hidráulico y solución del drenaje de pluviales;
- y una evaluación de riesgos de accidente y efecto dominó con instalaciones industriales próximas, que desemboca en un Plan de Autoprotección y un informe de seguridad conforme a la normativa de accidentes graves con sustancias peligrosas.
Además, al ubicarse en dominio portuario, se incorpora el marco ambiental de la Autoridad Portuaria, que exige un sistema de gestión tipo ISO 14001 y procedimientos operativos para control de emisiones, ruido, sustancias peligrosas y suelos.
El proyecto
El proyecto, promovido por Sampol y O. Canarias, S.L., se articula como respuesta a la necesidad de generación adicional gestionable para cubrir picos de demanda cuando el sistema insular no tenga capacidad suficiente, que es algo que suele suceder, para qué negarlo.
En ese contexto, el Gobierno de Canarias declaró la emergencia energética en octubre de 2023 y abrió un cauce para que empresas interesadas presentaran propuestas de potencia “de choque”.
La pieza de Santa Cruz queda conectada también al encaje estatal: el Ministerio para la Transición Ecológica ha reconocido el coste de este tipo de medidas extraordinarias para Tenerife, Gran Canaria y Fuerteventura, con una orden posterior que revoca la anterior y fija un marco temporal de tres años prorrogables, a la espera de soluciones estructurales.
La instalación se plantea con diez grupos electrógenos diésel que generan a baja tensión (400/230 V), elevan a 20 kV en transformadores individuales y vuelven a elevar a 66 kV para engancharse a la red, con conexión proyectada hacia la subestación del Dique del Este.
La planta se ubicará en una parcela gestionada por la Autoridad Portuaria y, antes de iniciar obras, deberá obtener la concesión de ocupación del dominio público portuario. La resolución también fija plazos: el promotor tendrá seis meses para solicitar la puesta en servicio desde la notificación.
Trabas previas
El expediente llega tras un recorrido con fricciones: se produjo un cambio de emplazamiento dentro del puerto (de una parcela inicial a otra alternativa) que obligó a revocar parcialmente una autorización previa para conservar trámites y reconducir el procedimiento.
Además, al detectarse disconformidades con el planeamiento en algunos extremos, el Gobierno autonómico aprobó un decreto que acuerda la ejecución del proyecto y ordena la alteración del planeamiento afectado, utilizando el mecanismo previsto para infraestructuras energéticas consideradas de interés general.
Ahora el BOC introduce un matiz decisivo, la temporalidad no será solo política, también técnica y verificable. Con el límite de horas como línea roja y con exigencias de medición y control la autorización intenta evitar que una solución de emergencia se deslice, por inercia, hacia un funcionamiento ordinario.
