Disposición 2025/228/3878

ANTECEDENTES

Primero.- Mediante escrito de la Dirección General de Energía (en adelante, DGE), de 26 de marzo de 2025 (CTEE/2840), y actuando como órgano sustantivo en el marco de lo establecido en el artículo 45.3 de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental (en adelante, LEA), se remite el proyecto y el Documento Ambiental de la presente instalación a los “...efectos de la emisión del correspondiente Informe de Impacto Ambiental”. A este escrito de la DGE le acompaña la siguiente documentación:

• Proyecto industrial: Planta Emergencia Puerto Santa Cruz Tenerife (Tenerife) y Separata de Media Tensión, con referencia 24-53.REV01 de febrero de 2025, proyectado por SRIngenieros y firmado por los ingenieros industriales D. Sixto Manuel Ramos Cabrera y D. Héctor Febles Armas (colegiados n.º 294 y 348, respectivamente) y la ingeniera técnica industrial Dña. Tania Rodríguez Mendoza (colegiada n.º 1.518), en San Sebastián de La Gomera, en noviembre de 2024. Contiene las siguientes separatas: (1) Alta Tensión, (2) Baja Tensión, (3) Protección contra incendios, (4) Combustibles, (5) Gestión de Residuos, (6) Estudio de Seguridad y Salud y (7) Presupuesto General.

• Documento Ambiental del Proyecto (en adelante, DAP): Planta Emergencia Puerto Santa Cruz de Tenerife (Tenerife), de marzo de 2025. Elaborado por Bejeque Medio Ambiente y firmado por el biólogo colegiado D. Ricardo González González (n.º 17.792-L) y el geógrafo D. Gustavo Rodríguez Real.

Segundo.- En respuesta a la solicitud de este Centro Directivo, de 10 de abril de 2025 y número de registro interno CTEE/3550, la DGE con fecha 11 de abril de 2025 (CTEE/3639) adjunta remite la solicitud de inicio de la evaluación de impacto ambiental simplificada del promotor de la instalación, firmada y registrada el día 24 de marzo de 2025 (CTEE/30408).

Tercero.- Con fecha 28 de abril de 2025, la DGE anuncia en el Boletín Oficial de Canarias n.º 83 el sometimiento a información pública de la solicitud de autorización administrativa del proyecto, otorgando al efecto un plazo de treinta (30) días para examinar el proyecto y formular las alegaciones que se estimen oportunas.

Cuarto.- Mediante comunicación interna de 28 de mayo de 2025 (CTEE/5634), el Servicio de Transporte y Generación en R.O. de la DGE remite al Servicio de Impacto Ambiental el escrito que ha presentado a la Dirección General de Salud Pública (DGSP), en cuanto a la temporalidad de los grupos de emergencia. Aclara que la Orden TED/433/2024, de 8 de mayo, por la que se acuerda el reconocimiento de las repercusiones económicas derivadas de la adopción de medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad del suministro en las islas de Gran Canaria, Tenerife y Fuerteventura, establece “...una vigencia temporal durante un periodo de tres años, considerando que se podrán conceder prórrogas hasta la puesta en servicio de la potencia eléctrica resultante del procedimiento de concurrencia competitiva”.

Quinto.- Con fecha 3 de julio de 2025 (CTEE/7431), el órgano sustantivo da traslado de la ficha técnica del sistema SCR remitida por el promotor a ese Centro Directivo el 2 de julio de 2025. En su escrito se especifica que “La instalación de dicho equipo no supone una modificación sustancial en lo relativo a la autorización administrativa de la instalación de producción de energía, siendo una mejora ambiental”.

Sexto.- El 8 de julio de 2025 (CTEE/7615) y en relación con su escrito anterior de 3 de julio de 2025 (CTEE/7431), la DGE informa que “El promotor ha comunicado que va a instalar equipos de la marca Mitsubishi, modelo S16R2PTAW, ya que el proveedor inicial no puede suministrar los motores en el plazo requerido. Estos motores tienen las mismas características técnicas que la opción analizada en el proyecto. Dicho cambio no implica una modificación sustancial y no afecta al trámite ambiental”.

Séptimo.- Una vez que esa DGE advierte error material en su anterior escrito, el 10 de julio de 2025 (CTEE/7756) remite nuevo escrito que sustituye al remitido con fecha 8 de julio de 2025 (CTEE/7615), exponiendo que: “El promotor ha comunicado que va a instalar equipos de la marca Baudouin, modelo 20M33G2500/5, ya que el proveedor inicial no puede suministrar los motores en el plazo requerido. Estos motores tienen las mismas características técnicas que la opción analizada en el proyecto. Dicho cambio no implica una modificación sustancial y no afecta al trámite ambiental”.

CONSIDERACIONES TÉCNICAS

Primera.- Objeto del proyecto.

Acorde con la información aportada en la documentación remitida, el proyecto nace de la emergencia energética declarada en Canarias con fecha 2 de octubre de 2023, mediante acuerdo del Consejo de Gobierno, en la que se pone en evidencia la necesidad de disponer en un corto plazo de una potencia de generación que sea fácilmente gestionable, disponiendo así de un importante suplemento de energía eléctrica en las redes de distribución eléctrica de Alta Tensión (AT).

Con independencia de que en el marco de la transición energética se aspire a buscar soluciones más sostenibles y no basadas en el uso de combustibles fósiles, es crítico contar con generadores que tengan la condición de gestionables (categoría A) y provean la suficiente inercia al sistema para evitar que se produzcan interrupciones en el suministro (ceros eléctricos) a la par que se siguen desarrollando las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.

En la actualidad, la mayoría de los grupos de generación eléctrica instalados en Canarias que tienen la condición de gestionables están ubicados en las centrales térmicas, encontrándose gran parte de este parque de generación en situación de vulnerabilidad dada su antigüedad y que, en los últimos años, se está viendo agravada por las declaraciones de indisponibilidad indefinida de determinados grupos, tal y como se ha puesto de manifiesto en diferentes informes del operador del sistema. Esta situación de precariedad está provocando un déficit de cobertura en todos los sistemas eléctricos insulares canarios, comprometiendo la garantía del suministro eléctrico, convirtiéndose en un problema estructural.

Las potencias para la instalación, atendiendo a las necesidades totales de generación, fueron acordadas con el Gobierno de Canarias y con el Gobierno de España, y con las capacidades de las Redes de Distribución y a los Puntos de Conexión adecuados para las potencias generadas, con Red Eléctrica de España (REE) y E-Distribución, quedando la generación de producción de este proyecto como se expone en la siguiente tabla:

Ver anexo en la página 46969 del documento Descargar

Segunda.- Características del proyecto (descripción gráfica y esquemática en el Anexo II).

La instalación consiste en un establecimiento modular, fácilmente escalable y desmontable que permita respuestas rápidas y ajustables a la demanda de la red, sencillas en su mantenimiento y control y con la posibilidad de restaurar los terrenos donde se implantará la instalación con una mínima inversión. Debido a su carácter de emergencia, su uso se limitará a situaciones en la que exista riesgo cierto en la seguridad del suministro.

Al efecto plantean la instalación de una planta de generación gestionable de 18 MW, en una parte de la parcela gestionada por la Autoridad Portuaria de la provincia de Santa Cruz de Tenerife (Dársena Pesquera) con referencia catastral n.º 2729301CS8522H0000FX, en una superficie de 7.693 m2, de la que se ocuparán 5.747,38 m2 con varias edificaciones prefabricadas y con elementos que requieren de alimentación eléctrica, con varios generadores de potencia y suministros auxiliares, en concreto:

• Una (1) oficina (Contenedor 20 pies).

• Un (1) cuarto de control (Contenedor 20 pies).

• Un (1) almacén (Contenedor 20 pies).

• Diez (10) centros de transformación en edificios prefabricados.

• Un (1) centro de transformación para servicios auxiliares en edificio prefabricado.

• Y un (1) centro de entrega, también en un edificio prefabricado.

• Diez (10) grupos de generación con una potencia nominal de 2.295 kVA y 2.500 kVA en emergencia (1.836/2.000 kW), con salida a 400/230 V, contenerizados en 40 pies, refrigerados por agua, trifásicos a 50 Hz y alimentados por gasoil, modelo HTW-2295 T5 de la marca HIMOINSA, con motor que inicialmente era Mitsubishi, modelo S16R2 PTAW y que tras comunicaciones del órgano sustantivo de fechas 3 de julio de 2025 (CTEE/7431) y 10 de julio de 2025 (CTEE/7756) que incluyen escrito del promotor, sería de la marca Baudouin, modelo 20M33G2500/5, dado que el proveedor inicial no puede suministrar los motores en el plazo requerido.

• Un (1) grupo de generación con una potencia nominal de 400 kVA.

• Cuatro (4) depósitos de gasoil de 100 m3 cada uno.

La ocupación en la parcela será, a priori, esporádica, al tratarse de una instalación telegestionada, siendo necesaria la presencia de personal (una pareja de técnicos) en las labores de mantenimiento, llenado de depósitos de combustible y supervisión de la planta.

En el cuarto de control se instalará el cuadro principal de mando y protección de la instalación, alimentado desde el cuadro de baja tensión (BT) del transformador de suministros auxiliares ubicado en el Centro de entrega. Desde este cuadro principal de mando y protección se alimentarán los subcuadros de la oficina, del almacén y de los 10 centros de transformación, además de alimentar los distintos suministros en los grupos electrógenos, electrobombas para combustible, puertas de acceso motorizadas, sistema de videovigilancia y alumbrado exterior. Dispondrá de un grupo de emergencia de unos 400 kVA para el caso de fallo en la red de distribución, permitiendo cubrir la demanda total de BT de la planta de generación.

La planta de generación gestionable contendrá las siguientes unidades:

• Generación: un bloque de generación formado por 10 grupos electrógenos de gasoil, con una potencia nominal de 2.295 kVA y 2.500 kVA en emergencia (1.836/2.000 kW), con salida a 400/230 V, contenerizados en 40 pies, refrigerados por agua, trifásicos a 50 Hz (HTW-2295 T5 - HIMOINSA). Desde cada uno de los grupos, se enlazará con 10 Centros de Transformación (uno por cada grupo electrógeno), mediante línea de BT de 8x(4x1x240) mm2 Cu del tipo RV-K, 0,61 kV. La potencia de generación máxima podrá alcanzar los 25.000 kVA (10 grupos x 2.500 kVA/grupo), equivalente a 25 MVA de potencia máxima.

• Transformación: un bloque de transformación formado por 10 Centros de transformación en envolvente monobloque de hormigón tipo caseta, de instalación en superficie y maniobra interior y refuerzo del suelo para trafos de 2.500 kVA. Cada edificio dispondrá de un transformador alimentado por la línea de BT desde cada grupo, en 20 kV y 2.500 kVA, con secundario en 420V/B2. En esta envolvente se ubicarán además la celda GIS modular.

• Centro de reparto: desde cada centro de transformación se acometerá hasta un centro de reparto en envolvente monobloque de hormigón tipo caseta, a la tensión de 20 kV, donde se concentrará la potencia antes de transformarla a 66 kV. El centro de reparto contendrá 10 celdas de protección automática de tipo subestación para cada una de las 10 llegadas, y una para la posición de salida, también de protección automática, desde donde partirá la línea de 3x(2x(1x400)) mm2 AI RHZ1 hasta el transformador 20/66 kV. Además, para el transformador de los servicios auxiliares se dispondrá de una celda más del mismo tipo que las de la posición de llegada.

• Subestación 66/20 kV: estará constituida por: Parque de 66 kV, Parque de 20 kV, Transformación, Sistema de Control y Protecciones, Sistema de Medida para la facturación, Sistema de Servicios Auxiliares, Sistema de Telecomunicaciones, Sistema de Puesta a tierra y Sistema de Seguridad. El Parque de 66 kV será del tipo exterior convencional, de simple barra con 1 posición de línea y 1 posición de transformador. El Parque de 20 kV será de tipo de cabinas de interior blindadas aisladas en aire industrial, con esquema de simple barra, 1 posición de transformador de potencia, 10 posiciones de línea de protección automática y 1 posición de transformador de servicios auxiliares.

La transformación estará constituida por 1 transformador 66/20 kV 25 MVA ONAN, con regulación automática en carga, la tensión en vacío en el lado AT es de 66 kV, la tensión en vacío en el lado Media Tensión (MT) es de 20 kV, con una reactancia de puesta a tierra y un transformador de intensidad del neutro. Se instalará un sistema integrado de control y protecciones (SICP) con las funciones de control local, protecciones y telecontrol.

• Evacuación energía 66 kV: desde la planta de generación hasta la subestación de REE/E-Distribución Dique del Este se proyecta una canalización para circuito simple según las prescripciones de REE, de 850 m.l. a través del viario interior de la Dársena Pesquera. La línea de potencia estará formada por circuito del tipo 3x(1x630) mm2 KAI RHZ1-RA+20L y utilizando las calas necesarias para un correcto tendido a la Red de Distribución de AT en un GIS que habilitará REE en la citada subestación, en el que se inyectará la generación de la Planta de generación de emergencia.

Señalar que en la página 46 de la separata de AT del proyecto, se expone que respecto al punto de conexión se ha realizado solicitud a la compañía REE, estando “...a la espera de una respuesta oficial, si bien, de las conversaciones mantenidas con la empresa distribuidora, se prevé que el punto de conexión se localice en un GIS habilitado por REE ubicado en la Subestación Dique del Este”.

• Sistemas de servicios auxiliares: su función será la alimentación de las siguientes cargas:

a) Cargador de las baterías de corriente continua.

b) Alumbrado y fuerza de la subestación.

c) Regulador en carga y ventiladores del transformador de potencia.

Además se instalará un transformador de servicios auxiliares conectado a la cabina de MT y un grupo electrógeno de 250 kVA con cuadro automático de conmutación y con control de red. A este cuadro de conmutación llegará la acometida desde el cuadro de BT del CT de Servicios auxiliares y del grupo electrógeno, de forma que se autogestionaría un fallo de red.

• Telecomunicaciones para telecontrol y protecciones.

Aunque los grupos electrógenos de serie incorporan un depósito de combustible, por motivos de autonomía para el uso previsto y para minimizar las operaciones de recarga de combustible, añaden cuatro (4) depósitos de gasoil de 100 m³ cada uno (modelo Lapesa, serie LFED100P), de doble pared e instalación aérea, para una autonomía de 80 horas.

A cada grupo electrógeno de gasoil se le incorporaría un catalizador de emisiones tipo SCR, que reduce el NOx de los gases de escape no quemados o parcialmente quemados.

Como se ha indicado previamente, con fecha 3 de julio de 2025 (CTEE/7431), el órgano sustantivo traslada la ficha técnica del sistema SCR remitida por el promotor a ese Centro directivo el 2 de julio de 2025. Se trata del catalizador modelo NREZ-42-600A-H-25060003, MS2Z-RA3-D200A600A-H-25060004, ACIS-3 que incluye el sensor del NOx modelo NOX-24V. Con la instalación del SCR el promotor asevera que “...no se supera el límite de emisiones declarado por el Real Decreto […] y, por lo tanto, el motor emitirá un máximo de 190 mg/Nm3 a 15% de O2...”.

Por su parte, la separata del proyecto dedicada a la protección contra incendios tiene como objetivo diseñar el sistema de detección de incendios para que funcione de forma autónoma y rápida, sin necesidad de personal y señalizado mediante alarmas ópticas y acústicas. La alarma de incendio provocaría el paro, de forma automática, de los elementos de aireación y refrigeración que puedan existir donde se detecta el incendio y para los que se prevé un rearme manual.

De forma general, instalarán lo siguiente: sistemas de detección en todas las salas interiores de las subestaciones, sistemas de protección pasiva en todas las subestaciones, sistemas de protección activa sobre transformadores en subestaciones con edificaciones anexas o próximas y sistemas de protección activa en todas las subestaciones.

El presupuesto de ejecución por contrata del presente proyecto asciende a la cantidad de 22.873.561,20 euros. Por su parte, el presupuesto asignado a la vigilancia y seguimiento ambiental del referido proyecto es de 36.411,90 euros.

Tercera.- Justificación y localización del proyecto.

1. La justificación del proyecto de planta de generación gestionable de 18 MW en la Dársena Pesquera, deviene de la situación actual del sector eléctrico canario, caracterizado por una escasa penetración renovable (en torno al 20%), ausencia de sistemas de almacenamiento a gran escala operativos (excepto en la isla de El Hierro) y un parque de generación convencional que no se ha renovado, poco flexible y con altos mínimos técnicos. Lo anterior se traduce en que ya se estén produciendo vertidos a la red, esto es, paradas de parques eólicos y solares cuando dicha producción no se puede integrar en las redes eléctricas insulares.

Añadir que el parque de generación convencional de Canarias en sus inicios no fue dimensionado para operar en condiciones variables de generación. Sin embargo, en escenarios en los cuales la prioridad sea la generación renovable, la generación térmica (que sea necesaria durante este proceso de transición energética) debería tener la capacidad para adaptarse a una operación en régimen variable, proveyendo solamente aquellos servicios energéticos y de regulación que no pudieran ser soportados por la generación renovable.

En consecuencia, el promotor concluye que resulta crítico contar con generadores que tengan la condición de gestionables (categoría A) y provean la suficiente inercia al sistema para evitar que se produzcan interrupciones en el suministro (ceros eléctricos), a la par que se siguen desarrollando las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.

A la vista del riesgo de cobertura de la demanda en el corto plazo que ha sido puesto de manifiesto por el operador del sistema; de lo dispuesto en el artículo 59 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y de lo acordado en la declaración de emergencia energética de la Comunidad Autónoma de Canarias, la Consejería de Transición Ecológica y Energía, presenta propuestas para la instalación de potencia de generación adicional gestionable con el fin de cubrir las necesidades de emergencia en los sistemas eléctricos de Canarias.

2. Tal y como se ha indicado en apartados precedentes, las actuaciones proyectadas se localizarán en el término municipal de Santa Cruz de Tenerife, en concreto en una parte (5.747,38 m²) de la parcela gestionada por la Autoridad Portuaria de la provincia de Santa Cruz de Tenerife en la Dársena Pesquera, con referencia catastral n.º 2729301CS8522H0000FX (descripción gráfica en el Anexo II).

La localización del proyecto está fuera de los límites de los espacios incluidos en la Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos y de los espacios Red Natura 2000. También queda fuera de los límites de las Áreas prioritarias de reproducción, alimentación, dispersión y concentración de las especies amenazadas de la avifauna de Canarias (delimitadas mediante Orden de 15 de mayo de 2015), a los efectos de aplicación del Real Decreto 1432/2008, de 29 de agosto, por el que se establecen medidas para la protección de la avifauna contra la colisión y la electrocución en líneas eléctricas de alta tensión.

Los espacios protegidos más cercanos son: a 407 m, el Parque Rural Anaga (T-12), la Zona Especial de Conservación (ZEC) Anaga (96_TF) y la Zona de Especial Protección para las Aves (ZEPA) Anaga (ES0000109) y, a 270 m, la ZEC Sebadal de San Andrés (69_TF). Por otra parte, el proyecto se encuentra en zona de transición de la Reserva de la Biosfera “Macizo de Anaga”, código ESMa375.

Cuarta.- Ámbito de aplicación de la evaluación de impacto ambiental al presente proyecto.

De acuerdo a lo establecido en el artículo 7.2.a) de la citada LEA, las actuaciones del proyecto encajan en el Anexo II, grupo 4 “Industria energética” y epígrafe a) “Instalaciones industriales para la producción de electricidad, vapor y agua caliente (proyectos no incluidos en el Anexo I)”, por lo que le corresponde una evaluación de impacto ambiental simplificada.

Quinta.- Análisis de alternativas.

Las alternativas consideradas en el DAP tienen en cuenta diferentes escenarios relacionados con la puesta en funcionamiento de la actividad: (1) la mejor localización de la futura instalación; (2) y (3) la mejor solución para dar servicio y cumplir con la demanda energética.

(1) Alternativas de localización de la instalación de la Planta de emergencia Puerto de Santa Cruz de Tenerife:

• Alternativa cero: no ejecución de la planta de generación gestionable. No ejecución de la instalación de la planta con lo que supone en lo relativo al incumplimiento de los objetivos marcados de lucha contra los ceros energéticos cada día más recurrentes por la superación de la demanda sobre la producción de los sistemas insulares existentes.

• Alternativa I: ejecución de la planta de generación gestionable de 18 MW a pie del Lomo de La Atalaya. Solución de la ubicación de la actividad en terreno alterado en el borde del viario TF-11 (Viario de acceso a San Andrés), al pie de las estribaciones del espacio natural protegido Parque Rural de Anaga, ZEC y ZEPA Anaga, en zona de transición de la Reserva de la Biosfera “Macizo de Anaga” y a unos 858,6 m de distancia de la subestación.

• Alternativa II: ejecución de la planta de generación gestionable de 18 MW en parcela urbana en Dársena Pesquera. Solución de ubicación en la superficie definida con la categoría de suelo urbano consolidado con usos permitidos industrial y de almacenaje (Aprobación Definitiva de Plan Especial del Puerto de Santa Cruz de Tenerife, BOP n.º 156, de 28.11.2014).

La alternativa elegida por el DAP es la II al tratarse de “...una opción técnica-funcional y ambientalmente más viable en un contexto urbanístico compatible con los usos y aprovechamientos recogidos en el planeamiento municipal e insular”.

(2) Alternativas de la potencia adecuada de la Planta de emergencia Puerto de Santa Cruz de Tenerife:

• Alternativa cero: no ejecución de la instalación y suministro energético que corrijan temporalmente el cero energético.

• Alternativa I: instalaciones categoría A de 18 MW. Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

• Alternativa II: instalaciones categoría B de 9 MW. Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

El análisis desarrollado en el DAP considera que la mejor solución técnica y ambientalmente compatible es la Alternativa I ya que “...cumple con los criterios técnicos de inyección al sistema para el suministro de energía en la subestación de 66 kV del Puerto de Santa Cruz de Tenerife” y cubre “...los momentos de emergencia energética minimizando el consumo de combustible y la emisión de gases y partículas con lo que ello supone sobre la salud y el cambio climático”.

(3) Alternativas de motor de combustión interno de grupo electrógeno.

Una vez seleccionada la mejor solución técnica compatible con la capacidad de inyectar potencia en la estación de referencia situada en la zona, analizan qué tipo de sistemas de motores pueden incorporar a los grupos electrógenos, esto es, con catalizador o sin catalizador:

• Alternativa I: motor de combustión interna sin sistema regulador de emisiones tipo SCR. Motor sin sistemas de reducción de NOx.

• Alternativa II: motor de combustión interna con catalizador que implementa regulador de emisiones tipo SCR. Sistema que incorpora la reducción de NOx y la oxidación de CO y HC.

La alternativa seleccionada en este caso es la II, “...tanto por normativa como por responsabilidad ambiental, […] cumple con la obligación de incorporar las mejores tecnologías disponibles que cumplan con los valores de emisión establecidos en la normativa vigente”.

Sexta.- Trámite de consultas a las Administraciones públicas afectadas y a las personas interesadas.

1. De acuerdo a lo establecido en el artículo 46 de la LEA, se realizaron consultas a las siguientes Administraciones públicas y personas interesadas:

Ver anexo en la página 46975 del documento Descargar

2. Resumen de los informes recibidos durante el trámite establecido en el artículo 46 de la LEA:

a) Respecto a las emisiones a la atmósfera de gases y material particulado en fase de obras, el Servicio de Sanidad Ambiental de la Dirección General de Salud Pública “...considera necesario que el titular garantice en todo momento el cumplimiento de la normativa vigente en materia de calidad del aire...”. En el caso de la fase de funcionamiento indica que “...no se puede valorar el impacto en la calidad del aire por el incremento previsto en la emisión de los citados contaminantes durante la fase operativa”.

Finalmente, ese centro directivo “...considera necesario que se tenga en cuenta las observaciones y recomendaciones expuestas, principalmente las relacionadas con la calidad del aire, así como cualquier otra que considere adecuada para la protección de la salud, el bienestar de las personas y la protección del medio ambiente.

Al tratarse este proyecto de una medida temporal necesaria para garantizar el suministro eléctrico a corto plazo ante una situación de riesgo cierto de cobertura energética, este informe de evaluación de impacto en salud queda condicionado a un periodo de vigencia específico de 5 años de uso de la planta, puesto que el análisis llevado a cabo por este servicio se ajusta a unas estimaciones de operatividad en este plazo.

Este centro directivo no dispone de datos suficientes para poder valorar el posible impacto en la salud y bienestar de las personas manteniendo en funcionamiento la planta en plazos superiores al tiempo estimado, por lo que, en el supuesto de que se amplié la vida útil de la instalación, se deberá presentar nueva información sobre la misma para un análisis de los impactos a mayor plazo”.

b) La Dirección General de Comercio y Consumo comunica que no puede emitir consideraciones al proyecto, “...al no haber sido aprobado hasta la fecha, el Plan Territorial Especial de Grandes Equipamientos Comerciales de la isla de Tenerife”.

c) El Servicio Jurídico Administrativo de Planeamiento Territorial rechaza y reasigna la solicitud de informe por el siguiente motivo: Servicio no competente en la materia.

d) El Servicio de Estrategia e Información Territorial “...no entra a valorar aspectos estrictamente medioambientales del proyecto, como son las afecciones sobre especies vegetales y animales, por no considerarse de competencia del Servicio de Estrategia e Información Territorial.

El Servicio de Impacto Ambiental, podrá tomar la información aportada en el presente informe que considere oportuna, sin perjuicio de la información obtenida como resultado de las diversas consultas realizadas”.

En cuanto al régimen de usos de la parcela (industrial y almacenamiento), ese Servicio considera que existen limitaciones “En cuanto a la parte de uso industrial, solo se permite las categorías de industrial ligera y talleres industriales. Asimismo, se limitan el desarrollo de actividades que supongan la emisión a la atmósfera de humos, gases, etc. Con estos condicionantes, se estima, salvo un criterio superior y sin perjuicio de lo que se determine desde el Ayuntamiento de Santa Cruz de Tenerife, que el uso no es compatible, según las características actuales del Plan Especial de Ordenación”.

e) La Dirección General de Aguas concluye que no consta, a día de la fecha, afectación alguna. No obstante, expone que se debe estar a lo que determine el Consejo Insular de Aguas de Tenerife en materia de posibles presiones e impactos sobre las masa de agua identificadas en el planeamiento hidrológico insular actualmente vigente, así como a lo que estime dicho organismos de cuenca en materia de consumo de recursos hídricos y del potencial riesgo de inundación de la zona de estudio.

f) Respecto al tratamiento de la variable “cambio climático” en la documentación ambiental, el Servicio de Cambio Climático e Información Ambiental estima que aunque “...no se desarrolla de forma plenamente estructurada ni incorpora herramientas como escenarios regionalizados de cambio climático o estimaciones de huella de carbono en el ciclo de vida, la documentación refleja una aproximación inicial en línea con los principios de precaución, resiliencia y sostenibilidad. A futuro, sería recomendable reforzar aspectos clave como la estimación de emisiones totales acumuladas, la evaluación del ciclo de vida de los grupos generadores, y la integración de medidas compensatorias o de hibridación con tecnologías renovables, de forma que el proyecto se alinee de forma más consistente con los objetivos de neutralidad climática del PNIEC 2023-2030”.

Recomiendan que en los procesos posteriores de análisis en la tramitación del proceso de evaluación de impacto ambiental, se debería tener en cuenta lo siguiente:

“Aportar datos climáticos de referencia recientes, de validez contrastada y referidos a la escala local concreta donde se ubicará el proyecto, y no de carácter insular o regional […].

Incorporar proyecciones climáticas regionalizadas en fases posteriores de desarrollo, particularmente las desarrolladas por el Grupo GOTA de la ULL, que permiten anticipar los efectos del cambio climático bajo escenarios RCP 4.5 y RCP 8.5 con una resolución espacial de hasta 3 km. Esta información sería útil para el diseño estructural, la elección de materiales resistentes a condiciones térmicas extremas y la gestión preventiva ante eventos extremos como olas de calor o lluvias intensas”.

Por otra parte, este servicio técnico estima que si bien la presente instalación “...se basa en el uso de combustibles fósiles convencionales como el gasóleo, se enmarca en un contexto de necesidad urgente de refuerzo del sistema eléctrico insular”, entendiendo que “...que su autorización deberá quedar supeditada a la justificación técnica de que la demanda eléctrica no puede ser atendida mediante generación renovable en el momento de su entrada en operación, conforme a lo previsto en el artículo 45.2 de la LCCTE”.

g) En materia de residuos y de afección del suelo, el Servicio de Residuos informa lo siguiente:

“Al no tratarse de una instalación de tratamiento de residuos, esta no se encuentra sujeta a ningún tipo de autorización por parte de este Servicio.

[…] como productor de residuos peligrosos y no peligrosos durante la fase de construcción le es de aplicación la LRSCEC. Por lo tanto, en su momento deberán presentar, ante la Dirección General de Transición Ecológica y Lucha contra el Cambio Climático, la correspondiente comunicación previa de la actividad de producción de residuos, peligrosos y/o no peligrosos, en su caso. Asimismo, como productor de residuos peligrosos y/o no peligrosos, en su caso, estará obligado a cumplir durante el ejercicio de la actividad con toda la normativa sectorial en materia de residuos...

[…] Por otro lado, y considerando la posible afección del suelo, deberá de determinar si la actividad se encuentra incluida en el Anexo I del Real Decreto 9/2005, de 14 de enero, por el que se establece la relación de actividades potencialmente contaminantes del suelo y los criterios y estándares para la declaración de suelos contaminados, y, en ese caso, estarán obligados a remitir a esta Dirección General, un informe preliminar de situación para cada uno de los suelos en los que se desarrolla dicha actividad [...]”.

h) Desde la Dirección General de Emergencias del Gobierno de Canarias, órgano directivo responsable de coordinar la actuación en todas las emergencias de ámbito autonómico relacionadas con la protección civil, se informa que tal y como se señala en el DAP “...el escenario de explosión, incendio o mal funcionamiento con posible vertido puede ser posible…”, debido principalmente a la presencia de varios depósitos de fueloil dentro de la instalación proyectada, así como por su propia naturaleza de instalación eléctrica industrial, que la convierte en una potencial generadora de incendios.

El tránsito de los propios vehículos de transporte para el abastecimiento de los depósitos de fueloil, convierten a las vías de acceso a la instalación en rutas de mercancías peligrosas.

Aunque el propio DA clasifica estos riesgos como poco probables, y sus efectos como poco apreciables considerados de manera individual, no se ha valorado la posible presencia, dentro de la zona industrial en que se enmarca el proyecto, de otras instalaciones que, en caso de accidente pudieran producir un efecto dominó, multiplicando las consecuencias de un accidente grave que, en principio, pudiera no serlo tanto.

En este sentido, hay que valorar la presencia, a unos 1.500 m en línea recta, de una instalación de riesgo químico de nivel superior, como es la instalación de CEPSA en el Dique del Este, y los posibles efectos recíprocos que podría tener un accidente en cualquiera de estas instalaciones.

Por todo ello, consideramos que el contenido del apartado 7 del DA debería ampliarse para permitir valorar los posibles efectos que un accidente en la planta podría tener sobre las instalaciones industriales cercanas y, al contrario, qué efectos podría tener sobre la planta generadora un accidente en las instalaciones próximas.

Además, se deberá comunicar a los responsables de las instalaciones de DISA en el Dique del Este de la presencia de esta nueva planta de generación eléctrica, y de los riesgos asociados con la misma, para que procedan a actualizar su plan de autoprotección (PAU)...”.

i) La Autoridad Portuaria de Santa Cruz de Tenerife advierte que “Si bien es cierto que la ubicación del Proyecto concuerda con la presentada […], por razones de compatibilidad con las actividades que se desarrollan en su entorno, en último término podría resultar necesaria la reubicación del proyecto en algunas de las dos parcelas situadas inmediatamente al Oeste de aquella.

Por ello, […] SOLICITA que en la evaluación de impacto ambiental de la misma se contemple expresamente que podría resultar necesaria la reubicación del proyecto en los espacios identificados, para que, en su caso, no se requiera de nueva evaluación de impacto ambiental”.

En relación con el trazado de la conexión “[…] INFORMA que la definición de dicho trazado, independientemente de que se reubique o no el proyecto, debe ser coordinada con el Área de Infraestructuras de esta Autoridad Portuaria, a los efectos de evitar en la medida de lo posible interferencias con otros servicios y con el normal desarrollo de la actividad portuaria durante las obras. A este respecto, se SOLICITA igualmente que en la evaluación de impacto ambiental se contemple expresamente esta circunstancia”.

Por último, respecto a la gestión ambiental la Autoridad indica que “...exigirá como condición para la ocupación del dominio público portuario, que se implante el correspondiente sistema de gestión ambiental conforme a la norma ISO 14001”.

j) Desde la Viceconsejería de Infraestructuras del Gobierno de Canarias se remite el pronunciamiento de la Dirección General de Infraestructura Viaria, informado que la actuación prevista “...no se ubica en las inmediaciones de las carreteras de interés regional, no previéndose afección a las mismas”.

k) La Dirección Insular de Proyectos Estratégicos del Cabildo Insular de Tenerife informa que la instalación se pretende localizar en un Área de Regulación Homogénea (ARH) de protección ambiental 3 Marina y ARH de interés estratégico de la distribución básica de usos del Plan Insular de Ordenación de Tenerife (PIOT), coincidente con zonas Ba y C de la zonificación ambiental del PIOT/PORN, incluyéndose además parcialmente en el ámbito de la Operación Singular Estratégica (OSE) Frente Marítimo de Santa Cruz-El Rosario.

Asimismo, esa Dirección constata que el proyecto forma parte de las iniciativas que se consideran estratégicas para la isla, procediendo a informar favorablemente la implantación del mismo, especialmente teniendo en cuenta que forma parte de una serie de actuaciones similares y con el mismo fin que se encuentran en tramitación, para toda la isla, en la DGE del Gobierno de Canarias.

l) El Consejo Insular de Aguas expone que la canalización subterránea de AT “...afecta a cauce inventariado, por lo que dichas actuaciones requieren autorización administrativa de este Organismo por afección a cauces y zona de servidumbre del barranco de Jagua, en torno al punto de coordenadas aproximadas X= 382.097; Y= 3.153.042”.

Además, especifican que “...el cruce de la conducción sobre el cauce deberá ser por encima de la estructura de encauzamiento, sin afectarla. Se deberá aportar una sección tipo en el punto de cruce sobre el cauce en la que aparezca la sección cubierta de encauzamiento. En caso de producirse dañosa la estructura, la reposición será con cargo al promotor”.

En cuanto al drenaje en el ámbito de implantación de la planta de emergencia, este organismo destaca que “...el ámbito de la Dársena Pesquera del Puerto de Santa Cruz no tiene canalizado correctamente los barrancos que la afectan del Macizo de Anaga, estando la misma incluida en el Inventario de Zonas Susceptibles de Riesgo Hidráulico, concretamente con el n.º 40”.

En relación con esta tipología de infraestructura y su consideración de estratégica, se requiere la elaboración de un Estudio de Riesgo Hidráulico, cuya definición y contenido se establece en el artículo 133 de la normativa vigente. En esta línea, el Consejo Insular especifica que en el marco de dicho Estudio “...se deberá solucionar el drenaje de las aguas pluviales del ámbito de la instalación y de la escorrentía de la superficie de la cuenca que afecte para los periodos de retorno que se propongan en el Estudio de Riesgo Hidráulico”.

ll) El informe realizado por el Servicio Técnico de Sostenibilidad Ambiental del Ayuntamiento de Santa Cruz de Tenerife, en cuanto al marco competencial relacionado con la contaminación acústica de la industria, informa que “...la documentación remitida es INSUFICIENTE”.

Considera que a los documentos técnicos deben incorporarse las siguientes apreciaciones a los efectos de subsanar:

“1.º) Anexo al proyecto técnico, suscrito por técnico competente, el cual contendrá una memoria descriptiva y justificativa de la totalidad de los focos emisores previstos a instalar en la industria con indicación expresa de los niveles de inmisión de ruidos, medidas correctoras a ejecutar a fin de corregir las desviaciones que pudieran apreciarse en relación con la evaluación ambiental-estudio de impacto acústico.

2.º) Anexo al documento medioambiental, suscrito por técnico competente, el cual contendrá un estudio de impacto acústico, realizado conforme al procedimiento común europeo (CNOSSOS-EU, RD 1513/2005, de 16 de diciembre), conteniendo:

a. Análisis predictivo de la fase de obra en relación a los trabajos a ejecutar para implantar la industria.

b. Análisis predictivo de la fase de funcionamiento, en función de la totalidad de los focos emisores proyectados en la industria (Anexo indicado en el apartado anterior). Descripción de las medidas correctoras a implementar con el fin de garantizar el cumplimiento de los valores límite de inmisión (RD 136/2007, de 19 de octubre, y artículo 7 OMPRV).

c. Análisis en fase de cese o desmantelamiento en relación a los trabajos a ejecutar.

d. Plan de Control y Vigilancia, en relación con las recomendaciones planteadas en el apartado 3 del presente informe”.

En fecha posterior el Servicio de Licencias del Organismo Autónomo Gerencia Municipal de Urbanismo de dicha corporación local, remite de nuevo el tenor literal del informe emitido por el Servicio Técnico de Sostenibilidad Ambiental, añadiendo al pie el requerimiento de subsanación de las anomalías otorgando al efecto el plazo de diez días.

m) La empresa Telefónica indica que “...no tiene objeción alguna a la ejecución del proyecto referido siempre y cuando se cumpla la normativa vigente en relación con los paralelismos y cruzamientos con líneas de telecomunicación y en particular los Reglamentos Electrotécnicos de Alta y Baja Tensión”.

n) E-distribución Redes Digitales, S.L. informa que “...el trazado de entrada a la subestación coincide con canalizaciones existentes de cables de media tensión de distribución por lo que es necesario que, antes de la ejecución de los trabajos, se pongan en contacto con E-distribución para acordar trazados y servidumbres de paso que no ocasionen afección a las redes existentes”.

o) Red Eléctrica no presenta oposición al proyecto “...al no existir afecciones a instalaciones propiedad de Red Eléctrica”, sin embargo, manifiesta que “...el trazado de la línea proyectada afecta a terrenos propiedad de Red Eléctrica...”, debiendo suscribir el correspondiente acuerdo que legitime la ocupación del terreno.

También trasladan que su respuesta es independiente de la necesaria resolución de los procedimientos de acceso y conexión para la instalación del asunto, siendo “...los correspondientes permisos de acceso y conexión condición previa imprescindible para el otorgamiento de la autorización administrativa de instalaciones de generación...”.

Séptima.- Análisis de los criterios del apartado A del Anexo III de la LEA, mencionados en el artículo 47.2 para determinar si un proyecto del Anexo II debe someterse a evaluación ambiental ordinaria.

1. Características del proyecto, en particular desde el punto de vista de:

a) Las dimensiones y el diseño del conjunto del proyecto. El diseño del proyecto atiende a la necesidad de la instalación eléctrica en el contexto de lo dispuesto en el artículo 59 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y de lo acordado en la declaración de emergencia energética de la Comunidad Autónoma de Canarias, para la instalación de potencia de generación adicional gestionable con el fin de cubrir las necesidades de emergencia en los sistemas eléctricos de Canarias.

En cuanto a sus dimensiones el proyecto ocuparía unos 5.747,38 m2 de la superficie total de la parcela (7.693 m2) gestionada por la Autoridad Portuaria de la provincia de Santa Cruz de Tenerife en la Dársena Pesquera (con referencia catastral número 2729301CS8522H0000FX) y que, en la actualidad, es utilizada parcialmente para parking de vehículos. La conexión de la planta con la subestación Dique del Este se realizaría mediante canalización de circuito simple de 850 metros lineales.

b) La acumulación con otros proyectos, existentes y/o aprobados. El contexto espacial de ubicación del proyecto se caracteriza por la coexistencia de usos relacionados con la actividad propia de una zona portuaria: servicio de carga y descarga de contenedores, servicios de mantenimiento, almacenes, reparación naval y complementaria. Actualmente existen los siguientes bienes materiales: Instituto Español de Oceanografía de Canarias, la zona portuaria de la Dársena Pesquera, viario TF-11 de acceso a San Andrés, naves industriales, almacenes, subestación Dique del Este de Endesa y REE, etcétera.

El DAP estima que no se producirá afección a los servicios preexistentes, a excepción de las afecciones permanentes al parking existente en la parcela del proyecto y a la vía de servicio de la Dársena Pesquera, por la canalización eléctrica entre la parcela y el punto de conexión en la subestación. Amén de lo anterior, la empresa E-distribución Redes Digitales, S.L. ha informado de la coincidencia espacial en la entrada de la subestación con otras canalizaciones preexistentes.

c) La utilización de recursos naturales, en particular la tierra, el suelo, el agua y la biodiversidad. Atendiendo a las diferentes fases del proyecto se producirán consumos de los siguientes recursos naturales:

• En fase de ejecución y tratándose de una parcela sin cobertera o capa de sustrato destacable, se prevé el empleo y/o obtención de los siguientes recursos naturales durante los seis meses de obra: 6.140 m3 de material en los movimientos de tierra cuyo destino será a vertederos de escombros autorizados; 5,747 m3 de tierra vegetal; 200 m3 de hormigón, 645 m3 de agua y un consumo mensual de 960 litros de gasóleo A o B para el funcionamiento de la maquinaria.

• En fase de funcionamiento del proyecto, el consumo de gasoil anual previsto será el de los 10 grupos electrógenos diésel con una potencia nominal de 2.295 kVA y 2.500 kVA en emergencia (1.836/2.000 kW). Cada grupo dispone de un depósito de 2.000 litros, con una autonomía de 4 horas funcionando al 100%, es decir un consumo máximo de 500 l/h. Para los 10 grupos al 100%, el consumo alcanza los 5.000 l/h, si se considera una autonomía de 3 días, es decir 3 días x 24 h/día = 72 horas, el acopio mínimo será de 360.000 litros. Por ello estiman la necesidad de instalar 4 depósitos de 100 m3 cada uno (400 m3 en total).

• En fase de cese de la actividad los principales recursos a consumir serán los 480 litros de gasoil para la maquinaria empleada y los 322 litros agua para la limpieza de las instalaciones.

Por último, tras analizar la afección del proyecto en las fases de obra, funcionamiento y desmantelamiento sobre la variable ambiental biodiversidad, el DAP concluye que es nada significativa (Compatible), dado que la afección sobre la vegetación y flora es nula, los efectos sobre la fauna son poco apreciables, los ecosistemas naturales no se ven alterados y su afección en el paisaje y la geomorfología es nula al desarrollarse el conjunto de actuaciones y acciones en suelo industrial perimetrado por naves, zona portuaria, infraestructura viaria, etcétera.

d) La generación de residuos. El DAP prevé que la ejecución de las obras generará residuos no peligrosos, en concreto, residuos de la construcción y demolición que son residuos de naturaleza inerte originados en obras de excavación, nueva construcción, reparación, remodelación, rehabilitación y demolición y que, además, no son solubles ni combustibles, ni reaccionan física ni químicamente ni de ninguna otra manera, ni son biodegradables, ni afectan negativamente a otras materias con las que entran en contacto de forma que puedan dar lugar a contaminación del medio ambiente o perjudicar la salud humana. Las obras también ocasionarán la producción de residuos asimilables a urbanos y potencialmente, residuos tóxicos o peligrosos líquidos.

Extrayendo los datos de la Separata de Gestión de Residuos que forma parte del proyecto, el DAP estima la generación de 11.052 Tn de tierras y piedras y 1.800 kg de residuos municipales, desglosados en 720 kg de orgánicos biodegradables, 540 kg de papel y cartón, 450 kg de plásticos y 90 kg de fracciones de vidrio. Estas actividades de producción están sometidas a medidas de prevención específicas que se han prescrito en el marco del DAP mediante la adopción de acciones de carácter general y particular.

Respecto a la potencial generación de residuos tóxicos o peligrosos, como por ejemplo, la accidental pérdida de aceites y combustibles en las maniobras conducentes al cambio de aceite y reposición de combustible en la maquinaria empleada, el DAP establece la necesidad de que dichas acciones “...deberán tener lugar en los parques de maquinaria instalados al efecto o en talleres autorizados de acuerdo con la legislación vigente”.

e) La contaminación y otras perturbaciones. La instalación se localizará en una parcela con doble uso permitido (industrial y almacenaje) y en un contexto de zona portuaria con sus distintas actividades, en la que se prevé la producción de efectos negativos sobre la calidad del aire, especialmente en lo relativo a la emisión de gases, partículas, ruidos, etc. en las fases del proyecto.

En particular, el DAP estima las emisiones de partículas y gases a la atmósfera (PM10 y PM2,5 y gases), detectando los focos de emisión donde se producen los movimientos de tierra en fase de obra (en la parcela de la futura instalación y la rodadura de vehículos pesados y no pesados), por lo que se tratarán de emisiones difusas no asociadas a focos concentrados. Pero también se pueden generar partículas desde un foco concentrado, en este caso concreto, los 10 grupos electrógenos de gasoil.

Los valores de emisión total para PM10 y PM2,5 en el punto de ejecución de la excavación, acopios y tránsito de maquinaria en fase de obra se estiman conjuntamente, con y sin aplicación de medidas correctoras:

Ver anexo en la página 46983 del documento Descargar

Para un escenario de emisión de partículas originadas en fase de obras en los focos difusos y con predominio de vientos del nor-noreste, el DAP aporta los datos de inmisión a una distancia de 100, 200, 400, 600, 800 y 1.000 metros con la aplicación de medidas correctoras, reduciendo significativamente los valores de material particulado de PM10 y PM2,5 y “...cumpliendo con los parámetros o valores límites establecidos por la normativa”, estimando que “…la fase de obra de la instalación no tendrá efectos negativos sobre los núcleos residenciales, usos y actividades portuarias ni industriales situados en la zona de la Dársena Pesquera”.

El DAP realiza la estimación de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en fase de obras (derivada de la utilización de la maquinaria y vehículos utilizados en las labores de movimientos de tierras, instalación de los elementos de la planta y la canalización hasta la subestación 66 kV), en fase de funcionamiento (utilización de los 10 grupos electrógenos y transformadores si la planta entra en funcionamiento por emergencia, estimando el promotor una operatividad anual de entre 500 y 1.000 horas, aproximadamente, equivalente a entre 20 y 40 días) y, en fase de desmantelamiento (tomando como referencia para el cálculo los kms por recorrer de los vehículos ligeros y pesados durante un periodo de 2 meses).

La parte 2 (cuadro 2) del Anexo III del Real Decreto 1042/2017, de 22 de diciembre, establece que el valor límite de emisión de NOx para nuevas instalaciones de combustión medianas (en concreto, motores con gasóleo) situadas en la Comunidad Autónoma de Canarias es de 190 mg/Nm3. No obstante, para aquellos motores que funcionen entre 500 y 1.500 horas al año, el referido Anexo añade la siguiente nota: “...podrán quedar exentos del cumplimiento de esos valores límite de emisión en caso de que apliquen medidas primarias para limitar las emisiones de NOx y cumplan los valores límite de emisión establecidos en la nota 3”.

La nota 3 especifica que “Hasta el 1 de enero de 2025, en instalaciones que formen parte de una pequeña red aislada o de una microrred aislada, 1.850 mg/Nm3, en el caso de motores de dos combustibles en modo líquido, y 380 mg/Nm3, en el caso de motores de dos combustibles en modo gas; 1.300 mg/Nm3, en el caso de motores diésel con ≤ 1.200 rpm y con una potencia térmica nominal total inferior o igual a 20 MW, y 1.850 mg/Nm3, en el caso de motores diésel con una potencia térmica nominal total superior a 20 MW; 750 mg/Nm3, en el caso de motores diésel con > 1.200 rpm”.

Finalmente, el motor que considera el promotor para su instalación es el modelo 20M33G2500/5 de Baudouin, entendiendo el órgano sustantivo que el cambio de modelo de motor no implica una modificación sustancial y no afecta al trámite ambiental. La ficha de especificaciones técnicas remitida por el órgano sustantivo con fecha 3 de julio de 2025 (CTEE/7431), indica que si el ciclo del motor esta al 100% de carga, las emisiones de NOx serían de 3.500 mg/Nm3 a 5% de O2 y de 1.312 mg/Nm3 a 15% de O2. Con la aplicación del sistema de reducción catalítica del modelo NREZ-42-600A-H-25060003, MS2Z-RA3-D200A600A-H-25060004, ACIS-3, el promotor asevera que “...no se supera el límite de emisiones declarado por el Real Decreto […] y, por lo tanto, el motor emitirá un máximo de 190 mg/Nm3 a 15% de O2...”.

Con la medida de instalación del SCR, el DAP valora que las emisiones GEI para esta fase puntual de la instalación en momentos de emergencia energética, “...no supone una alteración apreciable sobre la calidad del aire gracias a la implementación de las mejores técnicas disponibles en el grupo electrógeno con la implantación de sistema de reducción catalítica selectiva (SCR) que reduce el NOx de los gases de escape en un sistema de catalizador de oxidación que convierte los componentes de los gases de escape no quemados o parcialmente quemados, por ejemplo, CO y HC”.

Por su parte, la DGSP considera que “...no puede valorar el impacto en la calidad del aire por el incremento previsto en la emisión de los citados contaminantes durante la fase operativa”. Sin embargo, el informe emitido por ese centro directivo no menciona la incorporación a los grupos electrógenos de generación del sistema de reducción catalítica selectiva SCR.

Respecto al análisis de ruidos el DAP identifica los focos emisores de ruido detallando la maquinaria necesaria para la fase de ejecución del proyecto y, por su parte, el parque de maquinaria para el desarrollo de la actividad en fase de funcionamiento. El DAP expone los niveles de potencia acústica admisible de la maquinaria a utilizar siguiendo el Real Decreto 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el entorno debidas a determinadas máquinas de uso al aire libre y, para la fase de funcionamiento, tiene en cuenta el conjunto de emisores de ruido (impacto sinérgico y acumulativo) realizando una estimación y proponiendo varios escenarios:

• En fase de obras: (A) funcionamiento conjunto de 2 máquinas se llegaría a los 96 dB, (B) funcionamiento conjunto de 4 máquinas alcanzaría los 100,5 dB.

• En fase de funcionamiento del proyecto: (C) funcionamiento de la planta de generación gestionable de 18 MW utilizando los 10 grupos electrógenos de forma puntual en emergencia y considerando el ruido ambiental preexistente, resultando la emisión en 109,6 dB.

Por otro lado, para la determinación de los valores de inmisión por ruidos en fase de obras, el DAP consulta la normativa en materia sectorial y toma como referencia los datos de valores límite de inmisión de ruido aplicables que, por tratarse de la ejecución de una instalación en una zona portuaria-industrial clasificada como Suelo Urbano Consolidado, están referidos a los valores de ruido aplicables a áreas urbanizadas existentes del Anexo II del Real Decreto 1367/2007, de 19 de octubre, en sectores del territorio con predominio de suelo de uso industrial (índices de ruido Ld: 75 dB, Le: 75 dB y Ln: 65 dB).

Además, el DAP considera los valores límite que establece el Plan Insular de Ordenación de Tenerife (PIOT), aprobado mediante la Revisión Parcial de este instrumento de ordenación y que, en los sectores del territorio con predominio de suelo de uso industrial son de, día: 70 dB y noche: 60 dB.

Los valores de inmisión de ruidos en fase de obras respecto a las principales entidades de población atendiendo a los escenarios A y B serían los siguientes:

Ver anexo en la página 46985 del documento Descargar

En el caso del escenario C cuya potencia acústica es de Lw = 109,6 dB, los valores de inmisión por ruidos respecto a las entidades poblacionales sería de:

Ver anexo en la página 46985 del documento Descargar

El DAP concluye que los valores resultantes cumplen con los valores Ld, Le, Ln objetivo de calidad acústica según el Anexo II del Real Decreto 1367/2007 y valores límites establecidos en el PIOT durante el día y la noche.

Sin embargo, el Servicio Técnico de Sostenibilidad Ambiental del Ayuntamiento de Santa Cruz de Tenerife no está conforme con la valoración realizada por el DAP, por cuanto que:

“1.º) La caracterización de los focos emisores no tiene en cuenta la totalidad de la maquinaria prevista a instalar en el proyecto técnico, susceptible de generar ruidos y vibraciones.

2.º) La evaluación de impacto acústico, conforme a lo previsto en la normativa, debe de realizarse por el método común europeo, CNOSSOS-EN, el cual es de obligado cumplimiento en este tipo de evaluaciones.

3.º) Esta modelización permite valorar el cumplimiento de los valores límite de inmisión de ruidos, artículos 24 y 25 del Real Decreto 1367/2007, de 19 de octubre, y artículo 7 de la Ordenanza Municipal de Protección del Medioambiente contra la emisión de ruidos y vibraciones.

4.º) En el caso de superación de los valores límites indicados anteriormente, el proyecto deberá de describir y justificar las medidas necesarias a implementar a los efectos de garantizar su cumplimiento.

5.º) En cuanto al plan de vigilancia del cumplimiento de los parámetros acústicos, la medida propuesta para la fase de obra y desmantelamiento, podría ser viable siempre que esta se realice durante aquellos trabajos que por su incidencia pudieran ser representativos (preparación de terreno, excavaciones, etc.).

No obstante, durante la fase de funcionamiento, se recomienda dotar a la instalación de una monitorización en continuo, mediante la instalación de uno/dos equipos de monitoreo de los focos emisores, en el interior de la parcela de la industria y alineados con la dirección de máxima emisión en relación con los focos receptores más sensibles. Las campañas de medición no son representativas en este tipo de industrias, donde los focos emisores operan a demanda de una necesidad operativa y variable en el tiempo”.

f) Los riesgos de accidentes graves y/o catástrofes relevantes para el proyecto en cuestión, incluidos los provocados por el cambio climático, de conformidad con los conocimientos científicos. Atendiendo a los riesgos definidos para la zona de estudio por la herramienta RIESGOMAP, resultaría ser bajo o muy bajo en lo relativo a Riesgo Total, Riesgo Social, Riesgo Económico, Vulnerabilidad, Exposición Social y Susceptibilidad, mientras que el rango de Peligrosidad Sísmica y Susceptibilidad de Ladera refleja un valor alto.

A su vez, los distintos planes sectoriales establecen la siguiente valoración de los riesgos de origen natural y antrópico para la zona de estudio de la siguiente manera:

• Plan Especial de Protección Civil y Atención de Emergencias por riesgo volcánico de Canarias (PEVOLCA), la zona de estudio tiene un riesgo total volcánico muy bajo.

• Plan Especial de Protección Civil y Atención de Emergencias por riesgo sísmico de Canarias (PESICAN), la zona de estudio tiene un riesgo total sísmico alto.

• Plan Especial de Protección Civil y Atención de Emergencias por riesgo radiológico de Canarias (RADICAN), la zona de estudio no tiene riesgo de radiación al no existir fuentes de emisión.

• Plan Especial de Protección Civil y Atención de Emergencias por Riesgo de Inundaciones de Canarias (PEINCA), la zona de estudio tiene una valoración de ARPSIS Pluviales+ARPSIS Marítimos+Ponderación Presas/Balsas = 75. Riesgo muy alto de inundaciones.

• Plan de Emergencias del Transporte de Mercancías Peligrosas por Carretera de Canarias (PEMERCA), dependiendo de la tipología de materias presentes encaja en distintas clases.

Otros riesgos a tener en cuenta serían:

• De origen antrópico: aeronáutico (sin influencia), instalaciones de explosivos (sin presencia de instalaciones de nivel I y II), riesgo químico (presencia de grupos electrógenos y elementos con gasoil) e incendio tecnológico (sin riesgo).

• De origen natural: por desprendimiento e incendios forestales es bajo y muy bajo por inundación, es alto por inundación costera, insignificante por riesgo volcánico y de grado VI por riesgo sísmico.

Una vez analizados los riesgos de origen natural y antrópico, el DAP determina que la vulnerabilidad social del proyecto ante riesgos de accidentes graves o de catástrofes es, en términos generales, medio.

Asimismo, la valoración del impacto sobre el conjunto de factores ambientales en un escenario adverso, muy poco probable, sería la de poco apreciable, sobre los distintos factores ambientales, debido, principalmente, a que “La poca densidad poblacional cerca de la instalación y los núcleos alejados hacen que un escenario de explosión o incendio en la zona cercana tendría un efecto negativo de baja intensidad sobre la seguridad viaria (TF-11), integridad física de las personas, calidad del aire, contaminación de suelos por vertidos, etc”.

En relación con las afecciones-riesgos, vulnerabilidad e impactos que el cambio climático pudiera inducir sobre la actuación pretendida, hay que referirse a los siguientes escenarios probables:

• Fuertes precipitaciones: al no localizarse en red hidrográfica o borde de barranco, el DAP no estima que pueda verse afectado por este escenario, siendo la única afección plausible la que deriva por crecidas por mala mar, a tenor de la proximidad a la costa.

• Incendios forestales y temperaturas extremas: ausencia de espacios arbolados en el entorno, por lo que descartan este escenario.

• Inundaciones costeras: dada la conjunción de precipitaciones y orografía, la zona está catalogada como “potencial de riesgo medio”.

• Inundaciones fluviales: derivada de la conjunción de mala mar y fuertes precipitaciones, la zona está catalogada como “potencial de riesgo medio”.

• Estabilidad de taludes: la parcela tiene asociados riesgos de inestabilidad por desprendimientos de tipo medio.

Por su parte, el Consejo Insular de Aguas de Tenerife indica que la Dársena Pesquera del Puerto de Santa Cruz está incluida en el Inventario de Zonas Susceptibles de Riesgo Hidráulico, concretamente con el n.º 40 y, además, los barrancos que la afectan del Macizo de Anaga no están canalizados correctamente.

De otra, la Dirección General de Emergencias del Gobierno de Canarias considera que las vías de acceso a la instalación se convertirían en rutas de mercancías peligrosas debido al tránsito de los vehículos de transporte necesarios para el abastecimiento de los depósitos de combustible. Además, considera que el DAP no ha valorado la posible presencia de otras tipologías de instalaciones (por ejemplo la presencia a 1.500 m en línea recta de la instalación de CEPSA en el Dique del Este, de riesgo químico de nivel superior) que, en caso de accidente, podrían escalar la situación hacia un accidente de carácter grave.

g) Los riesgos para la salud humana. La actuación está abierta al foco de las naves industriales y almacenaje de la zona portuaria al situarse en parcela centrada en la plataforma costera de la Dársena Pesquera. Los núcleos de población más cercanos son los barrios costeros orientales del municipio de Santa Cruz de Tenerife (Valleseco a unos 4 km. de distancia, María Jiménez a 2,8 km, Cueva Bermeja a unos 1,6 km y San Andrés a unos 770 m). En concreto, la vivienda más cercana a la actividad se sitúa a una distancia de 700 m en el barrio de San Andrés.

El proyecto realiza los cálculos de los campos magnéticos creados por la circulación de corriente a 50 Hz para el diseño planteado. En este caso, los cálculos se realizaron para las partes de la instalación de los Centros de Transformación que consideraron más desfavorables (2.500 kVA), que son los tramos de líneas tanto de 20 kV como de BT que discurren con una disposición en forma paralela y con una separación entre ellas de 0,2 m entre las fases de 20 kV en el tramo que conecta las celdas con cada transformador, y de 0,15 m entre las fases de BT en el tramo que conecta entre el transformador y su correspondiente cuadro de BT.

También calculan los campos magnéticos para los tramos de conductores de 20 y 66 kV que se conectan al transformador de AT, teniendo en cuenta la potencia máxima que puede generar la planta, que sería la de 25.000 kVA.

Los resultados obtenidos en el proyecto indican que “...no se superan los valores de campo magnético según se indica en el Real Decreto 1066/2001”, en concreto el de 100 µT para 50 Hz. Además, la separata de AT del proyecto técnico suministrado expone que en el diseño de este tipo de instalaciones “...se adoptarán las medidas adecuadas para minimizar en el exterior [...] los campos electromagnéticos creados por la circulación de corriente a 50 Hz...”.

Los riesgos para la salud humana derivados de la emisión de gases, partículas, ruidos, vibraciones, etc. en las diferentes fases del proyecto, ha sido objeto de análisis en el precedente apartado 1.e) de la consideración técnica séptima, estimando el DAP que con la adopción de las medidas preventivas y correctoras diseñadas se cumplen con los valores límites establecidos en la normativa sectorial.

2. Ubicación de los proyectos: la sensibilidad medioambiental de las áreas geográficas, que puedan verse afectadas por los proyectos, deberá considerarse teniendo en cuenta los principios de sostenibilidad, en particular:

a) El uso presente y aprobado del suelo. El proyecto se desarrollará en el ámbito de afección del Puerto de Santa Cruz de Tenerife, en concreto, en la Dársena Pesquera, donde el uso económico se basa principalmente en sectores pesqueros y deportivos, logísticos, complementarios e industriales ligeros, presencia de viario de servicio portuario y de la zona extractivo-minera.

Respecto a la compatibilidad de usos del proyecto con el planeamiento urbanístico y la planificación territorial, son de aplicación las determinaciones de los siguientes planes (extraído del DAP):

• Texto refundido de la Adaptación Básica del Plan General de Ordenación de Santa Cruz de Tenerife, aprobado definitivamente y publicado en el Boletín Oficial de Canarias n.º 192, de 10 de febrero de 2006, estableciendo la zona como Sistema general de infraestructuras de transporte no viarias municipal y como uso el de Infraestructuras.

• Plan Especial del Puerto de Santa Cruz de Tenerife, aprobado definitivamente y publicado en el BOP n.º 156, de 28 de noviembre de 2014, estableciendo como uso principal de la parcela de instalación el de industria y almacenamiento.

• Ordenanza Provisional Municipal para adaptar el régimen de usos del PGOU-05 de Santa Cruz de Tenerife, aprobado definitivamente y publicado en el BOC n.º 95 (16.5.2022) y en el BOP n.º 192 (6.7.2022), clasificando el suelo en la categoría de urbano consolidado.

Por su parte, la Dirección Insular de Proyectos Estratégicos del Cabildo de Tenerife traslada que la instalación, atendiendo al Plan Insular de Ordenación de Tenerife (PIOT), se localiza en Área de Regulación Homogénea (ARH) de protección ambiental 3 Marina y ARH de interés estratégico de la distribución básica de usos de este instrumento, coincidente con zonas Ba y C de la zonificación ambiental del PIOT/PORN, incluyéndose además parcialmente en el ámbito de la Operación Singular Estratégica (OSE) Frente Marítimo de Santa Cruz-El Rosario. Asimismo, constatan que el proyecto forma parte de las iniciativas que se consideran estratégicas para la isla.

b) La abundancia relativa, la disponibilidad, la calidad y la capacidad regenerativa de los recursos naturales de la zona y su subsuelo (incluidos el suelo, la tierra, el agua y la biodiversidad). La parcela y perímetro de la pretendida instalación está asentada sobre una zona de relleno artificial a pie del Macizo de Anaga, configurado para la explanación y desarrollo de la actividad industrial y logística portuaria del Puerto de Santa Cruz de Tenerife. Es por ello que con la ejecución del proyecto no se afectan a redes de drenaje, estructuras geomorfológicas, recursos naturales de origen geológico ni recursos hídricos en el subsuelo, ni otro tipo de recursos energéticos que pudieran ser potencialmente explotables.

Aunque se trata de un espacio antropizado, los evaluadores realizaron una prospección botánica el 27 de febrero de 2025 (por parte de biólogo especialista en flora canaria -botánico-), sin detectar presencia de ejemplares de flora protegida o catalogada y formaciones vegetales naturales y/o de interés ambiental. En el perímetro de la parcela se han plantado individuos de palmera abanico (Washingtonia filifera) y, en el interior, observaron ejemplares de ratonera picona (Forsskaolea angustifolia) y rabogato (Cenchrus setaceus).

También realizaron consulta al Banco de Datos de Biodiversidad de Canarias (BDBC-BIOTA) el día 28 de febrero de 2025, para un radio de 1 km respecto al foco de ubicación de la instalación, resaltando la presencia de dos especies de la flora marina catalogadas (Gelidium canariense y Cymodocea nodosa), pero que “...no se verá afectada por la actividad de la planta”.

Es por todo lo anterior, que las medidas preventivas y correctoras están encaminadas a la aplicación de métodos de control y erradicación de especies exóticas invasoras, en este caso por la presencia del rabogato (Cenchrus setaceus), estableciendo también el DAP criterios para la erradicación del tabaco moro (Nicotiana glauca), especie presente en el entorno de la actuación.

Con igual metodología (inventario de campo y consulta al BDBC-BIOTA) actuaron respecto al estudio de la fauna, concluyendo que en la zona de la parcela y en su terreno perimetral, no se han detectado especies de invertebrados protegidos o catalogados, sí se detectó in situ la presencia de vertebrados: lagarto tizón (Gallotia galloti), gato (Felis silvestris catus), paloma bravía (Columba livia livia) y gaviota patiamarilla (Larus michahellis atlantis).

No obstante, el BDBC-BIOTA reporta citas bibliográficas de otras especies de la avifauna y que no fueron detectadas en campo: Apus unicolor, Asio otus canariensis, Calonectris borealis, Corvus corax canariensis, Curruca melanocephala leucogastra, Cyanistes teneriffae teneriffae, Falco tinnunculus canariensis, Motacilla alba alba, Motacilla cinerea canariensis, Passer hispaniolensis, Serinus canarius, Sterna hirundo, Streptopelia turtur, Sylvia atricapilla heineken, Turdus merula cabrerae y Upupa epops.

De manera general, el DAP estima que no se producen “...efectos negativos en fase de obra y de funcionamiento apreciables sobre la fauna pero de manera preventiva, junto a la planificación del tiempo de trabajo en función del periodo de nidificación para minimizar los efectos negativos de la ejecución de obra sobre las especies de avifauna se propone como medida preventiva general, realizar un seguimiento ornitológico antes del inicio de los trabajos de movimientos de tierra”.

c) La capacidad de absorción del medio natural, con especial atención a las áreas siguientes:

1.º) Humedales. Zonas ribereñas, desembocaduras de ríos. No corresponde.

2.º) Zonas costeras y medio marino. El recinto interior y exterior de la pretendida instalación no afecta directamente a superficie marina que incluya figura protección incluida en la Directiva 92/43/CEE. Los hábitats de interés comunitario más próximos son 1110 Bancos de arenas cubiertos permanentemente por agua marina poco profunda y 8330 Cuevas marinas sumergidas o semisumergidas, pero al circunscribirse la actividad en zona terrestre dentro del recinto portuario, queda “...fuera de la superficie en la que se localizan los hábitats de interés comunitario marinos”.

No obstante, el DAP toma en consideración que ciertas acciones de la actividad pueden producir residuos peligrosos y vertidos líquidos que deben ser gestionados correctamente, al objeto de evitar “...la posible afección indirecta a las zonas marinas próximas de interés ambiental, donde se localizan praderas de fanerógamas marinas (sebadales)”.

3.º) Áreas de montaña y de bosque. No corresponde.

4.º) Reservas naturales y parques. El proyecto se plantea fuera de los límites de los espacios naturales protegidos declarados y reclasificados en la Ley 12/1987 y la Ley 12/1994, manteniendo esta clasificación en el anexo del Decreto Legislativo 1/2000.

Aunque no corresponde a este apartado, mencionar la ubicación del proyecto dentro de un área protegida por un instrumento internacional, en particular, en zona de transición de la Reserva de la Biosfera EsMa375-Macizo de Anaga, en la que, con carácter general, se promueven actividades económicas sostenibles para favorecer el desarrollo socioeconómico de las poblaciones locales. Al respecto, el DAP anota que la parcela del proyecto “...no reúne […] los valores geológicos, naturales y etnográficos por los que fue declarado Reserva por el Consejo Internacional de Coordinación del Programa MAB”.

5.º) Áreas clasificadas o protegidas por la legislación del estado o de las Comunidades Autónomas; lugares Red Natura 2000. El proyecto se plantea fuera de los límites de los espacios naturales protegidos de Canarias y fuera de espacios Red Natura 2000 (Zonas Especiales de Conservación -ZEC- y Zonas de Especial Protección para las Aves -ZEPA-) declarados en los Decretos 174/2009 y 184/2022, respectivamente. Tampoco han detectado formaciones vegetales incluidas en el Anexo I de la Directiva 92/43/CEE como hábitat de interés comunitario prioritario y no prioritario.

6.º) Áreas en las que se han rebasado ya los objetivos de calidad medioambiental establecidos en la legislación aplicable, y pertinentes para el proyecto, o en las que se considere que se ha producido un incumplimiento de dichas normas de calidad medioambientales. No corresponde.

7.º) Áreas de gran densidad demográfica. No corresponde, dado que el casco urbano central de la ciudad de Santa Cruz de Tenerife se encuentra muy alejado del ámbito de actuación del proyecto. Los barrios más cercanos son los de San Andrés, Cueva Bermeja, María Jiménez y Valleseco.

8.º) Paisajes y lugares con significación histórica, cultural y/o arqueológica. Según indica el DAP no existe elementos de interés patrimonial directamente afectados por las obras de la planta de generación.

9.º) Áreas con potencial afección al patrimonio cultural. Según indica el DAP no existe elementos de interés patrimonial directamente afectados por las obras de la planta de generación.

10.º) Masas de agua superficiales y subterráneas contempladas en la planificación hidrológica y sus respectivos objetivos ambientales. La localización de la parcela está próxima a la línea costera (195 metros), incluida en la masa de agua superficial costera Punta del Roquete-Baja del Puertito (ES70TFTIV), tipificada acorde al Plan Hidrológico de la Demarcación Hidrográfica de Tenerife, aprobado definitivamente por Decreto 49/2015 (BOC n.º 85, de 6.5.2015). El DAP considera que durante las obras, la fase operativa y probable fase de desmantelamiento de la planta de generación “...no se producirán efectos directos ni indirectos sobre las aguas costeras”.

Respecto a la zonificación de las aguas subterráneas de la isla de Tenerife, el ámbito de estudio se localiza dentro de la zona ES70TF001, sector 803, subsector 803, correspondiente con la porción occidental de la franja costera de la vertiente sur del Macizo de Anaga, denominada Masa Compleja de Medianías y Costa N-NE. El DAP significa que la futura actividad no supone un riesgo sobre la modificación hidromorfológica de la masa de agua subterránea, ya que “...la instalación se ejecuta con medidas de contención ante posibles vertidos, sobre todo del depósito de gasoil. El resto de elementos tendrán un control de seguridad ante posibles roturas o vertidos durante su activación en situaciones de emergencia y mantenimiento”.

3. Características del potencial impacto: los potenciales efectos significativos de los proyectos en el medio ambiente, deben considerarse en relación con los criterios establecidos en los apartados 1 y 2, y teniendo presente el impacto del proyecto sobre los factores señalados en el artículo 45, apartado 1.e), teniendo en cuenta:

a) La magnitud y el alcance espacial del impacto (por ejemplo, área geográfica y tamaño de la población que pueda verse afectada). Al tratarse de obras de escasa entidad (movimientos de tierras + instalación de elementos de la planta + tráfico y uso de maquinaria ligera y pesada) y situarse la población más cercana, a 770 m, San Andrés y a 1.660 m, Cueva Bermeja, el DAP considera que, durante la fase de obras, la magnitud del impacto es poco significativa o moderada y no supondrá un impacto apreciable sobre la población.

Por su parte, en las fases de funcionamiento y de cese de la actividad, el DAP concluye que las acciones asociadas (funcionamiento de la planta de generación + mantenimiento de vehículos e instalación + control de niveles de emisión; desmantelamiento de la planta y restitución de la parcela + retirada y gestión de los residuos generados), no suponen impacto apreciable sobre la población, dado que la magnitud es nada significativa o compatible.

b) La naturaleza del impacto. El evaluador identifica que los impactos derivados del desarrollo de las acciones durante las fases del presente proyecto, son de escasa entidad o nada significativos para las siguientes variables ambientales: flora y vegetación, fauna, biodiversidad, geodiversidad, el suelo, subsuelo, el agua, el medio marino, el clima, el paisaje, sobre los bienes materiales, el patrimonio y los espacios Red Natura 2000, por lo que las actuaciones no inciden directa o indirectamente de forma negativa o positiva sobre el estado de cada uno de los parámetros ambientales.

Por el contrario, hay acciones del proyecto que ocasionarán impactos de naturaleza moderada o poco significativa, es el caso de la emisión e inmisión de ruido, la calidad del aire (emisiones a la atmósfera) y el cambio climático, aunque con la adopción de las medidas correctoras que plantea el DAP, entienden que la tendencia del impacto es la de minimizar su grado de significación.

c) El carácter transfronterizo del impacto. No aplicable al presente proyecto.

d) La intensidad y complejidad del impacto. Durante las fases de ejecución de las obras y de funcionamiento del proyecto, la intensidad y extensión del impacto será nula para algunas de las variables ambientales en las que la intensidad del impacto se determinó como nada significativa, siendo el caso de la flora, la geodiversidad, el suelo y el subsuelo, el agua, el medio marino, el clima, los bienes materiales y patrimoniales y los espacios protegidos.

Pero la intensidad del impacto es baja y la extensión en el tiempo es parcial para el resto de variables ambientales analizadas: afección a la movilidad de la población local, afección sobre la calidad acústica y del aire, potencial afección a especies de fauna catalogadas y a los procesos ecológicos y afección de la actividad sobre los parámetros de gases de efecto invernadero y al paisaje.

e) La probabilidad del impacto. Es muy probable que los impactos detectados sobre las variables ambientales objeto de análisis tengan lugar durante las fases de obras y funcionamiento del proyecto; aunque con las medidas previstas en el DAP se podrán reducir y minimizar hasta hacerlos ambientalmente admisibles.

El DAP considera que en condiciones de ejecución normal y desarrollando las acciones de acuerdo a lo proyectado y aplicando las medidas preventivas y correctoras, las probabilidades de evidenciar efectos negativos apreciables, principalmente en lo relativo a la calidad del aire, el ruido y el cambio climático, serían escasamente observables.

f) El inicio previsto y duración, frecuencia y reversibilidad del impacto. El inicio y duración de los impactos está vinculado a cada fase del proyecto, estimando que la ejecución de las obras sea el de 6 meses y que la instalación entre en funcionamiento, de manera puntual, por emergencia con una operatividad anual estimada entre 500 y 1.000 horas, aproximadamente, equivalente a entre 20 y 40 días, siendo necesarios 2 meses para el desmantelamiento de la actividad.

A pesar de ello, los impactos asociados a las tres fases tendrían lugar en el momento de realización de las acciones (es decir, serían inmediatos), medibles en el tiempo y reversibles a corto y/o medio plazo.

g) La acumulación del impacto con los impactos de otros proyectos existentes y/o aprobados. A la escala puntual del proyecto, los impactos derivados del funcionamiento de la línea eléctrica soterrada se pueden acumular con los generados por la preexistente instalación de Endesa/REE Subestación Dique del Este. En este contexto, en la separata de AT del proyecto se realizan los cálculos de los campos magnéticos para los tramos de conductores de 20 y 66 kV que se conectan al transformador de AT, considerando la potencia máxima de 25.000 kVA, para longitudes infinita y finita, esta última la de 5 m.

Para el tramo de líneas de 20 kV entre celdas y trafo el resultado de los campos magnéticos para ambas longitudes es de 4 µT a longitud de 5 m y de 4,8 µT para longitud infinita y, en el caso del tramo de líneas de baja tensión (400 V) entre el trafo y los cuadros de salida de baja tensión, es de 80,6 µT para una longitud de 5 m y de 180,2 µT para longitud infinita. A excepción de este último valor, el resto no supera los valores establecidos (100 µT) en el Real Decreto 1066/2001, de 28 de septiembre, por el que se aprueba el reglamento que establece condiciones de protección del dominio público radioeléctrico, restricciones a las emisiones radioeléctricas y medidas de protección sanitarias frente a emisiones radioeléctricas.

Por su parte, los cálculos para el tramo de líneas de 20 kV entre el Centro de Entrega y el trafo de AT resultan que a una longitud de 5 m los campos magnéticos son de 44,61 µT y de 48 µT para una longitud infinita y, en el caso del tramo de líneas de 66 kV entre este trafo y el sistema de protección, serían de 9,6 µT a una longitud de 5 m y de 10,4 µT para longitud infinita. En ambos casos no se superan los valores establecidos (100 µT) en el citado Real Decreto 1066/2001.

h) La posibilidad de reducir el impacto de manera eficaz. El DAP incorpora medidas preventivas y correctoras para cada una de las fases del proyecto, con el fin de que “...eliminen o minimicen los potenciales efectos negativos que se pueden generar por la implantación de la planta de 18 MW sobre las distintas variables ambientales presentes en la zona de ejecución de la obra”.

A continuación se destacan algunas de las actuaciones de seguimiento más relevantes para cada una de las fases del proyecto explicitadas en el apartado 8 del DAP:

(1) En fase de obras.

• Prospecciones ornitológicas mediante técnico especializado en los límites de la parcela. Cronograma de actuaciones adaptado a la reproducción y nidificación de las especies de la avifauna.

• Erradicación de especies de flora invasora en la parcela.

• Vallado de seguridad y señalización de las obras.

• Aplicación de las ordenanzas municipales en materia de medio ambiente y ruidos.

• Riegos sistemáticos por aspersión o manguera para minimizar los efectos de los movimientos de tierra y de la circulación de la maquinaria.

• Inspecciones técnicas de la maquinaria y vehículos pesados, limitación de su velocidad y empleo de toldo en los camiones.

• Control de los niveles de impacto acústico mediante la realización de mediciones de dB en las zonas sensibles cercanas a la actividad.

• Gestión de los residuos peligrosos y no peligrosos generados en la obra.

• Instalación de sistemas de impermeabilización en los depósitos.

• Se tomarán en consideración los documentos BREF “emisiones en almacenamiento” para los trabajos de movilización de materiales, en los que se considera el empleo de las Mejores Técnicas Disponibles (MTD).

(2) En fase de funcionamiento.

• Instalación del regulador de emisiones tipo SCR.1.

• Sistema SCR en los grupos electrógenos.

• Mantenimiento preventivo, correctivo y legal de los grupos electrógenos.

• Mantenimiento del cerramiento de la instalación.

• Control periódico de ruidos durante la operativa de la planta.

• Centralizar la gestión de residuos y contratar a gestor autorizado.

• Solicitud de la autorización de Actividad potencialmente contaminadora de la atmósfera (APCA) junto a informe preliminar del estado del suelo.

Además, el DAP aborda otras medidas específicas como: (1) Aunque la reducción significativa de los impactos derivados del material particulado en las zonas de producción se alcanza con la aplicación de las medidas correctoras, “...es necesario que los trabajadores de la instalación tengan EPI y mascarillas que limiten la afección por el polvo en suspensión en lo relativo a los trabajos de movilización de material” (pág. 88. del DAP); (2) Actuaciones sobre especies invasoras, con la aplicación de métodos de erradicación para Nicotiana glauca y Cenchrus setaceus, que incluyen el control mecánico y el uso de productos químicos, por lo que, entre otras cuestiones “...es obligatoria la utilización por parte del personal que lo lleve a cabo, el uso del Equipo de Protección Individual...”.

Por último, destacar que el DAP incluye un Programa de Vigilancia Ambiental (PVA) cuyo objetivo es establecer el sistema que garantice el cumplimiento de las indicaciones y medidas previstas en las fases del proyecto.

CONCLUSIÓN

Se considera que el proyecto “Planta de Emergencia Puerto Santa Cruz de Tenerife”, promovido por Sampol I. y O. Canarias, S.L., en el término municipal de Santa Cruz de Tenerife, no tiene efectos adversos significativos sobre el medio ambiente de acuerdo con lo establecido en el artículo 47.2.b) de la LEA, siempre y cuando se cumplan los términos constructivos presentados, se realice un correcto y estricto cumplimiento de las medidas preventivas y correctoras incluidas en el DAP, se realice un seguimiento ambiental del proyecto que garantice el cumplimiento de estas medidas a través de la implantación del Programa de Vigilancia Ambiental (PVA) propuesto en el propio DAP y se incluyan y cumplan las prescripciones ambientales adicionales contenidas en el Anexo I, que forma parte indivisible de la presente Resolución.

FUNDAMENTOS JURÍDICOS

I. El artículo 9.1 de la LEA establece que “Los planes y los programas incluidos en el ámbito de aplicación de esta ley deberán someterse a una evaluación ambiental antes de su adopción o aprobación. Asimismo, los proyectos incluidos en el ámbito de aplicación de esta ley que puedan tener efectos significativos en el medio ambiente, en virtud, entre otras cosas, de su naturaleza, dimensiones o localización, deberán someterse a una evaluación ambiental antes de su autorización, o bien, si procede, en el caso de proyectos, antes de la presentación de una declaración responsable o de una comunicación previa a las que se refiere el artículo 69 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas”.

En este sentido, señala el mismo precepto que “Carecerán de validez los actos de adopción, aprobación o autorización de los planes, programas y proyectos que, estando incluidos en el ámbito de aplicación de esta ley no se hayan sometido a evaluación ambiental, sin perjuicio de las sanciones que, en su caso, puedan corresponder”.

El proyecto de referencia, según la consideración técnica cuarta, le corresponde una evaluación de impacto ambiental simplificada, en aplicación del artículo 7.2.a) de la LEA, al incluirse en el Anexo II, grupo 4 “Industria energética” y epígrafe a) “Instalaciones industriales para la producción de electricidad, vapor y agua caliente (proyectos no incluidos en el Anexo I)”.

En cuanto al procedimiento de evaluación de impacto ambiental en su modalidad simplificada, el apartado 2 del artículo 47 de la LEA establece lo siguiente:

“2. El órgano ambiental, teniendo en cuenta la información facilitada por el promotor, el resultado de las consultas realizadas y, en su caso, los resultados de verificaciones preliminares o evaluaciones de los efectos medioambientales realizadas de acuerdo con otra legislación, resolverá mediante la emisión del informe de impacto ambiental, que podrá determinar de forma motivada de acuerdo con los criterios del Anexo III que:

a) El proyecto debe someterse a una evaluación de impacto ambiental ordinaria porque podría tener efectos significativos sobre el medio ambiente. En este caso, el promotor elaborará el estudio de impacto ambiental conforme al artículo 35.

Para ello, el promotor podrá solicitar al órgano ambiental el documento de alcance del estudio de impacto ambiental en los términos del artículo 34.

b) El proyecto no tiene efectos adversos significativos sobre el medio ambiente, en los términos establecidos en el informe de impacto ambiental, que indicará al menos, las características del proyecto y las medidas previstas para prevenir lo que, de otro modo, podrían haber sido efectos adversos significativos para el medio ambiente.

c) No es posible dictar una resolución fundada sobre los posibles efectos adversos del proyecto sobre el medio ambiente, al no disponer el órgano ambiental de elementos de juicio suficientes, procediéndose a la terminación del procedimiento con archivo de actuaciones”.

Por su parte, en el apartado 3 de este artículo se recoge la obligación de publicación del informe de impacto ambiental en el diario oficial que corresponda, sin perjuicio de su publicación en la sede electrónica del órgano ambiental. Por tanto, procederá la publicación del presente informe de impacto ambiental en el Boletín Oficial de Canarias.

En cuanto a su vigencia, el apartado 4 establece que “En el supuesto previsto en el apartado 2.b) el informe de impacto ambiental perderá su vigencia y cesará en la producción de los efectos que le son propios si, una vez publicado en el “Boletín Oficial del Estado” o diario oficial correspondiente, no se hubiera procedido a la autorización del proyecto en el plazo máximo de cuatro años desde su publicación, salvo que se acuerde la prórroga de la vigencia del informe de impacto ambiental en los términos previstos en los siguientes apartados”. En virtud de esta previsión y a la vista de la conclusión del apartado de Conclusiones Técnicas, procede establecer una vigencia de cuatro años a contar desde la fecha de su publicación.

Finalmente y sobre su naturaleza jurídica, según el artículo 5.3.e) de la LEA, el informe de impacto ambiental es un “informe preceptivo y determinante del órgano ambiental con el que finaliza la evaluación de impacto ambiental simplificada”. Por tanto no procede en Derecho el recurso en vía administrativa, por ser acto de trámite, sin perjuicio de los que procedan en vía administrativa o judicial frente al acto, en su caso, de autorización del proyecto.

II. En cuanto a la competencia, el apartado 4 de la disposición adicional primera de la Ley 4/2017, de 13 de julio, del Suelo y de los Espacios Naturales Protegidos de Canarias, en la redacción dada por el Decreto ley 3/2025, de 21 de abril, para la agilización de la tramitación de licencias urbanísticas y el impulso de la construcción de viviendas, se establece lo siguiente:

“A los efectos de la presente ley, el órgano ambiental será el que designe la Administración competente para autorizar o aprobar el proyecto, o en su caso para controlar la actividad de los proyectos sujetos a declaración responsable o comunicación previa, debiendo garantizarse la debida separación funcional y orgánica respecto del órgano sustantivo en los términos previstos en la legislación estatal básica.

En el ámbito de la Administración autonómica, el órgano ambiental residirá en el Departamento con competencia en materia de medio ambiente y será la Dirección General de Transición Ecológica y Lucha contra el Cambio Climático. No obstante, esta designación específica podrá ser objeto de modificación en el Reglamento Orgánico de dicho Departamento [...]”.

Al tratarse de un proyecto cuya autorización compete a un órgano de la Administración autonómica, como es la Dirección General de Energía, el órgano ambiental resulta ser esta Dirección General de Transición Ecológica y Lucha contra el Cambio Climático.

En cuanto a la propuesta, el artículo 27 del Decreto 212/1991, de 11 de septiembre, de organización de los departamentos de la Administración autonómica, se refiere en su apartado 1.a) a la función de los jefes de servicio de “instruir y formular la propuesta de resolución en aquellos procedimientos en que deban resolver los órganos departamentales a que estén adscritos”, estimándose que en el presente supuesto dicha actuación recae en el Jefe del Servicio de Impacto Ambiental, adscrito a esta Dirección General.

En virtud de los antecedentes, consideraciones técnicas y fundamentos jurídicos precedentes,

PROPONGO:

Primero.- Formular el Informe de Impacto Ambiental del proyecto de “Planta de Emergencia Puerto Santa Cruz de Tenerife (Tenerife)”, promovido por Sampol I. y O. Canarias, S.L., en el término municipal de Santa Cruz de Tenerife, isla de Tenerife, determinando que, a los solos efectos ambientales, el proyecto no debe someterse a una evaluación de impacto ambiental ordinaria.

Segundo.- A través de la evaluación de impacto ambiental simplificada, se han analizado los efectos del proyecto sobre el medio ambiente y, en particular, sobre los siguientes factores: población, salud humana, flora y vegetación, fauna, biodiversidad, geodiversidad, tierra, suelo, subsuelo, aire, agua, clima, cambio climático, paisaje, bienes materiales, incluido el patrimonio cultural, y la interacción entre todos los factores mencionados. Por tanto, se considera que el informe de impacto ambiental por el que se finalice, en su caso, dicho procedimiento, no debería incorporar pronunciamiento alguno sobre cuestiones de índole urbanística y/o territorial, procedimientos judiciales en curso, ni sobre la titularidad de los terrenos afectados por el proyecto.

Tercero.- Notificar la Resolución que en su caso se dicte a la entidad promotora Sampol I. y O. Canarias, S.L.; al Servicio de Impacto Ambiental de la Dirección General de Transición Ecológica y Lucha contra el Cambio Climático y a la Dirección General de Energía del Gobierno de Canarias; a la Agencia de Protección del Medio Natural; al Cabildo de Tenerife y al Ayuntamiento de Santa Cruz de Tenerife.

Cuarto.- Publicar la Resolución que en su caso se dicte mediante anuncio en el Boletín Oficial de Canarias y en la sede electrónica de la Consejería de Transición Ecológica y Energía.- El Jefe de Servicio de Impacto Ambiental, p.a. la Jefa de Sección del Servicio de Impacto Ambiental Occidental.

A la vista del expediente n.º 17/2025-0407100743 y de la propuesta del Jefe de Servicio de Impacto Ambiental de esta Dirección General, conforme se propone, resuelvo.

Esta Resolución, por ser acto de trámite, no será objeto de recurso alguno sin perjuicio de los que procedan en vía administrativa o judicial frente al acto, en su caso, de autorización del proyecto.

Canarias, a 16 de julio de 2025.- El Director General de Transición Ecológica y Lucha contra el Cambio Climático, Ángel Pablo Montañés Ríos.

ANEXO I

PRESCRIPCIONES AMBIENTALES ADICIONALES AL PROYECTO DE REFERENCIA

Del análisis técnico realizado de la documentación recibida se desprende la necesidad de añadir al proyecto y al DAP las siguientes prescripciones adicionales, que el promotor debe integrar, presupuestar y dar cumplimiento junto con el conjunto de las medidas preventivas y correctoras contempladas en el DAP. Lo anterior no le exime de la obligación de solicitar y obtener todas las autorizaciones ambientales y sectoriales que resulten legalmente exigibles, ni del cumplimiento de la legislación ambiental vigente.

1. Respecto a la solicitud de la Autoridad Portuaria de Santa Cruz de Tenerife en cuanto a que la evaluación de impacto ambiental contemple la probable reubicación del proyecto en alguna de las dos parcelas situadas inmediatamente al Oeste de la seleccionada, indicar que el presente informe de impacto ambiental se emite, exclusivamente, para las obras, actuaciones y acciones recogidas en el proyecto “Planta de Emergencia Puerto Santa Cruz de Tenerife” y evaluadas en el Documento Ambiental del citado Proyecto, por lo que, cualquier modificación de las características del proyecto evaluado sería objeto de evaluación en virtud de lo establecido en la legislación vigente en materia de evaluación ambiental.

2. Los resultados de los cálculos de los Campos Magnéticos aportados en la separata de AT del proyecto técnico, inicialmente estiman valores inferiores a los límites establecidos (100 µT) en el Real Decreto 1066/2001, de 28 de septiembre. No obstante, algunos de estos resultados no son inferiores a los valores límite, tal y como se muestra en el apartado 3.g) de la consideración técnica séptima de la presente resolución. En este aspecto, el DAP no incorpora medidas específicas sobre este parámetro.

Con la finalidad de evitar la generación de impactos innecesarios derivados de la producción de campos magnéticos en el entorno de las instalaciones de AT, así como los originados de la sinergia y acumulación de la instalación eléctrica objeto de estudio con los producidos en la existente Subestación Dique del Este, debe realizar un estudio específico de medición de campos magnéticos en la fase inicial de funcionamiento del proyecto con la finalidad de determinar la exposición a radiaciones no ionizantes y evaluar los riesgos asociados.

El estudio debe considerar la acumulación con otras instalaciones eléctricas del entorno, estimando el efecto de los campos magnéticos generados sobre la salud de los usuarios y trabajadores de las parcelas contiguas de la Dársena Pesquera y sobre los empleados de ambas instalaciones eléctricas.

Además de los resultados obtenidos, el estudio específico debe detallar la metodología empleada en las mediciones y, si fuera necesario, adoptar las correspondientes medidas correctoras dirigidas a la reducción de las potenciales afecciones negativas y el seguimiento de estas medidas que debe incorporarse en el PVA.

3. Previa a la verificación de fugas de gasoil incluida en el PVA para la fase de funcionamiento del proyecto, debe incluirse en este último el control y correcto funcionamiento de los sistemas de impermeabilización en las zonas en las que se ubiquen los depósitos.

4. El promotor considera que para cumplir con los valores límite de emisiones de NOx para nuevas instalaciones de combustión medianas (en concreto, motores con gasóleo) situadas en la Comunidad Autónoma de Canarias, que marca el Real Decreto 1042/2017, de 22 de diciembre, sobre limitación de las emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de las instalaciones de combustión medianas y por el que se actualiza el Anexo IV de la Ley 34/2007, de 15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la atmósfera (BOE n.º 311, de 23.12.2017), será necesario instalar reguladores de emisiones tipo SCR en cada uno de los 10 grupos electrógenos de generación de emergencia.

Adopta esta medida al estimar que la operatividad anual de los grupos electrógenos de generación sería de entre 500 y 1.000 horas, evaluando el DAP que el impacto sobre la calidad del aire con esas condiciones y con la aplicación de las distintas acciones en fase de funcionamiento es de “poco significativo o moderado” (pág. 152 del DAP).

Cabe indicar que esa medida solamente será válida sobre la base de que la planta de generación únicamente entre en funcionamiento en situaciones de emergencia energética y, en concreto, para una operatividad anual de entre 500 y 1.000 horas. En el supuesto de que este régimen de horas de operatividad anual se modifique, se debe presentar nueva documentación técnica acompañada de su análisis ambiental y del correspondiente informe de la DGSP, para su conocimiento y, en su caso, emisión de informe técnico.

Además de lo anterior, el promotor debe obtener las correspondientes autorizaciones, comunicaciones y/o registros que determina la legislación sectorial en materia de calidad del aire y, de las cuales debe tener conocimiento este Centro Directivo. En este sentido, al instalarse la actividad en el Puerto de Santa de Cruz de Tenerife, está sujeta a la política ambiental marcada por la Autoridad Portuaria de Santa Cruz de Tenerife a través de su Código de Conducta Ambiental, por el que debe elaborar un Plan de Emergencia Ambiental. Asimismo, dicho organismo exige al promotor que se implante un sistema de gestión ambiental conforme a la norma ISO 14001.

5. En relación con el ruido y las vibraciones y siguiendo las apreciaciones aportadas por el Ayuntamiento de Santa Cruz de Tenerife, previo al inicio de las obras, debe realizarse un estudio de impacto acústico del proyecto para sus distintas fases e implementarlo con todos los focos emisores. Si del resultado del anterior se detecta el incumplimiento de los valores límite de inmisión, deben adoptarse medidas específicas que permitan alcanzar dichos valores. Aun así, asumiendo las prescripciones de la corporación local, la instalación debería contar con un sistema de monitorización continuo del ruido.

6. Al tener el presente proyecto la consideración de infraestructura esencial-estratégica, el Consejo Insular de Aguas de Tenerife, en coherencia con los criterios de aplicación del Plan Hidrológico de Tenerife, indica que el titular debe elaborar un Estudio de Riesgo Hidráulico siguiendo los términos establecidos en la normativa vigente de dicho plan, así como solucionar el drenaje de las aguas pluviales del ámbito de la instalación.

7. Siguiendo las consideraciones de la Dirección General de Emergencias del Gobierno de Canarias, con anterioridad al inicio de las obras de ejecución, el titular del proyecto debe predecir y valorar los efectos que un probable accidente en la planta de emergencia podría tener sobre las instalaciones industriales cercanas y, en sentido contrario, qué efectos podría tener sobre la planta generadora un accidente en estas instalaciones industriales próximas.

Conocer lo anterior permite que el titular del proyecto adopte las medidas protectoras de seguridad adicionales necesarias para el reforzamiento de sus sistemas de protección y que, además, ponga en conocimiento de las instalaciones del entorno, en especial las relativas a riesgo de nivel superior, la presencia de la nueva planta de emergencia de generación eléctrica y de los riesgos asociados a la misma.

La valoración resultante debería obtener el informe favorable de la Dirección General de Emergencias. Asimismo, en ese mismo marco temporal, debería elaborarse por personal técnico acreditado por el Gobierno de Canarias, el correspondiente Plan de Autoprotección que, una vez haya sido supervisado administrativamente según lo previsto en el Reglamento de Autoprotección exigible a determinadas actividades, centros o establecimientos que puedan dar origen a situaciones de emergencia en la Comunidad Autónoma de Canarias (aprobado mediante Decreto 67/2015, de 30 de abril -BOC n.º 98, de 25.5.2015-), deberá quedar inscrito en el Registro de Planes de Autoprotección de Canarias. La actividad también está sujeta a las determinaciones del Real Decreto 1254/1999, de 16 de julio, por el se aprueban medidas de control de los riesgos inherentes a los accidentes graves en los que intervengan sustancias peligrosas y modificaciones posteriores, por lo que en virtud de su artículo 9 debe elaborar un informe de seguridad.

8. Todas las determinaciones de índole ambiental contenidas en las propias determinaciones del Documento Ambiental, así como aquellas derivadas de las presentes prescripciones ambientales incluyendo el Programa de Vigilancia Ambiental, que precisen del correspondiente gasto económico, tendrán fiel reflejo en un capítulo específico. Esta determinación se hará extensible, asimismo, a todas aquellas eventuales modificaciones que pudiera sufrir dicho proyecto.

ANEXO II

DESCRIPCIÓN GRÁFICA Y ESQUEMÁTICA DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

Ver anexo en las páginas 47002-47003 del documento Descargar