Santa Cruz de Tenerife, 3 oct (EFE).
– La primera planta en Tenerife de generación de electricidad con energía geotérmica, mediante el aprovechamiento del calor en el subsuelo, podría estar operativa en 2030 si los sondeos de investigación que se realizan en Vilaflor de Chasna arrojan resultados positivos.
Así lo ha trasladado el director de DISA Renovables, Joaquín Gurriarán, a un grupo de vecinos de este municipio a quienes ha detallado los avances del proyecto, basado en unos estudios previos en los que han participado más de 200 profesionales durante dos años y medio de investigación.
Este encuentro, celebrado en la tarde de ayer jueves, estuvo organizado por el consorcio público-privado Energía Geotérmica de Canarias (EGC), y en el mismo sus responsables presentaron una recreación gráfica de cómo resultaría la futura central geotérmica integrada en el entorno del pueblo.
La charla informativa contó con la participación del presidente del ente y consejero de Innovación del Cabildo de Tenerife, Juan José Martínez; el director de DISA Renovables, Joaquín Gurriarán; el director de Involcan, Nemesio Pérez, y una amplia representación vecinal.
El presidente de EGC y consejero insular de Innovación, Juan José Martínez, recordó que las investigaciones apuntan a que Vilaflor es la zona con mayores posibilidades para el aprovechamiento geotérmico en superficie de toda la isla.
“La energía geotérmica sería para Tenerife como tocarnos la lotería.
Ahora mismo solo contamos con un 20% de renovables y dependemos de la energía fotovoltaica y eólica.
Es por ello que esta fuente de energía nos permitirá dar un salto real hacia un modelo energético sostenible y estable, con un impacto mínimo en el territorio”, subrayó.
El primer paso del proyecto será la ejecución de estudios de investigación, que cuentan con todos los informes positivos de los departamentos competentes tanto del Gobierno de Canarias como del Cabildo de Tenerife, así como la aprobación de la Comisión Europea y del Ministerio para la Transición Ecológica.
La inversión total asciende a 86 millones de euros y cuenta con una subvención del 50% por parte del Estado.
Martínez detalló que cada estudio en profundidad supondrá cerca de 10 millones de euros y, en el caso de Vilaflor, se prevé emplear agua procedente de la desaladora de Fonsalía, ampliada recientemente.
“Los trabajos durarán entre tres y cuatro meses y generarán molestias mínimas.
El agua empleada no competirá con la destinada al regadío y el excedente permanecerá en el municipio.
Además, reacondicionaremos los caminos de acceso a los terrenos donde se van a realizar las exploraciones”, explicó.
El consejero afirmó que no se ha detectado “ninguna debilidad que no tenga solución” y que, tras el proyecto, habrá una mayor disponibilidad de agua en el municipio.
“Se han contratado 200.
000 metros cúbicos y se necesitarán, como máximo, 150.
000, que se producirán en la desaladora y se permutarán con galerías de la cumbre”, indicó Juan José Martínez, quien aseguró que el resto “quedará a disposición de las necesidades del pueblo”.
Con una planta de 5 MW, el proyecto permitiría evitar el consumo de unos 72.
000 barriles de petróleo.
Martínez aseguró que se espera que la instalación se “ubique cerca del punto limpio municipal, de manera que contribuya también a mejorar el entorno”.
El director de DISA Renovables, Joaquín Gurriarán, defendió la geotermia como una fuente que aportará “tranquilidad” frente a los apagones y reducirá la dependencia de los combustibles fósiles, mientras se dan pasos hacia una mayor soberanía energética.
En este sentido, aclaró que la fase actual corresponde “únicamente a sondeos de investigación y no a la construcción inmediata de una central eléctrica”.
La ubicación definitiva de la planta no dependerá directamente de los sondeos, puesto que “podría instalarse hasta a cinco kilómetros de distancia del punto inicial, o incluso a siete si se confirma un gran recurso”.
Sin embargo, en caso de detectar menor potencial, “se situaría más próxima, a unos tres kilómetros’.
El diseño prevé soterrar parte de la infraestructura y aprovechar los caminos ya existentes.
“Si todo avanza según lo previsto, estaríamos hablando de que la primera planta de generación geotérmica llegaría en 2030”, agregó Gurriarán.
El director de Involcan, Nemesio Pérez, recordó que desde la década de 1970 se sabe que Canarias es el único territorio de España con potencial geotérmico de alta entalpía.
“Llevamos décadas investigando y no podemos dejar pasar la oportunidad que tenemos ahora.
Solo los sondeos profundos pueden confirmar el recurso y debemos hacerlos.
Si quieres ganar el partido, hay que jugarlo”, subrayó.
Pérez defendió la necesidad de reforzar las labores de información y concienciación ciudadana en torno a este proyecto, que permitirá ampliar el conocimiento sobre el subsuelo de Tenerife a distintas profundidades, aportando información clave sobre la litología y la evolución geológica en la formación del edificio volcánico de la isla.
Durante la jornada se presentaron ejemplos de plantas geotérmicas en funcionamiento, como la de la isla de San Miguel en Azores, que ya cubre el 21% de la demanda eléctrica local.
Asimismo, se mostraron imágenes históricas de sondeos realizados en Tenerife y Lanzarote en las décadas de 1990 y 1970, respectivamente, que evidenciaron que estas investigaciones no dejaron huella ambiental en los espacios donde se ejecutaron.
La sesión concluyó con un turno de preguntas en el que los vecinos y vecinas pudieron resolver sus dudas sobre el uso del agua, la viabilidad del proyecto y su integración en el paisaje.
Los representantes de EGC garantizaron que se continuará trabajando con el fin de que el impacto de los trabajos sea mínimo y que, si el recurso se confirma, la futura planta cumplirá con todos los requisitos ambientales.
Energía Geotérmica de Canarias es un consorcio público-privado formado por el Cabildo de Tenerife a través de ITER e Involcan, DISA y la empresa islandesa Reykjavik Geothermal cuyo objetivo es explorar y desarrollar el potencial de la isla mediante permisos de investigación y estudios de viabilidad.
El proyecto cuenta con una financiación de 43,2 millones de euros del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia del Gobierno de España y de los fondos Next Generation de la Unión Europea.
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