N.º 245, viernes 21 de diciembre de 2018

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OTRAS DISPOSICIONES

DEPARTAMENTO DE MEDIO AMBIENTE, PLANIFICACIÓN TERRITORIAL Y VIVIENDA

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RESOLUCIÓN de 26 de octubre de 2018, de la Viceconsejera de Medio Ambiente, por la que se revisa y modifica las autorizaciones ambientales integradas concedidas a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para la actividad de refino de petróleo y para el proyecto de nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil y planta de cogeneración de energía eléctrica (URF), en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto-Zierbena (Bizkaia).

Resultando que mediante Resolución de 6 de mayo de 2008 del entonces Viceconsejero de Medio Ambiente, se concede autorización ambiental integrada para la actividad de refino de petróleo, promovida por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto y Ciervana (Bizkaia).

Resultando que mediante Resolución de 15 de abril de 2010 de la Viceconsejera de Medio Ambiente, se modifica y hace efectiva la autorización ambiental integrada concedida mediante Resolución de 6 de mayo de 2008 para la actividad de refino de petróleo, promovida por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto y Ciervana (Bizkaia).

Resultando que mediante Resolución de 14 de diciembre de 2011 de la Viceconsejera de Medio Ambiente, se modifica la autorización ambiental integrada concedida.

Resultando asimismo, que mediante Resoluciones de 19 de noviembre de 2008 y 15 de diciembre de 2011 de este Órgano se concede a Petróleos del Norte, S.A. autorización ambiental integrada del proyecto de nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil y planta de cogeneración de energía eléctrica (URF) en el término municipal de Muskiz (Bizkaia).

Resultando que con fechas de 4 de enero de 2014, 27 de julio y 30 de diciembre de 2015, este Órgano actualiza las autorizaciones ambientales integradas concedidas a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para la actividad de refino de petróleo y para el proyecto de nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil y planta de cogeneración de energía eléctrica (URF) en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto-Zierbena (Bizkaia).

Resultando que con fecha de 28 de octubre de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea la Decisión de ejecución de la Comisión de 9 de octubre de 2014 por la que se establecen las conclusiones sobre las mejores tecnologías disponibles (MTD) en el refino de petróleo y de gas, conforme a la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre las emisiones industriales (Decisión 2014/738/UE).

Resultando que con fecha de 31 de diciembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación.

Resultando que con fecha de 30 de octubre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Orden APM/1040/2017, de 23 de octubre, por la que se establece la fecha a partir de la cual será exigible la constitución de la garantía financiera obligatoria para las actividades del Anexo III de la Ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental, clasificadas como nivel de prioridad 1 y 2, mediante Orden ARM/1783/2011, de 22 de junio, y por la que se modifica su anexo.

Resultando que con fecha 12 de enero de 2018 el Órgano Ambiental solicita información a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) con objeto de realizar la revisión de la autorización remita la comparativa del funcionamiento de la instalación con las mejores técnicas disponibles descritas en las conclusiones sobre las mejores tecnologías disponibles (MTD) en el refino de petróleo y de gas.

Resultando que con fecha 5 de febrero de 2018, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) presentó la documentación solicitada para la revisión de la autorización ambiental integrada.

Resultando que una vez constatada la suficiencia de la documentación aportada, por Resolución de la Viceconsejera de Medio Ambiente, se acuerda someter a información pública, por un periodo de 1 mes, la revisión de la autorización ambiental integrada de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), en orden a la presentación de cuantas alegaciones se estimasen oportunas, procediéndose a su publicación en el Boletín Oficial del País Vasco y en el Boletín Oficial del Territorio Histórico de Bizkaia, ambas con fecha 18 de abril de 2018 con el resultado que obra en el expediente.

Resultando que en aplicación de lo dispuesto en el artículo 16 del Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, la Dirección de Administración Ambiental del Gobierno Vasco solicita el 7 de junio de 2018 informe a los Ayuntamientos de Muskiz, Zierbena y Abanto-Zierbena, a la Agencia Vasca del Agua URA y al Departamento de Salud, con el resultado que obra en el expediente administrativo.

Resultando con fecha de 24 de septiembre de 2018 se realiza visita de inspección a las instalaciones por parte de los servicios técnicos de la Viceconsejería de Medio Ambiente, con el resultado que obra en el expediente.

Resultando que con fecha 23 de octubre de 2018, en aplicación del artículo 20 del Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación, el conjunto del expediente se ha puesto a disposición de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) incorporando el borrador de Propuesta de Resolución elaborado por el Departamento de Medio Ambiente, Planificación Territorial y Vivienda.

Considerando que el documento por el que se establecen las conclusiones sobre las mejores tecnologías disponibles en el refino de petróleo y de gas establece nuevas condiciones y valores límite de emisión para los distintos focos en el sector refino de petróleo y de gas, procede realizar la revisión de la autorización ambiental integrada con objeto de adecuarla a dichas conclusiones.

Considerando que el artículo 7 del Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación referido a los valores límite de emisión y medidas técnicas equivalentes establece que para la determinación en la autorización ambiental integrada de los valores límite de emisión, se deberá tener en cuenta, entre otros, «la información suministrada, de acuerdo con lo establecido en el artículo 8.1, en relación con las conclusiones relativas a las mejores técnicas disponibles, sin prescribir la utilización de una técnica o tecnología específica.»

Considerando que desde la concesión de las autorizaciones ambientales integradas correspondientes se han registrado numerosas modificaciones en las instalaciones.

Considerando que, si bien buena parte de estas son mejoras medioambientales y las cabinas de control de la inmisión atmosférica habilitadas en el entorno de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) registran un cumplimiento de los niveles de calidad del aire establecidos en la normativa, es necesario disponer de una monitorización completa de los niveles de calidad del aire en el entorno y para ello completar las estaciones de control existentes con nuevos parámetros de muestreo.

Considerando por lo tanto, que procede modificar el punto E.2 de la autorización, y ello sin perjuicio de que, de acuerdo a lo establecido en la propia autorización ambiental integrada, las exigencias de control se adapten a la vista de la información registrada en el Programa de Vigilancia Ambiental de la instalación.

Considerando que este Órgano dispone del estudio olfatométrico establecido en el apartado E.2 de la autorización, procede actualizar el apartado eliminando la exigencia.

Considerando que la Decisión de Ejecución de la Comisión de 9 de octubre de 2014 por la que se establecen las conclusiones sobre las mejores técnicas disponibles (MTD) para el refino de petróleo y de gas fija nuevos valores límite para los principales focos.

Considerando que nuevos valores límite vienen referidos a valores medios mensuales.

Considerando no obstante, que este Órgano entiende que las características de la instalación y la operativa de funcionamiento de los focos principales de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) permiten un cumplimiento de los valores controlados mediante un sistema de medición en continuo, no solamente referidos a un valor medio mensual, sino también a la evaluación de cumplimiento de valores medios diarios y horarios o cada 48 horas tal y como este Órgano ha venido manteniendo para los límites vigentes hasta la fecha, procede ampliar la exigencia de la citada Decisión.

Considerando que en el caso del foco 4, debido a las características de los procesos de reformado catalítico, a la nueva referencia de oxígeno y a que tal y como han comprobado los servicios técnicos de este Órgano se está completando la implantación de un nuevo sistema de filtración, no procede realizar la misma consideración.

Considerando por lo tanto, que de acuerdo a lo establecido en el artículo 7.b del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado mediante Real Decreto Legislativo 1/2016, la ampliación de la evaluación de cumplimiento a valores medios diarios y horarios o cada 48 horas es una Mejor Técnica Disponible (MTD).

Considerando que la Mejor Técnica Disponible (MTD) número 4 referida a las técnicas de control, establece la medición de los metales Ni y V para las unidades de combustión, exceptuando aquellas que queman solo combustibles gaseosos.

Considerando que los focos 1, 2, 3 y 5 de la instalación alimentan combustibles gaseosos, pero de forma excepcional pueden combustionar fuel-oil, procede establecer un control asociado para ese caso y, por lo tanto, establecer esa exigencia en el apartado E.1 de la autorización.

Considerando que la MTD 4 establece la medición directa de los metales Ni, Sb y V o su análisis basados en el contenido de metales del catalizador y de los finos del catalizador en los procesos de craqueo catalítico con frecuencias de monitorización que pueden adaptarse si, después de un período de un año, las series de datos demuestran con claridad una estabilidad suficiente.

Considerando que Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) ha aportado series de datos de análisis de Ni, Sb y V que demuestran con claridad una estabilidad suficiente para establecer un control semestral basado en el análisis del contenido de metales de los finos del catalizador.

Considerando que la MTD 4 establece el control en continuo de monóxido de carbono (CO) en los focos de combustión de más de 100 MW de potencia térmica y el craqueo catalítico, procede modificar el apartado E.1 para incorporar la exigencia de control a los focos 1, 2, 3 y 4.

Considerando que la MTD 4 establece el control de las emisiones de dibenzo dioxinas/furanos policlorados en las unidades de reformado catalítico una vez al año o una vez por cada regeneración, lo que tarde más tiempo, mediante medición directa, procede modificar el apartado E.1 para incorporar la exigencia de control a las unidades de platformado P1 y P2.

Considerando que la MTD 4 establece el control de las emisiones de SO_x en continuo para las unidades de recuperación de azufre, bien a través de medición directa, o bien a través de un balance de material continuo o la monitorización de otro parámetro relevante del proceso, siempre que las mediciones apropiadas de eficiencia de la unidades de recuperación se basen en pruebas regulares (por ejemplo, una vez cada dos años) del rendimiento de la planta.

Considerando que la exigencia del apartado E.1.e) ya viene dando respuesta a la citada exigencia de control del SO_x.

Considerando que la MTD 6 exige monitorizar las emisiones difusas de COV de toda la instalación utilizando métodos de aspiración asociados con curvas de correlación para los equipos principales, técnicas de imagen óptica para gases, y cálculos de emisiones crónicas basados en factores de emisiones (por ejemplo, una vez cada dos años) validados regularmente por mediciones.

Considerando que en las visitas realizadas por los servicios técnicos de este Órgano, así como en la documentación presentada por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) se ha acreditado el cálculo mediante metodología normalizada de las emisiones de COV´s y la existencia métodos de cálculo elaborados por la empresa para el cálculo de emisiones crónicas.

Considerando asimismo, que en el transcurso de la visita de inspección de 24 de septiembre la empresa informa que va a realizar una contratación externa para la realización de campañas de control óptico de emisiones fugitivas.

Considerando que la MTD 23 establece mejores técnicas disponibles para la minimización de las emisiones la producción de asfalto.

Considerando que el proceso de producción de asfalto de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), no genera las emisiones que se regulan en la citada MTD por tratarse de un proceso sin unidad de soplado y en el que el asfalto se extrae directamente de la unidad de vacío mediante un ajuste de las condiciones de proceso.

Considerando por ello, que no resulta aplicable la MTD 23 a la producción de asfalto de la instalación, no procede realizar modificación alguna de las condiciones.

Considerando que la MTD 24 establece una limitación mensual de 300 mg/Nm³ de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO_x) para las unidades existentes de craqueo catalítico y de modo de combustión total, como la instalada en el foco 4, tal y como se ha expuesto anteriormente procede modificar el apartado D.1.1.3 incorporando la nueva exigencia mensual así como extenderla a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios.

Considerando que la MTD 25 establece una limitación mensual de 50 mg/Nm³ de las emisiones de partículas en el proceso de craqueo catalítico (foco 4), tal y como se ha expuesto anteriormente procede modificar el apartado D.1.1.3 incorporando la nueva exigencia mensual así como extenderla a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios.

Considerando que la MTD 26 establece una limitación mensual de 800 mg/Nm³ de las emisiones de SO_x (dióxido de azufre) en el proceso de craqueo catalítico (foco 4), tal y como se ha expuesto anteriormente procede modificar el apartado D.1.1.3 incorporando la nueva exigencia mensual así como extenderla a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios.

Considerando que la MTD 27 establece una limitación mensual de 100 mg/Nm³ de las emisiones de monóxido de carbono (CO) en el proceso de craqueo catalítico (foco 4), tal y como se ha expuesto anteriormente procede modificar el apartado D.1.1.3 incorporando la nueva exigencia mensual así como extenderla a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios.

Considerando que las nuevas limitaciones de las MTD 24, MTD 25, MTD 26 y MTD 27 vienen relacionadas asimismo con nuevas condiciones de referencia para el oxígeno (3%), procede modificar el apartado D.1.1.3.

Considerando que la MTD 34 establece una limitación mensual de 120 mg/Nm³ de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO_x) para las turbina de gas existentes (focos 6 y 12).

Considerando por otra parte, que la MTD 57 establece la posibilidad de utilizar una técnica integrada de gestión de emisiones como alternativa a la aplicación de la MTD 24 y la MTD 34.

Considerando que la exigencia actual de limitación conjunta (100 mg/Nm³) de las emisiones de NO_x de los focos 6 y 12 resulta más restrictiva, no procede realizar modificación alguna de las condiciones.

Considerando asimismo, que una vez superadas las 17.500 horas de funcionamiento de la unidad de cogeneración CG1 (foco 6) procede actualizar la redacción del apartado D.1.1.3.

Considerando que la MTD 34 establece para las combustiones de gas (unidades existentes), exceptuadas las turbinas de gas, una limitación mensual de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO_x) de 150 mg/Nm³ y de 200 mg/Nm³ en caso de disponer de un precalentamiento de aire a la combustión.

Considerando que de los focos 1, 2, 3, 5, 8, 9, 10, 13 y 14 a los que resulta de aplicación la exigencia por combustionar gas, los focos 1, 2, 3, 10 y 13 disponen de sistemas de precalentamiento de aire.

Considerando que el actual límite de 100 mg/Nm³ de emisión de óxidos de nitrógeno (NO_x) establecido para el foco 8, así como los 200 mg/Nm³ de los focos 10 y 13 evaluados igualmente con referencia a valores medios cada 48 horas, resultan más restrictivos que el recogido en la Decisión, no procede la modificación del apartado D.1.1.3.

Considerando por todo ello que, tal y como se ha expuesto anteriormente procede modificar el apartado D.1.1.3 incorporando la nueva exigencia mensual de emisión de óxidos de nitrógeno (NO_x) de 200 mg/Nm³ a los focos 1, 2 y 3 y de 150 mg/Nm³ para los focos 5, 9 y 14, así como extenderla a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios.

Considerando que los focos 1, 2, 3 y 5 de la instalación alimentan combustibles gaseosos, pero de forma excepcional pueden combustionar fuel-oil, procede igualmente modificar el apartado D.1.1.3 y establecer un límite condicionado para ese supuesto.

Considerando que no procede aceptar la solicitud realizada por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para el establecimiento de un límite de emisión de óxidos de nitrógeno (NO_x) en los focos 7 y 11 de 450 mg/Nm³ por tratarse de instalaciones que combustionan gasóleo y, por lo tanto, no enmarcadas en el Cuadro 11 de la MTD 34.

Considerando que la MTD 35 establece una limitación mensual de 50 mg/Nm³ de las partículas procedentes de una unidades de combustión existentes alimentadas por diversos combustibles, con excepción de las turbinas de gas.

Considerando que la actual limitación establecida para los focos 1, 2 y 3 a los que les resulta de aplicación la citada MTD resulta más restrictiva por recoger el valor de 50 mg/Nm³ mensual extendiéndolo a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios, no procede modificar el apartado D.1.1.3.

Considerando que la MTD 36 establece una limitación mensual de 35 mg/Nm³ de las emisiones de SO_x procedentes de las unidades de combustión de gas de refinería, con excepción de las turbinas de gas, y 600 mg/Nm³ de una unidad de combustión alimentada por diversos combustibles, con excepción de las turbinas de gas y los motores de gas estacionarios.

Considerando que los focos 1, 2, 3 y 5 de la instalación alimentan combustibles gaseosos, pero de forma excepcional pueden combustionar fuel-oil, procede establecer un valor límite para cada caso (35 mg/Nm³ y 600 mg/Nm³) en el apartado D.1.1.3 de la autorización.

Considerando que la actual limitación establecida para los focos 8, 9, 10, 13 y 14 a los que les resulta de aplicación la citada MTD resulta más restrictiva por recoger el valor de 35 mg/Nm³ mensual extendiéndolo a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios o evaluados igualmente con referencia a valores medios cada 48 horas, no procede modificar el apartado D.1.1.3.

Considerando que las instalaciones delos focos 7 y 11 se tratan de instalaciones que combustionan gasóleo y, por lo tanto, no enmarcadas ni en el Cuadro 13 ni en el 14 de la citada. MTD

Considerando no obstante, que las características de la instalación y la operativa de funcionamiento permiten alcanzar el valor límite de 600 mg/Nm³, no solamente referido a un valor medio mensual, sino también a la evaluación de cumplimiento de valores medios diarios y horarios tal y como este Órgano ha venido manteniendo para los límites vigentes hasta la fecha.

Considerando por lo tanto, que de acuerdo a lo establecido en el artículo 7.b del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado mediante Real Decreto Legislativo 1/2016, la incorporación de un límite de 600 mg/Nm³ de SO_x para los focos 7 y 11 es una Mejor Técnica Disponible (MTD).

Considerando que la MTD 37 establece para las unidades de combustión una limitación mensual de las emisiones de monóxido de carbono (CO) de 100 mg/Nm³.

Considerando que la actual limitación establecida para los focos 1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 y 14 a los que les resulta de aplicación la citada MTD resulta más restrictiva por recoger el valor de 100 mg/Nm³ de emisión de monóxido de carbono, salvo en el foco 12 que tiene una limitación de 50 mg/Nm³, y extender el valor límite a una evaluación del cumplimiento también de valores medios diarios y horarios o evaluados igualmente con referencia a valores medios cada 48 horas, no procede modificar el apartado D.1.1.3.

Considerando que la MTD 52 establece que con objeto de evitar o reducir las emisiones atmosféricas de Compuestos Orgánicos Volátiles (COV´s) durante las operaciones de carga y descarga de hidrocarburos líquidos volátiles, es MTD utilizar una o una combinación de las técnicas descritas para lograr una tasa de recuperación de al menos el 95%.

Considerando que procede incorporar la exigencia de recuperación del 95% de COV´s en el apartado D.1.1.4.

Considerando que entre las técnicas descritas se encuentran, entre otras, al absorción y la adsorción.

Considerando que en la visita de inspección de 24 de septiembre de 2018 se constata que Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) está completando la obra de implantación de una instalación de recuperación de COV mediante absorción-adsorción en la terminal portuaria.

Considerando que la MTD 54 establece una reducción de las emisiones atmosféricas procedentes de gases que contienen sulfuros de hidrógeno (H₂S) fijando una eficiencia en la recuperación del azufre (H₂S) de los gases residuales mayor o igual de 98,5 para las unidades de recuperación de azufre existentes.

Considerando que por otra parte, la MTD 58 establece que es MTD utilizar una técnica integrada de gestión de emisiones como alternativa a la aplicación de la MTD 54, por lo que procede modificar el apartado D.1.1.3 para incorporar un rendimiento global en las unidades desulfuradoras mayor o igual al 98,5%.

Considerando que la MTD 55 establece que con objeto de evitar las emisiones atmosféricas de la antorchas, es MTD utilizar antorchas solo por motivos de seguridad o en condiciones operativas no rutinarias (por ejemplo, puesta en marcha o parada).

Considerando que en las visitas de inspección de este Órgano a la instalación, y la revisión de las instrucciones operativas de la planta, se comprueba que el uso de las antorchas está vinculado únicamente a la seguridad de la instalación.

Considerando que Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) ha acreditado igualmente el cumplimiento del resto de MTD´s no asociadas a valores de emisión, sino a la implantación de técnicas y la existencia de un sistema de gestión, procede modificar la descripción del proceso para identificar las MTD´s aplicables a la instalación.

Considerando las tramitaciones en materia de suelos de los último años referidas por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) en la documentación aportada en el marco de la presente tramitación aportan la información necesaria para conocer el estado del suelo de la instalación.

Considerando no obstante, que resulta necesario que la citada información sea completada y evaluada conforme a la guía «Directrices para el cumplimiento de las obligaciones en materia de protección del suelo por las actividades sometidas a autorización ambiental integrada. Informe base» publicada recientemente por parte de este Órgano, por lo que procede establecer el plazo de un año para su presentación.

Considerando que Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) ha dado cumplimiento a la exigencia de la Orden APM/1040/2017, de 23 de octubre, por la que se establece la fecha a partir de la cual será exigible la constitución de la garantía financiera obligatoria para las actividades del Anexo III de la Ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental, clasificadas como nivel de prioridad 1 y 2, mediante la modalidad de seguro.

Considerando que procede habilitar un plazo para la adaptación de la clasificación de los residuos de acuerdo al Reglamento 1357/2014 de la Comisión, de 18 de diciembre de 2014, por el que se sustituye el Anexo II de la Directiva 2008/98/CE, de conformidad con la Directiva 2008/98/CE del Parlamento Europeo y del Consejo.

Considerando que procede revisar la autorización para incorporar las nuevas exigencias en materia de control y vertido de aguas residuales recogidas en las MTD 10, 11 y 12, y modificar los apartados D.1.2 y E.3.

Considerando que de acuerdo a lo establecido en el artículo 10 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado mediante el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, referido a la modificación de la autorización ambiental integrada, procede su adecuación en orden a actualizar, entre otros, las referencias normativas.

Considerando que durante la tramitación se ha presentado la documentación requerida para la revisión de la autorización ambiental integrada, procede modificar los apartados Primero y Segundo de la autorización ambiental integrada con objeto de adecuarlos a dichas conclusiones.

Considerando la competencia de este órgano ambiental para el dictado de la presente Resolución, de conformidad con lo previsto en la Ley 3/1998, de 27 de febrero, General de Protección del Medio Ambiente del País Vasco, el Decreto 77/2017, de 11 de abril, por el que se establece la estructura orgánica y funcional del Departamento de Medio Ambiente, Planificación Territorial y Vivienda.

Vistas la Ley 3/1998, de 27 de febrero, General de Protección del Medio Ambiente del País Vasco, el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación, Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de emisiones industriales y de desarrollo de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación, la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental, el Decreto 77/2017, de 11 de abril, por el que se establece la estructura orgánica y funcional del Departamento de Medio Ambiente, Planificación Territorial y Vivienda, y la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas y demás normativa de general aplicación,

RESUELVO:

Primero.– Revisar la autorización ambiental integrada concedida a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), adaptando las condiciones de la autorización a la Decisión de ejecución de la Comisión de 9 de octubre de 2014 por la que se establecen las conclusiones sobre las mejores tecnologías disponibles (MTD) en el refino de petróleo y de gas, conforme a la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre las emisiones industriales (Decisión 2014/738/UE).

Segundo.– Modificar las autorizaciones ambientales integradas concedidas a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para la actividad de refino de petróleo y para el proyecto de nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil y planta de cogeneración de energía eléctrica (URF) en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto-Zierbena (Bizkaia), y en ese sentido los apartados Primero y Segundo, que quedan redactados como sigue:

Primero.– Conceder a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) con domicilio social en la calle San Martin n.º 5, 48550 – Muskiz (Bizkaia) y CIF: A-48/053243, Autorización Ambiental Integrada para la actividad de refino de petróleo, en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto y Ciervana, con las condiciones establecidas en el apartado Segundo de esta Resolución.

La actividad se encuentra incluida en la categoría 1.2.a) «Instalaciones para el refino de petróleo o de crudo de petróleo» y 1.1.b). «Instalaciones de combustión con una potencia térmica de combustión superior a 50 MW (Instalaciones de cogeneración, calderas, hornos, generadores de vapor o cualquier otro equipamiento o instalación de combustión existente en una industria, sea esta o no su actividad principal)» del Anexo 1 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado mediante Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre.

La presente autorización ambiental integrada no ampara la zona de almacenamiento junto al río Cotorrio y la zona de servicios de San Martin.

La actividad de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) consiste en la preparación de carburantes y combustibles para automoción (LPGs, gasolinas, gasóleos, queroseno, etc.), así como asfaltos y propileno, a partir del crudo del petróleo.

Dicha actividad se encuentra enclavada en los términos municipales de Muskiz, Ziérbena y Abanto y Ciervana, a 18 km de Bilbao y a 5 km de las instalaciones portuarias de Punta Lucero, en el valle de Muskiz, ocupando sus instalaciones una extensión de 220 hectáreas. La refinería dispone de una serie de oleoductos para el transporte de crudos desde el Superpuerto, ubicado en el término municipal de Zierbena, a los tanques de la refinería, así como para el envío de productos al exterior.

La refinería cuenta con un esquema de conversión cuya capacidad de destilación es de 12.000.000 t/año.

El complejo industrial se compone de tres áreas principales:

– Área de «Plantas 1 y 2»: consta de dos refinerías tradicionales, incluyendo dos unidades de producción de hidrogeno y una unidad de desulfuración de gasóleos de vacío.

– Área de «Conversión» dotada con unidades de destilación a vacío, reducción de viscosidad y de craqueo catalítico, FCC.

– Área de «Reducción de fuel-oil»: estas unidades tiene por objeto reducir la producción de fuel-oil de la refinería y aumentar la producción de fracciones más ligeras. Para ello se emplea como materia prima el componente pesado obtenido en la destilación de crudo y aceite decantado procedente de la unidad de proceso de craqueo catalítico en lecho fluido (FCC). La unidad de coquización procesa asimismo parte de los lodos acuosos de los separadores de hidrocarburos y fangos del tratamiento biológico, existentes en la planta de depuración de aguas, lodos aceitosos acumulados en los fondos de tanques.

A continuación se describen las principales unidades con las que cuenta actualmente la empresa:

– Dos unidades de Crudo C1 y C2: El petróleo (también denominado «crudo»), recibido por barco, es enviado por oleoducto a las unidades y es precalentado. A continuación sufre una destilación a presión atmosférica en dos torres de fraccionamiento (una en cada refinería). Se produce así una separación de las siguientes fracciones: gas de cabeza, queroseno, aceites diesel y aceites pesados o crudo reducido. El gas de cabeza es enviado a la estabilizadora de naftas donde se separan tres fracciones: gas de refinería, gases licuados (GLP) y naftas. El crudo reducido se envía a la unidad de vacío (V3). Las fracciones intermedias, tras pasar por distintos procesos de stripping, son conducidas a las instalaciones de mezcla, desulfuración o acondicionamiento. La capacidad de tratamiento conjunta de las unidades de crudo es de 12.000.000 t/año.

– Tres unidades de desulfuración Merox de G.L.P. (M1, M3 y M6): El proceso consiste en la eliminación de los compuestos de azufre (SH₂ y mercaptanos). En primer lugar, se separa el SH₂ mediante el contacto con aminas. Posteriormente se realiza la extracción de los mercaptanos mediante una solución de sosa. Mediante la adición de un catalizador Merox, aire y calor, los mercaptanos pasan a disulfuros, los cuales son separados y enviados a unidades de desulfuración próximas. La capacidad conjunta de las unidades de desulfuración Merox de G.L.P. es de unas 950.000 t/año.

– Una unidad de Merox de Queroseno (MK-3), donde se adecúa la especificación de este combustible como producto final, con una capacidad de unas 401.000 t/año.

– Dos unidades de Recuperación de Gases (B1 y B2): Los GLP procedentes de la Unidad Merox y de la Unidad de Platformado son sometidos en esta Unidad a un proceso de separación en dos etapas. En la torre desetanizadora se separan las fracciones más ligeras, siendo el flujo enviado a la despropanizadora, donde tiene lugar la separación del propano y butano. La fracción de cabeza de la desetanizadora, tras sufrir dos procesos de absorción para la eliminación del azufre, es aprovechada como fuel gas o gas de refinería.

– Dos unidades de Desulfuración de Naftas (N1 y N2): La alimentación está constituida principalmente por la nafta procedente de las Estabilizadoras. En esencia, el procedimiento consiste en mezclar la nafta con hidrógeno, para, a continuación, calentarla y pasar esta mezcla por un catalizador, donde se producen las reacciones de desulfuración. Por su parte, la nafta desulfurada es enviada a la torre de splitter o fraccionamiento, donde tiene lugar la separación de la nafta, fracción más pesada (la cual constituye la carga de la Unidad de Platformado) de los gases ligeros. Estos gases son depurados con amina, para separar el SH₂ del fuel gas. El «gas ácido», rico en SH₂ es conducida a las unidades de Recuperación de Azufre. La capacidad de tratamiento conjunta de las unidades de desulfuración de naftas es de unas 1.816.000 t/año.

– Dos unidades de Desulfuración de Naftas de conversión (NF3 y NC6): La alimentación está constituida por nafta procedente de las unidades de craqueo catalítico, FCC o craqueo térmico, CK6. El esquema es similar al caso anterior: El SH₂ es conducido a las plantas de Recuperación de Azufre. La nafta desulfurada, tras ser estabilizada, es enviada a blending formando parte de la formulación de la gasolina o nafta comercial. La capacidad de las unidades de desulfuración de naftas de conversión es de unas 1.130.000 t/año.

– Cuatro unidades de desulfuración de Destilados Medios (G1, G2, G3 y G4): Los destilados medios (aceites ligeros, pesados y queroseno) son desulfurados en estas unidades. El proceso es similar al de las unidades N, es decir, el producto a desulfurar, mezclado con H₂, es calentado y enviado a un reactor que contiene catalizador, en el cual, el azufre de la carga pasa a SH₂. Tras una serie de procesos, se separa el producto desulfurado (gasóleo o queroseno) de los gases ligeros (utilizado como fuel gas) y del SH₂. La capacidad de tratamiento conjunta de las unidades de desulfuración de destilados medios es superior a 4.535.000 t/año.

– Dos unidades de Reformado Catalítico o Platformado (P1 y P2): El objetivo es la producción de gasolinas de alto índice de octano a partir de fracciones (principalmente naftas) con bajos valores de índice de octano. El proceso lleva a cabo un reajuste de las moléculas de los componentes en presencia de un catalizador y a alta temperatura. Se liberan grandes cantidades de H₂, que es utilizado en la unidad de desulfuración de naftas principalmente. La carga sale por el fondo de la torre, constituyendo el «Platformado», producto básico en la formulación de la gasolina. La capacidad de producción conjunta de las unidades de reformado catalítico es de unas 1.282.100 t/año.

– Dos unidades de producción de hidrógeno (H3 y H4). La misión de la unidad H3 es la generación de H₂ (97%) a partir de fuel – gas, gas natural, propano o una mezcla. La unidad de hidrógeno H4 genera H₂ (99,9%), a partir de nafta o gas natural. Este hidrógeno es utilizado en las diversas unidades de desulfuración y de ajuste de propiedades de producto comercial final. La capacidad de tratamiento conjunta de estas unidades es de unas 41.200 t/año.

– Una unidad de Vacío (V3): Trata, a presión reducida, el aceite residual o «crudo reducido» procedente de la destilación atmosférica de crudo (C1-C2) obteniendo un destilado (gasoil de vacío) que constituye la carga de la unidad de craqueo catalítico (FCC). La fracción pesada es la carga a la unidad CK6 o puede ser la base para la formulación de asfaltos. La capacidad de la unidad de vacío es de unas 4.888.000 t/año.

– Una unidad de Craqueo Catalítico en lecho fluidizado FCC (F3): La misión del craqueo catalítico es romper las moléculas de los destilados de la unidad de vacío (gasoil vacío), para obtener fracciones más ligeras, básicamente gasolinas pero también propileno, G.L.P. y gasóleo. La capacidad de la unidad FCC es de unas 2.306.000 t/año.

– Siete unidades de Aminas (S1, S2, S3 y las incluidas en las Unidades G3, G4, F3 y SC6): En estas unidades se separa el gas SH₂ de las corrientes de gas ligero que se generan en las unidades de desulfuración principalmente (como G1, G2, G3, G4, N1, N2, NC6, NF3, HD3, CK6...). El gas ligero es lavado con una solución acuosa de amina que absorbe el SH₂, el cual a su vez es posteriormente separado de dicha solución por medio de calor. La solución de amina es reutilizada. El gas exento ya de azufre (fuel gas) es utilizado como combustible en las distintas calderas y hornos de la planta.

– Unidades de stripping de aguas o depuración primaria de aguas de proceso (TG3, TV3, TH3, TF3, TC6 y las existentes en las unidades de Crudo C1 y C2). Trata las aguas ácidas contaminadas con H₂S procedente de las unidades de proceso. El agua tratada se envía a diferentes usos o a la Planta DAR. Los hidrocarburos decantados se reprocesan en las unidades existentes de la refinería. El gas producido, rico en NH₃ y H₂S se trata en las unidades de recuperación de azufre, donde es convertido en azufre comercial y gases inertes.

– Seis unidades de Azufre (SR-3A, SR-3B, SR-4, SR-5, SR-6-A,SR-6-B): Transforman el gas SH₂ (separado en las unidades de aminas, unidad de merox y unidades de stripping de aguas ácidas) en azufre de calidad comercial, evitando la emisión de este gas como tal o en forma de óxidos de azufre a la atmósfera.

– Una unidad de Alquilación (AK-3): esta unidad tiene por objeto convertir los Gases de Petróleo Licuados (butanos) en Alquilato, producto líquido utilizado como componente de gasolinas de alta calidad. El Alquilato presenta unas propiedades excelentes como componente de gasolinas, tales como elevado número de octano, estar exento de hidrocarburos aromáticos y olefínicos y tener una presión de vapor relativamente baja. La capacidad de la unidad de Alquilación es de unas 195.000 t/año.

– Una unidad de Reducción de Benceno (RB4): La unidad de reducción de Benceno está diseñada para procesar nafta reformada procedente de las unidades de platformado P1 y P2, con el objeto de obtener un «reformado» sin benceno. La capacidad de tratamiento de la unidad es de unas 890.000 t/año.

– Una unidad de Hidrogenación de Disolventes (D3): En esta unidad se reduce el contenido de hidrocarburos aromáticos presentes en los disolventes (hexano y heptano) para que se cumplan las especificaciones requeridas en el producto. La capacidad de la unidad es de unas 24.000 t/año.

– Dos unidades de Hidrogenación de Diolefinas (BD3 y BD6): En estas unidades se trata el butano olefínico para adecuarlo a las especificaciones comerciales de la industria petroquímica. La capacidad de estas unidades es de unas 175.000 t/año.

– Unidad de Viscorreducción (VB3): La Planta Reductora de Viscosidad tiene como finalidad reducir la viscosidad del «crudo reducido» obtenido en la destilación atmosférica mediante un craqueo térmico moderado que rompe las grandes moléculas de hidrocarburos. La capacidad de producción de la unidad de viscorreducción es de unas 1.816.000 t/año.

– Unidad de Hidrodesulfuración de gasóleo pesado (HD3): La finalidad de esta unidad es depurar la carga, fundamentalmente separando el azufre y otros contaminantes como nitrógeno, etc, que se hallan formando compuestos químicos. La unidad tiene una capacidad de producción de unas 1.801.000 t/año.

– Unidad de producción de éteres (ET3): En esta unidad se produce el éter-terbutílico o ETBE, que es un compuesto oxigenado que se utiliza fundamentalmente como componente de la gasolina por sus buenas características como mejorador del número de octano. Se emplea una resina de intercambio iónico, que permite llevar a cabo la reacción a temperaturas relativamente bajas. La capacidad de producción de la unidad es de 62.000 t/año.

– Unidad de Eliminación de Oxigenados (OR3): La Unidad OR3 está diseñada para eliminar los compuestos oxigenados que lleva el butano refinado procedente de la Unidad BD3, y que han sido generados en la Unidad ET3 en reacciones secundarias. La eliminación de estos compuestos proporciona una mejora en la operación de la Unidad de Alquilación desde el punto de vista de consumo de ácido y calidad del alquilato. La capacidad de tratamiento de esta unidad es de 376.680 m³/año.

– Unidad de coquización retardada (CK6): en esta unidad se produce la conversión térmica de los productos pesados en otros más ligeros. El proceso es similar al de la Unidad Reductora de Viscosidad, aunque de mayor severidad. La unidad de coquización tiene una capacidad aproximada de 2.000.000 t/año e incluye las siguientes secciones:

– Zona de calentamiento de la carga, proceso de coquización y fraccionamiento o separación de los productos obtenidos en la reacción.

– Zona de concentración, lavado con aminas y recuperación de gases (Sección GASCON).

– Zona de desulfuración de GLP, que se corresponde a unidad MEROX M-6.

– Zona de almacenamiento y expedición de coque (AL6): el coque se descarga desde las cámaras de coquización a un foso donde se separa del agua utilizada para enfriamiento de cámaras y corte. Este agua separada es apta para su reutilización como agua de enfriamiento y corte. Un puente grúa transfiere el coque al sistema de tolva, criba, separador magnético y molino (para obtener coque de 50 mm de tamaño), desde donde es transportado mediante cinta tubular al almacenamiento final cerrado con el objetivo de minimizar las emisiones de polvo a la atmósfera y atenuar la contaminación sonora. La expedición del coque al exterior de la refinería se realiza con camiones adaptados para transporte de coque. La estación de carga está automatizada y minimiza la emisión de polvo a la atmósfera.

Las principales instalaciones auxiliares son:

– Unidades de Generación de energía eléctrica:

– Turbo expansor de 11,2 MW

– Unidad de cogeneración (CG1): en base a turbina de gas, de 38 MW y

– Unidad de cogeneración (CG6): mediante turbina de gas, de una potencia de 43,37 MW.

– Subestaciones eléctricas para distribución capilar de la energía eléctrica.

– Infraestructura para almacenamiento y expedición de azufre comercial (silos, etc.).

– Parque de tanques de materias primas, productos intermedios o productos terminados.

– Interconexiones y racks de tuberías para interconectar las unidades entre sí.

– Siete calderas con una capacidad de producción de vapor de unas 530 t/h.

– Cinco torres de refrigeración con un caudal circulante de 782.000 m³/día.

– Infraestructura de los servicios necesarios para la operación segura de la refinería (producción de aire a presión, nitrógeno, agua, vapor, condensado, aditivos, etc.)

– Terminal Marítima en el espigón de Punta Lucero que consta de seis atraques, ubicados en el muelle adosado al Dique de Poniente y en el Pantalán de carga.

Los recursos energéticos consumidos por la planta son energía eléctrica, combustible gaseoso y fuel-oil para abastecimiento de los hornos y calderas de la Refinería.

En cuanto a las emisiones a la atmósfera, la empresa dispone de 21 focos de emisión correspondientes a la chimenea planta I (U-STK-02), chimenea planta II (U2-STK-01), chimenea planta III (U3-STK-01), chimenea planta III FCC (U3-STK-02), chimenea alquilación (AK3-STK-01), chimenea cogeneración I (CG-STK-01), calderín de terminal marítima (TM), chimenea de unidad de producción de hidrógeno (H4-STK-01), chimenea desulfuradora de naftas (NF3-STK-01), chimenea desulfuradora de gasóleo (G4-STK-01), calderín II (calderín de calefacción de terminal marítima), chimenea caldera de cogeneración (CG6-STK-01), chimenea horno de coquización (CK6-STK-01), chimenea horno HDT de nafta de coquización (NC6-STK-01), ventilación de la nave de almacenamiento de coque (AL6-F-01 A), ventilación de la nave de almacenamiento de coque (AL6-F-01 B), aspiración silos de carga de camiones (AL6-F-02 A) coque, aspiración silos de carga de camiones (AL6-F-02 B) coque, aspiración silos de carga de camiones (AL6-F-02 C) coque, aspiración silos de carga de camiones (AL6-F-02 D) coque y aspiración silos de almacenamiento de azufre (SR6-X-11).

Además de estos focos existen tres antorchas para la conducción y quemado seguro de los excesos de gases que puedan producirse en las unidades de proceso, diseñadas especialmente para los períodos de parada y arranque.

Todas las aguas residuales de la refinería se envían a una planta común de tratamiento (planta DAR). El esquema de tratamiento de la Planta DAR consta fundamentalmente de tres líneas:

– Línea de aguas de proceso (L1), para el tratamiento del agua procedente de drenajes de los tanques de crudo y desalado de crudo.

– Línea de aguas aceitosas (L2), para el tratamiento de las aguas pluviales contaminadas, de plantas de proceso, limpieza de áreas, strippers de aguas y aguas de laboratorio. En esta línea se tratan igualmente las aguas sanitarias (L3).

– Línea de aguas pluviales procedentes de cunetas de calles y avenidas, purgas de torres de refrigeración, purgas de calderas y aguas de neutralización (L4).

Adicionalmente la Refinería cuenta con una planta de tratamiento de las aguas de deslastre de los barcos consistente en una primera decantación en tanques de almacenamiento y posterior tratamiento en un separador API.

Las aguas tratadas, tanto en la planta DAR como en la planta de tratamiento de aguas de deslastre, se vierten en un único punto de vertido a mar abierto, en el exterior de la Terminal Portuaria de Punta Lucero, a una distancia de unos 4 km de la Refinería.

El agua consumida en las instalaciones procede de dos fuentes: por un lado agua recirculada procedente del sistema de recuperación de agua de refinería y por otro agua de la red de suministro del Consorcio de Aguas Bilbao-Bizkaia.

La Planta DAR ha sido actualizada para mejorar la capacidad de la misma, reducir los impactos por emisión de olores y favorecer la recuperación de agua. Así se, han incorporado los siguientes equipamientos;

– Desbaste de sólidos gruesos.

– Separadores de hidrocarburos por gravedad tipo API cerrados a la atmósfera.

– Separadores de emergencia (grandes avenidas de agua), construidos con dimensiones similares a los separadores API.

– Bombeo de aguas a la salida de los separadores API.

– Separador por placas coalescentes tipo CPI para las aguas aceitosas cerrados.

– Sistema de almacenamiento para alivio de tormentas en sustitución de las antiguas balsas de acumulación.

– Planta de tratamiento de lodos con tanque de acumulación de fangos cerrado.

– Sistemas de enfriamiento de corrientes a depurar en la Planta.

– Tanque de homogeneización de cargas contaminante (TK 011) para favorecer la estabilidad del tratamiento de las aguas.

– Sistemas para mejorar la interconexión de Líneas (L1/L2) y mejora la capacidad de la Planta.

Por otro lado los principales residuos peligrosos generados están asociados a distintas etapas del proceso productivo (alquilación, hidrotratamiento, fabricación de hidrógeno, desulfuración, plantas de azufre, aguas de deslastre, tratamiento de aguas residuales y limpieza de depósitos) y al proceso servicios generales. En cuanto a residuos no peligrosos los principales son los derivados de cracking catalítico, embalajes, mantenimiento y lavado de gases. En la planta se lleva a cabo un proceso de autogestión consistente en el lavado de residuos de envases, donde los residuos consistentes en «envases contaminados con aceites y aminas» no utilizables como envases de residuos se someten a un proceso de lavado con vapor y agua. Las aguas generadas en el lavado de estos envases se vehiculan a la instalación de tratamiento de aguas industriales.

Asimismo, en la instalación existe un vertedero de residuos no peligrosos para el que se decretó su clausura e inicio de la fase de mantenimiento y control post-clausura con fecha de 14 de diciembre de 2011.

La instalación dispone de los medios técnicos y organizativos necesarios para dar cumplimiento a la Decisión de ejecución de la Comisión de 9 de octubre de 2014 por la que se establecen las conclusiones sobre las mejores tecnologías disponibles (MTD) en el refino de petróleo y de gas (Decisión 2014/738/UE), de las que resultan aplicables las Conclusiones siguientes: MTD1, MTD2, MTD3, MTD4, MTD5, MTD6, MTD7, MTD9, MTD10, MTD11, MTD12, MTD14, MTD15, MTD16, MTD17, MTD18, MTD19, MTD20, MTD24, MTD25, MTD26, MTD27, MTD28,MTD29, MTD33, MTD34, MTD35, MTD36, MTD37, MTD38, MTD39, MTD40, MTD44, MTD45, MTD46, MTD47, MTD48, MTD49, MTD50, MTD51, MTD52, MTD53, MTD54, MTD55, MTD56, MTD57 y MTD58.

Asimismo, se dispone de las siguientes medidas técnicas:

– Utilización de combustibles de menor concentración de azufre, desulfurando la carga al FCC o aumentando la eficiencia energética en forma de altos índices de utilización de las unidades.

– Eliminación final de los contaminantes: rendimientos adecuados en los tratamientos biológicos de la planta de tratamiento de aguas residuales, doble sello en tanques con techo flotante. Asimismo, las cuatro plantas de recuperación de azufre tratan las corrientes gaseosas que contienen el azufre eliminado en los diferentes procesos, transformándolo en azufre sólido evitando así su emisión a la atmósfera.

– Todas las plantas y equipos están, regularmente, sujetas a programas de mantenimiento preventivo para asegurar de forma continua el rendimiento energético óptimo.

– Unidad de hidrotratamiento de carga a FCC, de tal forma que es desulfurada previamente en la unidad HD3 reduciendo el contenido en azufre y nitrógeno de esta corriente.

– Unidades de recuperación de azufre para el tratamiento del H₂S recuperado de las corrientes gaseosas, que es convertido a azufre sólido, evitando la emisión de SO₂ a la atmósfera.

– Medición en continuo del SO₂, NO_x, partículas sólidas y opacidad mediante analizadores instalados en las diferentes chimeneas.

– Mantenimiento adecuado de los quemadores, así como revisiones periódicas de los mecheros.

– Empleo de doble cierre mecánico y alarma de fallo con sistema de recogida de fugas en las bombas de los equipos que trabajan con hidrocarburos ligeros al objeto de reducir la emisión de compuestos orgánicos volátiles (COVs). Doble sello en tanques con techo flotante en almacenamiento de hidrocarburos. Cambio de empaquetaduras de válvulas, y definición de los procedimientos específicos de toma de muestra para evitar emisiones difusas de COV’s. Programa de detección y reparación de fugas.

– Recogida de aguas aceitosas en red de drenajes sellados, minoración del tiempo de exposición de los hidrocarburos al aire, y adecuada aireación en la balsa de homogeneización para minimizar emisiones de COV’s.

– Control de las condiciones de proceso de la combustión.

– Ajuste de las condiciones de combustión con el objetivo de minimizar la emisión de NO_x y utilización de quemadores de bajo NO_x.

– Minimización de la emisión de partículas procedentes de la manipulación de sólidos mediante ciclones para reducir las emisiones del regenerador de FCC.

– Dispone de redes independientes de drenaje de aguas aceitosas y pluviales, lo que permite un tratamiento más efectivo de las mismas. La planta DAR dispone de una balsa de emergencia para el control de vertidos que no pueden ser enviados directamente a la planta.

– Las aguas pluviales procedentes de áreas de proceso se canalizan a la planta DAR donde reciben el tratamiento de las aguas aceitosas.

– Recirculación de aguas tratadas a las torres de refrigeración, sistema contra incendios, sistemas de riego de las campas y desaladores de crudo y recuperación de todos los condensados limpios. Reutilización del agua utilizada en el proceso de corte de coque y en el lavado de los camiones de transporte de coque previo paso por un sistema de decantación para la retirada de finos de coque.

– Redes independientes de drenaje de aguas aceitosas y de proceso no aceitosas, por una parte, y de pluviales limpias por otra, lo que lo que posibilita la reutilización d las aceitosas en torres de refrigeración, agua de planta y agua contra incendios, y un tratamiento más efectivo.

– Dispone de strippers de aguas ácidas en los que se tratan las aguas con alto contenido en H₂S y NH₃ para su posible reincorporación al proceso.

– La unidad de coquización retardada opera con un tren de precalentamiento de la carga de entrada al horno como mejora de la eficiencia energética.

– Utilización de gas de coquización, previamente depurado en la unidad de aminas, en la alimentación de las unidades URF al objeto de reducir las emisiones de SO₂ y partículas.

– Utilización de técnicas de recirculación de gases y de post-combustión en la unidad de cogeneración aumentando el vapor generado y la eficiencia energética global.

– El acondicionamiento del coque se realiza en un edificio cerrado para garantizar el mínimo efecto sobre el entorno, ruido y partículas, utilizando un sistema de niebla seca para el confinamiento del polvo en el área de trituración y en los puntos de transferencia entre cintas.

– Almacenamiento del coque producido, previamente a su expedición, en nave cerrada, con sistema de aspiración y captación de polvo en base a filtros.

– El transporte de coque dentro de las instalaciones de la refinería se realiza mediante cintas cerradas, tubulares o tipo sandwich.

– Sistema de aspiración y filtrado mediante filtros de mangas en las tolvas de carga de coque en camiones.

– Todas las plantas y equipos están sujetas a programas de mantenimiento para asegurar el rendimiento energético óptimo.

– Regeneración ex-situ de los catalizadores gastados.

– Inertización por nitrógeno en los tanques de productos almacenados procedentes de la unidad de coquización.

– Instalación de sistemas de recuperación de los gases descargados por las unidades URF mediante compresor tipo anillo líquido.

– Reutilización en la unidad de coquización de los lodos recogidos en los separadores de hidrocarburos por gravedad (API), lodos biológicos y aceites decantados.

Dispone de una planta de tratamiento de aguas residuales que incluye desareneros, separadores de agua aceite (API), balsa de homogeneización, coagulación-floculación, flotación, tratamiento biológico y balsa final.

Segundo.– Imponer las siguientes condiciones y requisitos para la explotación de la actividad de refino de petróleo, promovida por Petroleos del Norte, S.A. (Petronor) en los términos municipales de Muskiz, Zierbena y Abanto y Ciérvana.

A) Deberá constituirse un seguro de responsabilidad civil por una cuantía de un millón cien mil (1.100.000) euros que cubrirá el riesgo de indemnización por los posibles daños causados a terceras personas o a sus bienes y los costes de reparación y recuperación del medio ambiente alterado, derivados del ejercicio de la actividad objeto de autorización.

El importe de dicho seguro podrá ser actualizado anualmente, incrementándose en función del Índice de Precios al Consumo (IPC) de los 12 meses anteriores o reduciéndose en función del gasto previsto ya ejecutado.

B) Prestación de fianza por un importe de cincuenta mil (50.000) euros en los términos establecidos en el artículo 28, apartado 2, del Real Decreto 833/1988 de 20 de julio, que podrá constituirse en cualquiera de las formas previstas en el apartado 3 de dicho artículo.

Asimismo, para la actividad de gestión de residuos marpol se deberá disponer de una fianza por un importe de setenta y dos mil (72.000) euros, importe establecido a tenor de la actividad de autogestión autorizada por la presente Resolución, en los términos recogidos en el artículo 28, apartado 2, del Reglamento de Residuos (Real Decreto 833/1988, de 20 de julio), que podrá constituirse en cualquiera de las formas previstas en el apartado 3 de dicho artículo.

El importe de dicha fianza podrá ser actualizada anualmente a requerimiento de este Órgano Ambiental, incrementándose en función del Índice de Precios al Consumo (IPC) de los 12 meses anteriores.

Asimismo, a tenor de lo dispuesto en el artículo 88.4 de la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas, una vez haya sido establecido el canon de vertido al que se refiere el apartado D.1.2.5. de esta Resolución, conforme a los criterios fijados en el artículo 85 de la mencionada ley y la normativa de desarrollo que se apruebe, el Departamento de Medio Ambiente y Política Territorial del Gobierno Vasco podrá exigir a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) la constitución de una fianza para responder del cumplimiento de las condiciones de vertido impuestas.

C) Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente cualquier modificación de los datos facilitados respecto al responsable de las relaciones con la Administración.

D) Las medidas protectoras y correctoras se ejecutarán de acuerdo con lo previsto en la documentación presentada por el promotor ante esta Viceconsejería de Medio Ambiente, de acuerdo a la normativa vigente y con lo establecido en los apartados siguientes:

D.1.– Condiciones generales para el funcionamiento de la instalación.

D.1.1.– Condiciones para la protección de la calidad del aire.

D.1.1.1.– Condiciones generales.

La planta Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) se explotará de modo que, en las emisiones a la atmósfera, no se superen los valores límite de emisión establecidos en esta Resolución.

Toda emisión de contaminantes a la atmósfera generada en el proceso deberá ser captada y evacuada al exterior por medio de conductos apropiados previo paso, en su caso, por un sistema de depuración de gases diseñado conforme a las características de dichas emisiones.

Podrán exceptuarse de esta norma general aquellas emisiones no confinadas cuya captación sea técnica y/o económicamente inviable o bien cuando se demuestre la escasa incidencia de las mismas en el medio.

Se tomarán las disposiciones apropiadas para reducir la probabilidad de emisiones accidentales y para que los efluentes correspondientes no presenten peligro para la salud humana y seguridad pública. Las instalaciones de tratamiento de los efluentes gaseosos deberán ser explotadas y mantenidas de forma que hagan frente eficazmente a las variaciones debidas a la temperatura y composición de los efluentes. Asimismo se deberán reducir al mínimo la duración de los periodos de disfuncionamiento e indisponibilidad.

D.1.1.2.– Identificación de los focos. Catalogación.

La actividad desarrollada en la instalación de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) se corresponde con el código de actividad potencialmente contaminante de la atmósfera A 04 01 02 00 (Cracking catalítico fluido-horno de CO) según el Real Decreto 100/2011, de 28 de enero, por el que se actualiza el catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera y se establecen las disposiciones básicas para su aplicación. La instalación cuenta con los siguientes focos, catalogados de acuerdo con la normativa vigente:

(Véase el .PDF)

(Véase el .PDF)

Se generan emisiones difusas de partículas en los procesos de acondicionamiento, almacenamiento y expedición de coque. Estas emisiones tendrán carácter discontinuo y su emisión estimada es de 210 kg/año.

Además se generan emisiones difusas de COV’s en los tanques de almacenamiento, y debido a los sistemas de sellado piping de equipos como bridas, sellos de bombas, válvulas, bombas, compresores, finales de línea, tomas de muestra, conectores, elementos de instrumentación, etc. Asimismo se emiten compuestos volátiles y sustancias olorosas de los separadores API del sistema de depuración de aguas de la refinería y en la recepción previa a la eliminación de grasas que pueden crear una película de hidrocarburos que por exposición al aire puede liberar sustancias orgánicas. En la manipulación de escamas de azufre, se producen emisiones difusas de partículas.

D.1.1.3.– Valores límite de emisión.

a) La planta se explotará de modo que, en las emisiones a la atmósfera, no se superen los siguientes valores límite de emisión:

(Véase el .PDF)

(Véase el .PDF)

* En caso de que los focos 1, 2, 3 y 5 funcionen mediante la combustión de fuel-oil se deberá notificar a la Viceconsejería de Medio Ambiente concretando de manera exacta los períodos de tiempo de inicio y fin de la dosificación para proceder a la correcta evaluación de los mismos. En ese caso, el límite de Óxidos de nitrógeno (como NO₂) será de 300 mg/Nm³ y el de Dióxido de azufre (SO₂) 600 mg/Nm³.

** Se establece un límite de óxidos de nitrógeno (como NO₂) conjunto para los focos 6 y 12 (cogeneraciones CG1 y CG6) de 100 mg/Nm³ como valor promedio mensual al 15% de oxígeno.

Dichos valores están referidos a las siguientes condiciones: 273 K de temperatura, 101,3 kPa de presión, gas seco y un oxígeno de referencia establecido en la tabla.

Estos valores límites de emisión se entienden sin perjuicio de que en ningún momento los niveles de inmisión en la zona de influencia de los focos emisores superen los valores admisibles.

Además en los focos 1, 2 y 3 se establecen unos límites en carga de las emisiones que corresponden con los valores establecidos en el Plan Nacional de Reducción de Emisiones para Grandes Instalaciones de Combustión.

(Véase el .PDF)

A fin de conocer la carga contaminante, según lo establecido en la Orden PRA/321/2017, la empresa enviará un informe con datos de la carga emitida en los focos 1, 2 y 3 en los parámetros SO₂, NO_x y PT. También se enviarán datos de la carga acumulada durante el año de cada parámetro para poder valorar la tendencia de las emisiones y poder establecer medidas correctoras.

Se deberá dar cumplimiento a las actuaciones contempladas en el plan de mejora del rendimiento en las plantas de recuperación de azufre presentado a este Órgano con fecha de 30 de octubre de 2008 y asimismo, se garantizará un rendimiento mínimo, en condiciones óptimas de funcionamiento, del:

(Véase el .PDF)

Asimismo, se priorizará la desulfuración en las instalaciones SR6A y SR6B maximizando su uso respecto al del resto de instalaciones.

Se considera que se respetan los valores límites de emisión fijados anteriormente cuando:

1.– En el caso de mediciones discontinuas, el cumplimiento de los valores de emisión se evaluará de conformidad con lo establecido en el artículo 9 del Decreto 278/2011, de 28 de diciembre.

2.– En lo que se refiere a los parámetros medidos en continuo se considerarán respetados los valores límite de emisión fijados si la evaluación de los resultados de las medidas indica, para las horas de funcionamiento de un año, se han cumplido las condiciones siguientes:

a) Focos 1, 2, 3, 6 y 12:

– Ningún valor medio mensual validado rebasa los valores límite de emisión.

– Ningún valor medio diario validado rebasa el 110% de los valores límite de emisión.

– El 95% de todos los valores medios horarios validados del año no supera el 200% de los valores límite de emisión.

A efectos del cálculo de los valores medios de emisión, no se tomarán en consideración los valores medidos durante los períodos de arranque y parada.

Los valores de los intervalos de confianza del 95% de cualquier medición, determinados para los valores límite de emisión diarios, no superarán los siguientes porcentajes de los valores límite de emisión:

Monóxido de carbono 10%.

Dióxido de azufre 20%.

Óxidos de nitrógeno 20%.

Partículas 30%.

Los valores medios validados horarios y diarios se determinarán a partir de los valores medios horarios válidos medidos, una vez sustraído el valor del intervalo de confianza.

b) Foco 4:

– Ningún valor medio mensual validado supera el Valor Límite de Emisión.

c) Resto de focos:

– Ningún valor medio mensual validado supera el Valor Límite de Emisión y,

– En el caso de:

1.– Dióxido de azufre y partículas: un 97 por ciento de todos los valores medios de cada 48 horas no rebasa el 110 por cien de los valores límite de emisión.

2.– Óxidos de nitrógeno: un 95 por cien de todos los valores medios de cada 48 horas no rebasa el 110 por cien de los valores límite de emisión.

El valor de intervalo de confianza a 95 por 100, determinado en los valores máximos de emisión no superará los porcentajes siguientes del valor límite de emisión: monóxido de carbono 10%, dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, 20 por 100; partículas, 30%.

Los valores medios por hora y día validados se determinarán durante el plazo de explotación efectivo (excluidos los periodos de arranque y parada) a partir de los valores medios por hora válidos, medidos tras sustraer el valor del intervalo de confianza especificado anteriormente.

D.1.1.4.– Sistemas de captación y evacuación de gases.

Las chimeneas de evacuación de los gases residuales de los focos alcanzarán una cota de coronación, no inferior a la establecida en el apartado Segundo, subapartado D.1.1.2. Las secciones y la ubicación de los puntos de muestreo deberán cumplir lo establecido en las instrucciones técnicas publicadas mediante la Orden de 11 de julio de 2012, de la Consejera de Medio Ambiente, Planificación Territorial, Agricultura y Pesca.

En particular, en lo que se refiere a la localización y características de los orificios previstos para la toma de muestras, se deberán cumplir las instrucciones técnicas de la Viceconsejería de Medio Ambiente.

Con objeto de minimizar las emisiones difusas se utilizarán equipos de detección de fugas, se procederá a una correcta gestión ambiental y se llevará a cabo un correcto diseño de la instalación.

Con objeto de minimizar las emisiones difusas de COV’s y partículas se dispondrá de:

– Reacondicionamiento y mantenimiento del parque de tanques de refinería según las prescripciones recogidas en el documento BREF de las mejores técnicas disponibles.

– Implementación de un programa de detección y reparación de fugas para la detección y reducción de las emisiones de COVs de carácter difuso que tienen su origen en las pérdidas que se producen en los diferentes elementos de las unidades del proceso. Asimismo deberá presentarse un informe anual de seguimiento del programa de detección y reparación de fugas (LDAR) con las actuaciones y mejoras realizadas.

– Métodos de aspiración asociados con curvas de correlación para los equipos principales.

– Técnicas de imagen óptica para gases.

– Cálculo de emisiones crónicas basados en factores de emisiones validados regularmente por mediciones.

– Sistema de recuperación de compuestos orgánicos volátiles emitidos en los atraques para la carga de gasolinas y naftas de la terminal portuaria. El sistema consistirá en una adsorción-absorción y se recuperará al menos el 95% de los compuestos orgánicos volátiles emitidos, incorporando la recuperación registrada en el Programa de Vigilancia Ambiental de cada año.

Para la minimización de emisiones difusas de partículas en la manipulación y almacenamiento de coque, las medidas a adoptar serán las siguientes:

– Acondicionamiento y almacenamiento de coque húmedo.

– Instalación de un foso de recogida del coque tras el apagado.

– La nave de almacenamiento de coque se encontrará cerrada.

– Descarga por gravedad de coque seco a los camiones, desde tolvas alimentadas por cintas de distribución cubiertas.

– Sistema de captación de partículas en las tolvas de descarga a los camiones.

– Expedición de coque fuera de la refinería en camiones de tipo bañera cubiertos y homologados para el transporte de coque.

– Lavado de ruedas de los camiones a la salida de la refinería para evitar el arrastre y emisión de partículas de coque.

D.1.2.– Condiciones para el vertido al mar.

Atendiendo a que la gestión de las aguas residuales procedentes de las nuevas unidades del proyecto URF se realizará en las instalaciones de depuración y evacuación existentes en la refinería, en la presente Resolución se recogen las condiciones que deberán cumplirse para el vertido conjunto del total de dichas aguas residuales.

D.1.2.1.– Clasificación, origen, medio receptor y localización de los vertidos.

Tipo de actividad principal generadora del vertido: Refino de petróleo.

Grupo de actividad: Minería.

Clase-grupo-CNAE: 2-8-23.20.

(Véase el .PDF)

En ningún caso podrá utilizarse la conducción de vertido como medio de transporte de cualquier otro fluido que no sea alguno de los flujos recogidos en la tabla anterior.

Asimismo, se dispone de un punto de vertido a la ría del Barbadun, que se emplea como aliviadero de las balsas finales de retención final. El alivio únicamente estará autorizado debido a situaciones de fuerza mayor (pluviosidad mayor de la estimada o cualquier otro motivo inesperado), que deberán ser comunicadas de forma inmediata a la Agencia Vasca del Agua cumplimentando el Protocolo de vertidos fuera de norma o accidentales especificado en el Anexo I de la presente autorización, y de cualquier modo no rebasarán los límites de emisión fijados en el apartado D.1.2.3 de esta Resolución.

El número de emisiones o alivios anuales no podrá ser mayor de diez, debiendo en su caso implementarse medidas correctoras adicionales consistentes en aumentar la capacidad de bombeo hacia el punto de vertido al mar, de modo que los alivios no superen el umbral establecido.

D.1.2.2. Caudales y volúmenes máximos de vertido.

Vertido 1: Aguas residuales industriales tratadas en la planta DAR.

Caudal punta: 1.400 m³/h.

Volumen medio diario: 13.910 m³/día.

Volumen máximo anual: 5.304.000 m³.

Vertido 2: Aguas procedentes de la estación de recepción de aguas de deslastres.

Volumen máximo anual: 99.460 m³.

D.1.2.3.– Valores Límites de Emisión.

Los parámetros característicos de contaminación del vertido a mar serán, exclusivamente, los que se relacionan a continuación, con los límites máximos que se especifican para cada uno de ellos:

a) Aguas residuales industriales tratadas en la planta DAR.

(Véase el .PDF)

* Se considerará como límite un incremento puntual máximo de 3.ºC (en cualquier nivel de profundidad de un perfil vertical realizado en una zona situada a 50 m del punto de vertido) y un incremento máximo de 1.ºC en el valor medio de la temperatura de la columna de agua entre el punto de surgencia y la superficie (en ambos casos respecto a un perfil térmico representativo de una zona no afectada).

** La NEA-MTD hace referencia al índice de hidrocarburos (IH).

Los valores límite de emisión para los metales se refieren al «metal total» considerando la fase disuelta y el metal particulado.

b) Aguas procedentes de la estación de recepción de agua de deslastres.

(Véase el .PDF)

* Se considerará como límite un incremento puntual máximo de 3.ºC (en cualquier nivel de profundidad de un perfil vertical realizado en una zona situada a 50 m del punto de vertido) y un incremento máximo de 1.ºC en el valor medio de la temperatura de la columna de agua entre el punto de surgencia y la superficie (en ambos casos respecto a un perfil térmico representativo de una zona no afectada).

No podrán utilizarse técnicas de dilución para alcanzar los valores límite de emisión.

Además deberán cumplirse las normas de calidad ambiental del medio receptor. En caso contrario, el titular estará obligado a instalar el tratamiento adecuado que sea necesario, para que el vertido no sea causa del incumplimiento de aquellas.

En caso de superación de los valores límite de emisión establecidos, deberá seguirse el protocolo establecido en el Anexo I de la Resolución para los vertidos fuera de norma.

D.1.2.4.– Instalaciones de depuración y evacuación.

Las instalaciones de depuración o medidas correctoras de las aguas residuales constarán básicamente de las actuaciones que se describen a continuación.

Si se comprobase la insuficiencia de las medidas correctoras adoptadas, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá ejecutar las modificaciones precisas en las instalaciones de depuración a fin de ajustar el vertido a las características autorizadas, previa comunicación a la Administración y, si procede, solicitará la correspondiente modificación de la autorización.

La planta DAR de la refinería consta fundamentalmente de tres líneas de tratamiento independientes, la línea de aguas de proceso (L1), la de aguas aceitosas (L2) y la línea de aguas pluviales de cunetas, purgas de torres de refrigeración, purgas de calderas y aguas de neutralización (L4). Además, la instalación dispone de dos líneas adicionales de tratamiento, la línea de tratamiento de fangos y la de la planta de deslastres de buques.

La línea de aguas de proceso (L1) trata el agua procedente de los drenajes de los tanques de crudo y las antorchas y del desalado del crudo y la línea de aguas aceitosas (L2) trata las aguas procedentes del laboratorio, pluviales contaminadas, plantas de proceso, de limpieza de áreas y strippers de aguas.

Las aguas aceitosas (L2) se acumulan en una piscina de decantación antes de comenzar el tratamiento. Complementariamente se dispone de otra piscina en la que se recogen las aguas de lluvia en situaciones de fuertes avenidas y otros flujos (aportaciones de exceso de caudal de los equipos, reboses de arquetas de tratamiento terciario y de los foso de natas/lodos de los equipos de flotación por aire disuelto (DAF), aguas del vaciado de equipos DAF y del tratamiento biológico).

Las líneas de tratamiento de los flujos L1 y L2 son similares: constan de un pretratamiento de separación de aceites sólidos en suspensión, mediante separadores de placas, tratamiento físico-químico por flotación de aire disuelto para la eliminación de hidrocarburos y sólidos, y tratamiento biológico para la eliminación de materia orgánica y acondicionamiento de la calidad del efluente.

Parte de las aguas aceitosas (L2) son objeto de un tratamiento adicional de afino destinado a posibilitar su reutilización. Dicho tratamiento consiste en una adición de reactivos para oxidar la materia orgánica y coagular/flocular los sólidos arrastrados, decantación mediante decantador lamelar para la retirada de sólidos y filtración en lecho de arena. El agua resultante se almacena en tanque para su suministro a las zonas de consumo (torres de refrigeración, agua de planta y agua contra incendios).

Como parte del tratamiento del agua que llega a la planta DAR, se incluye la recuperación del aceite que es aportado por cada una de las corrientes. Para este servicio se dispone de balsas de acumulación que, además de su función de depósito, actúan como decantadores estáticos.

Por su parte, las aguas sanitarias (L3) son enviadas al tratamiento biológico de la línea de aguas aceitosas (L2) de la planta DAR, donde siguen el mismo tratamiento que el resto del citado flujo.

Las aguas de cunetas de calles y avenidas, purgas de torres de refrigeración, purgas de calderas y aguas de neutralización (L4) reciben un tratamiento de decantación para separar los sólidos en suspensión.

Asimismo, la planta incorpora una sección para el tratamiento de los fangos producidos en cada una de las fases de depuración del agua. El tratamiento de fangos dispone de dos líneas, una para los fangos aceitosos y otra para los fangos biológicos con bajo contenido en aceites. Básicamente, ambas líneas constan de una separación o decantación, calentamiento y centrifugación.

Adicionalmente, la refinería cuenta con una planta de tratamiento de las aguas de deslastre de los barcos, situada en la Terminal Marítima de Punta Lucero. En esta planta se dispone de 2 tanques de 10.000 m³ de capacidad unitaria para la recepción de deslastres procedentes de los barcos, en los que se produce una primera decantación de aceites. Las aguas decantadas en los tanques se dirigen al foso de distribución de entrada a los separadores API, de tres canales, diseñado para una capacidad de tratamiento máxima de 900 m³/h. Tras su paso por los separadores API las aguas son conducidas al punto de vertido final.

Las aguas tratadas, tanto en la planta DAR como en la planta de tratamiento de aguas de deslastre, se vierten en un único punto de vertido a mar abierto, en el exterior de la Terminal Portuaria de Punta Lucero, a una distancia de unos 4 km de la Refinería.

Asimismo, se dispone de un punto de vertido a la ría del Barbadun que se emplea como aliviadero de las balsas finales de la planta DAR; dicho alivio solo se autorizará en situaciones de fuerza mayor y sin rebasar los límites de emisión fijados en el apartado D.1.2.3 de esta Resolución.

En cumplimiento de las condiciones establecidas en la autorización, se ha optimizado la sección de pretratamiento de aguas, tanto de la línea de aguas de proceso (L1) como de la línea de aguas aceitosas (L2) con el objetivo de mejorar el rendimiento del tratamiento de las aguas, reducir olores procedentes de las instalaciones actuales y laminar las puntas de caudal, lo que mejorará la eficiencia del DAF y del tratamiento biológico.

Para ello, se ha procedido a implementar:

– Desbaste de sólidos gruesos.

– Separadores de hidrocarburos por gravedad tipo API cerrados a la atmósfera.

– Separadores de emergencia, construidos con dimensiones similares a los separadores API.

– Bombeo de aguas a la salida de los separadores API.

– Separador por placas coalescentes tipo CPI para las aguas aceitosas.

– Sistema de almacenamiento para alivio de tormentas.

La nueva unidad de pretratamiento de aguas de proceso (L1), con capacidad de tratamiento de 165 m³/h, consta de las siguientes secciones: recepción de efluentes, 2 separadores CPI más un predecantador que reciben las aguas del colector de entrada y cámara de coagulación. Se han implantado dos filtros de carbón activo en el final de la línea de enlace de los venteos de las unidades susceptibles de generar COVs.

La nueva línea de pretratamiento de aguas aceitosas (L2), con capacidad de tratamiento de 620 m³/h, consta de las siguientes secciones: desbaste de sólidos gruesos, separadores de hidrocarburos por gravedad tipo API, con cubierta flotante para evitar la generación de olores (dos unidades, una de ellas de reserva), separadores de emergencia para el tratamiento de situaciones extraordinarias (caudal superior al máximo aceptable por ambos separadores API), separadores por placas coalescentes tipo CPI (5 unidades operables en paralelo con capacidad unitaria de 155 m³/h) y sistema de almacenamiento de aguas pluviales para alivio de tormentas. Se ha ejecutado un tanque de acumulación para la recogida de los excedentes del pozo de bombeo en los casos en que se produzcan grandes avenidas de agua (lluvias persistentes y tormentas), en sustitución de las actuales balsas de acumulación. La capacidad del tanque es de 10.000 m³. Los venteos se conducirán al sistema de eliminación de compuestos volátiles por adsorción sobre carbón activo.

Se dispone de arquetas de control diferenciadas para el efluente de la planta de tratamiento de aguas residuales (planta DAR) y el de la planta de tratamiento de deslastres. Dichas arquetas deberán reunir las características necesarias para poder obtener muestras representativas de los vertidos y estarán situadas en lugar de acceso directo para su inspección, cuando se estime oportuno.

Tanto en la salida de la planta DAR como en la Terminal de deslastres, se dispone de los siguientes equipos:

– Medidor de caudal con registrador y totalizador, junto con dispositivos que impidan su manipulación, para la determinación precisa del caudal de vertido.

– Equipo de toma de muestras automático, proporcional al caudal, con caseta de cierre.

Los equipos de toma de muestras mencionados harán que el equipo tome una muestra proporcional al caudal bombeado en cada episodio de bombeo, hasta completar una muestra compuesta que será analizada conforme a lo establecido en el apartado E.3 de esta Resolución.

El equipo de toma de muestras instalado a la salida de la planta DAR tomará muestras tanto si se vierte a la Terminal Marítima como si se vierte a la ría del Barbadun.

D.1.2.5.– Canon de Control de Vertidos.

La Ley 22/1998, de 28 de julio, de Costas establece, en su artículo 85, que los vertidos de aguas residuales desde tierra al mar serán gravados con un canon en función de su carga contaminante.

Ley 1/2006, de 23 de junio, de Aguas encomienda a la Agencia Vasca del Agua, en su artículo 7, tanto las autorizaciones de los vertidos desde tierra a mar como la gestión, liquidación, recaudación e inspección de los tributos establecidos en la legislación vigente en materia de aguas.

En virtud del Decreto 459/2013, de 10 de diciembre, sobre los vertidos efectuados desde tierra al mar, se reglamenta el citado canon, que será destinado íntegramente a la financiación de actuaciones tendentes a la minimización de la contaminación producida por los vertidos de tierra a mar y la consecución de los objetivos medioambientales en las aguas territoriales del Estado correspondientes al litoral del País Vasco, y se establece, entre otras cuestiones, el procedimiento para realizar su cálculo.

Así, de conformidad con los artículos 17 y 18 del citado Decreto, el importe del canon de control de vertido será el producto de su carga contaminante, expresada en unidades de contaminación, por el precio unitario de 3.000,00 €, y su carga contaminante se calculará multiplicando el volumen anual del vertido por un coeficiente establecido en función del grado de contaminación del vertido, por la presencia de sustancias peligrosas en el mismo, así como por las características del tipo de conducción utilizada para la evacuación.

En base a lo anterior, la Agencia Vasca del Agua, en aplicación del artículo 14 y siguientes del Decreto 459/2013, de 10 de diciembre, sobre los vertidos efectuados desde tierra al mar, procede al cálculo del canon anual del presente vertido:

Vertido 1: Aguas industriales tratadas en la planta DAR.

Canon de Vertido = C x Puc.

C= K x V.

K= K1 x K2 x K3.

Siendo:

C = Carga contaminante, medida en unidades de contaminación.

PUC = Valor de la unidad de contaminación.

K = Coeficiente del canon según lo establecido en el Anexo III del Decreto 459/2013

K1= Coeficiente ligado a la carga contaminante.

K2 = Coeficiente determinado por el tipo de conducción.

K3 = Coeficiente de aplicación a vertidos con sustancias peligrosas.

V = Volumen del vertido autorizado (m³/año).

k1: (7,75* DQO + 7,75*SS + 23,24*N + 116,22*P + 58,11*AG + 77,48*HC + 309,92*MEQ + 1116,21*CN +1162,21 FEN + 2324,43CrVI)* 10-9.

MEQ=(200*Hg+75*Cd+35*Pb+10*As+35*Cu+15*Ni+3*Zn)/7= (200*0,05+75*0,2+35*0,2+10*0,5+35*0,5+15*2+3*3)/7 = 13,36.

k1:(7,75*100+7,75*30+23,24*65+116,22*5+58,11*20+77,48*15+309,92*13,36+1116,21*0,25+1116,21*0,5+2324,43*0,2)*10-9= 1,08998*10-5.

k 2: resto condiciones. k2 = 1.

k3: Con sustancias contaminantes del Anexo II. k3 = 1,28.

K = 1,08998*10-5 x 1 x 1,28 = 1,39157*10-5.

Volumen V = 5.304.000 m³/año.

Carga Contaminante C = 1,39157*10-5 x 5.304.000 = 73,999976.

Canon de Vertido = 73,999976 x 3.000 = 221.999,93 euros/año.

Vertido 2: Aguas procedentes de la estación de recepción de aguas de deslastres.

Canon de Vertido C x Puc.

C= KxV.

K = K1 x K2 x K3.

Siendo

C = Carga contaminante, medida en unidades de contaminación,

Puc = Valor de la unidad de contaminación.

K = Coeficiente del canon según lo establecido en el Anexo III del Decreto 459/2013.

K1 = Coeficiente ligado a la carga contaminante.

K2 = Coeficiente determinado por el tipo de conducción.

K3 = Coeficiente de aplicación a vertidos con sustancias peligrosas.

V = Volumen del vertido autorizado (m³/año).

k1: (7,75* DQO + 7,75*SS + 58,11*AG + 77,48*HC +1162,21 FEN)* 10-9.

k1: (7,75*100+7,75*30+58,11*20+77,48*15+1116,21*0,5)*10-9= 3,913*10-6.

k 2: resto condiciones. k2 = 1.

k3: Con sustancias contaminantes del Anexo II. k3 = 1,28.

K = 3,913*10-6 x 1 x 1,28 = 5,0086*10-6.

Volumen V = 99.460 m³/ año

Carga Contaminante C = 5,0086*10-6 x 99.460 = 0,498160.

Canon de Vertido = 0,498160 x 3.000 = 1.494,48 euros/año.

Canon de vertido total: 221.999,93 + 1.494,48 = 223.494,41 euros/año.

En el supuesto de que el titular del vertido se acoja al Protocolo Opcional de Seguimiento regulado en el artículo 16 del Decreto 459/2013, serán de aplicación los valores de K y V resultantes del mismo para el cálculo del canon de vertido.

El artículo 20 del mencionado Decreto establece que el canon se devengará en el momento de la entrada en vigor de la Resolución por la que se autorice el vertido. En las sucesivas anualidades de vigencia de la autorización el devengo de la tasa se producirá el 1 de enero de cada año.

Así mismo, el citado precepto determina que el canon se liquidará por año natural completo, excepto el ejercicio en que se otorgue la autorización de vertido, su modificación, cese o su extinción, o el ejercicio en el que se apruebe el Protocolo Opcional de Seguimiento, en cuyo caso se calculará el canon proporcionalmente al número de días de vigencia de la autorización, en relación con el total del año.

En cumplimiento del citado Decreto, la Agencia Vasca del Agua practicará durante el primer semestre de cada año las liquidaciones correspondientes al año anterior.

D.1.3.– Condiciones para garantizar la correcta gestión de los residuos producidos en la planta.

Todos los residuos generados en las instalaciones se gestionarán de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 22/2011, de 28 de julio, de residuos y suelos contaminados y normativas específicas que les sean de aplicación, debiendo ser, en su caso, caracterizados con objeto de determinar su naturaleza y destino más adecuado.

Queda expresamente prohibida la mezcla de las distintas tipologías de residuos generados entre sí o con otros residuos o efluentes, segregándose los mismos desde su origen y disponiéndose de los medios de recogida y almacenamiento adecuados para evitar dichas mezclas.

En atención a los principios jerárquicos sobre gestión de residuos, todo residuo deberá ser destinado a valorización mediante su entrega a valorizador autorizado. Los residuos únicamente podrán destinarse a eliminación si previamente queda debidamente justificado que su valorización no resulta técnica, económica o medioambientalmente viable. Se priorizará la regeneración-reutilización frente a otras formas de valorización ya sea material o energética.

Asimismo, aquellos residuos para los que se disponga de instalaciones de tratamiento autorizadas en la Comunidad Autónoma del País Vasco deberán ser prioritariamente destinados a dichas instalaciones en atención a los principios de autosuficiencia y proximidad.

Para aquellos residuos cuyo destino final previsto sea la eliminación en vertedero autorizado, la caracterización se efectuará de conformidad con lo señalado en la Decisión del Consejo 2003/33/CE, de 19 de diciembre de 2002, por la que se establecen los criterios y procedimientos de admisión de residuos en vertederos y, en su caso, las directrices que como desarrollo de la mencionada Decisión se aprueben para el País Vasco.

Las cantidades de residuos producidas en la instalación y recogidas en la presente Resolución tienen carácter meramente orientativo, teniendo en cuenta las diferencias de producción de la actividad y la relación existente entre la producción y la generación de residuos, reflejada en los indicadores de la actividad. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 10 (apartado 4.d) de la Ley 16/2002, para la calificación de las modificaciones de la instalación, únicamente en el caso de que un aumento en las cantidades generadas conlleve un cambio en las condiciones de almacenamiento y envasado establecidas previamente se deberá solicitar la adecuación de la autorización.

El área o áreas de almacenamiento de residuos dispondrán de suelos estancos. Para aquellos residuos que, por su estado físico líquido o pastoso, o por su grado de impregnación, puedan dar lugar a vertidos o generar lixiviados se dispondrá de cubetos o sistemas de recogida adecuados a fin de evitar el vertido al exterior de eventuales derrames. En el caso de residuos pulverulentos, se evitará el contacto de los residuos con el agua de lluvia o su arrastre por el viento, procediendo, en caso necesario, a su cubrición.

En caso de desaparición, pérdida o escape de residuos deberá comunicarse de forma inmediata esta circunstancia a esta Viceconsejería de Medio Ambiente y a los Ayuntamientos de Muskiz, Zierbena, y Abanto y Ciervana.

D.1.3.1.– Residuos Peligrosos.

Los residuos peligrosos declarados por el promotor son los siguientes:

(Véase el .PDF)

(Véase el .PDF)

a) Los sistemas de recogida de residuos peligrosos deberán ser independientes para aquellas tipologías de residuos cuya posible mezcla en caso de derrames suponga aumento de su peligrosidad o mayor dificultad de gestión.

b) Los residuos «Fluoruro cálcico», «Lodos aceitosos», «Lodos Aceitosos Contaminados con TEL (tanques de gasolinas con plomo)», «Aceites usados en sellos de compresores» y «Disolvente orgánico no halogenado» deberán ser recogidos directamente desde los mismos depósitos de la instalación donde se generan, sin que se produzcan envasado ni almacenamientos previos, para su entrega a gestor autorizado, siempre que exista la disponibilidad de gestor autorizado.

c) Los recipientes o envases conteniendo residuos peligrosos deberán observar las normas de seguridad establecidas en la normativa vigente.

d) Los recipientes o envases a que se refiere el punto anterior deberán estar etiquetados de forma clara, legible e indeleble y en base a la normativa vigente.

e) Las condiciones de manipulación, envasado, etiquetado y almacenamiento de los residuos sanitarios específicos (Grupo II) serán las establecidas en el Decreto 21/2015, de 3 de marzo, sobre gestión de los residuos sanitarios en la Comunidad Autónoma de Euskadi y posteriores normativas de desarrollo.

f) Las condiciones de manipulación, envasado, etiquetado y almacenamiento de los residuos de citostáticos y todo material utilizado en su preparación o en contacto con los mismos (Grupo III, apartado a) serán las establecidas en la citada norma.

g) El tiempo de almacenamiento de los restantes residuos peligrosos no podrá exceder de 6 meses.

h) Previamente al traslado de los residuos hasta las instalaciones del gestor autorizado deberá disponerse, como requisito imprescindible, de compromiso documental de aceptación por parte de dicho gestor autorizado, en el que se fijen las condiciones de esta, verificando las características del residuo a tratar y la adecuación a su autorización administrativa. Dicho documento se remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente antes de la primera evacuación del residuo, y en su caso, previamente al envío del mismo a un nuevo gestor de residuos. En caso necesario, deberá realizarse una caracterización detallada, al objeto de acreditar la idoneidad del tratamiento propuesto. En su caso, deberá justificarse que la vía de gestión propuesta se ajusta a los principios jerárquicos sobre gestión de residuos recogidos en la presente Resolución.

i) Con anterioridad al traslado de los residuos peligrosos y una vez efectuada, en su caso, la notificación previa de dicho traslado con la antelación reglamentariamente establecida, deberá procederse a cumplimentar el documento de control y seguimiento, una fracción del cual deberá ser entregada al transportista como acompañamiento de la carga desde su origen al destino previsto. Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá registrar y conservar en archivo los documentos de aceptación y documentos de control y seguimiento o documento oficial equivalente, durante un periodo no inferior a cinco años.

j) Deberá verificarse que el transporte a utilizar para el traslado de los residuos peligrosos hasta las instalaciones del gestor autorizado reúne los requisitos exigidos por la legislación vigente para el transporte de este tipo de mercancías.

k) En el caso de traslado transfronterizo de residuos se atenderá a lo dispuesto en la reglamentación europea al respecto (Reglamento (CE) N.º 1013/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo de 14 de junio de 2006 relativo a los traslados de residuos).

l) Los residuos consistentes en «envases contaminados con aceites y aminas» no utilizables como envases de residuos se someten a un proceso de lavado con vapor y agua y a las operaciones detalladas en la correspondiente consigna de lavado, a fin de garantizar la eficacia y homogeneidad del tratamiento dado a dichos residuos de envases.

Las aguas generadas en el lavado de estos envases se vehicularán a la instalación para el tratamiento de aguas industriales identificada en el proceso Tratamiento de Aguas de refinería.

El registro descrito en el punto t) incluirá las cantidades de residuos autogestionados.

Los residuos de envases, tras el tratamiento de lavado, se destinarán a su valorización como residuo industrial no peligroso (Chatarra).

Por otra parte, también se autogestionan los residuos originados en las limpiezas periódicas de los depósitos de almacenamiento y de los fondos de los API´s, con los residuos que se generan en el proceso Limpieza de Depósitos al consistir en residuos de las mismas características y naturaleza.

m) Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá gestionar el aceite usado generado de conformidad con el Real Decreto 679/2006, de 2 de junio, por el que se regula la gestión de los aceites industriales usados.

n) Los residuos de equipos eléctricos y electrónicos, entre los que se incluyen las lámparas fluorescentes, se gestionarán de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 110/2015, de 20 de febrero, sobre residuos de aparatos eléctricos y electrónicos. Asimismo, los residuos de pilas y acumuladores deberán cumplir lo establecido en el Real Decreto 106/2008, de 1 de febrero, sobre pilas y acumuladores y la gestión ambiental de sus residuos. Se exceptúa del cumplimiento de las medidas referidas a la disponibilidad de un documento de aceptación emitido por gestor autorizado, a la notificación previa de traslado y a cumplimentar el documento de control y seguimiento, a los residuos que bien sean entregados a la infraestructura de gestión de los sistemas integrados de gestión, o bien sean entregados a las Entidades Locales para su gestión conjunta con los residuos municipales y asimilables de igual naturaleza recogidos selectivamente, siempre que sea acreditada dicha entrega por parte de la entidad local correspondiente. Los justificantes de dichas entregas a las Entidades Locales deberán conservarse durante un periodo no inferior a tres años.

o) En tanto en cuanto Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) sea poseedor de aparatos que contengan o puedan contener PCB, deberá cumplir los requisitos que para su correcta gestión se señalan en el Real Decreto 1378/1999, de 27 de agosto, por el que se establecen medidas para la eliminación y gestión de los policlorobifenilos, policloroterfenilos y aparatos que los contengan, y su posterior modificación mediante Real Decreto 228/2006, de 24 de febrero.

p) En la medida en que Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) sea poseedor de las sustancias usadas definidas en el Reglamento (CE) n.º 1005/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 16 de septiembre de 2009, sobre las sustancias que agotan la capa de ozono, estas se recuperarán para su destrucción por medios técnicos aprobados por las partes o mediante cualquier otro medio técnico de destrucción aceptable desde el punto de vista del medio ambiente, o con fines de reciclado o regeneración durante las operaciones de revisión y mantenimiento de los aparatos o antes de su desmontaje o destrucción.

q) Se llevará un registro, en el que se hará constar la cantidad, naturaleza, código de identificación, origen, métodos, y lugares de tratamiento, así como las fechas de generación y cesión de todos los residuos, frecuencia de recogida y medio de transporte en cumplimiento de lo establecido en la normativa vigente. Se remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente copia de este registro de control dentro del Informe anual del Programa de Vigilancia Ambiental.

r) A fin de cumplimentar uno de los principios esenciales de la gestión de residuos peligrosos, el cual es la minimización de la producción de dichos residuos, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá elaborar y presentar ante esta Viceconsejería de Medio Ambiente con una periodicidad mínima de cuatro años, un Plan de Reducción en la producción de residuos peligrosos mediante la aplicación de medidas preventivas.

s) Los documentos referenciados en los apartados h), i) (cuando los gestores radiquen en territorio de la CAPV), q) y r) de este apartado serán enviados a la Viceconsejería de Medio Ambiente mediante transacción electrónica a través del Sistema IKS-eeM.

t) En caso de detectarse la presencia de residuos que contengan amianto, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá dar cumplimiento a las exigencias establecidas en el Real Decreto 108/1991 (artículo 3) para la prevención y reducción de la contaminación del medio ambiente producida por el amianto. Asimismo las operaciones de manipulación para su gestión de los residuos que contengan amianto, se realizarán de acuerdo a las exigencias establecidas en el Real Decreto 396/2006 por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud aplicables a los trabajos con riesgo de exposición al amianto.

D.1.3.2.– Residuos no Peligrosos.

Los residuos no peligrosos declarados por el promotor son los siguientes:

(Véase el .PDF)

a) Los envases usados y residuos de envases deberán ser entregados en condiciones adecuadas de separación por materiales a un agente económico (proveedor) para su reutilización en el caso de los envases usados, o a un recuperador, reciclador o valorizador autorizado para el caso de residuos de envases.

b) El periodo de almacenamiento de estos residuos no podrá exceder de 1 año cuando su destino final sea la eliminación o de 2 años cuando su destino final sea la valorización.

c) Con carácter general todo residuo con anterioridad a su evacuación deberá contar con un documento de aceptación emitido por gestor autorizado que detalle las condiciones de dicha aceptación. Se remitirá copia de este documento a la Viceconsejería de Medio Ambiente a fin de comprobar la adecuación de la gestión propuesta y el cumplimiento de lo establecido en los principios generales de esta Resolución. En su caso, deberá justificarse que la vía de gestión propuesta se ajusta a los principios jerárquicos sobre gestión de residuos recogidos en la presente Resolución. Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá registrar y conservar en archivo los documentos de aceptación, o documento oficial equivalente, cuando estos resulten preceptivos, durante un periodo no inferior a cinco años.

d) Asimismo, de conformidad con el Decreto 49/2009, de 24 de febrero, por el que se regula la eliminación de residuos mediante depósito en vertedero y la ejecución de rellenos, con anterioridad al traslado de los residuos no peligrosos destinados a su depósito en vertedero autorizado, deberá cumplimentarse el correspondiente documento de seguimiento y control. Dichos documentos deberán conservarse durante un período de cinco años.

e) Se llevará un registro, en el que se hará constar la cantidad, naturaleza, código de identificación, origen, métodos, y lugares de tratamiento, así como las fechas de generación y cesión de todos los residuos, frecuencia de recogida y medio de transporte. Anualmente se remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente copia de este registro de control dentro del Informe anual del Programa de Vigilancia Ambiental.

f) Los documentos referenciados en los apartados c) y d) (cuando los gestores radiquen en territorio de la CAPV), y e) de este apartado serán enviados a la Viceconsejería de Medio Ambiente mediante transacción electrónica a través del Sistema IKS-eeM.

D.1.4.– Condiciones en relación con la protección del suelo.

De conformidad con el informe preliminar de situación del suelo presentado en cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Real Decreto 9/2005 de 14 de enero, y la Ley 4/2015, de 25 de junio, para la prevención y corrección de la contaminación del suelo y atendiendo a las recomendaciones en él contenidas, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), deberá adoptar las medidas necesarias para asegurar la protección del suelo.

Asimismo, con objeto de dar cumplimiento a las obligaciones en relación con la protección del suelo establecidas en el Real Decreto 9/2005, de 14 de enero, la Ley 4/2015, de 25 de junio, el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, el promotor deberá entregar la documentación requerida a instalaciones existentes a las que se refiere la circular «Aplicación de las distintas exigencias normativas en materia de suelos contaminados y aguas subterráneas en instalaciones que requieren autorización ambiental integrada» remitida desde el órgano ambiental con fecha de 17 de noviembre de 2016. Esta circular contempla el contenido y condiciones de entrega del informe periódico de situación del suelo, informe de base y documentos de control y seguimiento de suelos y aguas subterráneas y está disponible en el siguiente enlace:

http://www.euskadi.eus/web01-a2ingkut/es/contenidos/informacion/aai_suelos/es_def/index.shtml

En todo caso, el promotor remitirá un documento único de suelos, elaborado por entidad acreditada que puede desarrollar labores de investigación y recuperación de la calidad del suelo, y que incluya los mencionados informes periódicos de situación del suelo, informe de base y documentos de control y seguimiento de suelos y aguas subterráneas. En adelante, cada vez que exista la obligación de modificar la documentación entregada, o entregar nueva documentación, remitirá un nuevo documento único de suelos.

Con una periodicidad quinquenal, a partir de la aprobación de la Ley 4/2015, se deberá actualizar el informe preliminar de situación de suelo presentado, incorporando una evaluación del riesgo de contaminación asociado para el conjunto de las instalaciones. Dicho informe se remitirá junto con el programa de vigilancia ambiental del año correspondiente.

En todo caso, el promotor deberá solicitar ante el órgano ambiental el inicio del correspondiente procedimiento de declaración de calidad del suelo cuando concurra alguna de las circunstancias señaladas en la Ley 4/2015, de 25 de junio.

En caso de acometer obras que conlleven el movimiento de tierras, el promotor de la actividad deberá caracterizar aquellos materiales (tierras, escombros, etc.) objeto de excavación a fin de verificar si hubieran podido resultar afectados como consecuencia de acciones contaminantes y determinar, en función de los resultados de dicha caracterización, la vía de gestión más adecuada para los mismos.

Aquellas obras que se realicen en zonas donde no se haya llevado a cabo actividad alguna, podrá eximirse de la realización de la mencionada caracterización siempre que quede debidamente justificada dicha inactividad.

Se deberá justificar ante este órgano ambiental para su aprobación, con carácter previo, la idoneidad de la vía de gestión propuesta para cada fracción excavada, indicando el destino final propuesto (ya sea este la gestión externa o reutilización en el emplazamiento) y adjuntando copia de las analíticas realizadas:

1.– En caso de querer evacuar los excedentes a depósito en vertedero, la caracterización se deberá realizar de acuerdo a lo establecido en el Decreto 49/2009, de 24 de febrero, por el que se regula la eliminación de residuos mediante depósito en vertedero y la ejecución de rellenos. Con carácter general, se deberá realizar el análisis de una muestra compuesta de al menos 10 submuestras por cada 500m³ de excedentes a gestionar en vertedero, que podrá variar en función de la heterogeneidad u homogeneidad de la contaminación esperable. En los casos que se prevea una afección homogénea se podrá realizar una muestra compuesta para unidades superiores a los 500m³ e inferior a los 500m³ si se prevé una afección heterogénea.

2.– En caso de querer reutilizar los materiales sobrantes en la misma instalación, estos deberán obtener un valor inferior al VIE-B (uso industrial) establecido en la Ley 4/2015, de 25 de junio, para la prevención y corrección de la contaminación del suelo y el contenido de hidrocarburos de dichas tierras no deberá suponer un riesgo. Para ello, el muestreo y análisis lo deberá realizar una entidad acreditada de acuerdo al Decreto 199/2006, de 10 de octubre, por el que se establece el sistema de acreditación de entidades de investigación y recuperación de la calidad del suelo y se determina el contenido y alcance de las investigaciones de la calidad del suelo a realizar.

3.– Aquellas tierras que obtengan valores inferiores a los VIE-A establecidos en la Ley 4/2015, de 25 de junio, y al valor de 50mg/kg para TPHs, se considerarán como tierras limpias, por lo tanto, admisibles en un relleno autorizado.

4.– El sustrato rocoso sano se podrá gestionar sin restricciones. En el caso de que se trate de sustrato rocoso meteorizado asimilable a suelo natural el criterio a cumplir será el establecido en los puntos anteriores.

Asimismo, de acuerdo con el artículo 22, apartado 2.º de la Ley 4/2015, de 25 de junio, la detección de indicios de contaminación obligará a informar de tal extremo al Ayuntamiento correspondiente y a la Viceconsejería de Medio Ambiente, con el objeto de que esta defina las medidas a adoptar, de conformidad, en su caso, con el apartado 1.e del artículo 23 de la citada Ley 4/2015.

D.1.5.– Condiciones en relación con el ruido.

a) Se instalarán todas las medidas necesarias para que no se superen los siguientes índices acústicos:

a.1.– La actividad se adecuará de modo que el índice de ruido LAeq,60 segundos transmitido al interior de las viviendas no deberá superar en ningún momento los 40 dB (A) entre las 07:00 y 23:00 horas con las ventanas y puertas cerradas, ni el índice LAmax los 45 dB (A).

a.2.– La actividad se adecuará de modo que el índice de ruido LAeq,60 segundos transmitido al interior de las viviendas no deberá superar en ningún momento los 30 dB (A) entre las 23:00 y 07:00 horas, con las puertas y ventanas cerradas, ni el índice LAmax los 35 dB (A).

a.3.– La actividad no deberá transmitir un ruido superior al indicado en la Tabla 1, medido a 4m de altura (excepto en situaciones especiales donde se adoptará la altura necesaria para evitar apantallamientos), en todo el perímetro del cierre exterior del recinto industrial,

(Véase el .PDF)

Tabla 1. niveles sonoros exigidos en el cierre exterior del recinto industrial.

La instalación en funcionamiento, además de cumplir los límites fijados en la Tabla 1, no deberá superar en ningún valor diario (LAeq,d, LAeq,e y LAeq,n) un incremento de nivel superior a 3dB sobre los valores indicados en la Tabla1.

Además, si existiese un modo del funcionamiento del proceso claramente diferenciado del resto de la actividad, se deberá determinar un nivel de ruido asociado a este modo de funcionamiento (LAeq,Ti), siendo Ti el tiempo de duración de dicho modo de funcionamiento. Este nivel no deberá superar en 5dB los valores fijados en la tabla 1.

b) Las actividades de carga y descarga, así como el transporte de materiales en camiones, debe realizarse de manera que el ruido producido no suponga un incremento importante en el nivel ambiental de las zonas de mayor sensibilidad acústica.

D.1.6.– Condiciones en relación con los olores.

Se deberá dar cumplimiento a los puntos D.1.2.4.a) y E.2 de la presente Resolución para la minimización de los COV´s, especialmente en lo referido al estudio olfatométrico de las instalaciones.

Adicionalmente, Petróleos del Norte, S.A. incorporará en el Programa de Vigilancia Ambiental la información del seguimiento de las actuaciones de identificación y minimización de los puntos de emisión de olores.

E) Programa de Vigilancia Ambiental.

El programa de vigilancia ambiental deberá ejecutarse de acuerdo con lo previsto en la documentación presentada por el promotor y con lo establecido en los apartados siguientes:

E.1.– Control de las emisiones a la atmósfera.

a) Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), deberá realizar el control de las emisiones de acuerdo con la siguiente información:

(Véase el .PDF)

(Véase el .PDF)

* Se realizará un control de las emisiones de PCDD/F (dioxinas y furanos) en las unidades de platformado P1 y P2 con carácter anual o una vez en cada regeneración.

** En caso de que los focos 1, 2, 3 y 5 funcionen mediante la combustión de fuel-oil, adicionalmente a la medición directa, se deberá realizar un control de las emisiones de Ni y V mediante un análisis del contenido de metales del combustible.

*** Se realizará en el foco 4 un control de las emisiones de Ni, Sb y V mediante análisis basados en el contenido de metales de los finos del catalizador.

b) Todas las mediciones señaladas en el apartado a) de este punto deberán ser realizadas por un Entidad de Colaboración de la Administración (ECA) de nivel II de acuerdo a lo establecido en el Decreto 212/2012, de 16 de octubre y los informes correspondientes a dichas mediciones periódicas deberán ajustarse y cumplir con todos los requisitos exigidos en la Orden de 11 de julio de 2012 de la Consejera de Medio Ambiente.

c) Se deberán enviar los informes OCA de las mediciones de todos los parámetros requeridos anteriormente.

d) Antorchas.

Las antorchas deberán disponer de un sistema directo de medición en continuo del caudal que permitan conocer en todo momento los caudales emitidos a las antorchas. Estos caudalímetros deberán conectarse a la Red de Vigilancia y Control de la Calidad del Aire de la Comunidad Autónoma del País Vasco.

e) Control de las emisiones de SO₂

Se establecerá un control de las emisiones de SO₂ a través de la carga y del caudal diario. Se tendrán en cuenta tanto las emisiones por combustión como las de las unidades recuperadoras de azufre y se realizará un cálculo másico empleando los rendimientos de desulfuración, el porcentaje de azufre en los combustibles y el caudal de humos. Para ello, se emplearán las fórmulas recogidas en la documentación presentada con fecha de 30 de octubre de 2008 a este Órgano.

f) Instalaciones de recuperación de azufre.

Cada dos años se realizará la verificación del rendimiento de funcionamiento de las plantas de recuperación de azufre (SR5, SR4, SR3A, SR3B, SR6A y SR6B) por empresa externa experta en dicha verificación. La verificación deberá contar con la aprobación de la Viceconsejeria de Medio Ambiente.

g) Monitorización en continuo.

La calibración y la conexión de los analizadores de los focos se efectuará de acuerdo a la norma UNE-EN 14181 y a la «Guía Técnica para la certificación, calibración y verificación de los sistemas de medición en continuo de emisiones atmosféricas en chimenea».

El sistema de medición en continuo se deberá conectar con la Red de Vigilancia y Control de la Calidad del Aire de la Comunidad Autónoma del País Vasco.

El promotor deberá mantener el sistema de medición en continuo según un plan de mantenimiento preventivo que garantice tanto la fiabilidad de dichos datos como la cantidad mínima a obtener de los mismos. En cualquier caso, la responsabilidad de la fiabilidad y cantidad de los datos obtenidos será del promotor.

Cada día en que más de tres valores medios por hora no sean válidos debido al mal funcionamiento o mantenimiento del sistema de medición continua, se invalidará ese día. Si se invalidan más de diez días al año por estas circunstancias, el titular deberá adoptar las medidas adecuadas para mejorar la fiabilidad del sistema de control continuo.

En el caso de que durante más de 15 días consecutivos el sistema de medición en continuo no esté conectado o no funcione correctamente, se deberán realizar autocontroles periódicos por OCA de los parámetros que se deberían medir en continuo, con una periodicidad de 15 días a partir del inicio de la incidencia y hasta el correcto funcionamiento del sistema de medición en continuo.

Anualmente se deberá realizar y remitir a esta Viceconsejería un informe del funcionamiento del sistema de medición en continuo según el modelo indicado en la "Guía Técnica para la certificación, calibración y verificación de los sistemas de medición en continuo de emisiones atmosféricas en chimenea.

h) Registro de los resultados obtenidos.

Se llevará a cabo, con documentación actualizada, un registro de acuerdo a lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto 100/2011, de 28 de enero, por el que se actualiza el catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera y se establecen las disposiciones básicas para su aplicación y con el contenido establecido en el Anexo III del Decreto 278/2011, de 27 de diciembre, por el que se regulan las instalaciones en las que se desarrollen actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera.

Dicho registro se mantendrá actualizado y estará a disposición de los inspectores ambientales.

Asimismo, Petróleos del Norte, S.A. remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente la información de las emisiones requerida en el artículo 8 de la Orden ITC/1389/2008, de 19 de mayo, para el tipo de instalación de que se trate, con la periodicidad indicada en dicho artículo.

E.2.– Control de las inmisiones atmosféricas.

a) Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) realizará un seguimiento de la afección de la actividad en el entorno basado en la señal con datos registrados en las cabinas de control de la inmisión atmosférica de la Red de Calidad del Aire de la CAPV ubicadas en Abanto y Muskiz, así como desde la cabina de San Julián y Las Carreras cuya validación de datos se realizará por parte de la Viceconsejería de Medio Ambiente para el control de los siguientes parámetros:

(Véase el .PDF)

La información suministrada por la Red de Control y Vigilancia de la Calidad del Aire de la CAPV se incorporará a la gestión de la planta en orden a identificar potenciales fuentes de contaminación, así como medidas correctoras que minimicen la afección en el entorno.

En el caso de se puedan extraer conclusiones operativas en base al seguimiento de los resultados de las cabinas, estas se incorporarán a la remisión anual del Programa de Vigilancia Ambiental.

E.3.– Control de la calidad del agua de vertido.

a) De acuerdo con la documentación presentada por el promotor, se realizarán las siguientes analíticas:

(Véase el .PDF)

b) Adicionalmente, tomando como referencia los controles operacionales que realiza Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), se remitirá trimestralmente a la Viceconsejería de Medio Ambiente y a la Agencia Vasca del Agua un informe que refleje el rendimiento de la Planta DAR. El cálculo del rendimiento se basará en la reducción de los parámetros más característicos, incluyendo al menos DQO y nitrógeno amoniacal, de las aguas de los dos sistemas de tratamiento biológico (L1, aguas de proceso y L2, aguas aceitosas) por separado atendiendo a su concentración a la entrada y a la salida del tratamiento.

c) El análisis de los parámetros se realizará mediante alguno de los métodos normalizados del «STANDARD METHODS For the Examination of Water and Wastewater» (APHA, AWWA, WPCF, Ultima edición) o de la «Sección 11 de ASTM Water and Environmental technology», Ultima edición. Se escogerá el más apropiado según la concentración habitual del parámetro.

d) Cada control externo, tanto la toma de muestras como posterior análisis, será realizado y certificado por una «Entidad Colaboradora» y se llevará a cabo sobre cada uno de los parámetros mencionados en los puntos anteriores. El promotor deberá de presentar analítica de al menos una muestra reciente de cada uno de los puntos de vertido, muestra que deberá ser compuesta de 24 horas proporcional al caudal, o en su caso muestra puntual representativa.

Los resultados de los autocontroles diarios de los vertidos y los análisis quincenales en periodo estival se remitirán a la Viceconsejería de Medio Ambiente y a la Agencia Vasca del Agua mensualmente, mientras que los controles externos bimestrales se remitirán con una periodicidad bimestral.

Por otro lado, cuando se produzca vertido mediante el aliviadero a la ría del Barbadun, deberá remitirse copia de los análisis a la Viceconsejería de Medio Ambiente y a la Agencia Vasca del Agua en cuanto este finalice. Junto a estos análisis deberá comunicarse el volumen total vertido a la ría del Barbadun, que será calculado en base a las horas de funcionamiento de las bombas y al caudal nominal de las mismas.

e) Los muestreos se realizarán siempre durante el periodo pico de producción de contaminantes.

f) Se considerará que el vertido cumple los requisitos de la autorización cuando todos los parámetros que figuran en el apartado D.1.2.3 verifiquen los respectivos límites impuestos.

E.4.– Vigilancia estructural de la conducción.

La conducción de vertido de aguas depuradas se someterá al mismo sistema de vigilancia e inspección establecido por Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para el poliducto de envío y recepción de productos petrolíferos que une la Refinería con la Terminal Marítima.

Se elaborará un informe anual con los datos recogidos y en este se evaluará el estado actual de la conducción. Deberá remitirse copia del informe a la Viceconsejería de Medio Ambiente y a la Agencia Vasca del Agua.

E.5.– Control del impacto en el medio acuático del entorno de la planta.

Se llevará a cabo un estudio bienal sobre el medio receptor de las mismas características que el «Estudio del estado ecológico actual del entorno en la futura descarga de Punta Lucero», presentado por el promotor. Los resultados de este estudio deberán permitir conocer tanto el estado del medio receptor como la evolución del mismo en el tiempo, en relación con la actividad de la refinería (efectos de la actividad de la refinería en el medio receptor).

En el estudio se deberán contemplar y valorar los siguientes aspectos en cada estación de muestreo, realizando a posteriori una valoración general:

– Estructura de las comunidades bentónicas (flora y fauna), analizando composición, abundancia y diversidad.

– Concentración de metales pesados e hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH) en organismos indicadores (Mytilus sp).

– Concentración de esteroides fecales en organismos indicadores (Mytilus sp).

Además de lo anteriormente indicado, se llevará a cabo un análisis semestral de la columna de agua en el entorno de la descarga debiendo analizar pH, oxígeno disuelto, salinidad, temperatura, sólidos en suspensión, hidrocarburos no polares, PAH’s, coliformes totales y fecales, estreptococos fecales, amonio y fosfatos.

E.6.– Indicadores de la actividad.

El promotor realizará un seguimiento anual de los siguientes parámetros indicadores del funcionamiento de la actividad en relación con su incidencia en el medio ambiente.

(Véase el .PDF)

E.7.– Control del ruido.

a) Se deberán realizar las evaluaciones de los índices acústicos Ld, Le, Ln, LAeq,Ti y LAeq,60 segundos con una periodicidad anual para acreditar el cumplimiento de los límites establecidos en el punto a.3 del apartado D.1.5. La evaluación anual corresponderá tanto al control mediante medidas de inmisión en los cuatro puntos definidos en la propuesta de fecha 9 de mayo de 2011, como a una de las seis zonas definidas en la propuesta entregada a este Órgano el 24 de octubre de 2011, de manera que en un ciclo de seis años se realice una actualización completa del mapa de ruido de la instalación.

b) Las evaluaciones por medición deberán ser realizadas por laboratorios de ensayo en el ámbito de la acústica acreditados por ENAC para el muestreo espacial y temporal. En todo caso, el órgano ambiental velará porque las entidades que realicen evaluaciones tengan la capacidad técnica adecuada.

c) Los métodos y procedimientos de evaluación, así como los informes correspondientes a dichas evaluaciones, se adecuarán a lo establecido en las instrucciones técnicas emitidas por esta Viceconsejería de Medio Ambiente.

E.8.– Control de suelos y aguas subterráneas.

En orden a controlar la posible afección al suelo y a las aguas subterráneas se mantendrá una Red de monitorización que contemple, el conjunto de instalaciones, incluidas las nuevas unidades de reducción de fuel-oil y la planta de cogeneración eléctrica.

Dicha Red incluirá al menos los 71 puntos de control establecidos por este Órgano en los distintos procedimientos realizados en cumplimiento de la Ley 4/2015, y recogidos en la propuesta de fecha 20 de diciembre de 2013. Los controles serán los siguientes:

(Véase el .PDF)

* Medicion PAH´s en: red de vigilancia del nivel del relleno: P7, P29, P49, P58, S4, P5, P6, P18, P48, P51, P66, P62bis, PC4 y PC12 y de la red de vigilancia del nivel del acuífero: P47, P59B, S2, P50B, P67B.

Respecto al Plan de Vigilancia post-clausura del vertedero de residuos no peligrosos, anualmente se remitirá a este Órgano un reportaje fotográfico, acompañado de los resultados de la inspección anual, contemplando como mínimo los siguientes aspectos:

– inspección anual sobre el progreso de la revegetación.

– identificación de movimientos en la superficie de la escombrera.

– detección de gases y lixiviados en la infraestructura de captación.

En caso de observarse presencia de gases y/o lixiviados en el vertedero se remitirán igualmente análisis incorporando los siguientes parámetros:

– Para los gases: Metano, Dióxido de Carbono, Oxígeno, Hidrógeno, Anhídrido sulfhídrico y compuestos orgánicos volátiles.

Para los lixiviados: Arsénico, cadmio, cromo, cromo hexavalente, hierro, mercurio, níquel, plomo, zinc, bario, potasio, bicarbonatos, carbonatos, cloruros, fluoruros, nitratos, nitritos, sulfatos, amonio, cianuros totales, conductividad a 25.ºC, pH, Hidrocarburos totales, AOX, Demanda química de oxígeno e índice de fenoles.

E.9.– Control y remisión de los resultados.

Los resultados de los diferentes análisis e informes que constituyen el programa de vigilancia ambiental quedarán debidamente registrados y se remitirán a esta Viceconsejería de Medio Ambiente mediante la entrega de una comunicación adjuntando un CD o DVD en el formato establecido en la Guía PVA que el Departamento de Medio Ambiente y Política Territorial ha preparado al efecto y se encuentra disponible en la página web:

http://www.ingurumena.ejgv.euskadi.net/r49-pcc/es/

De esta manera, todos los controles realizados durante el periodo al que se refiere el citado programa, a excepción de los referidos a vertidos de aguas a cauce y/o mar (cuya remisión se especifica en el apartado de aguas), se presentarán únicamente junto con programa de vigilancia ambiental y una vez finalizado el año de referencia. Únicamente en los casos en los que se registren incumplimientos de las condiciones establecidas se deberá realizar la correspondiente comunicación de manera inmediata y presentar medidas encaminadas a lograr el cumplimiento de los límites establecidos en la autorización ambiental integrada. Asimismo, los controles con una periodicidad superior al año, se remitirán únicamente dentro del programa correspondiente al año en el que se realice el control.

El programa de vigilancia ambiental se remitirá con una periodicidad anual, siempre antes del 31 de marzo y los resultados del programa de vigilancia deberán acompañarse de un informe. El citado informe englobará el funcionamiento de las medidas protectoras y correctoras y los distintos sistemas de control de los procesos y de la calidad del medio e incorporará un análisis de los resultados, con especial mención a las incidencias más relevantes producidas en este período, sus posibles causas y soluciones, así como el detalle de la toma de muestras en los casos en los que no se haya especificado de antemano.

E.10.– Documento refundido del Programa de Vigilancia Ambiental.

El promotor deberá elaborar un documento refundido del programa de vigilancia ambiental, que recoja el conjunto de obligaciones propuestas en la documentación presentada y las establecidas en la presente Resolución. Este programa deberá concretar los parámetros a controlar, los niveles de referencia para cada parámetro, la frecuencia de los análisis o mediciones, las técnicas de muestreo y análisis y la localización en detalle de los puntos de muestreo. Deberá incorporar asimismo el correspondiente presupuesto.

Además, el programa de vigilancia ambiental deberá incluir la determinación de los indicadores característicos de la actividad y la sistemática de análisis de dichos indicadores, que permitan la comprobación de la eficacia de las medidas y mecanismos implantados por la propia empresa para asegurar la mejora ambiental (indicadores ambientales).

F) Medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales.

F.1.– Operaciones de parada y puesta en marcha de la planta y operaciones programadas de mantenimiento.

La consideración del estado de funcionamiento del proceso, a efectos de la Directiva 2010/75/UE y en cumplimiento de la Decisión de 7 de mayo de 2012, se establecerá con un criterio de umbral de carga y según lo establecido en la propuesta presentada a este Órgano con fecha de 10 de diciembre de 2013.

En ese sentido, el estado de funcionamiento conforme a la citada norma deberá ser tenido en cuenta a efectos de determinar los valores de emisión, así como el cómputo de horas de funcionamiento.

El control operativo del proceso deberá garantizar que los períodos de arranque y de parada sean lo más breves posible y que los sistemas de reducción de emisiones entren en funcionamiento tan pronto como sea posible dando cumplimiento a las medidas establecidas en la presente autorización.

Se comunicarán a este Órgano, y a los ayuntamientos de los municipios en los que se ubica la instalación, los períodos de arranque y parada de las unidades descritas en las autorizaciones concedidas a Petróleos del Norte, S.A, así como las correspondientes a focos según los criterios que se exponen a continuación:

a) Criterios para unidades de producción:

Como criterio general se utilizará el umbral de consumo de combustible. Cuando una unidad de las contempladas en la descripción de las instalaciones esté en un proceso de arranque o parada, esta se considerará finalmente arrancada cuando se alcance una producción estable o parada cuando se atraviese el umbral del 50% de consumo (potencia térmica nominal) y se realizará la comunicación cuando afecte al registro de las emisiones de su foco asociado.

En el caso del FCC se considerará finalmente arrancada cuando se alcance una producción estable o parada cuando se atraviese el umbral de la carga mínima operativa de la unidad.

b) Criterios para focos:

En el caso de los focos, se entenderá como arranques y paradas de foco, la reducción o aumento más allá del 50% del consumo de combustibles del global de unidades cuyas emisiones se asocien a ese foco.

c) Instalaciones de producción de cogeneración:

El período de arranque se considerará finalizado cuando la instalación alcance la carga mínima de arranque para generación estable de electricidad o vapor. En este segundo caso, además, el vapor deberá poder suministrarse, con seguridad y fiabilidad, a una red de distribución y utilizarse directamente en las instalaciones de refino de petróleo.

El período de parada se inicia en el momento en que finaliza el suministro de combustible después de alcanzarse el punto de la carga mínima de parada para generación estable a partir del cual ya no hay electricidad generada disponible para la red o en el caso de la generación de vapor, cuando además ya no pueda suministrarse a una red, con seguridad y fiabilidad, ni utilizarse directamente en las instalaciones de refino de petróleo.

d) Criterios para instalaciones auxiliares.

En caso de que se produzcan arranques y paradas de instalaciones auxiliares (calderas de vapor, expander, etc.) que puedan repercutir en la estabilidad de las emisiones, los procesos transitorios se deberán evaluar cuando repercutan significativamente a las emisiones, para lo cual se emplearán los sistemas de medición en continuo de emisiones instalados.

Si bien no resultan aplicables al cálculo de los valores límite de emisión, en las situaciones de arranque y parada de unidades de producción, focos, e instalaciones de cogeneración, se deberán registrar los datos de los sistemas de control y de medición en continuo de emisiones para su valoración en orden a que, en caso de ser validados, permitan identificar medidas para la mejora del proceso en ambas situaciones.

Asimismo, se deberá realizar una comunicación a este Órgano, y a los ayuntamientos de los municipios en los que se ubica la instalación, con carácter previo a la parada programada de la instalación, que se refiera a un proceso continuo, incluidas las operaciones de mantenimiento preventivo previsto, con una antelación aproximada de una semana.

En lo que se refiere a las operaciones de mantenimiento plurianuales programadas, la empresa deberá realizar una estimación de las emisiones y residuos que se pudieran generar, y una propuesta de gestión y tratamiento en su caso.

F.2.– Cese de la actividad.

Dado que la actividad se encuentra en el ámbito de aplicación de la Ley 4/2015, de 25 de junio, para la prevención y corrección de la contaminación del suelo y 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, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá dar inicio al procedimiento para declarar la calidad del suelo en el plazo máximo de dos meses a contar desde el cese definitivo de la actividad de conformidad con lo dispuesto en el artículo 31.3 de la Ley 4/2015, de 25 de junio.

Con carácter previo al cese de actividad, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá proceder a la gestión de todos los residuos existentes en las instalaciones, de acuerdo a lo establecido en el apartado segundo, subapartado D.1.3 de la presente Resolución.

F.3.– Cese temporal de la actividad.

En el caso de solicitar el cese temporal de la actividad regulado en el artículo 13 del Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de emisiones industriales, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) deberá remitir junto con la solicitud del cese temporal un documento que indique como va a dar cumplimiento a los controles y requisitos establecidos en la autorización ambiental integrada que le son de aplicación pese a la inactividad de la planta.

Asimismo, con carácter previo al reinicio de la instalación, se deberá asegurar el correcto funcionamiento de las instalaciones, de cara a evitar cualquier vertido o emisión con afección medioambiental.

F.4.– Medidas preventivas y actuaciones en caso de funcionamiento anómalo.

Sin perjuicio de las medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales de la propuesta contenida en la documentación presentada, se deberán cumplir las condiciones que se señalan en los siguientes apartados:

a) Se deberá disponer de un manual de mantenimiento preventivo al objeto de garantizar el estado de las instalaciones, en especial respecto a los medios disponibles para evitar la contaminación en caso de derrames o escapes accidentales y a las medidas de seguridad implantadas. Se detallarán las medidas adoptadas que aseguren la protección del suelo en caso de fugas, especificando todo lo referente a los materiales de construcción (impermeabilización), medidas especiales de almacenamiento (sustancias peligrosas), medidas de detección de posibles fugas o bien de sistemas de alarma de sobrellenado, conservación y limpieza de la red de colectores de fábrica (necesidad de limpieza sistemática, frecuencia, tipo de limpieza) y sistemas de recogida de derrames sobre el suelo.

b) El manual indicado en el párrafo anterior deberá incluir un programa de inspección y control que recoja pruebas de estanqueidad, estado de los niveles e indicadores, válvulas, sistema de alivio de presión, estado de las paredes y medición de espesores, inspecciones visuales del interior de tanques (paredes y recubrimientos) y un control periódico y sistemático de los sistemas de detección en cubetos a fin de prevenir cualquier situación que pudiera dar lugar a una contaminación del suelo.

c) En el manual de mantenimiento preventivo mencionado anteriormente, se incluirán medidas con objeto de garantizar un buen estado de los sistemas de prevención y corrección (depuración, minimización, etc.) de la contaminación atmosférica.

d) Se dispondrá asimismo de un manual de explotación en el que se harán constar las operaciones de mantenimiento efectuadas periódicamente, así como las incidencias observadas.

e) Dado que el manejo, entre otros, de crudo de petróleo, gasolina, gasóleo, o fuel-oil puede ocasionar riesgos de contaminación del suelo y de las aguas, se mantendrá impermeabilizada la totalidad de las superficies de las parcelas con alto riesgo de vertidos, derrames o fugas.

f) Las materias primas, combustibles y productos que requiere el proceso se almacenarán en condiciones que impidan la dispersión de los mismos al medio.

g) Para el almacenamiento de productos pulverulentos se dispondrán de silos cerrados equipados con filtros.

h) Deberá acreditarse que estas instalaciones de almacenamiento cumplen, en cuanto a las distancias de seguridad y medidas de protección, las exigencias impuestas en la normativa vigente relativa al almacenamiento de productos químicos. Dicha acreditación se realizará mediante la presentación ante esta Viceconsejería de Medio Ambiente de las correspondientes certificaciones emitidas por los organismos competentes.

i) Se deberá disponer en cantidad suficiente de todos aquellos materiales necesarios para una actuación inmediata y eficaz en caso de emergencia: contenedores de reserva para reenvasado en caso necesario, productos absorbentes selectivos para la contención de los derrames que puedan producirse, recipientes de seguridad, barreras y elementos de señalización para el aislamiento de las áreas afectadas, así como de los equipos de protección personal correspondientes.

j) Se deberá dar cumplimiento a lo establecido en el procedimiento presentado para la maniobra de vaciado de cubetos así como las especificaciones técnicas para su construcción.

k) Las aguas procedentes de las limpiezas de soleras que se realicen en el interior de las naves se enviarán a la línea de tratamiento.

l) Los separadores de hidrocarburos se someterán a una vigilancia periódica evitando la acumulación de residuos, debiendo procederse a la retirada periódica de flotantes y fangos acumulados en los decantadores y separadores. Estos residuos deberán ser entregados a un Gestor Autorizado.

m) Los lodos, aceites y grasas acumulados en el separador deberán ser retirados periódicamente por Gestor Autorizado con la periodicidad necesaria para evitar su acumulación a niveles que comprometan la calidad del vertido.

n) Los sólidos acumulados en fondos de depósitos o balsas no deberán ser desaguadas al cauce durante las labores de limpieza periódica, debiendo ser retiradas para su gestión o disposición en vertedero adecuado.

o) Los residuos sólidos y los fangos en exceso originados en el proceso de depuración deberán extraerse con la periodicidad necesaria para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación. Se almacenarán, en su caso, en depósitos impermeables que no podrán disponer de desagües de fondo.

p) En ningún caso se depositarán en zonas que, como consecuencia de la escorrentía pluvial, puedan contaminar las aguas del cauce público.

q) Si las instalaciones dispusieran de tratamiento de fangos, el agua escurrida deberá recircularse a la entrada de la instalación de depuración para su tratamiento.

r) Durante los procesos de limpieza de las balsas de retención final con vaciado se llevará a cabo el protocolo de actuación definido en el Anexo II de la presente autorización, remitiendo a la Viceconsejería de Medio Ambiente y a la Agencia Vasca del Agua el informe asociado la misma.

s) En las situaciones de emergencia, se estará a lo dispuesto en la legislación de protección civil, debiendo cumplirse todas y cada una de las exigencias establecidas en la misma.

t) El titular dispondrá de los medios necesarios para explotar correctamente las instalaciones de depuración y mantener operativas las medidas de seguridad que se han adoptado en prevención de vertidos accidentales.

Deberá disponerse en la estación de material absorbente específico de hidrocarburos tipo rollos o material granulado, etc., que permita su aplicación inmediata en el caso de derrames o fugas accidentales.

Adicionalmente a las actuaciones descritas en el apartado D.1.2.4 de la presente Resolución, se aislarán adecuadamente las instalaciones de almacenamiento y manipulación de gasóleo con el fin de retener los posibles derrames por roturas, reboses accidentales, etc.

No está autorizado el vertido de aguas residuales a través de «by-pass» en las instalaciones de depuración.

u) Como medida de prevención de posibles incidencias o anomalías, el titular de la actividad dará cumplimiento a lo establecido en los puntos 11.2 y 11.3 de la «instrucción técnica – 05 (it-05): Sistemas de Medición de Emisiones en Continuo: instalación, calibración, mantenimiento y comunicaciones» aprobada por este Órgano mediante Orden de 11 de julio de 2012, de la Consejera de Medio Ambiente, Planificación Territorial, Agricultura y Pesca, por la que se dictan instrucciones técnicas para el desarrollo del Decreto 278/2011, de 27 de diciembre, por el que se regulan las instalaciones en las que se desarrollen actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera. De esta manera, se comunicará a la Viceconsejería de Medio Ambiente mediante la dirección de correo electrónico ippc@euskadi.eus cualquiera de las circunstancias relacionadas en ambos puntos.

v) En caso de producirse una incidencia o anomalía con posibles efectos negativos sobre el medio o sobre el control de la actividad, el promotor deberá comunicar dicha incidencia o anomalía a la Viceconsejería de Medio Ambiente (a la dirección de correo electrónico ippc@euskadi.eus) de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente. La comunicación se realizará indicando como mínimo los siguientes aspectos:

– Tipo de incidencia.

– Orígenes y sus causas.

– Consecuencias producidas.

– Medidas correctoras o contenedoras tomadas.

– Plazos para realizar actuaciones.

La información referida al tipo de incidencia, al origen y sus causas, y las consecuencias producidas se comunicará en un plazo máximo de un día tras la incidencia, cuando se trate de días laborables, o el primer día laborable siguiente al día en que se ha producido dicha incidencia en caso de días no laborables.

w) Cuando se trate de incidentes o anomalías graves y, en cualquier caso si se trata de un vertido o emisión atmosférica accidental, deberá comunicarse además con carácter inmediato a SOS DEIAK, a los Ayuntamientos, y a la Viceconsejería de Medio Ambiente, y posteriormente en el plazo máximo de 2 días se deberá reportar un informe detallado del accidente a la Viceconsejería de Medio Ambiente (a la dirección de correo electrónico ippc@euskadi.eus) en el que deberán figurar, como mínimo los siguientes datos:

– Tipo de incidencia.

– Localización y causas del incidente y hora en que se produjo.

– Duración del mismo.

– En caso de vertido accidental, caudal y materias vertidas.

– En caso de superación de límites, datos de emisiones.

– Estimación de los daños causados.

– Medidas correctoras adoptadas.

– Medidas preventivas para evitar su repetición.

– Plazos previstos para la aplicación efectiva de medidas preventivas.

x) Deberá acreditarse que las instalaciones cumplen las exigencias impuestas en la normativa vigente relativa a la protección contra incendios. Dicha acreditación se realizará mediante la presentación ante esta Viceconsejería de Medio Ambiente de las correspondientes certificaciones emitidas por los organismos competentes.

G) Las medidas protectoras y correctoras, así como el programa de vigilancia ambiental, podrán ser objeto de modificaciones, incluyendo los parámetros que deben ser medidos, la periodicidad de la medida y los límites entre los que deben encontrarse dichos parámetros, cuando la entrada en vigor de nueva normativa o cuando la necesidad de adaptación a nuevos conocimientos significativos sobre la estructura y funcionamiento de los sistemas implicados así lo aconseje. Asimismo, tanto las medidas protectoras y correctoras como el programa de vigilancia ambiental podrán ser objeto de modificaciones a instancias del promotor de la actividad, o bien de oficio a la vista de los resultados obtenidos por el programa de vigilancia ambiental.

H) Con carácter anual, antes del 31 de marzo, Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) remitirá a la Viceconsejería de Medio Ambiente la Declaración Medioambiental de los datos referidos al año anterior sobre las emisiones a la atmósfera y al agua y la generación de todo tipo de residuos, a efectos de la elaboración y actualización del Inventario de Emisiones y Transferencias de Contaminantes E-PRTR-Euskadi, de acuerdo con el Real Decreto 508/2007, y el Programa de Vigilancia Ambiental.

La transacción de dicha información se realizará mediante la denominada versión entidades del Sistema IKS-eeM (disponible en la web www.eper-euskadi.net), Sistema de Gestión de la Información Medioambiental del Departamento de Medio Ambiente y Política Territorial.

Parte de los datos conformarán el Registro de Actividades con Incidencia Ambiental de la Comunidad Autónoma del País Vasco, base de las transacciones de información a los Registros de la Agencia Europea de Medio Ambiente (Registro E-PRTR-Europa).

La Declaración Medioambiental será pública, ajustándose a las previsiones de la Ley 27/2006, de 18 de julio, por la que se regulan los derechos de acceso a la información, de participación pública y de acceso a la justicia en materia de medio ambiente (incorpora las Directivas 2003/4/CE y 2003/2005/CE) y garantizándose en todo momento el cumplimiento de las prescripciones de la Ley Orgánica 15/1999, de 13 de diciembre, sobre protección de datos de carácter personal.

I) Cualquier cambio o modificación de las instalaciones, únicamente se podrá realizar una vez cumplimentado en su totalidad el formulario disponible en la siguiente dirección electrónica:

http://www.ingurumena.ejgv.euskadi.net/r49-3252/es/contenidos/informacion/ippc/es_6939/adjuntos/cuestionario_modificaciones.doc

y solicitada a efectos de lo dispuesto en el artículo 10 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, la conformidad por parte de este Órgano.

El artículo 14.1 del Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de emisiones industriales y de desarrollo de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrado de la contaminación establece los criterios para la consideración de una modificación como sustancial.

No obstante, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14.2 del citado Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, dichos criterios son orientativos y será el órgano ambiental quien, de acuerdo con los criterios establecidos en el artículo 10 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, califique la modificación solicitada declarándola sustancial o no sustancial.

Asimismo, en los supuestos de modificaciones del proyecto resultará de aplicación lo dispuesto en el artículo 7.1.c y 7.2.c de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental.

En aquellos casos en los que la modificación prevea la ocupación de nuevo suelo y dicho suelo soporte o haya soportado actividades o instalaciones potencialmente contaminantes del suelo, con carácter previo a la ejecución de la modificación se deberá disponer de la declaración de la calidad del suelo del emplazamiento que se va a ocupar, de acuerdo a lo establecido en la Ley 4/2015, de 25 de junio, para la prevención y corrección de la contaminación del suelo.

J) La revisión de la autorización ambiental integrada se realizará de oficio en cualquiera de los siguientes supuestos:

a) La contaminación producida por la instalación haga conveniente la revisión de los valores límite de emisión impuestos o la adopción de otros nuevos.

b) Resulte posible reducir significativamente las emisiones sin imponer costes excesivos a consecuencia de importantes cambios en las mejores técnicas disponibles.

c) La seguridad de funcionamiento del proceso o actividad haga necesario emplear otras técnicas.

d) El organismo de cuenca, conforme a lo establecido en la legislación de aguas, estime que existen circunstancias que justifiquen la revisión de la autorización ambiental integrada en lo relativo a vertidos al dominio público hidráulico de cuencas gestionadas por la Administración General del Estado. En este supuesto, el organismo de cuenca requerirá, mediante informe vinculante, al órgano competente para otorgar la autorización ambiental integrada, a fin de que inicie el procedimiento de revisión en un plazo máximo de veinte días.

e) Así lo exija la legislación sectorial que resulte de aplicación a la instalación o sea necesario cumplir normas nuevas o revisadas de calidad ambiental en virtud del artículo 22.3 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre.

f) Entrada en vigor de nueva normativa de aplicación.

g) Necesidad de adaptación a nuevos conocimientos significativos sobre la estructura y funcionamiento del medio, especialmente si se detecta un aumento de fragilidad de los sistemas implicados.

h) Resultados obtenidos por el programa de vigilancia ambiental u otras observaciones que acrediten cualquier insuficiencia de las medidas protectoras, correctoras o compensatorias implantadas en relación con los impactos ambientales que pudieran producirse.

i) Cuando del análisis realizado, de acuerdo con lo establecido en los puntos 1, 2 y 3 del artículo 26 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, se concluya la necesidad de su modificación.

La revisión de la autorización ambiental integrada no dará derecho a indemnización, de acuerdo a lo establecido en el artículo 26.5 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre.

K) Serán consideradas causas de caducidad de la presente autorización las siguientes:

– La extinción de la personalidad jurídica de Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), en los supuestos previstos en la normativa vigente.

Asimismo, podrá llevarse a cabo la revocación de la autorización para el vertido tierra a mar en las condiciones establecidas en los artículos 78 y 79 de la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas.

Segundo.– Requerir a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor) para que dé respuesta a los siguientes aspectos:

En un plazo de seis meses:

– Se deberá justificar la correcta identificación y clasificación que se viene realizando de los residuos producidos que se entregan a gestor autorizado, especialmente en lo que a la condición de residuo peligroso y las características de peligrosidad se refiere, de acuerdo a los criterios establecidos en la Lista Europea de Residuos publicada mediante la Decisión de la Comisión de 18 de diciembre de 2014 por la que se modifica la Decisión 2000/532/CE, sobre la lista de residuos, y en el Reglamento (UE) n.1357/2014 de la Comisión de 18 de diciembre de 2014 por el que se sustituye el Anexo III de la Directiva 2008/98/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre los residuos y por la que se derogan determinadas Directivas. Una vez acreditada esta, se procederá a actualizar la identificación y clasificación recogida en la presente autorización y vigente en el momento de la tramitación de la misma.

En un plazo de un año:

– En relación con la protección del suelo se deberá presentar un documento único de suelos, elaborado por entidad acreditada que puede desarrollar labores de investigación y recuperación de la calidad del suelo, que incluya el informe periódico de situación del suelo, informe de base y documentos de control y seguimiento de suelos y aguas subterráneas requeridos en la circular «Aplicación de las distintas exigencias normativas en materia de suelos contaminados y aguas subterráneas en instalaciones que requieren autorización ambiental integrada» mencionada en el apartado Segundo D.1.4. Condiciones en relación con la protección del suelo. Al documento se le asignará el código «058» y se deberá entregar en el plazo de un año tras la recepción de la presente autorización

– Documentación acreditativa de la puesta en marcha operativa de los siguientes sistemas de control de la calidad del aire:

(Véase el .PDF)

Tercero.– El incumplimiento de las condiciones establecidas en la presente Autorización Ambiental Integrada está tipificado como infracción grave o muy grave, de acuerdo con el artículo 31 del texto refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2016, de 16 de diciembre, y podrían dar lugar a las sanciones establecidas en el artículo 32 de la citada norma.

Cuarto.– Comunicar el contenido de la presente Resolución a Petróleos del Norte, S.A. (Petronor), a los Ayuntamientos de Muskiz, Zierbena y Abanto y Ciervana (Bizkaia), a los organismos que han participado en el procedimiento de otorgamiento de la autorización ambiental integrada y al resto de los interesados.

Quinto.– Contra la presente Resolución, que no agota la vía administrativa, podrá interponerse recurso de alzada ante el Excmo. Sr. Consejero de Medio Ambiente, Planificación Territorial y Vivienda, en el plazo de un mes a contar desde el día siguiente al de su notificación, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 121 y siguientes de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.

En Vitoria-Gasteiz, a 26 de octubre de 2018.

La Viceconsejera de Medio Ambiente,

MARIA ELENA MORENO ZALDIBAR.