(JOUE n° L 52 du 24 février 2012)

Vus

La commission européenne,

Vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,

Vu la directive 2010/75/CE du Parlement européen et du Conseil du 24 novembre 2010 relative aux émissions industrielles (prévention et réduction intégrées de la pollution) (1), et notamment son article 41, point b),

(1) JO L 334 du 17.12.2010, p. 17.

Considérants

considérant ce qui suit :

(1) L’article 32 de la directive 2010/75/UE dispose que pendant la période allant du 1er janvier 2016 au 30 juin 2020, les États membres peuvent élaborer et mettre en oeuvre, pour certaines installations de combustion, un plan national transitoire qui porte sur les émissions d’un ou plusieurs des polluants suivants: oxydes d’azote, dioxyde de soufre et poussières. Dans le cas des turbines à gaz, seules les émissions d’oxydes d’azote sont concernées par le plan.

(2) Les installations de combustion relevant du plan national transitoire peuvent ne pas être tenues de respecter les valeurs limites d’émission visées à l’article 30, paragraphe 2, de la directive 2010/75/UE pour les polluants qui sont soumis au plan ou, le cas échéant, de respecter les taux de désulfuration visés à l’article 31 de ladite directive.

(3) Afin de garantir une mise en oeuvre uniforme de l’article 32 de la directive 2010/75/UE, il convient d’adopter des modalités d’application.

(4) Les mesures prévues par la présente décision sont conformes à l’avis du comité institué par l’article 75, paragraphe 1, de la directive 2010/75/UE,

A adopté la présente décision :

Article 1er de la décision du 10 février 2012

Installations de combustion à inclure dans les plans nationaux transitoires

Conformément aux modalités énoncées à la section 1 de l’annexe de la présente décision, un plan national transitoire comprend uniquement des installations de combustion prises dans leur ensemble relevant du chapitre III de la directive 2010/75/UE, compte tenu des dispositions de l’article 32, paragraphe 1, et des règles de cumul prévues à l’article 29 de ladite directive.

Article 2 de la décision du 10 février 2012

Contenu des plans nationaux transitoires

1. Chaque plan national transitoire comprend les informations suivantes, conformément à la section 2 de l’annexe de la présente décision :
a) une liste de toutes les installations de combustion relevant du plan, y compris toutes les informations utiles sur leurs caractéristiques opérationnelles ;
b) la contribution calculée de chaque installation de combustion individuelle aux plafonds d’émission applicables pour 2016 et 2019 ;
c) un tableau indiquant pour les années 2016, 2017, 2018, 2019 et pour le premier semestre de l’année 2020 les plafonds d’émission applicables à chacun des polluants sur lesquels porte le plan ;
d) les détails du calcul de ces plafonds d’émission.

Le plan national transitoire contient en outre les informations suivantes :
a) une description de la manière dont la mise en oeuvre du plan fait l’objet d’une surveillance et d’une communication d’informations à la Commission ;
b) une liste des mesures prises pour garantir que toutes les installations de combustion qui relèvent du plan respectent, le 1er juillet 2020 au plus tard, les valeurs limites d’émission applicables spécifiées à l’annexe V de la directive 2010/75/UE.

2. Aux fins du paragraphe 1, premier alinéa, point a), les Etats membres utilisent le modèle prévu à l’appendice A, tableau A.1, de l’annexe de la présente décision.
Aux fins du paragraphe 1, premier alinéa, point c), les Etats membres utilisent le modèle prévu à l’appendice B, tableau B.3, de l’annexe de la présente décision.

Article 3 de la décision du 10 février 2012

Fixation des plafonds d’émission dans les plans nationaux transitoires

1. Aux fins de l’application de l’article 32, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE, les plafonds d’émission sont calculés conformément aux méthodes exposées à la section 3 de l’annexe de la présente décision.

2. Les Etats membres utilisent le modèle prévu à l’appendice B, tableau B.1, de l’annexe de la présente décision pour présenter les valeurs limites d’émission et taux minimaux de désulfuration pertinents, les contributions calculées de chaque installation de combustion aux plafonds d’émission applicables en 2016 et la somme des plafonds d’émission pour 2016.

Dans les cas suivants, les Etats membres fournissent, dans la colonne «observations» du modèle, des informations supplémentaires sur les valeurs limites d’émission utilisées pour le calcul :
a) lorsque les valeurs limites d’émission indiquées dans les notes des tableaux C.1 et C.2 figurant à l’appendice C de l’annexe de la présente décision ont été appliquées ;
b) lorsque les installations utilisent plusieurs types de combustibles ou associent plusieurs types d’installations.

3. Les Etats membres utilisent le modèle prévu à l’appendice B, tableau B.2, de l’annexe de la présente décision pour présenter les valeurs limites d’émission et taux minimaux de désulfuration pertinents, les contributions calculées de chaque installation de combustion aux plafonds d’émission applicables en 2019 et la somme des plafonds d’émission pour 2019.

Dans les cas suivants, les États membres fournissent, dans la colonne «Observations» du modèle, des informations supplémentaires sur les valeurs limites d’émission utilisées pour le calcul :
a) lorsque les valeurs limites d’émission indiquées dans les notes des tableaux D.1 et D.2 figurant à l’appendice D de l’annexe de la présente décision ont été appliquées ;
b) lorsque les installations utilisent plusieurs types de combustibles ou associent plusieurs types d’installations.

Article 4 de la décision du 10 février 2012

Mise en oeuvre du plan national transitoire

Conformément à l’article 32, paragraphe 5, deuxième et troisième alinéas, de la directive 2010/75/UE, un Etat membre ne peut mettre en oeuvre son plan national transitoire qu’une fois que celui-ci a été accepté par la Commission.

Article 5 de la décision du 10 février 2012

Modifications ultérieures apportées au plan national transitoire

1. Les Etats membres mettent en place un mécanisme qui permet d’identifier toute modification apportée aux installations de combustion relevant du plan national transitoire susceptible d’avoir une incidence sur les plafonds d’émission applicables.

2. Aux fins de l’article 32, paragraphe 6, de la directive 2010/75/UE, les Etats membres informent la Commission de toute modification ultérieure apportée au plan ayant une incidence sur les plafonds d’émission applicables, conformément à la section 4 de l’annexe de la présente décision.

Article 6 de la décision du 10 février 2012

Surveillance, mesures correctives et communication d’informations à la Commission

1. Aux fins de  l’article 32, paragraphe 4, de la directive 2010/75/UE, les autorités compétentes surveillent les émissions d’oxydes d’azote, de dioxyde de soufre et de poussières de chaque installation de combustion relevant du plan national transitoire, au moyen d’un contrôle des données portant sur la surveillance et les calculs effectués transmises par les exploitants des installations de combustion.

2. Les Etats membres veillent à ce que les émissions d’oxydes d’azote, de dioxyde de soufre et de poussières des installations de combustion relevant du plan national transitoire soient limitées à un niveau conforme aux plafonds d’émission. Lorsqu’il existe un risque de non-respect des plafonds d’émission, les États membres prennent les mesures nécessaires pour empêcher que les émissions ne dépassent ces plafonds.

3. Les Etats membres qui mettent en oeuvre un plan national transitoire communiquent chaque année à la Commission, dans un délai de douze mois, les données par installation énoncées à l’article 72, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE pour toutes les installations de combustion incluses dans le plan en question.

Article 7 de la décision du 10 février 2012

Les Etats membres sont destinataires de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 10 février 2012.

Par la Commission
Janez Potocnik
Membre de la Commission

Annexe

1. Installations de combustion à inclure dans le plan national transitoire

Certaines parties d’installations de combustion (par exemple, une ou plusieurs unités de combustion individuelles qui partagent une cheminée commune avec d’autres unités, ou qui se trouvent dans une situation telle que décrite à l’article 29, paragraphe 2, de la directive 2010/75/UE) ne relèvent pas d’un plan national transitoire (1).

Aux fins de l’article 32, paragraphe 1, deuxième alinéa, point b), de la directive 2010/75/UE, les installations de combustion relevant de cette disposition englobent également les installations qui ne sont pas exploitées par un exploitant de la raffinerie, mais sont situées au sein de ladite raffinerie et utilisent les combustibles indiqués dans ce point.

Les installations de combustion qui seront soumises aux dispositions du chapitre IV de la directive 2010/75/UE applicables aux installations d’incinération des déchets et aux installations de coïncinération des déchets à tout moment au cours de l’application du plan national transitoire ne sont pas incluses dans ce dernier.

(1) La même règle s’applique en ce qui concerne les articles 33, 34 et 35 de la directive 2010/75/UE. Il s’ensuit qu’une partie d’une installation de combustion ne peut pas relever des dispositions des articles 33, 34 ou 35, alors qu’une autre ou d’autres parties de cette installation sont incluses dans le plan national transitoire.

2. Données relatives aux installations de combustion à inclure dans le plan national transitoire

Le plan national transitoire comprend la liste de toutes les installations de combustion qu’il couvre et toutes les données relatives à ces installations qui ont été utilisées pour calculer les plafonds d’émission.

Les données par installation à prendre en compte se rapportent à la puissance thermique nominale totale, aux combustibles utilisés et aux caractéristiques opérationnelles de chaque installation de combustion pendant la période de mise en oeuvre du plan national transitoire.

Le plan national transitoire comprend au minimum les données précisées ci-après pour chacune des installations de combustion qui en relèvent :

1. nom et implantation de l’installation de combustion (2),

2. date à laquelle la première autorisation a été accordée à l’installation de combustion,

3. date à laquelle la première demande d’autorisation de l’installation de combustion a été présentée, de même que la date à laquelle l’installation de combustion a été mise en service pour la première fois,
Remarque : cette information n’est obligatoire que dans le cas où l’installation de combustion a obtenu sa première autorisation après le 27 novembre 2002, mais a été mise en service au plus tard le 27 novembre 2003.

4. toute augmentation d’au moins 50 MW de la puissance thermique nominale totale de l’installation de combustion, qui a eu lieu entre le 27 novembre 2002 et le 31 décembre 2010 (indication de la capacité ajoutée en MW) (3),

5. puissance thermique nominale totale (MW) de chaque installation de combustion le 31 décembre 2010,

6. nombre annuel d’heures d’exploitation (4) de chaque installation de combustion, calculé sur la base de la moyenne de la période 2001-2010,
Remarque: cette information n’est obligatoire que dans le cas où des valeurs limites d’émission spécifiques applicables aux installations de combustion fonctionnant moins de 1 500 heures par an sont utilisées pour calculer la contribution de l’installation de combustion au ou aux plafonds d’émission.

7. polluants pour lesquels l’installation de combustion concernée ne relève pas du plan national transitoire (le cas échéant) (5),

8. quantité annuelle de combustible utilisée (TJ/an), calculée sur la base de la moyenne de la période 2001-2010, ventilée selon six types de combustibles: houille, lignite, biomasse, autres combustibles solides, combustibles liquides, combustibles gazeux (6),

9. débit annuel des gaz résiduaires (Nm3 /an), calculé sur la base de la moyenne de la période 2001-2010 (7),
Remarque 1 : dans le cas des installations de combustion utilisant plusieurs types de combustibles et/ou composées de plusieurs types d’installations, le débit des gaz résiduaires doit être indiqué séparément pour chacun des types de combustibles et/ou des types d’installations de combustion (8).
Remarque 2 : si le débit des gaz résiduaires est calculé à partir de la quantité de combustible utilisée (et non sur la base des flux de gaz résiduaires effectivement surveillés), il convient de préciser le facteur (ou les facteurs, si plusieurs combustibles ou types d’installations de combustion sont concernés) utilisé pour le calcul (Nm3 /GJ).

10. quantité de soufre introduite via l’utilisation des combustibles solides produits dans le pays (9) (tonnes de soufre/an), calculée sur la base de la moyenne de la période 2001-2010.
Remarque : cette information n’est obligatoire que dans le cas où l’installation de combustion utilise des combustibles solides produits dans le pays et où le taux minimal de désulfuration sert à calculer la contribution de l’installation de combustion au plafond d’émission de dioxyde de soufre (pour 2016 et/ou pour 2019).
Dans le cas où les installations de combustion relevant du plan national transitoire sont des turbines à gaz ou des moteurs à gaz, le plan national transitoire doit le préciser.

(2) Tels qu’ils figurent dans les inventaires des émissions dressés en vertu de la directive 2001/80/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 octobre 2001 relative à la limitation des émissions de certains polluants dans l’atmosphère en provenance des grandes installations de combustion (JO L 309 du 27.11.2001, p. 1).
(3) Cette information est nécessaire afin de déterminer les valeurs limites d’émission pertinentes le 1er janvier 2016 comme indiqué
à l’article 10 de la directive 2001/80/CE.
(4) On entend par «heures d’exploitation» la période, exprimée en heures, pendant laquelle tout ou partie d’une installation de combustion est en exploitation et rejette des émissions dans l’atmosphère, à l’exception des phases de démarrage et d’arrêt.
(5) Par exemple, les turbines à gaz ne peuvent relever du plan national transitoire qu’en ce qui concerne leurs émissions de NOx . D’autres installations peuvent relever du plan national transitoire pour certains polluants, tout en étant soumises aux valeurs limites d’émission fixées à
l’annexe V de la directive 2010/75/UE pour d’autres polluants.
(6) Pour les installations de combustion qui, à tout moment durant la période 2001-2010, ont coïncinéré des déchets [autres que les déchets qui constituent la «biomasse» conformément à la définition de l’article 3, paragraphe 31, point b), de la directive 2010/75/UE et relevaient, par conséquent, de la directive 2000/76/CE du Parlement européen et du Conseil du 4 décembre 2000 sur l’incinération des déchets (JO L 332 du 28.12.2000, p. 91)], la quantité de déchets brûlés au cours de cette période n’est pas prise en compte sous ce point.
(7) Voir le point 3.1.1 de la présente annexe en ce qui concerne les conditions de référence applicables.
(8) Voir point 3.1.2 de la présente annexe.
(9) On entend par «combustible solide produit dans le pays» un combustible solide présent à l’état naturel, brûlé dans une installation de combustion spécifiquement conçue pour ce combustible, extrait localement.

3. Détermination des plafonds d’émission

3.1. Méthode de calcul des contributions de chaque installation aux plafonds d’émission 2016 et 2019

3.1.1. Cas général

Afin de déterminer les plafonds d’émission applicables à un polluant pour les années 2016 et 2019, la contribution de chaque installation de combustion exprimée en tonnes par an (t/an) est calculée à l’aide de l’équation suivante :

Contribution au plafond (t/an) = débit des gaz résiduaires (Nm3 /an) × VLE (mg/Nm3 ) × 1,0 × 10–9
où :
- le débit des gaz résiduaires correspond au débit volumétrique des gaz résiduaires exprimé en mètres cubes par an (Nm 3 pa), calculé sur la base de la moyenne de la période 2001-2010. Il est rapporté à des conditions normalisées de température (273 K), de pression (101,3 kPa), à la teneur en oxygène de référence pertinente (c’est-à-dire la même que celle utilisée pour la valeur limite d’émission [VLE]) et après déduction de la teneur en vapeur d’eau,
- VLE est la valeur limite d’émission pertinente pour la substance polluante concernée, exprimée en mg/Nm3, rapportée à une teneur en oxygène, dans les gaz résiduaires, de 6 % en volume dans le cas de combustibles solides et de 3 % dans le cas de combustibles liquides et gazeux (pour les installations de combustion autres que les turbines à gaz ou les moteurs à gaz) et de 15 % dans le cas des turbines à gaz et des moteurs à gaz.

Les modalités selon lesquelles il convient de déterminer les valeurs limites d’émission pour calculer les plafonds d’émission 2016 et 2019 figurent aux points 3.2 et 3.3.

3.1.2. Cas spécifique des installations utilisant plusieurs types de combustibles et/ou constituées de plusieurs types d’installations

L’équation visée au point 3.1.1 ne peut être utilisée pour des installations de combustion qui ont utilisé plusieurs types de combustibles au cours de la période 2001-2010 (simultanément ou non) ou qui sont constituées de plusieurs types d’installations.

Pour calculer la contribution de ces installations de combustion aux plafonds d’émission, il est nécessaire d’appliquer différentes valeurs limites d’émission et/ou conditions de référence.

La méthode ci-après est donc utilisée.

Contribution au plafond (t/an) = Σ [débit des gaz résiduaires (Nm3 /an) × VLE (mg/Nm3 ) × 1,0 × 10–9 ]

Cette équation suppose que, pour chacun des types de combustibles utilisés au cours de la période 2001-2010, le volume annuel moyen des gaz résiduaires (Nm3 par an) est multiplié par la valeur limite d’émission pertinente (correspondant à la puissance thermique nominale totale de l’ensemble de l’installation de combustion). Les produits de ces multiplications sont ensuite additionnés pour tous les types de combustibles utilisés.

Il convient de faire en sorte que, pour chaque type de combustible, le volume des gaz résiduaires et la valeur limite d’émission par laquelle il est multiplié soient rapportés à la même teneur de référence en oxygène.

Le même principe s’applique dans les cas où, au cours de la période 2001-2010, compte tenu de l’article 29, paragrapheS 1 et 2, de la directive 2010/75/UE, une installation de combustion était constituée de l’ensemble formé par plusieurs types d’installations. A titre d’exemples, citons :
- une ou plusieurs turbines à gaz associées à un ou plusieurs autres types d’installations de combustion,
- ou plusieurs moteurs à gaz associés à un ou plusieurs autres types d’installations de combustion.

3.1.3. Taux minimal de désulfuration (TMD)

L’équation visée au point 3.1.1 ne peut être utilisée pour les installations de combustion utilisant des combustibles solides produits dans le pays (10) et ne pouvant pas, en raison des caractéristiques de ces combustibles, se conformer aux valeurs limites d’émission fixées pour le dioxyde de soufre dans la directive 2010/75/UE.

Pour ces installations, le calcul de leur contribution au plafond d’émission applicable pour le dioxyde de soufre peut se fonder sur l’application des taux minimaux de désulfuration pertinents (11) en lieu et place des valeurs limites d’émission fixées pour le dioxyde de soufre.

Dans ce cas, la contribution de l’installation de combustion au plafond d’émission de dioxyde de soufre, exprimée en tonnes par an (t/an), est calculée à l’aide de l’équation suivante :

Contribution au plafond de SO2 (t/an) = apport de soufre (t/an) × (1 – [TMD/100]) × 2
où:
- l’apport de soufre est la quantité annuelle de soufre (S) contenue dans le combustible solide produit dans le pays qui a été utilisé dans l’installation de combustion, exprimée en tonnes par an (t/an), calculée sur la base de la moyenne de la période 2001-2010,
- le TMD est le taux minimal de désulfuration pertinent, exprimé en pourcentage.

Les modalités selon lesquelles il convient de déterminer le taux minimal pertinent de désulfuration pour calculer les plafonds d’émission de dioxyde de soufre applicables en 2016 et 2019 figurent aux points 3.2 et 3.3.

(10) Cela vaut pour les installations de combustion qui ont utilisé des combustibles solides produits dans le pays au cours de la période 2001-2010.
(11) On entend par «taux de désulfuration» le rapport, au cours d’une période donnée, entre la quantité de soufre qui n’est pas émise dans l’atmosphère par une installation de combustion et la quantité de soufre contenue dans le combustible solide qui est introduit dans les dispositifs de l’installation de combustion et utilisé dans l’installation au cours de la même période.

3.2. Valeurs limites d’émission et taux minimaux de désulfuration pertinents pour calculer les plafonds d’émission 2016

Conformément à l’article 32, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE, le ou les plafonds d’émission pour l’année 2016 sont calculés sur la base des valeurs limites d’émission pertinentes fixées aux annexes III à VII de la directive 2001/80/CE ou, le cas échéant, sur la base du taux minimal de désulfuration, fixé à l’annexe III de la directive 2001/80/CE. Le calcul des plafonds d’émission pour 2016 se fonde ainsi sur les valeurs limites d’émission et le TMD pertinents, qui seront applicables au 1er janvier 2016 à l’installation de combustion concernée en vertu de la directive 2001/80/CE, en tenant compte des dispositions ci-après (12)

Les valeurs limites d’émission et le TMD sont déterminés à partir de la puissance thermique nominale totale de l’ensemble de l’installation de combustion au 31 décembre 2010, du ou des types de combustible utilisés et du nombre annuel d’heures d’exploitation, calculé sur la base de la moyenne de la période 2001-2010. Lorsque la puissance des installations de combustion a été augmentée d’au moins 50 MW entre le 27 novembre 2002 et le 31 décembre 2010, les valeurs limites d’émission pertinentes sont calculées selon les règles visées à l’article 10 de la directive 2001/80/CE.

Pour l’ensemble des turbines à gaz incluses dans le plan national transitoire, la valeur limite d’émission pertinente concernant les oxydes d’azote est celle fixée à l’annexe VI, partie B, de la directive 2001/80/CE, sans préjudice de l’article 2, paragraphe 7, point j), de cette même directive.

Aucune valeur limite d’émission n’ayant été fixée par la directive 2001/80/CE pour les moteurs à gaz, la valeur limite d’émission pertinente pour les oxydes d’azote est celle indiquée à l’annexe V, partie 1, de la directive 2010/75/UE.

En ce qui concerne les installations de combustion qui ont utilisé différents types de combustibles au cours de la période 2001-2010, les valeurs limites d’émission pertinentes sont indiquées pour chaque combustible. Le point 3.1.2 contient des précisions sur la méthode à utiliser pour calculer la contribution de chacune de ces installations aux plafonds d’émission.

La directive 2001/80/CE autorise certaines installations de combustion fonctionnant moins de 1 500 heures (en moyenne mobile calculée sur une période de cinq ans) à se conformer à des valeurs limites d’émission moins strictes. Ces dernières peuvent uniquement être utilisées pour calculer la contribution d’une installation individuelle au plafond d’émission de 2016 si le nombre moyen d’heures d’exploitation de l’installation est inférieur à 1 500 heures par an pendant la période 2001-2010.

Les tableaux C.1, C.2 et C.3 de l’appendice C de la présente annexe donnent une vue d’ensemble des valeurs limites d’émission pertinentes fixées aux annexes III à VII de la directive 2001/80/CE et du TMD pertinent établi à l’annexe III de cette même directive (13).

(12) L’inclusion d’une installation dans un schéma national de réduction des émissions au titre de l’article 4, paragraphe 6, de la directive 2001/80/CE n’a pas d’incidence sur les valeurs limites d’émission pertinentes pour calculer les plafonds d’émission.
(13) Cette vue d’ensemble n’est pas exhaustive. Elle ne couvre notamment pas les situations où la puissance d’une installation de combustion a été augmentée d’au moins 50 MW entre le 27 novembre 2002 et le 31 décembre 2010; dans ce cas, les valeurs limites d’émission indiquées aux annexes III à VII, partie B, de la directive 2001/80/CE sont également pertinentes (application de l’article 10 de la directive 2001/80/CE).

3.3. Valeurs limites d’émission et taux minimaux de désulfuration pertinents pour calculer les plafonds d’émission applicables en 2019

Conformément à  l’article 32, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE, les plafonds d’émission pour l’année 2019 sont calculés sur la base des valeurs limites d’émission pertinentes fixées à l’annexe V, partie 1, de la directive 2010/75/UE ou, le cas échéant, des taux de désulfuration pertinents fixés à l’annexe V, partie 5, de cette même directive. Le calcul des plafonds d’émission pour 2019 est donc fondé sur les valeurs limites d’émission et le TMD pertinents, qui seront applicables le 1er janvier 2019 à l’installation de combustion concernée en vertu de la directive 2010/75/UE.

Les valeurs limites d’émission et le TMD sont déterminés à partir de la puissance thermique nominale totale de l’ensemble de l’installation de combustion au 31 décembre 2010, du ou des types de combustible utilisés et du nombre annuel d’heures d’exploitation, calculé sur la base de la moyenne de la période 2001-2010.

Les tableaux D.1, D.2 et D.3 figurant dans l’appendice D de la présente annexe donnent une vue d’ensemble des valeurs limites d’émission pertinentes fixées à l’annexe V, partie 1, de la directive 2010/75/UE et du TMD pertinent établi à l’annexe V, partie 5, de cette même directive.

En ce qui concerne les installations de combustion qui ont utilisé différents types de combustibles au cours de la période 2001-2010, les valeurs limites d’émission pertinentes sont indiquées pour chaque combustible. Le point 3.1.2 contient des précisions sur la méthode à utiliser pour calculer la contribution de chacune de ces installations aux plafonds d’émission.

La directive 2010/75/UE autorise certaines installations de combustion fonctionnant moins de 1 500 heures (en moyenne mobile calculée sur une période de cinq ans) à se conformer à des valeurs limites d’émission moins strictes. Ces dernières peuvent uniquement être utilisées pour calculer la contribution d’une installation au plafond d’émission applicable en 2019 si le nombre moyen d’heures d’exploitation de l’installation est inférieur à 1 500 heures par an pendant la période 2001-2010.

3.4. Calcul des plafonds d’émission

3.4.1. Calcul des plafonds d’émission pour 2016 et 2019

Pour les années 2016 et 2019, le total des plafonds d’émission par polluant est déterminé en additionnant les contributions de chaque installation individuelle aux plafonds d’émission respectifs :

Plafond2016 (t/a) = Σ [contribution de l’installation individuelle au plafond 2016]

Plafond2019 (t/a) = Σ [contribution de l’installation individuelle au plafond 2019]

3.4.2. Calcul des plafonds d’émission pour 2017, 2018 et 2020

Les plafonds pour l’année 2017 (plafond2017) sont calculés à l’aide de l’équation suivante :

Les plafonds pour l’année 2018 (plafond2018) sont calculés à l’aide de l’équation suivante :

Les plafonds pour le premier semestre de l’année 2020 (plafond2020) correspondent à la moitié des plafonds applicables en 2019 :

4. Modifications ultérieures apportées aux plans nationaux transitoires

Les Etats membres informent la Commission au moins sur les points suivants :
a) les installations de combustion qui optent pour la dérogation limitée dans le temps, conformément à l’article 33 de la directive 2010/75/UE ;
Remarque: tandis que les Etats membres communiquent leur plan national transitoire à la Commission le 1er janvier 2013 au plus tard, les exploitants ont jusqu’au 1 er janvier 2014 pour notifier à l’autorité compétente s’ils envisagent d’opter pour la dérogation limitée dans le temps. Une installation de combustion peut ainsi être incluse au départ dans le plan national transitoire transmis à la Commission avant de faire l’objet d’une dérogation limitée dans le temps. L’installation de combustion doit ensuite être retirée du plan national transitoire une fois que l’exploitant de l’installation de combustion a informé l’autorité compétente de sa décision d’opter pour la dérogation limitée dans le temps. Les contributions au ou aux plafonds d’émission applicables de chacune des installations de combustion qui relèvent de l’article 33 de la directive 2010/75/UE doivent alors être déduites du ou des plafonds d’émission tels que calculés dans la dernière version acceptée du plan national transitoire (ou, si aucun plan de ce type n’a été accepté, tels que calculés dans la version la plus récente du plan national transitoire présenté à la Commission).
b) les installations de combustion qui sont fermées (c’est-à-dire les unités qui ont définitivement cessé d’être exploitées) ou dont la puissance thermique nominale totale est ramenée à moins de 50 MW ;
c) les installations de combustion qui commencent à coïncinérer des déchets après le 31 décembre 2015 et qui relèvent par conséquent du chapitre IV de la directive 2010/75/UE.

Remarque : comme indiqué à l’article 32, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE, lorsqu’une installation incluse dans le plan national transitoire est fermée ou ne relève plus des dispositions du chapitre III de la directive 2010/75/UE, il n’en résulte aucune augmentation des émissions annuelles totales des installations restantes relevant de ce plan national transitoire.

Aux fins de l’article 32, paragraphe 6, de la directive 2010/75/UE, les Etats membres ne sont pas tenus de communiquer à la Commission les informations suivantes, dans la mesure où les modifications ultérieures auxquelles ces informations font référence ne devraient pas avoir d’incidence sur le ou les plafonds d’émission applicables :
- diminution ou augmentation de la puissance thermique nominale totale après le 31 décembre 2010 (autre qu’une réduction à moins de 50 MW),
- diminution ou augmentation du nombre annuel d’heures d’exploitation après 2010
- changement dans l’utilisation des combustibles (type, quantité) survenant après 2010 (autre que le passage à l’incinération des déchets, qui aurait pour effet de conférer à l’installation la qualité d’installation de coïncinération des déchets, entraînant son exclusion du plan national transitoire).

Les modifications ayant une incidence sur le nom de l’installation (à la suite par exemple d’un changement d’exploitant) sont communiquées au moyen des inventaires des émissions que les États membres doivent dresser conformément à l’article 6, paragraphe 3, de la présente décision et à l’article 72, paragraphe 3, de la directive 2010/75/UE.

Appendice A

Tableau A.1. : Modèle pour la liste des installations de combustion à inclure dans le plan national transitoire

Appendice B

Tableau B.1. : Modèle à utiliser pour le calcul des plafonds d’émission pour 2016

Tableau B.2. : Modèle à utiliser pour le calcul des plafonds d’émission pour 2019

Tableau B.3. : Vue d’ensemble des plafonds d’émission

Appendice C

Tableau C.1. : Valeurs limites d’émission pertinentes pour calculer les contributions individuelles aux plafonds d’émission applicables en 2016 dans le cas des installations de combustion autres que les turbines à gaz et les moteurs à gaz

La teneur de référence en oxygène est de 6 % pour les combustibles solides et de 3 % pour les combustibles liquides et gazeux.

Notes :

1. 800 mg/Nm3 pour les installations d’une puissance thermique nominale égale ou supérieure à 400 MW, qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

2. 1 200 mg/Nm3 pour les installations qui fonctionnaient, dans les 12 mois ayant précédé le 1er janvier 2001, et continuent de fonctionner avec des combustibles solides contenant moins de 10 % de composés volatils.

3. 450 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

4. 100 mg/Nm3 pour les installations pour lesquelles l’autorisation initiale de construction ou, à défaut d’une telle procédure, l’autorisation initiale d’exploitation a été accordée avant le 1er juillet 1987 et utilisent un combustible solide dont le contenu de chaleur est inférieur à 5 800 kJ/kg, la teneur en humidité supérieure à 45 % en poids, la teneur combinée en humidité et en cendres supérieure à 60 % en poids et la teneur en oxyde de calcium supérieure à 10 %.

5. 100 mg/Nm3 pour les installations d’une puissance thermique nominale inférieure à 500 MW qui utilisent un combustible liquide dont la teneur en cendres est supérieure à 0,06 %.

6. Pour les installations situées dans les départements français d’outre-mer, aux Açores, à Madère ou aux îles Canaries, les VLE suivantes s’appliquent : combustibles solides en général: 650 mg/Nm3 ; combustibles solides contenant moins de 10 % de composés volatils : 1 300 mg/Nm3 ; combustibles liquides : 450 mg/Nm3 ; combustibles gazeux: 350 mg/Nm3 .

Tableau C.2. : Valeurs limites d’émission pertinentes pour calculer les contributions individuelles au plafond d’émission de NO x applicable en 2016 dans le cas des turbines à gaz et des moteurs à gaz

Notes :

1. Méthane de formation naturelle ayant une teneur maximale de 20 % (en volume) en inertes et autres éléments.

2. 75 mg/Nm3 dans les cas suivants, où le rendement de la turbine à gaz est déterminé aux conditions ISO de charge de base :
- turbines à gaz utilisées dans un système de production combinée de chaleur et d’électricité d’un rendement général supérieur à 75 %,
- turbines à gaz utilisées dans des installations à cycle combiné d’un rendement électrique général annuel moyen supérieur à 55 %,
- turbines à gaz pour transmissions mécaniques.

3. Pour les turbines à gaz à cycle simple qui ne relèvent d’aucune des catégories mentionnées dans la note 2, mais dont le rendement - déterminé aux conditions ISO de charge de base - est supérieur à 35 %, la VLE est de 50 × η/35, η étant le rendement de la turbine à gaz, aux conditions ISO de charge de base, exprimé en pourcentage.

Tableau C.3. : Taux minimaux de désulfuration pertinents pour calculer les contributions individuelles au plafond d’émission de SO2 applicable en 2016 dans le cas des installations de combustion brûlant des combustibles solides produits dans le pays qui ne peuvent respecter les valeurs limites d’émission de SO2 visées à l’article 30, paragraphes 2 et 3, de la directive 2010/75/UE en raison des caractéristiques de ce combustible

Appendice D

Tableau D.1. : Valeurs limites d’émission pertinentes pour calculer les contributions individuelles aux plafonds d’émission applicables en 2019 dans le cas des installations de combustion autres que les turbines à gaz et les moteurs à gaz

Notes :

1. 800 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

2. 850 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

3. 400 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

4. 450 mg/Nm3 en cas de combustion de lignite pulvérisé.

5. 450 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

6. 450 mg/Nm3 pour les installations ayant obtenu une autorisation avant le 1er juillet 1987 et qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

7. 450 mg/Nm3 pour les installations de combustion au sein d’installations chimiques qui utilisent des résidus de production liquides comme combustible non commercial pour leur consommation propre.

8. Méthane de formation naturelle ayant une teneur maximale de 20 % (en volume) en inertes et autres éléments.

Tableau D.2. : Valeurs limites d’émission pertinentes pour calculer les contributions individuelles au plafond d’émission de NOx applicable en 2019 dans le cas des turbines à gaz et des moteurs à gaz

La teneur de référence en oxygène est de 15 %.

Notes :

1. Le gaz naturel est du méthane de formation naturelle ayant une teneur maximale de 20 % (en volume) en inertes et autres éléments.

2. 75 mg/Nm3 dans les cas suivants, où le rendement de la turbine à gaz est déterminé aux conditions ISO de charge de base :
- turbines à gaz utilisées dans un système de production combinée de chaleur et d’électricité d’un rendement général supérieur à 75 %,
- turbines à gaz utilisées dans des installations à cycle combiné d’un rendement électrique général annuel moyen supérieur à 55 %,
- turbines à gaz pour transmissions mécaniques.

3. Pour les turbines à gaz à cycle simple qui ne relèvent d’aucune des catégories mentionnées dans la note 2, mais dont le rendement - déterminé aux conditions ISO de charge de base - est supérieur à 35 %, la VLE est de 50 × η/35, η étant le rendement de la turbine à gaz, aux conditions ISO de charge de base, exprimé en pourcentage.

4. 150 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

5. 200 mg/Nm3 pour les installations qui ne fonctionnent pas pendant plus de 1 500 heures par an.

Tableau D.3. : Taux minimaux de désulfuration pertinents pour calculer les contributions individuelles au plafond d’émission de SO2 applicable en 2019 dans le cas des installations de combustion brûlant des combustibles solides produits dans le pays qui ne peuvent respecter les valeurs limites d’émission de SO2 visées à l’article 30, paragraphes 2 et 3, de la directive 2010/75/UE en raison des caractéristiques de ce combustible


 

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Type
Décision communautaire
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