Delegations will find in the Annex comments from DK/FR/NL and SE on Presidency compromise text (document 13816/14) concerning the abovementioned proposal.
15068/14 / CM/mb / 1DG E 1A / LIMITE / EN/FR
ANNEX
DENMARK
PROPOSAL on Article 2(1), second part
Denmark proposes that the wording of the second part of article 2 (1) is changes to:
“For medium combustion plants covered by chapter II, but not chapter III, of Directive 2010/75/EU, emission limit values set in accordance with Article 14 and 15 in Directive 2010/75/EU, shall not exceed the emission limit values set out in Annex II to this Directive”.
JUSTIFICATION
Example of an installation consisting of a 45 MW plant and a 10 MW plant. According to the aggregation rule in Article 29 in the IE-directive neither the single plants nor the installation as a whole is covered by Chapter III in the IE-Directive (Directive 2010/75/EU).
However the total rated thermal input of the installation is 55 MW, which means that the installation is covered by Annex I, point 1.1, in the IE-directive, and hence covered by chapter II in the IE-directive. This is the case to both of the following situations: 1) The two plants share a common stack and 2) the two plants does not share a common stack.
According to Article 14 in the IE-directive BAT conclusions shall be the reference for setting permit conditions. In case of an activity not covered by any of the BAT-conclusions the permit conditions shall be set on the basis of BAT by giving special considerations to the criteria listed in Annex III to the IE-directive.
For the above mentioned installation BAT shall be the reference for setting emission limit values for the above mentioned installation consisting of a45 MW plant and a 10 MW plant.
The emission limit values in the MCP-directive cannot in general be considered as BAT.
For these reasons Denmark do not agree in the formulation of article 2 (1), second dot, in the Presidency compromise text 13816/14 of 7 October 2014, which states that:
“This directive shall also apply to a combination formed by medium combustion plants according to article 3a where the total rated thermal input of such combination is equal to or more than 50 MW, unless this combination is considered a large combustion plant according to the article 29 of Directive 2010/75/EU”.
It is Denmark’s understanding that this wording is not in accordance with the rules in the IE-directive.
However consideration no. 11 (page 6 in MCP-directive) states that for medium combustion plants covered by Chapter II of IE-directive the emission limit values and monitoring requirements set out in this directive should be considered to represent the Union-wide minimums requirements.
PROPOSAL to Article 7(4)
Denmark proposes that the following sentence in Article 7 (4):
“Where the non-compliance causes a significant degradation of local air quality endangering human health, and until compliance is restored the operation of the plant shall be suspended.”
should be changed to:
“Where the non-compliance poses an immediate danger to human health or threatens to cause an immediate significant effect upon the environment, and until compliance is restored, the operation of the plant or relevant part thereof shall be suspended.”
JUSTIFICATION
Denmark finds that the wording of the sentence unclear in respect to when MS have an obligation to act, but at the same time support the intention of the proposal. We therefore suggest to use the same wording as already agreed under the IE Directive (Article 8).
Finally the new wording will ensure that the enforcement of combustion plants above and below 50 MW is similar.
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Denmark proposes to change the emission limit value for SO2 for plants fired with non-woody biomass:
“300 mg/Nm3 in case of non-woody solid biomass”.
The proposed change concerns the following footnotes:
- Footnote 4 in part 1a of Annex II
- Footnote 10 in part 1b of Annex II
- Footnote 1 in part 2a of Annex II
- Footnote 8 in part 2b of Annex II
Justification
Denmark have for many years had an ambitious policy on utilizing biomass residuals for energy production. Straw are being extensively used for the production of heat and combined heat and power at decentralized plants. In Denmark we have app. 62 straw-fired boilers. Approximately 12% of our power production and 17% of our district heating production is based on biomass, a major part from straw.
Straw has a high content of sulfur. In Denmark it has not been a problem for neither our national commitments to reduce emissions nor complying with the air quality limit values.
Measurement of sulfur content in straw, wood pellets and wood chip shows, that the sulfur content in straw is considerable higher than in wood. Emission factors for SO2 for straw and wood indicates that straw has considerable higher sulfur emission than wood. Furthermore measurement of sulfur content in straw shows, that the sulfur content in straw vary widely, up to approximately 0,2 % sulfur (figur 1).The sulfur content is determined by unpredictable factors which is elaborated below.
The table below shows estimated sulfur emissions to the air at different sulfur contents, when sulfur contained in the ash is excluded (ca. 35%).
Sulfur content in straw(%) / Estimated emissions
(mg/Nm3 at 6 % oxygen)
0,1 / 234
0,15 / 351
0,2 / 468
Straw with a high sulfur content will not be able to comply with a emission limit value for SO2 200 mg/Nm3 without secondary abatement technique. The Danish District Heating Associationis not familiar with straw fired plants equipped with secondary abatement technique. If the emission limit value is not modified to 300 mg/Nm3 it will have considerable economical consequences for these plants and jeopardize the share of renewable energy in the Danish energy mix.
Sulfurbinding in ashes
Not all of the sulfur will be emitted as SO2 in the flue gas. Some will be bound in the ashes. The degree of sulfur binding is shown in the table below.
Reference / Sulfur binding in ashesSulfur binding as foreseen by the danish legislation on sulfur-tax in Denmark / 35 %
Sulfur bindings in ashes based om 4 measurements of sulfur balance on 3 different plants.
Reference: Søren Houmøller. Svovlbalancer fra biomassefyrde værker. dk-TEKNIK ENERGI OG MILJØ, 1998 / 33-39 %
Measured sulfur content in straw and wood
In 1998 the sulfur content in biomass was measured in a number of samples of straw (figur 1), wood pellets (figur 2) and wood chips (figur 3). Figur 1-3 can be seen on the last two pages.
The averaged sufur contents based on these measures are stated as:
- Straw: In average 0,118 % S (wet weight) or 0,136 % S (dryweight).
- Wood pellets: In average 0,047 % S (wet weight) or 0,052 % S (dry weight)
- Wood chips: In average 0,034 % S (wet weight) or 0,054 % S (dry weight)
As it can be seen(figur 1) the sulfur content in straw vary widely. The sulfur content depends on the soil conditions, but also on fertilazation and leaching of sulfur during ripening and harvesting.
In the publikation ”Halm til energi. Status teknologi og innovation i Danmark 2011” (see table 1) the sulfur content in yellow straw, grey strawellow straw contained 0.16 % sulfur and the grey straw contained 0.13 % sulfur.
Emission factors for SO2in straw compared to wood
In Denmark’s Informative Inventory Report to LRTAP, the below SO2emission factors for straw and wood for district heating plants are used:
Straw: 130 g SO2/GJ (Lower Calorific Value: 14.50 GJ/ton)
Wood: 11 g SO2/GJ (Lower Calorific Value (wood pellets): 17.50 GJ/ton)
The emission factors reflects that the SO2-emission to the air is much larger from straw-fired plants than from wood fired plants.
Tables and figures referred to in the above text.
Figur 1. Sulfur content in straw.
Reference: Søren Houmøller. Svovlbalancer fra biomassefyrde værker. dk-TEKNIK ENERGI OG MILJØ, 1998.
Figur 2. Sulfur content in wood pellets.
Reference: Søren Houmøller. Svovlbalancer fra biomassefyrde værker. dk-TEKNIK ENERGI OG MILJØ, 1998.
Figur 3. Sulfur content in wood chips.
Reference: Søren Houmøller. Svovlbalancer fra biomassefyrde værker. dk-TEKNIK ENERGI OG MILJØ, 1998.
Table 1.Content of sulfur ect. in yellow and grey straw, wood chips and coal.
Reference: ”Halm til energi. Status teknologi og innovation i Danmark 2011”
FRANCE
Suite au groupe de travail du 13 octobre 2014 sur le projet de directive sur les installations de combustion de taille moyenne, les autorités françaises présentent dans la présente note leurs remarques sur le compromis en objet et dans la note en pièce jointe leurs propositions d’amendement dans le texte.
Les autorités françaises ont pu noter deux évolutions notables dans le dernier projet de compromis de la Présidence:
- la rédaction des dispositions relatives au contrôle de conformité a été modifiée;
- les valeurs limites d’émissions (VLE) prévues par la directive sont applicables aux installations de combustion existantes situées dansdes Régions Ultra-Périphériques (RUP) (DOM pour la France) à partir de 2035 (au lieu de 2025 et 2030 dans les petits systèmes isolés (SIS) (Corse pour la France)). Il n’est pas prévu de VLE particulières.
Il est indispensable que le texte de droit communautaire qui sera adopté prenne en compte des considérations techniques, pratiques, et efficaces en matière de coût, afin de mettre en place les VLE et des dispositions réglementaires les plus pertinentes possibles. Les autorités françaises portent une attention particulière sur les VLE applicables aux installations utilisant de la biomasse, afin qu’elles ne freinent pas le développement de ces filières essentielles pour le développement des énergies renouvelables. Les autorités françaises sont également attentives aux dispositions applicables aux installations présentes dans les régions ultrapériphériques RUP (DOM pour la France) compte tenu des contraintes techniques auxquelles elles doivent faire face (cf. les éléments développés ci-dessous)
Installations de puissance comprise entre 1 et 5 MW:
Dans l’optique d’un compromis, les autorités françaises acceptent l’inclusion des installations de puissance comprise entre 1 et 5 MW, sous réserve d’une adaptation à la marge de l’obligation d’information des autorités compétentes en cas de non-conformité (cf. point suivant).
L’information des autorités compétentes:
Les autorités françaises ont pu constater des modifications aux dispositions relatives au contrôle de conformité. Ces modifications vont dans le bon sens mais les installations de combustion étant trop nombreuses, le contrôle de conformité comme proposé dans la proposition de directive actuelle implique une charge administrative trop importante.
En effet, même en cas de non-conformités mineures corrigées immédiatement par l’exploitant, il devrait en informer les autorités compétentes.
Les autorités françaises proposent de modifier la proposition de compromis en supprimant l’obligation d’information des autorités compétentes en cas de non-conformité à l’article 6 et à l’annexe IV et en rajoutant à l’article 6 l’obligation d’informer l’autorité compétente seulement lorsque:
- la non-conformité est susceptible de causer une dégradation significative de la qualité de l’air et ayant un impact sur la santé humaine;
- les premières mesures prises par l’exploitant n’ont pas permis de restaurer la conformité.
Les valeurs limites d’émissions applicables dans les Régions Ultrapériphériques (RUP)
Pour les RUP, les autorités françaises remercient la Présidence de sa proposition (report de la date d’application des VLE en 2035). Maisle calendrier proposé pour l’application de ces VLEne constitue pas une solution adaptée d’un point de vue coût/efficacité pour ces installations.
Les contraintes techniques supportées par ces installations sont les suivantes:
1.les îles, qui constituent la quasi-totalité des RUP françaises, ne peuvent pas être approvisionnées en quantité suffisante en combustibles plus propres comme les combustibles gazeux, «gas-oil» ou la biomasse et le bilan environnemental de l’import de ces matières est en défaveur de la qualité de l’air,
2.les installations situées sur ces îles sont confrontées à des problèmes d’approvisionnement sur les réactifs utilisés dans les systèmes de traitement,
3.la maintenance des installations et des systèmes de traitement est plus complexe,
4.les conditions climatiques peuvent influencer les conditions de fonctionnement des installations.
De telles contraintes augmentent significativement les coûts pour atteindre les VLE proposées dans le projet de directive. Des solutions techniques ayant un bon rapport coût/efficacité en Europe, peuvent ne pas être pertinentes pour les installations situées dans ces zones éloignées.
Les autorités françaises soulignent également que les RUP sont localisées très loin de l’Europe et ne sont pas situées dans la zone EMEP. Les DOM sont donc exclus du champ d’application du protocole de Göteborg (article 2 du protocole de Göteborg).
Pour l’ensemble de ces raisons, les autorités françaises proposent que les VLE de l’annexe II ne leurs soient pas applicables. Elles proposent d’ajouter dans le projet de compromis que les Etats Membres concernés par ces îles devront fixer des valeurs limites d’émission, en tenant compte des enjeux liés à la qualité de l’air au niveau local, des impacts sur la santé.
Valeurs limites d’émission
Les autorités françaises ont adopté récemment une nouvelle réglementation relative aux installations de combustion moyennes et bénéficient d’un retour d’expérience assez important pour la définition des meilleurs compromis coûts/efficacité dans ce domaine.
Vous trouverez ci-dessous les points essentiels défendus par les autorités françaises.
Autres combustibles liquides
Les autorités françaises ont défendu la possibilité d’utiliser du fioul lourd dans les installations de combustion de taille moyenne. Ces installations n’ont pas en France d’impact significatif sur la qualité de l’air car elles ne sont pas nombreuses.
Les autorités françaises, afin d’aboutir à un compromis peuvent accepter les VLE proposées pour l’utilisation d’autres combustibles liquides, excepté pour les installations situées dans les RUP. Cependant les dates de 2025 et 2030 pour les installations existantes de puissance respectivement supérieure à 5MW et inférieure à 5MW conviennent aux autorités françaises. Le calendrier d’application de la directive ne doit pas être modifié afin de laisser assez de temps aux exploitants pour amortir et remplacer leurs installations de combustion utilisant du fioul lourd.
Emissions de poussières: VLE proposée de 50 mg/Nm3 pour toutes chaudières existantes
Les autorités françaises considèrent que les valeurs proposées dans le projet de directive doivent être revues à la hausse et proposent une VLE de 50mg/Nm3 pour toutes les installations existantes quelle que soit la puissance de l’installation. Entre une VLE de 50mg/Nm3 ou de 30mg/Nm3, le gain environnemental est faible alors que la VLE de 30mg/Nm3 requiert la mise en place de filtres à manches alors qu’un électrofiltre est suffisant pour respecter la VLE de 50mg/Nm3. Pour un exploitant, le surcoût d’un filtre à manche par rapport à un électrofiltre est d’environ 50 %.
En outre, sur la base de l’étude d’impact de la commission et des données d’émissions nationales, on estime en France à moins de 1% la part des émissions des installations de combustion de puissance comprise entre 1 et 50 MW dans les émissions nationales pour les poussières.
La valeur de 50 mg/Nm3 à 6 % d’O2 correspond à la valeur limite d’émission recommandée dans le protocole de Göteborg pour une installation de combustion existante de puissance comprise entre 5 et 50 MW et brûlant de la biomasse.
Emissions d’oxydes d’azote pour les moteurs: les VLE proposées par les autorités françaises sont celles du Protocole de Göteborg
Les autorités françaises attirent l’attention de la présidence sur les émissions de NOx des moteurs dont la construction a commencé après le 18 mai 2006, moteurs qui rentrent alors dans le champ d’application du protocole de Göteborg. Le protocole de Göteborg prévoit des limites d’émissions particulières pour les moteurs diesel fonctionnant entre 500 heures et 1500 heures par an et ne prévoit pas de VLE pour les moteurs diesel de puissance inférieure à 5 MW.
Les autorités françaises insistent pour que ce projet de directive reprenne les dispositions du protocole de Göteborg sans être plus contraignant. Elles considèrent que la proposition actuelle de compromis risque d’impliquer des coûts supplémentaires pour les exploitants sans apporter de bénéfice notable pour la qualité de l’air. Il est d’ailleurs expliqué dans l’étude d’impact que le scénario retenu par la commission pour fixer les VLE reprend les dispositions du protocole de Göteborg.
Les autorités françaises proposent en annexe une solution reprenant la totalité des dispositions du protocole de Göteborg applicables aux moteurs nouveaux et pour les moteurs existants mis en construction après le 18 mai 2006. Des valeurs plus souples sont proposées pour les moteurs diesel de puissance inférieure à 5 MW, actuellement non soumis au protocole de Göteborg.
Emissions d’oxydes d’azote: VLE proposées de 400 mg/Nm3 et de 500 mg/Nm3 pour les chaudières nouvelles fonctionnant à la biomasse en fonction de la puissance
Les autorités françaises considèrent que la VLE pour les NOx applicable aux installations nouvelles de combustion de biomasse doit être revue et proposent une VLE de 500 mg/Nm3 pour les installations de puissance comprise entre 5 et 20 MW et une VLE de 400 mg/Nm3 pour les installations de puissance supérieure à 20 MW. Une concentration en NOx de 300 mg/Nm3 ne peut être maintenue que grâce à la mise en place de traitements secondaires des rejets atmosphériques présentant des coûts disproportionnés (SNCR) (Pour une installation de puissance comprise entre 4 et 10 MW, une SNCR représente un investissement de 260000€, un coût opératoire de 15000 € par an et un coût à la tonne d’oxyde d’azote évitée de 13000 € par tonne, face à moins de 8 000 € à la tonne de polluant évité pour une installation de puissance supérieure à 50 MW). Une telle VLE pourrait conduire à un ralentissement du développement la filière biomasse et menacerait les politiques de développement des énergies renouvelables.
La méthode secondaire de réduction des NOx implique la mise en place d’une SNCR. Cette technologie crée d’importantes contraintes de fonctionnement pour l’installation de combustion. La SNCR implique la mise en place d’une injection d’urée dans le corps de la chaudière. Cette urée permet de réduire les émissions de NOx, mais elle réagit avec les gaz de combustion seulement dans une plage de température limitée. Si l’exploitant doit limiter sa plage de température des gaz de combustion pour faire fonctionner sa chaudière, il limite alors la plage de fonctionnement de la chaudière. La chaudière ne pourra plus fonctionner à un bas taux de charge et elle ne pourra pas s’adapter à la demande de production de chaleur.
Actes délégués
Les autorités françaises ne sont pas favorables à des actes délégués pour le paragraphe 5 de la partie 1 de l’annexe IV et pour la partie 2 de l’annexe IV:
(iLe paragraphe 5 de la partie 1 de l’annexe IV correspond à l’application des normes CEN pour le suivi des rejets à l’atmosphère et aucune norme particulière n’est citée, il ne semble donc pas pertinent de revenir sur cette disposition.
(ii)La partie 2 de l’annexe IV présente les modalités de respect des VLE. La modification de telles dispositions ne peut être envisagée sans considérer simultanément celle des VLE.
Les règles de cumul
Les autorités françaises soutiennent la proposition de la Présidence d’ajouter les règles de cumul généralisées à toutes les installations dans ce projet de directive. Ces règles permettent de réglementer les installations en fonction de leur contribution à la pollution locale conformément au principe de proportionnalité.
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Courtesy translation into English
It is essential that the text, adopted at the European level, takes into account technical, practical, and cost-effective solutions, in order to establish the most relevant possible Emission Limit Values (ELVs) and regulatory provisions. The French authorities pay special attention to the ELVs for plants using biomass to avoid slowing down the development of these key sectors of renewable energies. The French authorities consider that ELVs for plants located in overseas regions have to take into account the technical constraints they face (see the elements developed below).
Plants between 1-5 MW:
In a view of a compromise, French authorities accept the inclusion of plants between 1 and 5MW, subject to an adaptation of the provisions concerning the information of the competent authority in case of non-compliance (see comments below).
Compliance Check:
The French authorities have noted changes in the article 6 and 7 of this proposal. These changes go in the right direction but combustion plants are too numerous. The compliance check as proposed in this draft involves disproportionate administrative burden.
Even in case of minor non-compliances corrected immediately by the operator, he informs the competent authorities.
The French authorities ask for a change in the article 6 and the annex IV. They propose to remove the obligation to inform the competent authorities in the event of non-compliance and to add obligation to inform the competent authority only:
- when the non compliance causes a significant degradation of local air quality endangering human health;
- when compliance is not restored by measures taken.
Plants located in overseas regions:
For the overseas regions, French authorities thank the presidency of its proposal (postponement of the date of application of ELVs in 2035). But this proposal is not appropriate solution for these plants.
These plants have to support specifics constraints due to their location:
- these islands can not be supplied in sufficient quantity with cleaner fuels such as gaseous fuels, "gas-oil" or biomass
- these islands cannot be integrated in the European electricity grid,
- plants on the islands are facing supply problems on the chemical reagents used in flue gas treatment systems,
- the maintenance of facilities and flue gas treatment systems is more complex,
- climatic conditions may affect the operating conditions of the facility.
Such constraints increase significantly the costs to achieve similar ELVs. As a consequence, cost-effective solutions in metropolitan France may not be relevant for overseas regions and call for higher ELVs to ensure the cost-effectiveness and proportionality of the directive.