2001L0080 — PL — 01.01.2007 — 002.001

Dokument ten służy wyłącznie do celów dokumentacyjnych i instytucje nie ponoszą żadnej odpowiedzialności za jego zawartość

zmienione przez:





zmienione przez:









▼B

DYREKTYWA 2001/80/WE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY

z dnia 23 października 2001 r.

w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania







PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ, uwzględniając Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską, w szczególności jego art. 175 ust. 1, uwzględniając wniosek Komisji ( 1 ), uwzględniając opinię Komitetu Ekonomiczno-Społecznego ( 2 ), po konsultacji z Komitetem Regionów, stanowiąc zgodnie z procedurą ustanowioną w art. 251 Traktatu ( 3 ), w świetle wspólnego tekstu zatwierdzonego przez Komitet Pojednawczy dnia 2 sierpnia 2001 r., a także mając na uwadze, co następuje: (1) Dyrektywa Rady 88/609/EWG z dnia 24 listopada 1988 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania ( 4 ) przyczyniła się do zmniejszenia i kontroli emisji do powietrza zanieczyszczeń z dużych obiektów energetycznego spalania. W interesie jasności powinna ona zostać przepracowana. (2) Piąty program działań w dziedzinie ochrony środowiska ( 5 ) ustala jako cele, że ładunki i poziomy krytyczne niektórych zanieczyszczeń zakwaszających, takich jak ditlenek siarki (SO2) i tlenki azotu (NOX) nie powinny być w ogóle przekraczane oraz, w odniesieniu do jakości powietrza, że ludzie powinni być skutecznie chronieni przed uznanymi ryzykami dla zdrowia, wynikającymi z zanieczyszczenia powietrza. (3) Wszystkie Państwa Członkowskie podpisały w Göteborgu dnia 1 grudnia 1999 r. Protokół do Konwencji Europejskiej Komisji Gospodarczej Narodów Zjednoczonych (EKG ONZ) z 1979 r. w sprawie transgranicznego zanieczyszczania powietrza na dalekie odległości w celu zmniejszenia zakwaszania, eutrofikacji i powstawania ozonu w warstwie przyziemnej, które obejmuje, między innymi, zobowiązania do zmniejszenia emisji ditlenku siarki i tlenków azotu. (4) Komisja opublikowała komunikat w sprawie wspólnotowej strategii zwalczania zakwaszania, w którym wskazano, iż zmiana dyrektywy 88/609/EWG stanowi integralną część składową strategii o długookresowym celu ograniczenia emisji ditlenku siarki i tlenków azotu, aby obniżyć osadzania oraz stężenia do poziomów poniżej ładunków i poziomów krytycznych. (5) Zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu cel zmniejszenia emisji zakwaszających z dużych źródeł energetycznego spalania nie może zostać osiągnięty w wystarczającym stopniu przez Państwa Członkowskie działające indywidualnie, a nieskoordynowane działanie nie gwarantuje osiągnięcia pożądanego celu; w związku z potrzebą zmniejszenia emisji zakwaszających na terenie całej Wspólnoty skuteczniejsze jest podjęcie działania na poziomie wspólnotowym. (6) Istniejące duże obiekty energetycznego spalania w znacznym stopniu przyczyniają się do emisji ditlenku siarki i tlenków azotu we Wspólnocie i niezbędne jest zmniejszenie tej emisji. Z tego względu niezbędne jest dostosowanie podejścia różnych charakterystyk sektora dużych obiektów spalania energetycznego w Państwach Członkowskich. (7) Dyrektywa Rady 96/6l/WE z dnia 24 września 1996 r. dotycząca zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli ( 6 ) ustala zintegrowane podejście do zapobiegania powstawaniu zanieczyszczeń i kontroli, w którym wszelkie aspekty środowiskowego działania rozważane są w zintegrowany sposób; instalacje energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej przekraczającej 50 MW są objęte zakresem tej dyrektywy; na mocy art. 15 ust. 3 tej dyrektywy spis podstawowych emisji oraz odpowiedzialnych za nie źródeł ma być publikowany co trzy lata przez Komisję na podstawie danych dostarczonych przez Państwa Członkowskie. Na mocy art. 18 tej dyrektywy, stanowiąc na wniosek Komisji, Rada ustali wartości dopuszczalne emisji zgodnie z procedurą ustanowioną w Traktacie, dla której zidentyfikowano potrzebę działania wspólnotowego, w szczególności na podstawie wymiany informacji przewidzianej w art. 16 tej dyrektywy. (8) Przestrzeganie dopuszczalnych wartości emisji ustanowionych w niniejszej dyrektywie powinno być uznawane za niezbędny, lecz niewystarczający warunek spełnienia wymagań dyrektywy 96/61/WE w odniesieniu do stosowania najlepszych dostępnych technik. Takie przestrzeganie może obejmować bardziej rygorystyczne dopuszczalne wartości emisji, dopuszczalne wartości emisji dla innych substancji i mediów, a także innych stosownych warunków. (9) Doświadczenie przemysłowe we wprowadzaniu w życie technik zmniejszania zanieczyszczających emisji z dużych obiektów energetycznego spalania zostało osiągnięte w okresie 15 lat. (10) Protokół w sprawie metali ciężkich do Konwencji Europejskiej Komisji Gospodarczej Narodów Zjednoczonych (EKG ONZ) z 1979 r. w sprawie transgranicznego zanieczyszczania powietrza na dalekie odległości zaleca przyjęcie kroków w celu zmniejszenia emisji metali ciężkich z niektórych instalacji. Wiadomo, że korzyści ze zmniejszenia emisji pyłów, dzięki zastosowaniu sprzętu zapobiegającego pyleniu, zapewnią korzyści w postaci zmniejszenia pyłowych emisji metali ciężkich. (11) Instalacje do produkcji energii elektrycznej stanowią ważną część sektora dużych obiektów energetycznego spalania. (12) Dyrektywa 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej ( 7 ) ma na celu między innymi rozprowadzenie nowych zdolności produkcyjnych między nowymi przedsiębiorstwami w tym sektorze. (13) Wspólnota zobowiązana jest do zmniejszenia emisji dwutlenku węgla. W przypadku gdy jest to wykonalne, połączona produkcja ciepła i energii elektrycznej stanowi wartościową możliwość znacznego poprawienia ogólnej efektywności wykorzystania paliwa. (14) Aktualnie zachodzący znaczny wzrost wykorzystania gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej może być prawdopodobnie kontynuowany, w szczególności przez wykorzystanie turbin gazowych. (15) W związku ze wzrostem produkcji energii z biomasy uzasadnione jest wprowadzenie szczegółowych norm emisji dla tego paliwa. (16) Rezolucja Rady z dnia 24 lutego 1997 r. w sprawie wspólnotowej strategii gospodarki odpadami ( 8 ) podkreśla potrzebę wspierania odzysku odpadów oraz stwierdza, że właściwe normy emisji powinno się stosować w odniesieniu do działania urządzeń, w których spalane są odpady w celu zapewnienia wysokiego poziomu ochrony środowiska naturalnego. (17) Zdobyto już doświadczenie przemysłowe dotyczące technik i sprzętu do pomiaru podstawowych zanieczyszczeń emitowanych z dużych obiektów energetycznego spalania; Europejski Komitet Normalizacyjny (CEN) podjął prace mające na celu dostarczenie ram zabezpieczających porównywalność wyników pomiarów we Wspólnocie i gwarantujących wysoki poziom jakości takich pomiarów. (18) Istnieje potrzeba pogłębienia wiedzy dotyczącej emisji podstawowych zanieczyszczeń, pochodzących z dużych obiektów energetycznego spalania. W celu zapewnienia reprezentatywności rzeczywistego poziomu zanieczyszczenia powodowanego przez daną instalację informacje takie powinny być także powiązane z wiedzą dotyczącą zużycia energii przez tę instalację. (19) Niniejsza dyrektywa pozostaje bez uszczerbku dla terminów, w jakich Państwa Członkowskie muszą transponować i wykonać dyrektywę 88/609/EWG, a także mając na uwadze, co następuje: PRZYJMUJĄ NINIEJSZĄ DYREKTYWĘ:







Artykuł 1

Niniejszą dyrektywę stosuje się do obiektów energetycznego spalania, których moc cieplna spalania jest równa lub większa niż 50 MW, niezależnie od rodzaju wykorzystanego paliwa (stałego, płynnego lub gazowego).

Artykuł 2

Do celów niniejszej dyrektywy:

1) „emisja” oznacza odprowadzenie substancji z obiektu spalania do powietrza;

2) „gazy odlotowe” oznaczają gazowe zrzuty, zawierające substancje stałe, płynne lub gazowe; ich objętościowe natężenie przepływu wyraża się w metrach sześciennych na godzinę przy standardowej temperaturze (273 K) i ciśnieniu (101,3 kPa), po odjęciu zawartości pary wodnej, zwane dalej „Nm3/h”;

3) „dopuszczalna wartość emisji” oznacza dopuszczalną ilość substancji, zawartej w gazach odlotowych z obiektu energetycznego spalania, jaką można odprowadzić do powietrza w określonym czasie; oblicza się ją jako masę w stosunku do objętości gazów odlotowych wyrażoną w mg/Nm3, zakładając, że objętościowa zawartość tlenu w gazach odlotowych wynosi 3 % w przypadku paliw płynnych i gazowych, 6 % w przypadku paliw stałych i 15 % w przypadku turbin gazowych;

4) „stopień odsiarczania” oznacza stosunek ilości siarki, która w ciągu określonego czasu nie jest emitowana do powietrza z obiektu energetycznego spalania do ilości siarki zawartej w paliwie wprowadzonym do urządzeń obiektów energetycznego spalania i która jest wykorzystywana w tym samym czasie;

5) „operator” oznacza każdą osobę fizyczną lub prawną, która prowadzi obiekt energetycznego spalania albo która ma lub której nadano uprawnienia do podejmowania decyzji gospodarczych jego dotyczących;

6) „paliwo” oznacza wszelkie stałe, płynne lub gazowe materiały palne, wykorzystywane do rozpalania obiektu energetycznego spalania, z wyjątkiem odpadów objętych dyrektywą Rady 89/369/EWG z dnia8 czerwca 1989 r. w sprawie zapobiegania zanieczyszczeniu powietrza przez nowe spalarnie odpadów komunalnych ( 9 ), dyrektywą Rady 89/429/EWG z dnia 21 czerwca 1989 r. sprawie zmniejszenia zanieczyszczenia powietrza przez istniejące spalarnie odpadów komunalnych ( 10 ) oraz dyrektywą Rady 94/67/WE z dnia 16 grudnia 1994 r. w sprawie spalania odpadów niebezpiecznych ( 11 ) lub każdy późniejszy akt wspólnotowy uchylający oraz zastępujący jedną lub więcej z tych dyrektyw;

7) „obiekt energetycznego spalania” oznacza każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła. Niniejszą dyrektywę stosuje się tylko do obiektów energetycznego spalania przeznaczonych do produkcji energii, z wyjątkiem tych, w których produkty spalania są wykorzystywane bezpośrednio w procesach wytwórczych. W szczególności niniejszej dyrektywy nie stosuje się do następujących obiektów energetycznego spalania: a) obiektów, w których produkty spalania są bezpośrednio wykorzystywane do bezpośredniego ogrzewania, suszenia lub dowolnej innej obróbki przedmiotów lub materiałów, np. do pieców grzewczych, pieców do obróbki cieplnej; b) obiektów wtórnego spalania, tj. wszelkich urządzeń technicznych przeznaczonych do oczyszczania gazów odlotowych przez spalanie, które nie są prowadzone jako niezależny obiekt energetycznego spalania; c) urządzeń do regeneracji katalizatorów w krakowaniu katalitycznym; d) urządzeń do konwersji siarkowodoru w siarkę; e) reaktorów wykorzystywanych w przemyśle chemicznym; f) pieców baterii koksowniczych; g) nagrzewnic Cowpera; h) wszelkich urządzeń technicznych wykorzystywanych w napędzie pojazdu, statku lub samolotu; i) turbin gazowych stosowanych na platformach morskich; j) turbin gazowych objętych licencją przed dniem 27 listopada 2002 r. lub które, w opinii właściwych władz, są przedmiotem pełnego wniosku o wydanie licencji przed dniem 27 listopada 2002 r., pod warunkiem że obiekt taki wprowadzany jest do użytku nie później niż dnia 27 listopada 2003 r., bez uszczerbku dla przepisów art. 7 ust. 1 i części A i B załącznika VIII. Obiekty napędzane silnikami diesla, silnikami benzynowymi i gazowymi nie są objęte przepisami niniejszej dyrektywy. W przypadku gdy dwa lub więcej oddzielnych nowych obiektów jest instalowanych w taki sposób, że uwzględniając czynniki techniczne i ekonomiczne, ich gazy odlotowe mogłyby być, w ocenie właściwych władz, odprowadzane przez wspólny komin, to połączenie uformowane przez takie obiekty uważa się za pojedynczą jednostkę;

8) „jednostka spalania wielopaliwowego” oznacza wszelkie obiekty energetycznego spalania, w których można spalać jednocześnie lub na przemian dwa lub więcej rodzajów paliw;

9) „nowy obiekt” oznacza każdy obiekt energetycznego spalania, dla którego pierwsze pozwolenie na budowę lub, w przypadku braku takiej procedury, pierwsze pozwolenie na prowadzenie działalności przyznano dnia 1 lipca 1987 r. lub po tej dacie;

10) „istniejący obiekt” oznacza każdy obiekt energetycznego spalania, dla którego pierwsze pozwolenie na budowę lub, w przypadku braku takiej procedury, pierwsze pozwolenie na prowadzenie działalności wydano przed dniem 1 lipca 1987 r.;

11) „biomasa” oznacza produkty składające się w całości lub w części z substancji roślinnych pochodzących z rolnictwa lub leśnictwa, które mogą być wykorzystywane jako paliwo w celu odzyskania ich zawartości energii oraz następujących odpadów wykorzystywanych jako paliwo: a) odpadów roślinnych z rolnictwa i leśnictwa; b) odpadów roślinnych z przemysłu przetwórstwa spożywczego, jeżeli wytworzona energia cieplna jest odzyskiwana; c) włóknistych odpadów roślinnych z procesu produkcji pierwotnej pulpy celulozowej i z procesu produkcji papieru z pulpy, jeżeli odpady te są współspalane w miejscu produkcji, a wytworzona energia cieplna jest odzyskiwana; d) odpadów korka; e) odpadów drewnianych, z wyjątkiem odpadów drewnianych mogących zawierać organiczne związki chlorowcowane związki organiczne lub metale ciężkie powstałe w wyniku obróbki z wykorzystaniem środków do konserwacji drewna lub powlekania oraz które zawierają w szczególności takie odpady drewniane pochodzące z prac budowlanych lub rozbiórkowych;

12) „turbina gazowa” oznacza wirujące urządzenie przetwarzające energię cieplną w pracę mechaniczną, składające się głównie ze sprężarki i urządzenia termicznego, w którym następuje utlenianie paliwa w celu podgrzania płynu roboczego, oraz turbiny;

13) „najbardziej peryferyjne regiony” oznaczają francuskie departamenty zamorskie w odniesieniu do Francji, Azory i Maderę w odniesieniu do Portugalii oraz Wyspy Kanaryjskie w odniesieniu do Hiszpanii.

Artykuł 3

1. Nie później niż do dnia 1 lipca 1990 r. Państwa Członkowskie sporządzą odpowiednie programy stopniowego zmniejszenia całkowitych rocznych emisji z istniejących obiektów. Programy ustalają harmonogramy i procedury wykonawcze.

2. Zgodnie z programami wspomnianymi w ust. 1 Państwa Członkowskie nadal przestrzegają pułapów emisji i odpowiadających im zmniejszeń emisji ustalonych procentowo, ustanowionych dla ditlenku siarki w załączniku I kolumny 1-6, a dla tlenków azotu w załączniku II kolumny 1-4, w terminach określonych w tych załącznikach do czasu wejścia w życie przepisów art. 4, które stosuje się do istniejących obiektów.

3. W trakcie przeprowadzania programów Państwa Członkowskie określają również wartość całkowitych rocznych emisji, zgodnie z częścią C załącznika VIII.

4. Jeśli znaczna i nieprzewidziana zmiana zapotrzebowania na energię lub dostępności niektórych paliw albo instalacji wytwarzających energię stwarza poważne trudności techniczne dla Państw Członkowskich w realizacji ich programu, sporządzonego zgodnie z ust. 1, Komisja, na wniosek tego Państwa Członkowskiego, uwzględniając okoliczności tego wniosku, podejmuje decyzję o zmianach pułapów emisji i/lub terminów wymienionych w załącznikach I i II dla tego Państwa Członkowskiego, powiadamiając o swojejdecyzji Radę i Państwa Członkowskie. Każde Państwo Członkowskie w ciągu trzech miesięcy może zwrócić się do Rady o rozpatrzenie decyzji Komisji. Rada, stanowiąc kwalifikowaną większością głosów, może podjąć w ciągu trzech miesięcy inną decyzję.

Artykuł 4

1. Bez uszczerbku dla przepisów art. 17 Państwa Członkowskie podejmują odpowiednie środki w celu zapewnienia, że we wszystkich pozwoleniach na budowę lub, w przypadku gdy taka procedura nie obowiązuje, pozwoleniach na prowadzenie działalności dla nowych obiektów, które w opinii właściwych władz są przedmiotem pełnego wniosku o wydanie pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r., pod warunkiem że obiekt jest oddany do użytkowania nie później niż dnia 27 listopada 2003 r., zawierają się warunki dotyczące przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji ustanowionych w części A załączników III–VII w odniesieniu do ditlenku siarki, tlenków azotu i pyłu.

2. Państwa Członkowskie podejmują odpowiednie środki w celu zapewnienia, że we wszystkich pozwoleniach na budowę lub w przypadku gdy taka procedura nie obowiązuje, w pozwoleniach na prowadzenie działalności dla nowych obiektów innych niż wymienione w ust. 1 zawierają się warunki odnoszące się do przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji ustanowionych w części B załączników III–VII w odniesieniu do ditlenku siarki, tlenków azotu i pyłu.

3. Bez uszczerbku dla przepisów dyrektywy 96/61/WE i dyrektywy Rady 96/62/WE z dnia 27 września 1996 r. w sprawie oceny i zarządzania jakością otaczającego powietrza ( 12 ) Państwa Członkowskie najpóźniej do dnia 1 stycznia 2008 r. w znaczącym stopniu zmniejszą poziomy emisji przez:

a) podjęcie odpowiednich środków w celu zapewnienia, że wszystkie pozwolenia na prowadzenie działalności dla istniejących obiektów zawierają warunki dotyczące przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji ustalone dla nowych obiektów, określone w ust. 1; lub

b) zapewnienie, że istniejące obiekty podlegają krajowym planom zmniejszenia emisji, określonym w ust. 6;

3. oraz, w odpowiednim przypadku, zastosowanie przepisów art. 5, 7 i 8.

4. Bez uszczerbku dla przepisów dyrektyw 96/61/WE i 96/62/WE istniejące obiekty mogą być wyłączone z obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji określonych w ust. 3 i z obowiązku objęcia ich krajowym planem zmniejszenia emisji na następujących warunkach:

a) operator istniejącego obiektu zobowiązuje się w pisemnej deklaracji przedłożonej właściwym władzom najpóźniej do dnia 30 czerwca 2004 r., że począwszy od dnia 1 stycznia 2008 r. i nie później niż do dnia 31 grudnia 2015 r. obiekt nie będzie działał dłużej niż 20 000 godzin funkcjonowania;

b) operator zobowiązany jest do przedkładania corocznie właściwym władzom zapisu wykorzystanego i niewykorzystanego czasu dozwolonego dla żywotności obiektów.

5. Państwa Członkowskie mogą wymagać zgodności z dopuszczalnymi wartościami emisji i terminami na wprowadzenie w życie, które są bardziej rygorystyczne niż te ustalone w ust. 1, 2, 3 i 4 oraz w art. 10. Mogą one obejmować inne zanieczyszczenia oraz mogą nakładać dodatkowe wymogi lub dostosowania obiektu do postępu technicznego.

6. Bez uszczerbku dla przepisów niniejszej dyrektywy i dyrektywy 96/61/WE Państwa Członkowskie mogą, uwzględniając rachunek kosztów i korzyści, jak również ich zobowiązania wynikające z dyrektywy 2001/81/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2001 r. w sprawie krajowych poziomów emisji dla niektórych rodzajów zanieczyszczenia powietrza ( 13 ), a także z dyrektywy 96/62/WE, określić i wprowadzić w życie krajowy plan redukcji emisji z istniejących obiektów, biorąc pod uwagę m.in. przestrzeganie pułapów emisji określonych w załącznikach I i II.

Krajowy plan redukcji emisji zmniejsza całkowitą roczną emisję tlenków azotu (NOx), ditlenku siarki (SO2) oraz pyłów z istniejących obiektów do poziomu, jaki zostałby osiągnięty dzięki zastosowaniu dopuszczalnych wartości emisji, określonych w ust. 3, w odniesieniu do istniejących obiektów działających w 2000 r. (włącznie z istniejącymi źródłami, które w 2000 r. były objęte zatwierdzonym przez właściwe organy administracji planem modernizacji, mającym na celu zmniejszenie emisji do wymagań określonych w ustawodawstwie krajowym), na podstawie rzeczywistego czasu działania poszczególnych obiektów w ciągu roku, wykorzystywanego paliwa i wydajności cieplnej, uśrednionej w okresie do ostatnich pięciu lat użytkowania, włączając w to rok 2000.

Zamknięcie obiektu objętego krajowym planem redukcji emisji nie powoduje wzrostu całkowitej rocznej emisji z pozostałych obiektów objętych tym planem.

Krajowy plan redukcji emisji nie może w żadnych okolicznościach wyłączać obiektu z obowiązku przestrzegania przepisów ustanowionych w odpowiednim prawodawstwie wspólnotowym, w tym między innymi w dyrektywie 96/61/WE.

Następujące warunki stosuje się do krajowych planów redukcji emisji:

a) plan określa cele ogólne i związane z nimi cele szczegółowe, środki i harmonogramy ich realizacji oraz mechanizm monitorowania;

b) Państwa Członkowskie przekazują Komisji krajowe plany zmniejszenia emisji nie później niż do dnia 27 listopada 2003 r.;

c) w ciągu sześciu miesięcy od przedstawienia planu określonego w lit. b) Komisja oceni, czy plan spełnia wymagania określone w niniejszym ustępie. W przypadku gdy Komisja uzna, że plan nie spełnia tych wymagań, powiadamia o tym Państwo Członkowskie, a w terminie kolejnych trzech miesięcy Państwo Członkowskie przekazuje Komisji wszelkie środki, które podjęło w celu zapewnienia, że wymagania niniejszego ustępu są spełnione;

d) nie później niż do dnia 27 listopada 2002 r. Komisja opracuje wytyczne, ułatwiające Państwom Członkowskim opracowanie ich planów krajowych.

7. Nie później niż do dnia 31 grudnia 2004 r. oraz w świetle postępu w kierunku ochrony zdrowia ludzkiego i osiągania wspólnotowych celów w dziedzinie ochrony środowiska dotyczących zmniejszania zakwaszenia i poprawy jakości powietrza na mocy dyrektywy 96/62/WE Komisja przedłoży Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie, w którym oceni:

a) potrzebę dalszych środków;

b) wartości metali ciężkich emitowanych przez obiekty energetycznego spalania;

c) opłacalność, a także koszty i korzyści z dalszego zmniejszenia emisji w sektorze dużych obiektów energetycznego spalania w Państwach Członkowskich w porównaniu z innymi sektorami;

d) techniczną i ekonomiczną zdolność osiągnięcia takiego zmniejszenia emisji;

e) skutki dla środowiska naturalnego i rynku wewnętrznego zarówno norm ustalonych dla sektora dużych obiektów energetycznego spalania, włącznie z przepisami dotyczącymi spalania miejscowych paliw stałych, jak i sytuacji w zakresie konkurencji na rynku energii;

f) wszystkie krajowe plany zmniejszenia emisji dostarczone przez Państwa Członkowskie zgodnie z ust. 6.

Komisja zawrze w swoim sprawozdaniu odpowiednią propozycję końcowych terminów obowiązywania norm lub niższych dopuszczalnych wartości emisji dla odstępstw podanych w przypisie 2 do części A załącznika VI.

8. Sprawozdaniu określonemu w ust. 7 towarzyszą, w razie potrzeby, związane z nim propozycje uwzględniające dyrektywę 96/61/WE.

Artykuł 5

W drodze odstępstwa od przepisów załącznika III:

1) obiekty o nominalnej mocy cieplnej równej lub większej niż 400 MW, które w ciągu roku działają przez okres (średnia krocząca z pięciu lat) nie dłuższy niż: — 2 000 godzin do dnia 31 grudnia 2015 r., — 1 500 godzin od dnia 1 stycznia 2016 r., podlegają dopuszczalnej wartości emisji ditlenku siarki wynoszącej 800 mg/Nm3. Przepisu tego nie stosuje się do nowych obiektów, dla których pozwolenie zostało wydane zgodnie z art. 4 ust. 2;

2) do dnia 31 grudnia 1999 r. Królestwo Hiszpanii może zezwolić na budowę nowych elektrowni o nominalnej mocy cieplnej równej lub większej niż 500 MW spalających miejscowe lub przywożone paliwa stałe, jeśli są oddane do eksploatacji przed końcem 2005 r., oraz spełniających następujące wymagania: a) w przypadku spalania przywożonych paliw stałych dopuszczalna wartość emisji ditlenku siarki wynosi 800 mg/Nm3; b) w przypadku spalania miejscowych paliw stałych stopień odsiarczania wynosi co najmniej 60 %, pod warunkiem że zatwierdzona całkowita zdolność takich obiektów, do których stosuje się to odstępstwo, nie przekracza: — 2 000 MWe w przypadku obiektów spalających miejscowe paliwa stałe; — w przypadku obiektów spalających przywożone paliwa stałe - 7 500 MWe lub 50 % wszystkich nowych zdolności wszystkich obiektów spalających paliwa stałe, objętych zezwoleniem do dnia 31 grudnia 1999 r. w zależności od tego, która z tych dwóch wartości jest mniejsza.

Artykuł 6

W przypadku nowych obiektów, dla których pozwolenie przyznawane jest na mocy art. 4 ust. 2, lub obiektów określonych w art. 10 Państwa Członkowskie zapewniają, że techniczna oraz gospodarcza wykonalność połączonego wytwarzania energii cieplnej i energii elektrycznej jest badana. W przypadku gdy wykonalność jest potwierdzona, uwzględniając sytuację rynkową i uwarunkowania dystrybucji, instalacje są odpowiednio opracowywane.

Artykuł 7

1. Państwa Członkowskie zapewniają, że w pozwoleniach lub zezwoleniach, określonych w art. 4, ustanowione są przepisy dotyczące procedur postępowania w przypadku niesprawności lub awarii sprzętu obniżającego emisje. W razie awarii właściwe władze wymagają w szczególności, aby operator ograniczył lub wstrzymał działanie obiektu, jeżeli w ciągu 24 godzin nie uda się przywrócić normalnych warunków działania, lub aby obiekt działał, wykorzystując paliwo zanieczyszczające w niskim stopniu. W żadnym wypadku łączny czas działania obiektu bez sprawnych urządzeń zmniejszających emisję nie może przekroczyć 120 godzin w ciągu 12-miesięcznego okresu. Właściwy organ może pozwolić na wyjątki od wyznaczonych limitów 24 godzin i 120 godzin w przypadkach, w których, według jego oceny:

a) istnieje nadrzędna potrzeba utrzymania dostaw energii; lub

b) obiekt, w którym nastąpiła awaria, byłby przez ograniczony czas zastąpiony innym obiektem, który spowodowałby ogólny wzrost poziomu emisji.

2. Właściwy organ może dopuścić zawieszenie, maksymalnie na sześć miesięcy, obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji ditlenku siarki, określonych w art. 4, w odniesieniu do obiektu, w którym w tym celu normalnie wykorzystuje się paliwo o małej zawartości siarki, w przypadku gdy operator nie jest w stanie przestrzegać dopuszczalnych wartości emisji z powodu braku paliwa o małej zawartości siarki, wynikającego z poważnych niedoborów. Komisja jest bezzwłocznie powiadamiana o takich przypadkach.

3. Właściwy organ może pozwolić na odstępstwo od obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji określonych w art. 4, w przypadku gdy obiekt, w którym w tym celu normalnie wykorzystuje się wyłącznie paliwo gazowe i który w przeciwnym razie musiałby być wyposażony w urządzenie do oczyszczania gazów odlotowych, musi wyjątkowo uciekać się do wykorzystania innych paliw z powodu nagłego zakłócenia w dostawie gazu, i na okres nie dłuższy niż 10 dni, w przypadku nadrzędnej konieczności utrzymania dostaw energii. Właściwy organ jest powiadamiany bezzwłocznie o każdym takim przypadku. Państwa Członkowskie niezwłocznie powiadamiają Komisję o przypadkach określonych w tym ustępie.

Artykuł 8

1. W przypadku obiektów z jednostkami spalania wielopaliwowego, w których wykorzystuje się jednocześnie dwa lub więcej paliw, przyznając pozwolenia określone w art. 4 ust. 1 lub ust. 2, a także w przypadku takich obiektów, objętych art. 4 ust. 3 lub art. 10, właściwy organ ustala dopuszczalne wartości emisji w następujący sposób:

a) po pierwsze, przyjmując odpowiednią dopuszczalną wartość emisji dla każdego rodzaju paliwa i zanieczyszczenia, odpowiadającą nominalnej mocy cieplnej obiektu energetycznego spalania, zgodnie z załącznikami III–VII;

b) po drugie, określając dopuszczalne wartości emisji ważone ze względu na rodzaj paliwa, które oblicza się, mnożąc powyższe jednostkowe dopuszczalne wartości emisji dla poszczególnych rodzajów paliwa przez moc cieplną dostarczaną w każdym paliwie i dzieląc otrzymany wynik przez moc cieplną dostarczaną we wszystkich rodzajach paliw;

c) po trzecie, sumując dopuszczalne wartości emisji ważone ze względu na rodzaj paliwa.

2. W przypadku jednostek spalania wielopaliwowego, wykorzystujących na własne potrzeby jako samodzielne paliwo lub razem z innymi paliwami pozostałości po destylacji i po procesie rafinacji ropy naftowej stosuje się, niezależnie od ust. 1, przepisy dotyczące paliwa o największej dopuszczalnej wartości emisji (paliwo dominujące), jeśli podczas działania obiektu energetycznego spalania ilość ciepła dostarczana w tym paliwie stanowi co najmniej 50 % całkowitej ilości ciepła dostarczanego przez wszystkie rodzaje paliw.

Jeśli udział paliwa dominującego jest mniejszy niż 50 %, to dopuszczalną wartość emisji ustala się na podstawie proporcjonalnego udziału ilości ciepła dostarczanego w poszczególnych paliwach w stosunku do całkowitej ilości ciepła dostarczonego we wszystkich rodzajach paliw, w następujący sposób:

a) po pierwsze, przyjmując odpowiednią dopuszczalną wartość emisji dla każdego rodzaju paliwa i zanieczyszczeń, odpowiadającą nominalnej mocy cieplnej obiektu energetycznego spalania zgodnie z załącznikami III–VII;

b) po drugie, obliczając dopuszczalną wartość emisji dla paliwa dominującego (paliwo o największej dopuszczalnej emisji zgodnie z załącznikami III–VII, a w przypadku dwóch rodzajów paliw o takiej samej dopuszczalnej wartości emisji — paliwo dostarczające większą ilość ciepła); wartość tę oblicza się, mnożąc dopuszczalną wartość emisji określoną dla danego rodzaju paliwa w załącznikach III–VII przez współczynnik równy dwa, a następnie odejmując od otrzymanego wyniku dopuszczalną wartość emisji dla paliwa o najmniejszej dopuszczalnej emisji;

c) po trzecie, określając dopuszczalne wartości emisji ważone ze względu na rodzaj paliwa, które oblicza się, mnożąc wyliczoną dopuszczalną wartość emisji przez ilość ciepła dostarczanego w paliwie dominującym i mnożąc pozostałe dopuszczalne wartości emisji dla poszczególnych paliw przez ilość ciepła dostarczanego w każdym z nich, a następnie dzieląc otrzymany wynik mnożenia przez całkowitą ilość ciepła dostarczanego przez wszystkie paliwa;

d) po czwarte, sumując dopuszczalne wartości emisji ważone ze względu na rodzaj paliwa.

3. Alternatywnie w stosunku do ust. 2 można stosować następujące średnie dopuszczalne wartości emisji ditlenku siarki (niezależnie od wykorzystanego połączenia paliw):

a) w odniesieniu do obiektów, określonych w art. 4 ust. 1 i 3: 1 000 mg/Nm3, uśrednione dla wszystkich takich obiektów w ramach rafinerii;

b) w odniesieniu do nowych obiektów określonych w art. 4 ust. 2: 600 mg/Nm3, uśrednione dla wszystkich obiektów w ramach rafinerii, z wyjątkiem turbin gazowych.

Właściwe władze zapewniają, że stosowanie tego przepisu nie prowadzi do wzrostu emisji z istniejących obiektów.

4. W przypadku obiektów z jednostkami spalania wielopaliwowego, obejmującymi wykorzystywanie dwóch lub więcej paliw, przy przyznawaniu pozwolenia określonego w art. 4 ust. 1 i 2, oraz w przypadku takich obiektów objętych art. 4 ust. 3 lub art. 10, stosuje się dopuszczalne wartości emisji ustalone w załącznikach II–VII odpowiadające wykorzystanemu paliwu.

Artykuł 9

Gazy odlotowe z obiektów energetycznego spalania odprowadza się w sposób kontrolowany za pomocą komina. Warunki odprowadzania gazów odlotowych są określane w pozwoleniach określonych w art. 4 i w pozwoleniach dla obiektów energetycznego spalania, objętych art. 10. Właściwy organ w szczególności zapewnia, że wysokość komina jest obliczana w taki sposób, który zabezpiecza zdrowie oraz środowisko.

Artykuł 10

W przypadku gdy obiekt energetycznego spalania jest rozszerzony o co najmniej 50 MW, dopuszczalne wartości emisji ustalone w części B załączników III–VII stosuje się do nowej części obiektu oraz ustala się je w odniesieniu do pojemności cieplnej całego obiektu. Przepisu tego nie stosuje się do przypadków określonych w art. 8 ust. 2 i 3.

W przypadku gdy operator obiektu energetycznego spalania rozważa zmianę, zgodnie z art. 2 ust. 10 lit. b) i art. 12 ust. 2 dyrektywy 96/61/WE, dopuszczalne wartości emisji ustalone w części B załączników III–VII stosuje się w odniesieniu do ditlenku siarki, tlenków azotu oraz pyłów.

Artykuł 11

W przypadku budowy obiektów energetycznego spalania, które mogą prawdopodobnie wywierać znaczące skutki dla środowiska naturalnego w innym Państwie Członkowskim, Państwa Członkowskie zapewniają, że ma miejsce udzielanie informacji oraz wszelkie odpowiednie konsultacje, zgodnie z art. 7 dyrektywy Rady 85/337/EWG z dnia 27 czerwca 1985 r. w sprawie oceny wpływu wywieranego przez niektóre przedsięwzięcia publiczne prywatne na środowisko ( 14 ).

Artykuł 12

Państwa Członkowskie podejmują niezbędne środki w celu zapewnienia, zgodnie z częścią A załącznika VIII, monitorowania emisji z obiektów energetycznego spalania objętych niniejszą dyrektywą oraz wszystkich innych wartości, wymaganych dla wykonania niniejszej dyrektywy. Państwa Członkowskie mogąwymagać, aby takie monitorowanie przeprowadzane było na koszt operatora.

Artykuł 13

Państwa Członkowskie podejmują odpowiednie środki w celu zapewnienia, że operator powiadamia właściwe władze w rozsądnych terminach o wynikach prowadzonych pomiarów ciągłych, sprawdzaniu urządzeń pomiarowych, pojedynczych pomiarach i wszystkich innych pomiarach, przeprowadzonych w celu oceny zgodności z niniejszą dyrektywą.

Artykuł 14

1. W przypadku pomiarów ciągłych uznaje się, że dopuszczalne wartości emisji określone w części A załączników III–VII są przestrzegane, jeżeli ocena wyników wskazuje w odniesieniu do godzin funkcjonowania w ciągu roku kalendarzowego, że:

a) żadna z kalendarzowych średnich wartości miesięcznych nie przekracza dopuszczalnych wartości emisji; oraz

b) w przypadku: i) ditlenku siarki i pyłu: 97 % wszystkich średnich wartości 48-godzinnych nie przekracza 110 % dopuszczalnej wartości emisji; ii) tlenków azotu: 95 % wszystkich średnich wartości 48-godzinnych nie przekracza 110 % dopuszczalnej wartości emisji.

Okresów określonych w art. 7, jak również okresów rozruchu i wyłączeń nie bierze się pod uwagę.

2. W przypadku gdy wymagane są tylko pomiary przerywane lub inne właściwe procedury oznaczania, dopuszczalne wartości emisji określone w załącznikach III–VII uważa się za przestrzegane, jeśli wyniki każdej serii pomiarów lub innych procedur określonych i ustalonych zgodnie z zasadami przewidzianymi przez właściwe władze nie przekraczają dopuszczalnych wartości emisji.

3. W przypadkach określonych w art. 5 ust. 2 stopień odsiarczania uważa się za przestrzegany, jeśli ocena wyników pomiarów przeprowadzonych w zastosowaniu części A pkt 3 załącznika VIII wskazuje, że wszystkie kalendarzowe średnie wartości miesięczne lub wszystkie kroczące średnie miesięczne są zgodne z wymaganymi stopniami odsiarczania.

Okresów określonych w art. 7, jak również okresów rozruchu i wyłączeń nie bierze się pod uwagę.

4. W odniesieniu do nowych obiektów, dla których pozwolenie jest przyznane na podstawie art. 4 ust. 2, dopuszczalną wartość emisji uważa się za przestrzeganą, dla godzin funkcjonowania obiektu w roku kalendarzowym, jeśli:

a) żadna potwierdzona dobowa średnia wartość nie przekracza odpowiednich danych liczbowych określonych w części B załączników III–VII; oraz

b) 95 % wszystkich potwierdzonych średnich wartości godzinnych w ciągu roku nie przekracza 200 % odpowiednich wartości określonych w części B załączników III–VII.

„Potwierdzone wartości średnie” określa się zgodnie z częścią A pkt 6 załącznika VIII.

Okresów określonych w art. 7, jak również okresów rozruchu i wyłączeń nie bierze się pod uwagę.

Artykuł 15

1. Państwa Członkowskie, najpóźniej do dnia 31 grudnia 1990 r., powiadamiają Komisję o programach sporządzonych zgodnie z art. 3 ust. 1.

Najpóźniej w rok po zakończeniu różnych faz redukcji emisji z istniejących obiektów, Państwa Członkowskie przesyłają Komisji końcowe skrócone sprawozdanie w sprawie wyników realizacji programów.

Sprawozdanie przejściowe jest również wymagane w połowie każdej fazy.

2. Sprawozdania określone w ust. 1 zapewniają ogólny obraz:

a) wszystkich obiektów energetycznego spalania, objętych niniejszą dyrektywą;

b) emisji ditlenku siarki i tlenków azotu, wyrażonych w tonach na rok oraz jako stężenia tych substancji w gazach odlotowych;

c) środków już podjętych lub rozważanych, w celu zmniejszenia emisji, jak również zmian w doborze wykorzystywanego paliwa;

d) zmian w metodach działania już dokonanych lub rozważanych;

e) ostatecznych zamknięć obiektów energetycznego spalania już dokonanych lub przewidzianych do zamknięcia; oraz

f) gdzie stosowne, dopuszczalnych wartości emisji określonych w programach w odniesieniu do istniejących obiektów.

Przy określaniu rocznych emisji i stężeń zanieczyszczeń w gazach odlotowych Państwa Członkowskie uwzględniają art. 12, 13 i 14.

3. Państwa Członkowskie, stosujące art. 5 lub przepisy uwag w załączniku III, lub przypisy do części A załącznika VI, corocznie przedkładają Komisji sprawozdania w tym zakresie.

Artykuł 16

Państwa Członkowskie ustalają kary mające zastosowanie do naruszeń przepisów krajowych, przyjętych na mocy niniejszej dyrektywy. Przewidziane w ten sposób kary są skuteczne, proporcjonalne oraz odstraszające.

Artykuł 17

1. Dyrektywa 88/609/EWG traci moc z dniem 27 listopada 2002 r., bez uszczerbku dla ust. 2 lub zobowiązań Państw Członkowskich dotyczących terminów transpozycji i zastosowania tej dyrektywy, wymienionych w załączniku IX do niniejszej dyrektywy.

2. W przypadku nowych obiektów, objętych pozwoleniem przed dniem 27 listopada 2002 r., jak określono w art. 4 ust. 1 niniejszej dyrektywy, art. 4 ust. 1, art. 5 ust. 2, art. 6, 15 ust. 3, załączniki III, VI, VIII i pkt A.2 załącznika IX do dyrektywy 88/609/EWG, ostatnio zmienionej dyrektywą 94/66/WE, pozostają w mocy do dnia 1 stycznia 2008 r., po którym zostają uchylone.

3. Odniesienia do dyrektywy 88/609/EWG interpretowane są jako odniesienia do niniejszej dyrektywy i są rozumiane zgodnie z tabelą korelacji z załącznika X do niniejszej dyrektywy.

Artykuł 18

1. Państwa Członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne, niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy do dnia 27 listopada 2002 r. i niezwłocznie powiadamiają o tym Komisję.

Przepisy przyjęte przez Państwa Członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Metody dokonywania takiego odniesienia określane są przez Państwa Członkowskie.

2. W odniesieniu do istniejących obiektów oraz w odniesieniu do obiektów, dla których pozwolenie przyznawane jest na podstawie art. 4 ust. 1, przepisy części A pkt 2 załącznika VIII stosuje się od dnia 27 listopada 2004 r.

3. Państwa Członkowskie przekazują Komisji teksty podstawowych przepisów prawa krajowego, przyjętych w dziedzinach objętych niniejszą dyrektywą.

Artykuł 19

Niniejsza dyrektywa wchodzi w życie w dniu jej opublikowania w Dzienniku Urzędowym Wspólnot Europejskich.

Artykuł 20

Niniejsza dyrektywa skierowana jest do Państw Członkowskich.









ZAŁĄCZNIK I

PUŁAPY I CELE ZMNIEJSZENIA EMISJI DLA SO2 Z ISTNIEJĄCYCH OBIEKTÓW ( 15 ) ( 16 )







Państwo Członkowskie 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Emisje SO2 przez duże obiekty energe-tycznego spalania z 1980 r. (w kilotonach)Pułap emisji (kilotona/rok) Pułap emisji (kilotona/rok)Pułap emisji (kilotona/rok) % redukcji ponad emisje z 1980 r. % redukcji ponad dostosowane emisje z 1980 r. Faza 1 Faza 2 Faza 3 Faza 1 Faza 2 Faza 3 Faza 1 Faza 2 Faza 3 1993 1998 2003 1993 1998 2003 1993 1998 2003 Belgia 530 318 212 159 –40 –60 –70 –40 –60 –70 ▼M1 Bułgaria 1 734 1 410 1 300 1 190 -19 -25 -31 -19 -25 -31 ▼A1 Republika Czeska 1 408 919 303 155 –35 –79 –89 –35 –79 –89 ▼B Dania 323 213 141 106 –34 –56 –67 –40 –60 –70 Niemcy 2 225 1 335 890 668 –40 –60 –70 –40 –60 –70 ▼A1 Estonia 240 123 91 76 –49 –62 –68 –49 –62 –68 ▼B Grecja 303 320 320 320 +6 +6 +6 –45 –45 –45 Hiszpania 2 290 2 290 1 730 1 440 0 –24 –37 –21 –40 –50 Francja 1 910 1 146 764 573 –40 –60 –70 –40 –60 –70 Irlandia 99 124 124 124 +25 +25 +25 –29 –29 –29 Włochy 2 450 1 800 1 500 900 –27 –39 –63 –40 –50 –70 ▼A1 Cypr 17 29 32 34 +71 +88 +100 +71 +88 +100 Łotwa 60 40 30 25 –30 –50 –60 –30 –50 –60 Litwa 163 52 64 75 –68 –61 –54 –68 –61 –54 ▼B Luksemburg 3 1,8 1,5 1,5 –40 –50 –60 –40 –50 –50 ▼A1 Węgry 720 429 448 360 –40 –38 –50 –40 –38 –50 Malta 12 13 17 14 +14 +51 +17 +14 +51 +17 ▼B Niderlandy 299 180 120 90 –40 –60 –70 –40 –60 –70 Portugalia 115 232 270 206 +102 +135 +79 –25 –13 –34 ▼A1 Polska 2 087 1 454 1 176 1 110 –30 –44 –47 –30 –44 –47 ▼M1 Rumunia 561 692 503 518 23 -10 -8 23 -10 -8 ▼A1 Słowenia 125 122 98 49 –2 –22 –61 –2 –22 –61 Słowacja 450 177 124 86 –60 –72 –81 –60 –72 –81 ▼B Zjednoczone Królestwo 3 883 3 106 2 330 1 553 –20 –40 –60 –20 –40 –60 Austria 90 54 36 27 –40 –60 –70 –40 –60 –70 Finlandia 171 102 68 51 –40 –60 –70 –40 –60 –70 Szwecja 112 67 45 34 –40 –60 –70 –40 –60 –70









ZAŁĄCZNIK II

PUŁAPY I CELE ZMNIEJSZENIA EMISJI DLA NOx Z ISTNIEJĄCYCH OBIEKTÓW ( 17 ) ( 18 )







Państwo Członkowskie 0 1 2 3 4 5 6 Emisje NOx (jako NO2) dużych obiektów energetycznego spalania z 1980 r. (w kilotonach) Pułap emisji NOx (kilotona/rok)Pułap emisji NOx (kilotona/rok) % redukcji ponad emisje 1980 r. % redukcji ponad uzgodnione emisje 1980 r. Faza 1 Faza 2 Faza 1 Faza 2 Faza 1 Faza 2 1993 (1) 1998 1993 (1) 1998 1993 (1) 1998 Belgia 110 88 66 –20 –40 –20 –40 ▼M1 Bułgaria 155 125 95 -19 -39 -19 -39 ▼A1 Republika Czeska 403 228 113 –43 –72 –43 –72 ▼B Dania 124 121 81 –3 –35 –10 –40 Niemcy 870 696 522 –20 –40 –20 –40 ▼A1 Estonia 20 10 12 –52 –40 –52 –40 ▼B Grecja 36 70 70 +94 +94 0 0 Hiszpania 366 368 277 +1 –24 –20 –40 Francja 400 320 240 –20 –40 –20 –40 Irlandia 28 50 50 +79 +79 0 0 Włochy 580 570 428 –2 –26 –20 –40 ▼A1 Cypr 3 5 6 +67 +100 +67 +100 Łotwa 10 10 9 –4 –10 –4 –10 Litwa 21 8 11 –62 –48 –62 –48 ▼B Luksemburg 3 2,4 1,8 –20 –40 –20 –40 ▼A1 Węgry 68 33 34 –51 –49 –51 –49 Malta 1.7 7 2.5 +299 +51 +299 +51 ▼B Niderlandy 122 98 73 –20 –40 –20 –40 Portugalia 23 59 64 +157 +178 –8 0 ▼A1 Polska 698 426 310 –39 –56 –39 –56 ▼M1 Rumunia 135 135 77 -1 -43 -1 -43 ▼A1 Słowenia 17 15 16 –12 –6 –12 –6 Słowacja 141 85 46 –40 –67 –40 –67 ▼B Zjednoczone Królestwo 1 016 864 711 –15 –30 –15 –30 Austria 19 15 11 –20 –40 –20 –40 Finlandia 81 65 48 –20 –40 –20 –40 Szwecja 31 25 19 –20 –40 –20 –40 (1) Państwa Członkowskie mogą z przyczyn technicznych opóźnić do dwóch lat datę fazy 1 dla zmniejszenia emisji NOx przez powiadomienie Komisji w ciągu jednego miesiąca od notyfikacji niniejszej dyrektywy.









ZAŁĄCZNIK III

DOPUSZCZALNE WARTOŚCI EMISJI DLA SO2

Paliwa stałe

A. Dopuszczalne wartości emisji SO2 wyrażone w mg/Nm3 (6 % zawartości O2) które mają zostać zastosowane przez nowe i istniejące obiekty odpowiednio na podstawie art. 4 ust. 1 i art. 4 ust. 3: Uwaga: W przypadku gdy powyższa dopuszczalna wartość emisji nie może być osiągnięta z uwagi na właściwości paliwa, stopień odsiarczania co najmniej 60 % jest osiągany w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej mniejszej niż lub równej 100 MWth, 75 % dla obiektów większych niż 100 MWth i mniejszych lub równych 300 MWth oraz 90 % dla obiektów większych od 300 MWth. Dla obiektów większych niż 500 MWth stosuje się stopień odsiarczania co najmniej 94 % lub co najmniej 92 % w przypadku gdy umowę na montaż sprzętu odsiarczania gazu spalinowego lub nawapniania zawarto, a działanie instalacji zostało rozpoczęte przed dniem 1 stycznia 2001 r.

B. Dopuszczalne wartości emisji SO2 wyrażone w mg/Nm3 (zawartość tlenu 6 %) które mają zostać zastosowane dla nowych i istniejących obiektów na podstawie art. 4 ust. 2, z wyjątkiem turbin gazowych.



Typ paliwa 50-100 MWth 100-300 MWth > 300 MWth Biomasa 200 200 200 Ogółem 850 200 (1) 200 (1) Z wyjątkiem przypadku najbardziej peryferyjnych regionów, gdzie stosuje się od 850 do 200 mg/Nm3 (spadek liniowy). Uwaga: W przypadku gdy powyższa dopuszczalna wartość emisji nie może być osiągnięta z uwagi na właściwości paliwa, instalacje muszą osiągać 300 mg/Nm3 SO2 lub musi być osiągnięty stopień odsiarczania co najmniej 92 % w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej mniejszej lub równej 300 MWth i w przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej większej od 300 MWth stopień odsiarczania musi być co najmniej 95 % wraz z najwyższą dopuszczalną wartością emisji stanowiącą 400 mg/Nm3.









ZAŁĄCZNIK IV

DOPUSZCZALNE WARTOŚCI EMISJI DLA SO2

Paliwa płynne

A. Dopuszczalne wartości emisji SO2, wyrażone w mg/Nm3 (3 % zawartości O2), które mają zostać zastosowane przez nowe i istniejące obiekty odpowiednio na podstawie art. 4 ust. 1 i art. 4 ust. 3:

B. Dopuszczalne wartości emisji SO2, wyrażone w mg/Nm3 (3 % zawartości O2), które mają zostać zastosowane przez nowe obiekty na podstawie art. 4 ust. 2, z wyjątkiem turbin gazowych.



50-100 MWth 100-300 MWth > 300 MWth 850 400-200 (spadek liniowy) (1) 200 (1) Z wyjątkiem przypadku najbardziej peryferyjnych regionów, gdzie stosuje się od 850-200 mg/Nm3 (spadek liniowy). W przypadku dwóch instalacji o nominalnej mocy cieplnej 250 MWth na Krecie i Rodos, które mają zostać objęte pozwoleniem przed dniem 31 grudnia 2007 r., stosuje się dopuszczalną wartość emisji 1 700 mg/Nm3.









ZAŁĄCZNIK V

DOPUSZCZALNE WARTOŚCI EMISJI DLA SO2

Paliwa gazowe

A. Dopuszczalne wartości emisji SO2, wyrażone w mg/Nm3 (zawartość tlenu 3 %), które mają zostać zastosowane przez nowe i istniejące obiekty na podstawie art. 4 ust. 1 i art. 4 ust. 3 odpowiednio:



Typ paliwa Wartości dopuszczalne (mg/Nm3) Paliwa gazowe ogółem 35 Gaz skroplony 5 Gazy niskokaloryczne ze zgazowania pozostałości rafineryjnych, gazy z pieców koksowniczych oraz gazy wielkopiecowe 800 Gaz ze zgazowania węgla (1) (1) Rada ustali dopuszczalne wartości emisji dla takiego gazu na późniejszym etapie na podstawie propozycji, które ma przedłożyć Komisja w świetle dalszego doświadczenia technicznego.

B. Dopuszczalne wartości emisji SO2, wyrażone w mg/Nm3 (3 % zawartości O2), które mają być zastosowane przez nowe obiekty na podstawie art. 4 ust. 2:



Paliwa gazowe ogółem 35 Gaz skroplony 5 Niskokaloryczne gazy koksownicze 400 Niskokaloryczne gazy wielkopiecowe 200









ZAŁĄCZNIK VI

DOPUSZCZALNE WARTOŚCI EMISJI DLA NOX (MIERZONE JAKO NO2)

A. Dopuszczalne wartości emisji NOx, wyrażone w mg/Nm3 (6 % zawartości O2 dla paliw stałych, 3 % dla paliw płynnych i gazowych), które mają zostać zastosowane przez nowe i istniejące obiekty odpowiednio na podstawie art. 4 ust. 1 i art. 4 ust. 3:



Typ paliwa Wartości dopuszczalne (1) (mg/Nm3) Stałe: (2) (3) 50-500 MWth 600 > 500 MWth 500 Od dnia 1 stycznia 2016 r.: 50-500 MWth 600 > 500 MWth 200 Płynne: 50-500 MWth 450 > 500 MWth 400 Gazowe: 50-500 MWth 300 > 500 MWth 200 (1) Z wyjątkiem przypadku najbardziej peryferyjnych regionów, gdzie stosuje się następujące wartości: ( 2 ) Do dnia 31 grudnia 2015 r. obiekty o nominalnej mocy cieplnej większej niż 500 MWth, które od 2008 r. nie będą funkcjonować dłużej niż 2 000 godzin rocznie (średnia krocząca z okresu pięciu lat): — w przypadku obiektu objętego pozwoleniem zgodnie z art. 4 ust. 3 lit a) — podlegają wartości dopuszczalnej dla tlenku azotu (mierzonej jako NO2) równej 600 mg/Nm3; — w przypadku obiektu podlegającego planowi krajowemu na mocy art. 4 ust. 6 — posiadają swój udział w planie krajowym, ocenionym na podstawie wartości dopuszczalnej równej 600 mg/Nm3. — Od dnia 1 stycznia 2016 r. takie obiekty nie działają dłużej niż 1 500 godzin rocznie (średnia krocząca w okresie pięciu lat), podlegają wartości dopuszczalnej emisji dla tlenku azotu (mierzonej jako NO2): 450 mg/Nm3). (3) Do dnia 1 stycznia 2018 r. w przypadku obiektów, które w okresie 12 miesięcy kończącym się dnia1 stycznia 2001 r. działały i kontynuują działanie, dla paliw stałych, w których zawartość ciał lotnych jest mniejsza niż 10 %, stosuje się wartość 1 200 mg/Nm3.

B. Dopuszczalne wartości emisji NOx wyrażone w mg/Nm3, które mają zostać zastosowane przez nowe obiekty na podstawie art. 4 ust. 2, z wyjątkiem turbin gazowych. Paliwa stałe (6 % zawartości O2)



Typ paliwa 50-100 MWth 100-300 MWth > 300 MWth Biomasa 400 300 200 Ogółem 400 200 (1) 200 (1) Z wyjątkiem przypadku najbardziej peryferyjnych regionów, gdzie stosuje się 300 mg/Nm3. Paliwa płynne (3 % zawartości O2)



50-100 MWth 100-300 MWth > 300 MWth 400 200 (1) 200 (1) Z wyjątkiem przypadku najbardziej peryferyjnych regionów, gdzie stosuje się 300 mg/Nm3. W przypadku dwóch instalacji o nominalnej mocy cieplnej 250 MWth na Krecie i Rodos, które mają uzyskać pozwolenia przed dniem 31 grudnia 2007 r., stosuje się dopuszczalną wartość emisji 400 mg/Nm3. Paliwa gazowe (3 % zawartości O2)



50-300 MWth > 300 MWth Gaz ziemny (uwaga 1) 150 100 Inne gazy 200 200 Turbiny gazowe Dopuszczalne wartości emisji NOx, wyrażone w mg/Nm3 (15 % zawartości O2), które mają być zastosowane przez pojedynczą jednostkę turbiny gazowej na podstawie art. 4 ust. 2 (wartości dopuszczalne stosuje się tylko powyżej 70 % obciążenia):



50 MWth (moc cieplna wg warunków ISO) Gaz ziemny (uwaga 1) 50 (uwaga 2) Paliwa płynne (uwaga 3) 120 Paliwa gazowe (inne niż gaz ziemny) 120 Turbiny gazowe do użytku na wypadek awarii, które działają krócej niż 500 godzin rocznie, są wyłączone z tych wartości dopuszczalnych. Operator takich obiektów jest zobowiązany do przedkładania corocznie zapisu takiego wykorzystanego czasu właściwym władzom. Uwaga 1: Gaz ziemny jest naturalnie występującym metanem o zawartości nie większej niż 20 % (objętościowo) składników obojętnych i innych składników. Uwaga 2: 75 mg/Nm3 w następujących przypadkach, gdy wydajność turbiny gazowej jest ustalona przy obciążeniu podstawowym według normy ISO: — turbiny gazowe wykorzystywane w połączonych systemach cieplnych i energii elektrycznej o ogólnej wydajności większej niż 75 %; — turbiny gazowe wykorzystywane w połączonych cyklicznie obiektach o rocznej średniej ogólnej wydajności elektrycznej większej niż 55 %; — turbiny gazowe dla urządzeń mechanicznych. Dla turbin gazowych o pojedynczym cyklu, niepodlegających żadnej z powyższych kategorii, ale o wydajności większej niż 35 % — ustalonej przy obciążeniu podstawowym według normy ISO — dopuszczalna wartość emisji wynosi 50*η/35, w przypadku gdy η jest wydajnością turbiny gazowej wyrażoną procentowo (oraz w warunkach obciążenia podstawowego według normy ISO). Uwaga 3: Tę dopuszczalną wartość emisji stosuje się tylko w odniesieniu do turbin gazowych opalanych średnimi i lekkimi destylatami.









ZAŁĄCZNIK VII

DOPUSZCZALNE WARTOŚCI EMISJI DLA PYŁU

A. Dopuszczalne wartości emisji pyłu, wyrażone w mg/Nm3 (6 % zawartości O2 dla paliw stałych, 3 % dla paliw płynnych i gazowych), które mają być zastosowane przez nowe oraz istniejące obiekty odpowiednio na podstawie art. 4 ust. 1 i art. 4 ust. 3:



Typ paliwa Nominalna moc cieplna (MW) Dopuszczalne wartości emisji (mg/Nm3) Stałe ≥ 500 < 500 50 (2) 100 Płynne (1) Wszystkie obiekty 50 Gazowe Wszystkie obiekty 5 jako zasada 10 dla gazów wielkopiecowych 50 dla gazów produkowanych w przemyśle stalowym, które mogą być wykorzystywane gdziekolwiek indziej (1) Wartość dopuszczalna 100 mg/Nm3 może być stosowana w odniesieniu do obiektów o nominalnej mocy cieplnej mniejszej od 500 MWth, spalających paliwo płynne o zawartości popiołu większej niż 0,06 %. (2) Wartość dopuszczalna 100 mg/Nm3 może być stosowana w odniesieniu do obiektów objętych pozwoleniem na podstawie art. 4 ust. 3 o nominalnej mocy cieplnej większej lub równej 500 MWth spalających paliwo stałe o kaloryczności mniejszej niż 5 800 kJ/kg (wartość kaloryczna netto), o zawartości wilgoci wyższej niż 45 % wagowo, oraz połączonej zawartości wilgoci i popiołu większej niż 60 % wagowo i zawartości tlenku wapnia większej niż 10 %.

B. Dopuszczalne wartości emisji pyłu, wyrażone w mg/Nm3, które mają zostać zastosowane przez nowe obiekty na podstawie art. 4 ust. 2, z wyjątkiem turbin gazowych: Paliwa stałe (6 % zawartości O2)



50-100 MWth > 100 MWth 50 30 Paliwa płynne (3 % zawartości O2)



od 50 do 100 MWth > 100 MWth 50 30 W przypadku dwóch instalacji o nominalnej mocy cieplnej 250 MWth na Krecie i Rodos, które mają zostać objęte pozwoleniem przed dniem 31 grudnia 2007 r., stosuje się dopuszczalną wartość emisji 50 mg/Nm3. Paliwa gazowe (3 % zawartości O2)



Jako zasada 5 Dla gazu wielkopiecowego 10 Dla gazów produkowanych w przemyśle stalowym, które mogą być wykorzystywane gdzie indziej 30









ZAŁĄCZNIK VIII

METODY POMIARÓW EMISJI

A. Procedury pomiarów i oceny emisji z obiektów energetycznego spalania

1. Do dnia 27 listopada 2004 r.

Stężenia SO2, pyłu, NOx są mierzone w sposób ciągły w przypadku nowych obiektów, którym przyznano pozwolenie na podstawie art. 4 ust. 1 o nominalnej mocy cieplnej większej niż 300 MW. Jednakże monitorowanie SO2 i pyłu musi być ograniczone do pomiarów przerywanych lub innych właściwych procedur oznaczeń, w przypadku gdy takie pomiary lub procedury, które muszą być zweryfikowane i zatwierdzone przez właściwe władze, mogą być stosowane dla uzyskania stężenia.

W przypadku nowych obiektów, którym przyznano pozwolenie na podstawie art. 4 ust. 1, nieobjętych akapitem pierwszym, właściwe władze mogą wymagać przeprowadzenia pomiarów ciągłych tych trzech zanieczyszczeń, w przypadku gdy zostało to uznane za niezbędne. W przypadku gdy nie są wymagane pomiary ciągłe, pomiary przerywane lub właściwe procedury określania zatwierdzone przez właściwe władze wykorzystywane są regularnie w celu przeprowadzenia oceny ilości wyżej wymienionych substancji obecnych w emisjach.

2. Od dnia 27 listopada 2002 r. i bez uszczerbku dla przepisów art. 18 ust. 2

Właściwe władze wymagają ciągłych pomiarów stężeń SO2, NOx i pyłu z gazów odlotowych z każdego obiektu energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej 100 MW lub większej.

W drodze odstępstwa od akapitu pierwszego pomiary ciągłe nie muszą być wymagane w następujących przypadkach:

— dla obiektów energetycznego spalania o żywotności mniejszej niż 10 000 godzin funkcjonowania;

— dla SO2 i pyłu z kotłów grzewczych i turbin gazowych opalanych gazem ziemnym;

— dla SO2 z turbin gazowych lub kotłów grzewczych opalanych olejem o znanej zawartości siarki, w przypadku gdy brak sprzętu odsiarczającego;

— dla SO2 z kotłów grzewczych opalanych biomasą, jeżeli operator może udowodnić, że emisje SO2 w żadnych warunkach nie przekraczają dopuszczalnych wartości emisji.

W przypadku gdy nie są wymagane pomiary ciągłe, pomiary przerywane wymagane są przynajmniej co sześć miesięcy. Alternatywnie, można wykorzystywać właściwe procedury określania, które muszą być zweryfikowane i zatwierdzone przez właściwe władze, do oceny ilości wyżej wymienionych zanieczyszczeń obecnych w emisjach. Takie procedury wykorzystują odpowiednie normy CEN, jak tylko będą one dostępne. Jeśli normy CEN nie są dostępne, stosuje się normy ISO, normy krajowe lub międzynarodowe, które zapewnią dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej

3. W przypadku obiektów, które muszą przestrzegać współczynników odsiarczania ustalonych w art. 5 ust. 2 i w załączniku III, stosuje się wymogi dotyczące pomiarów emisji SO2 ustalone w części A pkt 2. Ponadto systematycznie należy regularnie monitorować zawartość siarki w paliwie, które jest wprowadzane do obiektu energetycznego spalania.

4. Właściwe władze są powiadamiane o podstawowych zmianach w typie wykorzystanego paliwa lub sposobach działania obiektu. Decydują one, czy wymagania monitorowania ustanowione w pkt 2 są wciąż odpowiednie, czy wymagają dostosowania.

5. Pomiary ciągłe przeprowadzane zgodnie z pkt 2 obejmują odpowiednie parametry procesu działania, jak zawartość tlenu, temperatura, ciśnienie i zawartość pary wodnej. Stały pomiar zawartości pary wodnej w gazach spalinowych nie jest konieczny, pod warunkiem że zapewni się wysuszenie próbki gazu przed analizą emisji. Reprezentatywne pomiary, to jest pobieranie próbek i analiza, odpowiednich zanieczyszczeń i parametrów procesu, jak również referencyjne metody pomiarowe mające na celu kalibrację automatycznych systemów pomiarowych przeprowadzane są zgodnie z normami CEN, jak tylko będą one dostępne. Jeśli normy CEN nie są dostępne, stosuje się normy ISO, normy krajowe lub międzynarodowe, które zapewnią dostarczenie danych równoważnej jakości naukowej. Systemy pomiarów ciągłych podlegają kontroli za pomocą równoległych pomiarów z metodami referencyjnymi co najmniej raz w roku.

6. Wartość 95 % przedziałów ufności pojedynczego zmierzonego wyniku nie przekracza następujących wartości procentowych dopuszczalnej wartości emisji:



ditlenek siarki 20 % tlenki azotu 20 % pył 30 %. Potwierdzone godzinne i dzienne wartości średnie ustalane są ze zmierzonej wartości średniej godzinnej po odjęciu wartości przedziału ufności, określonego powyżej. Każdy dzień, w którym więcej niż trzy wartości średniej godzinnej są nieważne z powodu niesprawności lub utrzymania systemu pomiaru ciągłego, jest unieważniany. Jeżeli w ciągu roku więcej niż dziesięć dni jest nieważnych w odniesieniu do takich sytuacji, właściwe władze wymagają od operatora podjęcia odpowiednich środków w celu poprawy wiarygodności systemu ciągłego monitorowania.

B. Określenie całkowitej rocznej emisji obiektów energetycznego spalania.

Do 2003 r. włącznie właściwe władze uzyskują oznaczenie całkowitej rocznej emisji SO2 i NOx z nowych obiektów energetycznego spalania. Jeśli wykorzystywane jest ciągłe monitorowanie, operator obiektu energetycznego spalania dodaje oddzielnie dla każdego zanieczyszczenia masę zanieczyszczenia wyemitowaną każdego dnia na podstawie objętościowego natężenia przepływu gazów odlotowych. W przypadku gdy nie wykorzystuje się ciągłego monitorowania, oszacowania całkowitych rocznych emisji są ustalane przez operatora na podstawie części A pkt 1 w sposób zadowalający właściwe władze.

Państwa Członkowskie przekazują Komisji całkowite roczne emisje SO2 i NOx z nowych obiektów energetycznego spalania, w tym samym czasie, co komunikaty wymagane na podstawie części A pkt 3 dotyczące całkowitej rocznej emisji z istniejących obiektów.

Państwa Członkowskie ustalają, począwszy od roku 2004 i dla każdego kolejnego roku, spis poziomów emisji SO2, NOx i pyłów ze wszystkich obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej 50 MW lub większej. Właściwe władze uzyskują dla każdego obiektu działającego pod kontrolą jednego operatora danej lokalizacji następujące dane:

— całkowita roczna emisja SO2, NOx i pyłu (jako całkowita ilość cząstek zawieszonych),

— całkowita roczna ilość nakładu energii, związanej z wartością kaloryczną netto, w podziale na pięć kategorii paliw: biomasa, inne paliwa stałe, paliwa płynne, gaz ziemny, inne gazy.

Podsumowanie wyników tego spisu pokazujące oddzielnie emisje z rafinerii jest przekazywane Komisji co trzy lata w ciągu dwunastu miesięcy od końca danego okresu trzyletniego. Coroczne dane dotyczące poszczególnych obiektów są udostępniane Komisji na jej żądanie. Komisja udostępnia Państwom Członkowskim podsumowanie porównania i oszacowania krajowych spisów w ciągu dwunastu miesięcy od otrzymania spisów krajowych.

Począwszy od dnia 1 stycznia 2008 r. Państwa Członkowskie składają corocznie sprawozdania Komisji w sprawie istniejących obiektów zgłoszonych dla spełnienia warunków na mocy art. 4 ust. 4 wraz z zapisem czasu wykorzystanego i niewykorzystanego i czasu dozwolonej żywotności obiektu.

C. Oznaczenie całkowitej rocznej emisji istniejących obiektów do roku 2003 włącznie

1. Państwa Członkowskie ustalają, począwszy od roku 1990 i dla każdego kolejnego roku do 2003 r. włącznie, całkowite poziomy emisji dla istniejących obiektów obejmujące SO2 i NOx: — na podstawie poszczególnych obiektów dla obiektów powyżej 300 MWth i dla rafinerii; — na ogólnej podstawie dla innych obiektów energetycznego spalania, do których stosuje się niniejszą dyrektywę.

2. Metodologia wykorzystywana do tych spisów jest zgodna z wykorzystywaną do ustalania emisji SO2 i NOx z obiektów energetycznego spalania w 1980 r.

3. Wyniki tych spisów przekazywane są Komisji w dogodnie zagregowanej formie w okresie dziewięciu miesięcy od końca danego roku. Metodologia wykorzystywana do ustanowienia takich spisów emisji i szczegółowe informacje bazowe są udostępniane na żądanie Komisji.

4. Komisja organizuje systematyczne porównania narodowych spisów i, jeśli stosowne, przedkłada Radzie propozycje mające na celu zharmonizowanie metodologii spisów emisji, do celów skutecznego wykonania niniejszej dyrektywy.









ZAŁĄCZNIK IX

TERMINY TRANSPOZYCJI I WYKONANIA UCHYLONEJ DYREKTYWY

(określone w art. 17 ust. 1)







Dyrektywa Termin transpozycji Termin zastosowania 88/609/EWG (Dz.U. L 336 z dnia 7.12.1988, str. 1) 30 czerwca 1990 r. 1 lipca 1990 r. 31 grudnia 1990 r. 31 grudnia 1993 r. 31 grudnia 1998 r. 31 grudnia 2003 r. 94/66/WE (Dz.U. L 337 z dnia 24.12.1994, str. 83) 24 czerwca 1995 r.









ZAŁĄCZNIK X

TABELA KORELACJI

(określona w art. 17 ust. 3)







Niniejsza dyrektywa Dyrektywa 88/609/EWG artykuł 1 artykuł 1 artykuł 2 artykuł 2 artykuł 3 artykuł 3 artykuł 4 ust. 1 artykuł 4 ust. 1 artykuł. 4 ust. 2, 3 i 4 artykuł 4 ust. 5 artykuł 4 ust. 3 artykuł 4 ust. 6, 7 i 8 artykuł 5 artykuł 5 artykuł 6 artykuł 6 artykuł 7 artykuł 8 artykuł 8 artykuł 9 artykuł 9 artykuł 10 artykuł 10 artykuł 11 artykuł 11 artykuł 12 artykuł 12 artykuł 13 ust. 1 artykuł 13 artykuł 14 artykuł 14 artykuł 15 artykuł 15 ust. 1, 2 i 3 artykuł 16 ust. 1, 2 i 4 artykuł 16 artykuł 17 artykuł 18 ust. 1 akapit pierwszy i ust. 3 artykuł. 17 ust. 2 i 3 artykuł 18 ust. 1 akapit drugi, i ust. 2, oraz art. 19 artykuł 20 artykuł 18 załączniki I–VIII załączniki I–IX załącznik IX i X —