Installation classée à Lestrem (62136), régime autorisation. Dernière inspection publiée : 19 mai 2026 — 6 points de contrôle avec suites administratives.
SI l'exploitant maîtrise le fonctionnement de ses installations et en assure le suivi conformément aux périodicités réglementaires et que ces dernières ont fait l'objet d'un arrêté complémentaire récent en date du /2023 dans le cadre de l'instruction du réexamen de ses conditions de fonctionnement de l'établissement imposé par son statut IED, certaines exigences de l'arrêté ministériel du /2018 modifié, sur la base duquel les valeurs limites d'émissions desdites installations ont été fixées, sont manquantes. Celles-ci concernent essentiellement les conditions d'exploitation autres que normales dites OTNOC. Ces phases, à l'origine d'émissions plus importantes qu'en fonctionnement normal, doivent faire l'objet d'un encadrement réglementaire, conformément à la réglementation européenne qui s'impose à l'établissement. L'exploitant devra donc transmettre un certain nombre d'informations concernant notamment les phases de démarrage et d'arrêt de ses installations, informations qui seront transcrites en prescriptions réglementaires par voie d'arrêté préfectoral complémentaire dont le projet sera proposé dans un rapport distinct.
11points de contrôle
6avec suites administratives
0susceptibles de suites
5sans suite
Type de combustible utilisé
Avec suites administratives
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 5-2-I et II
Les installations de cogénération du site ont été autorisées par l’arrêté interpréfectoral du 06/12/1999. Celles-ci sont composées de 2 lignes comprenant chacune 1 turbine à gaz (CG1 et CG2) et une chaudière de récupération (chaudières 8 et 9). Dans cet arrêté, il est précisé que les installations fonctionnent au gaz naturel, sans autre précision. La qualité et le maintien dans le temps de celle-ci vis-à-vis des combustibles utilisés n’y sont pas précisés. Depuis 2007, les installations fonctionnent également au biogaz, produit à partir des effluents de la station d’épuration de l’établissement en tant que coproduit de dégradation de la pollution. Ce biogaz est stocké dans 2 méthaniseurs et lavé par la biomasse du bassin aérobie, à contre courant, pour en abattre le CO2 et SO2. Le biogaz est injecté dans la chaudière de récupération, de façon concomitante avec le gaz naturel (pas de brûleur dédié), à une teneur inférieure à 1 %. Aucune injection n’est réalisée au niveau de la turbine. L’utilisation du biogaz au niveau des installations de cogénération a été ajoutée dans l’arrêté interpréfectoral du 18/12/2023 dit arrêté IED, sans qu’aucune notion de qualité ni de % de biogaz n’ait été précisée dans l’arrêté en question. En termes de connaissance de la qualité des combustibles utilisés dans les installations, s’agissant du biogaz, l’exploitant a précisé qu’une analyse fonctionnelle avait été réalisée au moment de l’introduction du combustible en 2007 par la société FIVES PILLARD, spécialiste des brûleurs industriels mais qu’aucune analyse de composition à fréquence régulière n’était réalisée en l’absence d’obligation réglementaire ainsi qu’en raison de la faible teneur utilisée. Interrogé sur les caractéristiques de ce biogaz, l’exploitant a signalé que sa teneur en soufre était mesurée par un appareil portatif tous les jours et sa teneur en méthane (CH4) par un analyseur en ligne afin de calculer les taux d’abattement du CO2 et SO2 par le laveur, ces mesures permettant de paramétrer le fonctionnement des installations et de protéger également l’économiseur de chaleur de la corrosion. Les résultats d’une analyse de l’APAVE réalisée sur le combustible en 2022 ont été présentés en séance. Le biogaz brut présentait une teneur en hydrogène sulfuré (H2S) de 0,33 % en volume, tandis que celle du biogaz lavé de 0,0005 %, soit un taux d’abattement de plus de 99,85 %. Une mesure de débit est également réalisée pour calculer le rendement de la chaudière. Le débit moy
Proposition de l'inspection : Demande de justificatif à l'exploitant, Demande d'action corrective
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 5-3
Les périodes OTNOC correspondent aux conditions d’exploitation autres que normales. Celles-ci comprennent : - les phases de démarrage et d’arrêt des appareils de combustion ; - les périodes d’indisponibilités soudaines et imprévisibles d’un combustible à faible teneur en soufre ou de gaz naturel ; - les périodes de panne ou de dysfonctionnement d’un dispositif de réduction des émissions. Ces périodes peuvent être à l’origine d’émissions atmosphériques plus importantes qu’en régime de fonctionnement normal. Concernant l’établissement ROQUETTE Frères à Lestrem, ces périodes n’ont fait l’objet d’aucune description ni prescription spécifiques, que ce soit dans l’arrêté interpréfectoral du 06/12/1999 pour la mise en exploitation des lignes de cogénération ou dans l’arrêté interpréfectoral du 18/12/2023 dit IED. Celles-ci devront être réglementées et donc faire l’objet d’un arrêté préfectoral complémentaire. En termes de durée de fonctionnement des lignes de cogénération, l’exploitant a déclaré dans l'outil GEREP une durée de 7 172 h au titre de l’année 2025, soit environ 298/365 jours (+ 80 % de l'année). Les installations s’arrêtent relativement peu selon l’exploitant. Une ligne de cogénération est toutefois à l’arrêt depuis mars 2026 pour maintenance. Les périodes OTNOC identifiées par l’exploitant au niveau de l’installation concernent essentiellement le démarrage des lignes. Celui-ci passe par le démarrage des chaudières seules, puis des turbines seules, puis le couplage des équipements. L’exploitant rappelle que des valeurs limites d’émissions spécifiques ont été fixées dans l’arrêté interpréfectoral du 18/12/2023 dit arrêté IED pour encadrer ces phases de démarrage qui sont limitées dans le temps. Aucun dispositif de réduction des émissions n’est en place. A noter que les turbines sont des équipements bas NOx. S’agissant de l’arrêt des installations, celui-ci passe par un régime transitoire qui intervient sur moins d’une heure. Pour ce faire, la charge de l’installation est baissée à 25 %, la puissance de la turbine abaissée à 15 MW ou 4 MW (40 % des 42 MWe). A 4 MW, la turbine s’arrête. A partir de 25 % de charge, la chaudière de récupération bascule en air ambiant jusqu’à son arrêt.10/22 Les émissions interviennent entre 55 à 100 % de la puissance maximale, phase transitoire de montée et de descente de charge incluses. La phase de démarrage dure sensiblement 2h-2h30 avant la stabilisation à 55 % de la puissance maximale de l’installation. Les phases de
Proposition de l'inspection : Demande de justificatif à l'exploitant
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 14
Comme précisé au point de contrôle précédent, les périodes de démarrage et d’arrêt des grandes installations de combustion n’ont pas été fixées dans les arrêtés préfectoraux encadrant leur fonctionnement. L’Inspection fait part à l’exploitant de la Décision d’exécution de la Commission européenne susvisée en détaillant les critères de fixation, basés notamment sur un % fixe de la puissance électrique, s’agissant de la cogénération. Comme précisé dans les considérants de cette décision, la définition de ces périodes de démarrage et d’arrêt est nécessaire pour évaluer le respect des valeurs limites d’émission fixées à l’annexe V de la directive IED ainsi que pour déterminer le nombre d’heures d’exploitation des installations. L’exploitant signale que sa réflexion a plutôt été orientée sur le taux de charge desdites installations, un pourcentage fixe de la puissance électrique tel qu’envisagé par la Décision lui paraissant peu pertinent au regard d’une variabilité constatée dans ladite puissance en fonction de la température extérieure. Demande à formuler à l’exploitant à la suite du constat : Demande n°5 : L’exploitant transmettra à l’Inspection de l’Environnement les caractéristiques de ses phases de démarrage et d’arrêt de ses installations de cogénération afin que celles-ci puissent faire l’objet d’un arrêté complémentaire répondant à ses obligations réglementaires. Ces caractéristiques devront répondre aux critères fixés par la Décision 2012/249/UE de la Commission du 07/05/2012 s’agissant d’installations de production d’électricité [% fixe de la puissance électrique nominale de l’installation de combustion] sauf à démontrer le recours à d’autres critères plus pertinents. Demande n°6 : L’exploitant devra procéder à une évaluation a minima annuelle de ses phases OTNOC (nombre de phases, leur durée, les actions correctives mises en œuvre…) ainsi que de celle de leurs émissions associées dans le but de dégager des pistes d’amélioration visant à en réduire l’occurrence. Une telle demande fera l’objet d’une prescription dans le projet d’arrêté complémentaire dont il est fait état dans le constat ci-dessus.
Proposition de l'inspection : Demande d'action corrective, Demande de justificatif à l'exploitant
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 30-1
S’agissant de l’entrée en vigueur de la disposition contrôlée dans le cas de ROQUETTE Lestrem, celle-ci est applicable depuis le 04/12/2023, soit quatre ans après la parution au Journal Officiel de l’Union européenne de la décision d’exécution établissant les conclusions sur les Meilleures Techniques Disponibles (MTD) relatives à la rubrique principale IED de l’établissement (BREF FDM, rubrique 3642-2 de la nomenclature des installations classées liée au traitement et transformation, à l’exclusion du seul conditionnement, des matières premières uniquement végétales avec une capacité de production supérieure à 300 tonnes de produits finis par jour). Comme précisé au point de contrôle n°2, une mesure directe des émissions en concentrations est réalisée par un organisme agréé en phase tuning, soit sensiblement tous les 2 ans. Le restant du temps et lors des autres phases d’OTNOC, les paramètres O2, CO, NO voire NO2 et SO2 sont suivis par des analyseurs en continu. Le suivi assuré par ces analyseurs en continu est reporté sur des baies de contrôle (1 par équipement : turbines, chaudière 8 et chaudière 9). Ces baies ont été visualisées lors de la visite terrain. Celle pour la turbine 2 affichait les résultats suivants (sachant que la ligne 1 était à l’arrêt pour maintenance) : 02 : 14,7 %; CO : 27 %, NO : 9 %. Celles des chaudières les résultats suivants : - chaudière 8 (à l’arrêt, celle-ci fonctionnant avec la turbine n°1) : 02 : 20,99 %, CO : 0 %, NO : 0,4 %, NO2 : 0,1 % et SO2 : 0,6 %; - chaudière 9 : 02 : 13,4 %, CO : 13 %, NO : 11,8 %, NO2 : 7,4 % et SO2 : 0,3 %. A noter qu’un compteur est en place au niveau de la distribution de biogaz avec report au niveau des baies des chaudières. L’exploitant précise qu’il dispose d’une valise de combustion en cas de défaut sur les analyseurs en ligne. Le rendement des installations est calculé en continu également. Lors de la visite terrain, celui-ci était de plus de 90 % avec un rendement électrique de 25 %. Lors de la visite terrain, a également été visualisée une des salles de contrôle de la cogénération, sachant que l’exploitant dispose d’une salle « miroir » pour la maintenance. Un livret de chaufferie en format papier y est présent où toutes les opérations survenant sur les installations y sont consignées. Le Responsable production utilités/chaudières est en charge du report des éléments du livret papier sur le registre chaufferie informatisé. Le 05/01/2026 a été noté le redémarrage de la ligne 2 de la cogénérat
Proposition de l'inspection : Demande d'action corrective
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 13-II
La valeur limite d’émission reprise dans l’arrêté du 18/12/2023 correspond bien à celle prévue par l’arrêté ministériel du 03/08/2018 modifié. Il n’y aura donc pas lieu de fixer une valeur modificative. Si l’Inspection de l’environnement est destinatrice des résultats d’autosurveillance mensuels pour les paramètres SO2, NOX, CO et O2, elle ne dispose d’aucune donnée quant au respect de la valeur limite d’émission en HAP pour le site. Les émissions de ce polluant ne sont pas non plus déclarées dans GEREP, le seuil de déclaration de 50 kg/an fixé par l’arrêté ministériel du 31/01/2008 relatif au registre et à la déclaration annuelle des émissions et des transferts de polluants et des déchets n’étant certainement pas atteint. Demande à formuler à l’exploitant à la suite du constat : Demande n°9 : L’exploitant transmettra à l’Inspection les résultats des contrôles réalisés sur les installations de cogénération au titre de l’année 2025 sur les paramètres qui ne font pas l’objet d’une transmission mensuelle, à savoir les COVnM, les HAP, les métaux et les poussières.
Proposition de l'inspection : Demande de justificatif à l'exploitant
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 32 et 36
L’arrêté interpréfectoral du 06/12/1999, article 7.5 (Contrôles, 7.5.1 Autosurveillance et 7.5.2 Calage de l’autosurveillance) fixe des mesures en continu pour les paramètres O2, NOx, SOx et CO ainsi qu’une vérification des appareils à fréquence régulière. Une mesure a minima annuelle est également prévue pour ces polluants ainsi que pour les poussières, les COVNM, les HAP et les métaux par un organisme agréé. Demande à formuler à l’exploitant à la suite du constat : Demande n°10 : L’exploitant transmettra à l’Inspection l’analyse réalisée au titre de l’année 2025.
Proposition de l'inspection : Demande de justificatif à l'exploitant
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 10.II.d
Les émissions des chaudières de récupération des installations de cogénération sont réglementées par cet article 10.II.d (mises en service avant le 01/11/2010). Il est à noter que le BREF LCP qui s’applique aux installations de cogénération impose des NEA- MTD (Niveaux d’émissions Admissibles vis-à-vis des Meilleures Techniques Disponibles) en : - valeur limite d'émission (VLE) annuelle (sauf pour les installations fonctionnant moins de 1500 h/an) ; - VLE journalière = 110 % de la VLE mensuelle = VLE à respecter pour les mesures périodiques. L’arrêté interpréfectoral complémentaire du 18/12/2023 dit arrêté IED ne fixant que des valeurs limites d’émissions journalières pour les polluants à mesurer, celui-ci devra faire l’objet d’un arrêté complémentaire pour fixer également les valeurs limites d’émissions annuelles et mensuelles lorsque de telles valeurs sont applicables aux installations en fonction de leur durée de fonctionnement. Les valeurs limites d’émissions journalières, fixées par l’arrêté du 18/12/2023 pour les chaudières seules fonctionnant moins de 1500 h par an au gaz naturel, sont les suivantes : * SO2 = 35 mg/Nm3 ; NOx = 100 mg/Nm3 et pour les poussières = 5 mg/Nm3. Les valeurs limites mensuelles pour ces paramètres, non précisées par l’arrêté susvisé sont les suivantes : * SO2 = 38,5 mg/Nm3 ; NOx = 100 mg/Nm3 et pour les poussières = 5 mg/Nm3. Les valeurs limites d’émissions de l’arrêté du 18/12/2023 étant soit identiques soit plus contraignantes que celles de l’arrêté ministériel de prescriptions générales du 03/08/2018 (pour le SO2 en émissions journalières notamment), celles-ci n’auront pas à être modifiées, sauf à introduire une valeur limite d’émission mensuelle pour le SO2, comme le prévoit la réglementation, dans le projet d’arrêté complémentaire qui sera proposé dans un rapport distinct pour réglementer notamment les phases OTNOC (cf. points de contrôle précédents).
Thèmes : Actions nationales 2026 · d) Installations de combustion autorisées avant le 1er novembre 201015/22
VLE turbines
Sans suite administrative
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 11-II-c)
S’agissant des turbines seules fonctionnant moins de 1500 h/an (correspondant à des phases OTNOC), les valeurs limites d’émissions journalières fixées par l’arrêté du 18/12/2023 dit IED sont les suivantes : * SO2 = 10 mg/Nm3 ; NOX = 50 mg/Nm3 ; CO = 50 mg/Nm3 et Poussières = 5 mg/Nm3. Dans le cas du fonctionnement des installations couplées (turbines + chaudières), la concentration journalière en NOx a été fixée à 75 mg/Nm3 sur la base de la valeur prévue par la réglementation pour des turbines à gaz utilisées dans un système de production combinée de chaleur et d’électricité d’un rendement général supérieur à 75 %, ce qui est le cas des installations de l’établissement. Les valeurs limites d’émissions, fixées par l’arrêté du 18/12/2023, correspondant à celles de l’arrêté ministériel du 03/08/2018 modifié pour les paramètres SO2 et NOx et étant plus contraignantes pour le paramètre poussières, celles-ci n’auront pas lieu d’être modifiées. S’agissant du poids des installations de cogénération vis-à-vis des émissions globales de l’établissement, les déclarations GEREP de l’exploitant fournissent les informations suivantes : Émissionsde SO2 Données 2025 - gaz naturel (combustible 301) = 1 300 073 GJ, facteur émission = 5.10-4, soit 650,037 kg ; - biogaz (combustible 309) = 1 194 GJ, facteur émission = 0,007 soit 7,761 kg ; Laveur : rendement épuratoire de 95 % Émissions globales du site en SO2 2020 = 279,4 t ; 2021 = 214,9 t ; 2022 = 200,07 t ; 2023 = 65,1 t (mise en œuvre d’actions de réduction des émissions de SO2 au niveau d’un atelier du site) ; 2024 = 64,1 t ; 2025 = 84,4 t. Entre 2020 et 2025, les émissions du site en SO2 ont été réduites de quasiment 70 %. Ramenées aux émissions globales de SO2 déclarées pour le site au titre de l’année 2025, les installations de combustion y contribuent à hauteur de 0,78 %. Cette contribution peut donc être considérée comme anecdotique. A noter que l’article 7.4.3.3 (rejets en dioxyde de soufre) de l’arrêté interpréfectoral du 06/12/1999 qui dispose que : « L’ensemble des générateurs thermiques du site de Lestrem (lignes de cogénération + générateurs 1,2,3,4,6 et 7) ne doivent pas être à l’origine d’un flux annuel cumulé supérieur à 1000 t de SO2. » Au regard des déclarations annuelles de l’exploitant sous GEREP, la disposition est respectée. Émissionsde NOx Données 2025 - gaz naturel (combustible 301) = 1 300 073 GJ, facteur émission = 0,06 kg/GJ soit 78 t ; - biogaz (combustible 309) = 1 194 GJ, facteur émission = 0
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 13-III
L’arrêté du 18/12/2023 fixe bien une valeur de 110 mg/N3 pour les COVNM en valeur limite d'émission journalière. Cette valeur limite d’émission n’est donc pas à réajuster par voie d’arrêté préfectoral complémentaire.
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 13-VI-a)
L’arrêté du 18/12/2023 fixe une valeur limite d’émission de 10 mg/Nm3 pour la somme des métaux, ce qui correspond aux prescriptions de l’arrêté ministériel du 03/08/2018 modifié. Il n’y a donc pas lieu de modifier la valeur limite prescrite par voie d’arrêté préfectoral complémentaire.
Référence contrôlée : Arrêté Ministériel du 03/08/2018, article 23
Dans l’arrêté du 18/12/2023 réglementant les installations de cogénération sont précisées les fréquences de surveillance des paramètres, fixées en cohérence avec l'arrêté ministériel du 03/08/2018 modifié. Celles-ci sont les suivantes : - en continu + mesure annuelle pour les NOx, les SOx et le CO ; - semestrielle pour les poussières ; - annuelle pour les COVNM, les HAP et les métaux. Comme vu précédemment, chaque mois, l’exploitant transmet à l’Inspection de l’Environnement un relevé bilan mensuel pour les paramètres NOx, CO, SOx et O2. En termes de surveillance sur le terrain, la baie dont il est fait état au point de contrôle n°2 est instrumentée, alarmée et fonctionne en continu. Les données mesurées sont renvoyées sur la supervision de la salle de contrôle où un opérateur chaufferie est présent en permanence. S’agissant des émissions en NOX, une alarme est programmée à 33 mg/Nm3 à 15 % d’O2. Selon l’exploitant, ce niveau d’alarme a sensiblement 50 % de la valeur limite d’émission a été paramétré de façon historique pour prévenir toute dérive. Dans les bilans mensuels transmis à l’Inspection, les phases OTNOC n’apparaissent pas car les valeurs transmises correspondent aux moyennes journalières. L’exploitant suit également les durée de torchage.
Aucune suite administrative proposée n'est pas un label : cela veut dire que le dernier rapport que nous avons lu ne propose pas de suites sur les points qu'il a contrôlés — et un contrôle n'est jamais exhaustif, l'inspection le dit elle-même.
Un rapport daté sur cette entité
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