Rapport du maître d'ouvrage
Retrouvez le rapport du maître d'ouvrage sur la concertation préalable H2V
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Le procédé retenu pour la production d'hydrogène
Le procédé retenu pour la production d'hydrogène est celui de l'électrolyse de l'eau. Le procédé d'électrolyse est le seul aujourd'hui qui permet d'assurer une production d'hydrogène sans émissions de CO₂ ni polluants.
Plusieurs technologies d'électrolyseur sont aujourd'hui disponibles sur le marché pour la production d'hydrogène à des tailles industrielles et avec un niveau de maturité élevé :
- L'électrolyse alcaline, utilisée au niveau industriel depuis plus de 50 ans, est la technologie la plus établie avec des coûts d'investissement relativement faibles : elle utilise une solution d'hydroxyde de potassium (KOH, aussi appelée potasse) comme électrolyte et se déroule à température moyenne (80 °C à 160 °C) et à pression modérée (3 à 30 bars).
- La technologie à membrane échangeuse de protons, PEM (pour « Proton Exchange Membrane » en anglais) est une autre technique d'électrolyse, qui utilise une membrane solide comme électrolyte : celle-ci a l'avantage d'avoir une empreinte au sol plus faible et d'avoir une dynamique de réponse plus rapide que l'alcalin, mais son coût d'investissement demeure encore plus élevé que la technologie alcaline.
H2V est en discussion avec des fournisseurs d'équipements proposant les deux types de technologies : alcaline et PEM. Le choix final sera basé sur des critères de sûreté, de fiabilité et de coûts d'investissement et de d'exploitation.
Le procédé de production de e-méthanol
La production de e-méthanol s'effectue par la combinaison d'hydrogène et de dioxyde de carbone. Ces deux composés sont, dans un premier temps, mélangés au sein d'un réacteur où la méthanolation s'opère. Le fluide obtenu, contenant de l'eau et du méthanol, est ensuite dirigé vers deux colonnes de distillation afin de les séparer. Le méthanol obtenu, présentant un degré de pureté de plus de 99 %, est déversé dans un réservoir fermé.
Pour le projet H2V Marseille Fos :
- La production d'hydrogène de la phase 1 du projet (200 MW de capacité d'électrolyse, 28 000 tonnes de capacité annuelle) serait dédiée à la production de e-méthanol sur site ; le ratio de production hydrogène/méthanol étant de 0,2[1], la capacité de production de e-méthanol serait d'environ 130 000 à 140 000 tonnes ;
- Le dioxyde de carbone nécessaire à la réaction de méthanolation proviendrait d'industriels de la zone industrialo-portuaire ; le ratio de production CO2/méthanol étant de 1,5 environ[2], il est estimé un besoin de l'ordre de 210 000 tonnes de CO2.
Concernant les coproduits issus du process :
- L'eau produite par la réaction de méthanolation serait réutilisée après traitement dans le circuit de refroidissement (pris en compte dans le chiffrage des besoins en eau) ;
- Les liquides et gaz récupérés notamment lors de l'étape de distillation, seraient soit valorisés par combustion, soit traités directement sur site ;
- La chaleur résiduelle, c'est-à-dire non valorisée sur site, ferait l'objet d'études dédiées afin d'identifier d'autres utilisations au travers de réseaux de chaleur notamment. Cette valorisation permettrait alors une diminution des besoins en refroidissement du site et donc de la consommation en eau.
Le schéma suivant présente les différentes étapes de production du méthanol :
Les installations de production d'hydrogène et de e-méthanol
Le projet prévoit la construction d'une usine de production d'hydrogène composée des aménagements suivants qui pourront faire l'objet d'adaptations en fonction du design et de l'architecture retenues :
- Un poste électrique pour la connexion au réseau RTE ;
- 1 unité de production de e-méthanol et 2 unités de production d'hydrogène par électrolyse de l'eau au terme de la 1e phase, puis 6 au total au terme de la 2e phase, de capacité unitaire de 100 MW ;
- Des unités de traitement de l'eau et des eaux industrielles effluentes ;
- Des systèmes de refroidissement (tours aéroréfrigérantes) ;
- Des équipements de stockage d'hydrogène d'une capacité de 20 tonnes, afin d'assurer une continuité d'alimentation en cas d'interruption de la production
- Des équipements permettant le chargement de camions tube-trailer pour la distribution de l'hydrogène (postes de pesage, baies de chargement)
- Les locaux type poste de garde, maintenance, sociaux, … ;
- Des parkings pour véhicules légers et poids lourds, ainsi que des voiries de circulation ;
- Des bassins de rétention pour les eaux pluviales ;
- Des poteaux et réserves incendie.
Les unités de production sont identiques entre elles, et abritent le procédé de fabrication dans sa totalité. Ce dernier peut être décomposé selon le schéma suivant :
L'alimentation en électricité
L'usine de H2V Marseille Fos serait raccordée au réseau de transport électrique géré par RTE. Ce raccordement s'effectuerait en deux phases.
- Phase 1 : à l'horizon 2027, la parcelle H2V serait connectée au poste électrique 225 kV RTE « Darse » (voir vue aérienne ci-dessous) via une liaison souterraine de quelques centaines de mètres. La liaison souterraine serait dotée de trois câbles d'environ 10 à 20 cm de diamètre, dont la composition est indiquée ci-dessous. La pose des câbles se fait généralement à une profondeur de 1 à 1,5 m dans une tranchée large de 40 à 70 cm, à l'intérieur de fourreaux polyéthylène haute densité (PEHD) hors zone urbaine ou PVC en zone urbaine (voir les plans de coupe ci-dessous).
- Phase 2 : pour la seconde phase du projet, le raccordement de l'installation H2V s'effectuerait au niveau de tension 400 kV et nécessiterait donc de créer un nouveau raccordement. Ce raccordement s'effectuerait sur un futur poste 400 kV qui sera localisé sur une parcelle du môle central de la ZIP (voir vue aérienne ci-dessous), parcelle en cours de définition en lien avec les services du GPMM. Ce dernier devrait desservir un ensemble de projets industriels de la zone du Caban Tonkin. Le projet de H2V bénéficierait de cette nouvelle infrastructure mutualisée. Le raccordement à ce nouveau poste doit s'effectuer à horizon 2029 par voie aérienne ou souterraine 400 kV. À partir de la mise en service de la liaison 400 kV, la liaison souterraine 225 kV pourrait servir de liaison de secours.
H2V créerait également un poste client unique sur sa parcelle, pouvant être opéré aux deux niveaux de tension (400 et 225 kV). L'emplacement du poste est visible sur le plan de l'usine, présenté en partie 7.2 du dossier de concertation.
Plans de coupe de fourreaux PEHD et PVC
Secteur envisagé du futur poste 400 kV RTE
La source d'électricité
L'usine H2V serait alimentée en grande partie par le réseau électrique haute tension.
La source d'électricité serait déterminée en fonction des besoins des clients, en lien avec les règles européennes sur la labellisation de l'hydrogène renouvelable ou de l'hydrogène « bas carbone ». En effet, certains secteurs (transport routier en particulier) sont ou seront soumis à des obligations d'incorporation de carburants renouvelables ; l'hydrogène renouvelable fait partie des vecteurs énergétiques permettant de répondre à ces obligations.
D'autres secteurs, en particulier l'industrie, sont soumis à des obligations de réduction des émissions de gaz à effet de serre ; à ce titre l'hydrogène bas carbone peut constituer une solution d'approvisionnement.
Ainsi, selon les besoins du client, H2V serait en mesure de produire :
- De l'hydrogène renouvelable, via la conclusion de contrats d'achat de long terme (en anglais, « power purchase agreements » - PPA) avec des producteurs d'électricité solaire, éolienne ou hydraulique
- De l'hydrogène bas carbone, produit à partir de l'électricité du parc de production français ou bien de contrats directs d'approvisionnement en électricité nucléaire
L'alimentation en eau
La production d'hydrogène par électrolyse nécessite de l'eau pour deux usages :
- Le processus d'électrolyse : le besoin en eau déminéralisée pour le processus d'électrolyse génère un besoin en eau brute de 30 m3/h pour une unité de 100 MW, soit un besoin de 60 m3/h pour la première phase et de 180 m3/h pour la totalité du projet ;
- Le refroidissement de l'usine : le refroidissement serait réalisé par le biais de tours aéroréfrigérantes (TAR) à tirage forcé ; cette technologie nécessite de l'apport d'eau pour contrebalancer les évaporations et les purges. L'eau utilisée pour le refroidissement est restituée au milieu, soit sous forme de vapeur d'eau, soit sous forme de rejets d'eau.
S'ajoute à ces deux usages :
- Une consommation intermédiaire, liée au traitement de l'eau industrielle pour la mise à la qualité déminéralisée et le traitement (eaux de lavage, etc.)
- Une consommation d'eau pour la lutte anti-incendie
H2V souhaite intégrer les meilleures techniques disponibles pour réduire au maximum la consommation industrielle de ses sites. Un « comité eau » interne a été mis en place, qui a notamment pour objectif d'examiner les évolutions technologiques qui pourraient présenter un intérêt environnemental.
Les projets industriels situés sur l'emprise du Grand Port Maritime de Marseille sont tenus d'être raccordés et d'utiliser le réseau d'eau industrielle du Port. Cette eau est issue du pompage de l'eau du canal d'Arles à Fos, qui est un canal de dérivation du Rhône. L'eau proviendrait donc du Rhône. Des solutions alternatives ou de complément sont à l'étude, notamment la réutilisation d'eaux de rejet des industriels voisins de H2V, ou encore l'utilisation d'eau de mer.
La distribution de l'hydrogène
H2V a identifié deux principaux modes de distribution de l'hydrogène.
Distribution par canalisation d'hydrogène
La distribution de l'hydrogène produit par H2V à destination des industriels s'effectuerait par canalisation dédiée, seul moyen d'offrir aux consommateurs un degré de fiabilité suffisant compte tenu des volumes transités.
H2V contribue financièrement au projet Hynframed, porté par GRTgaz, qui vise à développer un réseau hydrogène sur le port de Marseille-Fos. H2V a ainsi financé la réalisation de l'étude de faisabilité du projet, qui s'est achevée l'année dernière, et a l'intention de financer l'étape suivante du développement du projet (réalisation des études techniques détaillées et préparation du dossier administratif).
Distribution de l'hydrogène par camion
La distribution d'hydrogène pourrait également être effectuée par camion « tube trailer » pour la desserte de stations-service de mobilité hydrogène. Cette solution offre une plus grande flexibilité et permet d'alimenter un réseau diffus de stations.
La gestion des risques
Les risques industriels d'une usine de production d'hydrogène bas carbone tiennent à la nature des gaz produits. L'hydrogène est extrêmement inflammable et l'oxygène est un comburant (c'est-à-dire un gaz qui permet la combustion de l'hydrogène quand une source de chaleur est présente).
La production d'hydrogène à partir de l'électrolyse de l'eau présente ainsi deux risques principaux :
- La fuite d'hydrogène, susceptible de générer un incendie ou une explosion ;
- Le mélange d'hydrogène et d'oxygène, susceptible de générer une explosion.
Concernant le e-méthanol, les risques principaux sont les fuites, au niveau des équipements de process ou des réservoirs de stockage de méthanol, susceptibles de provoquer des dommages environnementaux ou des incendies.
Les risques liés à la production ou à l'usage d'hydrogène sont pris en compte dans la réglementation française.
H2V prend en compte les risques industriels dès la phase de conception du projet. Compte tenu des caractéristiques de ses installations, l'usine de production d'hydrogène de H2V devrait relever de la réglementation sur les Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE)[3] et serait classée Seveso seuil haut, en raison des quantités prévisionnelles d'hydrogène et de e-méthanol sur site.
Afin de mettre en place les mesures de prévention et de gestion des risques adéquates, H2V a engagé un bureau d'étude spécialisé afin de réaliser l'étude de dangers du projet, requise pour un projet classé ICPE, et suit les recommandations de l'Institut national de l'environnement industriel et des risques (Ineris).
En phase d'exploitation, des mesures particulières seront mises en place permettant de garantir la maîtrise des risques.
La prise en compte des impacts du projet sur l'environnement et l'aménagement du territoire
Si à l'issue de la phase de concertation, le projet H2V Marseille Fos est confirmé, un dossier de demande d'autorisation environnementale (DDAE) sera déposé auprès de l'administration. Ce dossier devrait permettre de démontrer l'acceptabilité du projet et présenter l'ensemble des impacts et des enjeux sur l'environnement.
Il traitera en particulier des sujets suivants :
- Les prélèvements en eau et les rejets dans le milieu : l'eau brute utilisée fournie par le GPMM serait de l'eau issue du pompage dans un canal de dérivation du Rhône. A ce stade, la consommation d'eau brute envisagée est de 4,95 millions de m3 par an après mise en service de la phase 2. H2V étudie des optimisations techniques qui permettraient de réduire l'utilisation d'eau brute. L'utilisation d'eau de mer pour le refroidissement est également envisagée.
Les rejets seraient réalisés directement dans la mer, via une canalisation dédiée, après un traitement réalisé sur site. Ces rejets ne devraient pas causer de dégradation notable des abords du point de rejet ou d'ouvrages de toute nature situés dans le milieu récepteur. - Les milieux naturels : depuis juillet 2022, H2V a lancé un inventaire faune-flore ainsi qu'un inventaire des zones humides sur la parcelle identifiée. H2V étudie des pistes d'optimisation du plan d'implantation des ouvrages et aux mesures et aménagements à mettre en place pour limiter au maximum les impacts sur la faune et la flore présentes sur le site. Des mesures compensatoires devront être envisagées ensuite, en fonction des valeurs des impacts résiduels du projet sur les espèces protégées.
- Les rejets atmosphériques : la production d'hydrogène par électrolyse ne génère pas de gaz à effet de serre. H2V envisage de valoriser l'oxygène co-produit en parallèle de l'hydrogène, en le fournissant à des industriels voisins. La production de e-methanol génère des gaz de purges, qui seraient traités à travers des dispositifs adaptés visant à éviter les rejets atmosphériques.
Une partie des impacts du projet H2V Marseille Fos se cumuleront avec ceux des projets voisins Carbon et GravitHy, également menés sur la zone du Caban-Tonkin de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer (voir partie 5 « Le territoire du projet »). Une première approche des données communes aux trois projets est disponible sur une page dédiée du site de la Commission nationale du débat public : https://www.debatpublic.fr/coordination-des-concertations-carbon-h2v-gravithy-4495
Les impacts du projet sur l'aménagement du territoire
Pendant les travaux de construction, le trafic des poids lourds et des engins de chantier, ainsi que des véhicules légers pour l'intervention des personnels, atteindrait environ 100 camions jour et 70 véhicules légers.
En phase d'exploitation, les principaux entrants (eau, électricité, CO2) de l'usine de production d'hydrogène et de e-méthanol seraient acheminés par des réseaux de canalisations.
Le personnel se rendant sur le site, ainsi que les visiteurs, devraient augmenter le trafic de véhicules légers dans la zone. Après la mise en service de la phase 2, le site H2V Marseille Fos génèrerait environ 165 emplois directs (dont 30 salariés selon un système de 5x8), et 100 emplois indirects. Il est considéré que l'impact estimé sur le trafic serait de 130 véhicules par jour environ.
Enfin, il est envisagé que le site alimente les futures stations-service hydrogène du Sud-Est de la France. Le trafic lié à la distribution de l'hydrogène, soumis à la réglementation des transports de marchandises dangereuses, serait toutefois très limité au moment de la mise en service de la phase 1, en 2028 : moins de 20 camions/jour avant 2030. Il croîtrait ensuite de façon progressive pour atteindre : 50 camions en 2035 puis 70 à l'horizon 2040.
Glossaire
CNDP - Commission nationale du débat public : La CNDP est l'autorité indépendante garante du droit à l'information et à la participation du public sur l'élaboration des projets et des politiques publiques ayant un impact sur l'environnement[4].
E-carburant (pour électro-carburants) : carburants de synthèse fabriqués à partir d'hydrogène et de CO2, en utilisant de l'électricité décarbonée
E-méthanol : e-carburant pour la secteur maritime, liquide à température ambiante, dont la production est déjà industrialisée, notamment pour l'industrie chimique
Electrolyse de l'eau : réaction chimique, connue et utilisée depuis le 19ème siècle, permettant, sous l'effet d'un courant électrique, de décomposer l'eau (molécule H2O) en deux éléments : l'hydrogène (H2) et l'oxygène (O2).
Electrolyte : substance conductrice en raison de la présence d'ions mobiles.
GW (pour gigawatt) : unité de mesure de la puissance électrique.1 GW = 1 000 MW = 1 milliard de watts
ICPE - Installation classée pour la protection de l'environnement : classement réglementaire réservé aux installations qui, en raison des nuisances ou des risques de pollution ou d'accident qu'elles présentent, sont soumises à de nombreuses normes et à des autorisations. Une ICPE peut être une usine, mais aussi une installation agricole, une station-service, un hôpital, etc…
Méthanolation : procédé qui consiste à faire réagir des molécules de CO₂ avec des molécules d'hydrogène pour produire du méthanol (CH₃OH). La réaction chimique est la suivante : CO₂ + 3 H₂ –> CH₃OH + H₂O
Mix électrique : désigne les sources d'énergie utilisées dans la production d'électricité d'un pays.
Mix énergétique : désigne la répartition des différentes sources d'énergies primaires utilisées pour les besoins énergétiques dans une zone géographique donnée. Il inclut les énergies fossiles, le nucléaire et les différentes énergies renouvelables, qui peuvent être réutilisées pour produire de l'électricité, des carburants, de la chaleur ou du froid pour l'habitat ou l'industrie.
MW (pour mégawatt) : unité de mesure de la puissance électrique. 1 MW = 1 million de watts.
Natura 2000 : Depuis le sommet de Rio en 1992, l'Union européenne s'est engagée à enrayer la perte de la biodiversité sur ses territoires en créant un réseau de sites écologiques nommé Natura 2000. Constitué d'un ensemble de sites naturels, terrestres et marins, il vise à assurer la survie à long terme des espèces et des habitats particulièrement menacés, à forts enjeux de conservation en Europe.
PPRT – Plan de prévention des risques technologiques : document obligatoire pour les installations classées Seveso, il a pour objectifs de résoudre les situations difficiles en matière d'urbanisme héritées du passé et de mieux encadrer l'urbanisation future, au moyen de servitudes si besoin.
Seveso : classement de certaines installations industrielles qui manipulent, fabriquent, utilisent ou stockent des substances dangereuses. Les quantités de produits dangereux stockées sont prises en compte pour déterminer le classement ou non d'une installation en site Seveso.
Vaporeformage d'hydrocarbures : production de gaz de synthèse en présence de vapeur d'eau et d'hydrocarbures (notamment méthane et gaz naturel).
Wattheure (Wh) : Un wattheure (Wh) est une unité physique qui correspond à l'énergie consommée ou délivrée par un système d'une puissance de 1 Watt fonctionnant pendant une heure. 1 TWh («térawattheure») correspond à mille milliards de wattheures, ou à un milliard de kWh («kilowattheures»).
[1] Pour produire une tonne de e-methanol, la quantité d'hydrogène nécessaire est 0,2
[2] Pour produire une tonne de e-methanol, la quantité de CO2 nécessaire est de 1,49
[3] Selon le code de l'environnement (Livre 5 – Titre 1), les Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE) peuvent présenter des dangers ou des inconvénients pour la commodité du voisinage, pour la santé, la sécurité et la salubrité publiques, pour l'agriculture, pour la protection de la nature et de l'environnement ou pour la conservation des sites et des monuments.
[4] Voir le site de la CNDP : https://www.debatpublic.fr/cndp-une-entite-independante-671