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Le calendrier des rencontres
Vos avis
Vos questions, nos réponses

 

La concertation est organisée quand le projet n’est pas encore défini précisément, avant les études détaillées et l’enquête publique. Elle permet à chacun de s’informer, de poser des questions, de faire des suggestions, de débattre : pourquoi ce projet ? Comment sera-t-il réalisé ? Quels en seront les effets ?
La concertation préalable a été menée par H2V et RTE sous l’égide de deux garantes nommées par la Commission nationale du débat public, Mmes Isabelle Jarry et Paola Orozco-Souël.

CALENDRIER DES RENCONTRES DE LA CONCERTATION PRÉALABLE

Réunions publiques, ouvertes à tous

• Loon-Plage – Jeudi 3 octobre 2019 à 18h – Salle du Conseil en mairie, 27 Place de la République
• Dunkerque – Jeudi 10 octobre 2019 à 18h – Salle Vergier, CCI Littoral Hauts-de-France, 512 Avenue de l’université
• Dunkerque – Jeudi 17 octobre 2019 à 15h30 – Amphithéâtre de l’ULCO, 189B Avenue Maurice Schumann
• Dunkerque – Mardi 12 novembre 2019 à 18h – Amphithéâtre de l’Hôtel communautaire, Pertuis de la marine

Ateliers, ouverts à tous

Mobilité hydrogène
• Dunkerque – Jeudi 24 octobre 2019 à 18h – Amphithéâtre de la Halle aux Sucres, 9003 Route du quai Freycinet 3 – Môle 1
Environnement
• Grande-Synthe – Jeudi 7 novembre 2019 à 18h – Maison de la Citoyenneté, 26 Avenue de l’ancien village

Rencontres de proximité, ouvertes à tous

• Grande-Synthe – mercredi 2 octobre 2019 de 12h à 14h – Galerie commerciale de Auchan
• Dunkerque – mercredi 9 octobre 2019 de 9h à 12h – Marché de Dunkerque

carte des rencontres citées ci-dessus

 

Vos avis

Posté le : mercredi 20 novembre 18:03 par Dunkerque Promotion

Le projet H2V 59 fait sens pour le développement économique du territoire de Dunkerque de par la dynamique de transition mise en œuvre au travers du programme structurant « Dunkerque l’Energie Créative » qui s’est concrétisée par une victoire dans l’appel d’offre « Territoires d’Innovation » de l’Etat français. Il s’inscrit également dans la dynamique régionale Rev3 et le rôle pionnier que souhaitent jouer les Hauts de France dans cette 3ème Révolution Industrielle dont l’hydrogène, vecteur de stockage de l’électricité, est un des piliers.

Le projet H2V 59 est emblématique de la vocation de Dunkerque et de la Flandre Maritime de consolider un rôle de pôle énergétique majeur en Europe. L’hydrogène vert produit par H2V 59 offrira la possibilité de diminuer fortement l’empreinte carbone du gaz naturel distribué au départ du terminal gazier GASSCO situé sur l’agglomération de Dunkerque.

Le projet H2V 59 permet d’imaginer, dans les années à venir, qu’une partie de la production d’hydrogène dunkerquoise soit utilisée pour des solutions de mobilités plus écologiques comme les bus à hydrogène ou les voitures électriques dont le rayon d’action sera ainsi, grâce aux piles à combustibles, fortement accru.

Enfin, la perspective qu’un fournisseur d’électrolyseurs, Hydrogen Pro, s’implante sur notre territoire est un bon exemple d’activités qui pourraient venir s’établir sur le dunkerquois dans le sillage du site H2V 59.

Posté le : lundi 18 novembre 15:04 par Jean Gravellier

Le projet H2V fait le pari d’une production massive d’hydrogène décarboné pour diminuer le coût de production de l’hydrogène. Il doit être soutenu non seulement pour sa vertu de décarbonation du gaz naturel, pour les emplois qu’il crée mais surtout par son positionnement de pionnier et du rôle qu’il jouera auprès de toute la filière hydrogène. La réussite du projet H2V donnera de la crédibilité à tous les membres de la filière hydrogène en France, il enverra un signal prix fort pour développer les usages.

Posté le : mercredi 13 novembre 17:10 par Cyrille Gaillard

Parce que le projet H2V propose de transformer l’électricité en hydrogène, il offre à l’Etat français un outil supplémentaire pour permettre qu’à chaque instant, l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité. C’est un sujet important avec la part plus importante des énergies renouvelables intermittentes, l’éolien et le solaire notamment, dans le mix énergétique français, il est à envisager que la France se retrouve dans la situation de l’Allemagne en 2017 au cours duquel des éoliennes ont dû être arrêtées parce que le réseau ne pouvait supporter autant d’énergie (Article du journal Die Welt du 18 juin 2018 « Deutschland verschenkt Ökostrom im Wert von 610 Millionen Euro »). Selon ce même journal l’équilibre du réseau électrique aurait représenté un coût de 1,4 milliards d’euros en 2017, dépassant les 1,4 milliards d’euros consacrés à ce défi en 2015. Le stockage d’excédents de production d’électricité sous forme d’hydrogène est une solution pertinente complémentaire des autres solutions existantes (batteries, barrages hydroélectriques, amélioration du réseau etc).

Reste à savoir quel opérateur serait légitime pour assurer ce stockage stratégique. A mes yeux, l’opérateur idéal resterait RTE qui est le mieux à même de connaître l’état du réseau en temps réel et qui est en mesure d’anticiper les ajustements nécessaires pour le bon équilibre entre la production et la demande.

Cela passe par une redéfinition du périmètre d’intervention de RTE afin que cette activité ne soit pas déstabilisante pour le marché (que RTE puisse stocker de l’énergie pourrait être interprété comme un risque de fausser le marché concurrentiel de l’énergie). L’Etat français a su faire évoluer le périmètre de RTE pour que RTE puisse prendre en charge le raccordement des champs éoliens offshore français au réseau, il doit être possible de faire également évoluer le statut de RTE pour que sa mission comporte cette dimension du stockage à vertu uniquement d’équilibre de son propre réseau (et ainsi de rester le maître du temps pour le calendrier de développement du réseau).

Si cette idée pouvait être mise en oeuvre, nul doute qu’elle serait un pas de géant pour développer une filière hydrogène en France, à Dunkerque mais aussi sur d’autres territoires où des solutions également sont en cours de déploiement pour produire de l’hydrogène vert. Elle permettrait à l’Etat d’accompagner les jeunes (et moins jeunes) entreprises de cette filière d’avenir vers des économies d’échelle qui leur permettraient ensuite de proposer un hydrogène vert à un prix compétitif, en attendant également que les réglementations permettent l’injection de l’hydrogène dans les réseaux de distribution de gaz, en attendant également que l’hydrogène soit davantage utilisé dans les solutions de mobilités individuelles ou collectives.

Posté le : mardi 12 novembre 13:34

Le dossier H2V est important pour le territoire !

Le coût de l’hydrogène fabriqué par électrolyse est lié à l’investissement mais surtout à celui de l’électricité, donc à son mode de production. La proximité du futur champ éolien en mer, TIGA et l’inscription au sein de la feuille de route de la Communauté urbaine de Dunkerque du vecteur hydrogène représentent des éléments évidents de contexte favorables au soutien du projet.

La voie de l’injection dans les réseaux existants, permet de sécuriser le modèle économique de production d’hydrogène vert pour l’industrie tout en permettant des effets d’échelle sur des sites de production majeurs.
La création d’un cadre d’un réglementaire qui permettrait l’injection de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, à travers des modalités de complément de rémunération est tout aussi important et il nous faut le soutenir.

H2V Product et son partenaire Hydrogen pro apportent par là même occasion de nouvelles opportunités d’emplois et de formations à l’heure où Dunkerque vient de valider ses deux formations d’ingénieurs.

Dunkerque Labellisé Territoire d’innovation, candidat aux contrats de transition écologique et au PIA Territoire d’industrie, ne peut que soutenir avec force le projet.

ce premier dossier industriel « hydrogène » doit pouvoir créer les conditions de développement de la filière hydrogène en Hauts-de-France. Il pourrait même nous faire réfléchir à des objectifs partagés afin de favoriser l’émergence de solutions dans le domaine de la production et des usages. A l’image du SMT Artois-Gohelle qui a lancé les premiers bus hydrogène en haut de France dans le cadre d’une nouvelle politique de mobilité verte. H2V doit pouvoir quant à lui, symboliser les prémices d’une feuille de route et d’une solution hydrogène pour la filière « industrielle à l’échelle de notre territoire et de la Région.

L’ambition de la société H2V Product, de construire et d’exploiter une usine de production d’hydrogène vert sur la zone du Grand Port Maritime de Dunkerque, dans la logique d’injection au réseau ou d’alimentation de structures industrielles, fait sens avec la dynamique du territoire et l’appuie d’autant plus, dans sa dimension économique que dans sa logique de transition. C’est un dossier qu’il nous faut défendre au regard de l’ensemble de ces éléments.

Posté le : mercredi 6 novembre 10:59

Dunkerque est une plateforme énergétique majeure en Europe
pour l’avenir économique de notre territoire et de notre région elle doit le rester
pour celà il faut y développer le « mix » énergétique bas carbone éolien, solaire, hydrogène tout en conservant notre production d’énergie actuelle bas carbone également
ce projet va dans ce sens et correspond aux enjeux du développement durable visant à la réduction des gaz à effet de serre. elle peut permettre également à nos industries d’y trouver des solutions innovantes à leur propre process de production.

Posté le : vendredi 25 octobre 23:39

Habitant à proximité de l’agglomération dunkerquoise je m’intéresse aux projets d’aménagement du territoire de cette région déjà très urbanisée et industrialisée. Je suis généralement opposé à la poursuite de l’artificialisation des terres mais dans ce cas précis le projet me semble totalement justifié car la production d’hydrogène vert est une nécessité absolue pour notre pays qui se doit d’avancer rapidement dans les thématiques de transition énergétique, en tête desquelles figurent les solutions de stockage de l’énergie qui sont aujourd’hui le principal point de blocage au déploiement des énergies renouvelables. Il me semble important de soutenir l’émergence d’acteurs comme H2V car ils représentent de beaux projets industriels qui permettront à la France d’entrer dans la compétition internationale pour le stockage de l’énergie à faible émissions. Je pense donc que ce projet a toute sa place dans l’écosystème industriel dunkerquois qui entame une transition vers des industries vertes. De plus les emplois créés sont des emplois de long terme, non délocalisables et non robotisables, les employés œuvreront au quotidien en faveur de la transition énergétique.

Posté le : jeudi 18 octobre 18:05

Bonjour, ce projet d’usine dans la région de Dunkerque est un pari fantastique, qui mérite d’arriver à exécution. D’abord pour la communauté locale qui verra son activité économique en profité. Egalement pour la planète en diminuant les émission de CO2 dans notre consommation courante. En fait, vous aller diminuer la quantité de gaz naturel non renouvelable et qui produit du gaz carbonique à effet de serre pendant sa combustion, par de l’hydrogène produit à partir de moyens renouvelables (solaire, vent, etc) et qui produit de la vapeur d’eau lors de sa combustion dans nos chaudières. J’espère jusque les autorités et les pouvoirs publiques vous aide et vous accompagne pour faciliter la mise en oeuvre de cette usine.
Je suis avec vous! Adé!

Avis déposé dans une des urnes mises à disposition du public

Je ne sais pas si c’est le but de ce formulaire, mais :

On aimerait des garanties des exploitants de favoriser l’emploi local. Quitte à former les habitants du bassin d’emploi.

Merci.

Avis déposé dans une des urnes mises à disposition du public

  • création d’emplois
  • revenus pour la commune suite à l’implantation de l’usine (je suppose)
  • pas d’impacts écologiques

Posté le : mardi 15 octobre 16:12

Bonjour,
Un beau projet pour la planète, la région et le développement économique !

Posté le : vendredi 11 octobre 17:26 par Franck Cazin

projet intéressant , à suivre

Posté le : jeudi 19 septembre 16:45

je suis d’accord avec ce projet

Vos questions, nos réponses

Posté le : mardi 19 novembre 12:27

j’ai lu dans 1 compte rendu que l’origine de l’ électricité renouvelable sera vérifiée par Power Next. Pour avoir 1 tarif bas, vous notez qu’1 appel d’offres européen sera lancé . Je comprends l’inquiétude des participants à cette concertation, sur la vérification de la provenance de cette électricité, car le problème se pose déjà, même en prenant de l’ électricité française. A-t-on vraiment besoin d’aller prendre à l’étranger cette énergie renouvelable, alors qu’il risque d’y avoir des éoliennes à Dunkerque ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

En conformité avec la réglementation européenne et française, H2V certifiera le caractère renouvelable de son électricité par l’achat de garanties d’origine à hauteur de sa consommation électrique. Pour chaque MWh consommé par H2V, 1 MWh renouvelable sera injecté sur le réseau électrique européen.

L’électricité peut être produite à partir de sources renouvelables (éolien, hydraulique, solaire, biomasse…) et ainsi avoir une origine « verte ». Mais une fois injectée dans le réseau électrique et lors de la consommation d’électricité dans l’usine H2V59, il n’est plus possible de distinguer cette production renouvelable de celles provenant d’un mode de production dit classique (à partir de combustible fossile ou par fission nucléaire).  Il est toutefois possible d’associer à chaque MWh d’électricité produite à partir d’une énergie renouvelable un certificat unique et ainsi certifier qu’elle provient d’une énergie renouvelable. H2V s’engage à n’acheter que de l’électricité d’origine renouvelable, grâce à ce système de certificat appelé « garanties d’origine ».

Ainsi c’est par la réglementation, tant au niveau européen et français que s’est définie la traçabilité de l’électricité renouvelable, où qu’elle soit produite en Europe. Par un arrêté publié le 4 septembre 2019, l’Etat a choisi la société Powernext pour gérer les garanties d’origine. Ce mécanisme permet de tracer les productions d’énergie provenant de sources renouvelables et garantit cette source aux consommateurs. Sur ce registre sont enregistrés les installations productrices et les consommateurs d’électricité verte.

Une garantie issue d’un pays de l’Espace Economique Européen (EEE) peut être utilisée dans n’importe quel autre pays de cet espace.

Concernant le projet de parc éolien offshore de Dunkerque, il est prévu de le mettre en service en 2026. Si le projet aboutit, il ne pourra donc pas fournir les besoins d’H2V59 au moins dans ces premières années d’exploitation.

H2V pourrait faire appel à de l’électricité renouvelable français, mais une fois injectée dans le réseau électrique, il n’est pas possible de distinguer l’origine de production de l’électricité puisque les réseaux sont interconnectés et que le marché unique permet de s’approvisionner dans les pays de la Communauté économique européenne (CEE). Il sera toutefois plus facile d’approvisionner l’électricité depuis des moyens de production renouvelables situés à proximité des sites H2V pour limiter son transport.

Une garantie d’origine a une durée de vie de 12 mois après la production de l’électricité correspondante, c’est-à-dire qu’elle peut être spécifiquement achetée dans les 12 mois qui suivent sa production. « L’émission de garanties d’origine peut être demandée jusqu’à 5 mois après la fin de la période de production concernée, et elles sont valides pendant un an après la fin de la période de production. Après expiration, elles ne peuvent ni être utilisées ni être transférées. » (site de Powernext).

Pour plus d’informations nous vous invitons à consulter le paragraphe « Electricité renouvelable et garanties d’origines » sur cette page : http://h2v59-concertation.net/comprendre-projet/#electricite.

Posté le : lundi 19 novembre 12:14

vous avez précisé que la construction de l’usine Hydrogène Pro pour la fabrication d’électrolyseurs serait envisageable sur le Dunkerquois, en cas de développement de l’hydrogène vert, grâce à H2V59. dans ce cas, n’oubliez pas que ces 2 usines n’ont pas besoin d’être raccordées. Il n’est donc pas indispensable que la 2è usine soit sur la zone de Loon Plage ou Mardyck.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

En effet l’usine H2V59 et l’usine HYDROGEN PRO, qui fabriquera les électrolyseurs de l’usine H2V59, n’ont pas besoin d’être raccordées.

HYDROGEN PRO vient de créer une filiale « Hydrogen pro France » implantée à Lille. H2V et HYDROGEN PRO ont ainsi signé un protocole d’accord comportant :

  • une commande ferme pour l’ingénierie (conception du procédé de fabrication de l’hydrogène) des usines H2V ;
  • l’engagement d’une commande ferme de H2V à HYDROGEN PRO pour les équipements (électrolyseurs mais aussi purificateurs, compresseurs, équipements électroniques…) si les projets de H2V en Normandie et dans les Hauts-de-France se poursuivent ;
  • l’engagement pour HYDROGEN PRO d’installer dans le dunkerquois une usine de production d’électrolyseurs et un centre de service, si les projets de H2V en France se poursuivent. Cependant aucun emplacement précis n’a encore été déterminé.

Posté le : mardi 19 novembre 11:02

le long du Mardygraacht, une hutte est entretenue par l’association de chasse de Mardyck. Faudra t il la déplacer si 1 wategang doit être dévié? j’ai cru comprendre qu’une hutte avait déjà été supprimée à cause des gazoducs. Pour la zone habitée du Pont à Roseaux de Mardyck, j’espère que le couloir technique du câble RTE est toujours dans les champs.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

La construction de l’usine H2V59 n’implique ni le déplacement ni la suppression d’un watergang. Seuls les fossés agricoles seront déviés.

La hutte de chasse est située en dehors du terrain d’emprise du projet H2V59. Il n’est donc pas prévu de déplacement de la hutte de chasse à notre connaissance. Si cela s’avérait nécessaire, une fois les études menées, c’est le Grand port maritime de Dunkerque (GPMD) qui est propriétaire et aménageur des terrains, qui serait responsable de cette décision.

Concernant la liaison électrique souterraine entre le poste électrique RTE de Grande-Synthe et l’usine H2V59, le tracé de liaison n’est pas encore déterminé à ce stade du projet.

La concertation « Fontaine » permettra de définir, sur la base des résultats des études menées, des apports de la concertation préalable et en concertation avec les élus et associations locales, le fuseau de moindre impact.  Et c’est seulement au sein de ce fuseau que le tracé définitif sera recherché en concertation avec les propriétaires concernés.

Ci-dessous, une carte de l’aire d’étude dans laquelle sera défini le fuseau de moindre impact :

Question déposée dans une des urnes mises à disposition du public

Y aura-t-il deux accès à l’usine (côté ouest et côté est) en cas de danger sur une autre usine Seveso ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

Comme vous pouvez l’observer sur le plan d’implantation prévisionnel et le plan de localisation de l’usine ci-dessous, l’usine H2V59 serait construite avec une entrée principale située au sud-est dans le prolongement de la route de la Warlande et un accès de secours au nord-est, route de Mardyck.

Par ailleurs, le périmètre de la parcelle de l’usine ne recoupe pas le zonage réglementaire des installations Seveso ou ICPE les plus proches.

Plan d’implantation du projet H2V59

Question déposée dans une des urnes mises à disposition du public

Bonjour,

Je voudrais savoir quelle possibilité permet ce projet sur l’emploi et quelle formation faudrait-il faire ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

H2V souhaite participer au développement de la filière hydrogène en développant, en construisant et en exploitant en France – en Normandie et dans les Hauts-de-France – les deux premières usines de production d’hydrogène vert d’une taille inédite. Celles-ci serviront de démonstrateurs et d’incubateurs d’un savoir-faire français en la matière.

Les emplois qui seront créés par H2V59 à Loon-Plage :

  • 70 emplois directs et pérennes (opérateurs + management, surveillance du site, entretien des espaces verts, maintenance spécialisée…) pendant la phase d’exploitation ;
  • 100 emplois indirects pendant les phases travaux (génie civil, bâtiment, soudure/tuyauterie…) et d’exploitation (surveillance, entretien, maintenance…).

Plus précisément, pour chacune des deux unités de production, les besoins de H2V59 sont :

  • 5 équipes de 6 technicien·ne·s : opérations, maintenance, contrôle, sécurité…
  • 1 équipe de 2 superviseurs : coordination, planning, contrôle…
  • 1 équipe de 3 managers : suivi de la comptabilité et des ressources humaines, planning et coordination des maintenances, gestion du personnel, contrôle et planification de la production…

Le démarrage des travaux est prévu fin 2020 pour une mise en service de l’usine en 2023. Les phases de recrutement et de formation auront lieu à partir de 2021. Aussi, H2V59 a prévu de travailler avec Entreprendre Ensemble, association dunkerquoise initiée par les collectivités locales et Pôle Emploi pour la préparation des phases de recrutement et de formation.

H2V59 recherchera principalement des personnes de niveau bac à bac + 2 de type électrochimie, automatisme, mécanique et procédés. Les futurs employé·e·s de H2V59 suivront une formation complémentaire spécifique à l’hydrogène et à nos procédés dans le but de suivre le démarrage de nos installations, l’exploitation et la maintenance. Pour cela H2V a prévu de lancer le projet H2V Académie pour former aux nouveaux métiers de l’hydrogène.

 En outre, H2V a signé un protocole d’accord avec Hydrogen Pro qui prévoit l’installation d’une usine de fabrication d’électrolyseurs dans le dunkerquois pour fournir des électrolyseurs à H2V pour ses projets H2V59 et H2V Normandy. En effet les projets H2V59 et H2V Normandy étant les plus importants de la filière d’hydrogène vert en Europe, Hydrogen Pro considère que des projets d’une telle taille nécessitent une présence locale pour son entreprise. À ce titre, Hydrogen Pro vient de créer une filiale « Hydrogen pro France » implantée à Lille et établira une usine de production et un centre de service à proximité de Dunkerque. Des recrutements et le recours à des fournisseurs locaux seront nécessaires car toute la chaine des sous-traitants (fournisseurs des transformateurs, redresseurs…) et de la maintenance des installations d’Hydrogen Pro s’installeront également près de Dunkerque.

Cette implantation d’Hydrogen Pro dans les Hauts de France est également prévue pour être le site de production des futures commandes d’autres projets en France et en Europe. À moyen terme, 50 emplois sont prévus par Hydrogen Pro, mais l’usine pourrait créer 100 emplois, si d’autres contrats sont noués avec des projets européens.

Posté le : lundi 11 novembre 8:12 par Mauricette SALENBIEN

Bonjour,
Suite à la tragédie sociale qu’a été la fermeture de la raffinerie TOTAL, un groupe de techniciens spécialisés a cherché une porte de sortie pour rebondir et sauver des emplois : ils ont travaillé dur sur le sujet qui nous intéresse ici ! et avec succès !!
Certes, ils étaient particulièrement investis car adhérents au syndicat CGT.
Sont-ils partie prenante dans votre projet ?
Vous êtes-vous servis de leurs travaux ?
Feront-ils partie des salariés qui se verront proposer un emploi parmi ceux promis ?
Leur engagement au syndicat CGT a-t-il été néfaste ou non à la prise en considération de leurs travaux, jusqu’à une reconnaissance qui s’imposait ?
Autre question éminemment importante pour nos porte-monnaies : les rendements de cette nouvelle usine permettront-ils de faire baisser la note d’électricité pour les consommateurs ? En effet, EDF n’ayant pas été capable de prévoir en provisions des travaux suffisants de maintenance dans ses usines nucléaires, cela nous vaut des hausses successives du prix de l’électricité : nous devons nous inquiéter d’ores et déjà de savoir s’il en sera de même pour l’usine du Projet H2V59 ???
Bien sûr, sur le plan de l’écologie, il semblerait que ce projet réponde à une nécessité de remplacer à long terme les usines nucléaires (?).
Salutations.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

Le projet de reconversion de l’ancienne raffinerie Total des Flandres, le projet BioTfuel, sur lequel nous n’avons pas d’informations, et le projet de production d’hydrogène vert porté par H2V sont des projets distincts et indépendants. Ils n’ont par exemple pas les mêmes actionnaires.

D’une part, le projet BioTfueL a pour objectif de développer une chaine complète de procédés pour produire du biogazole et du biokérosène de 2ème génération. Pour cela, le projet BioTfuel consiste à convertir, par voie thermochimique, de la biomasse lignocellulosique (paille, résidus forestiers, cultures dédiées…) en biocarburants. Le projet BioTfuel est par ailleurs un projet de démonstrateur de biocarburants qui n’a pas vocation à durer. D’autre part, le projet H2V59 vise à produire de l’hydrogène à partir d’électrolyse de l’eau en utilisant de l’électricité renouvelable et le mélanger au gaz naturel.

Par ailleurs, les emplois qui seront créés par H2V59 sont ouverts à tous :

  • 70 emplois directs et pérennes (opérateurs + management, surveillance du site, entretien des espaces verts, maintenance spécialisée…) pendant la phase d’exploitation ;
  • 100 emplois indirects pendant les phases travaux (génie civil, bâtiment, soudure/tuyauterie…) et d’exploitation (surveillance, entretien…).

H2V59 recherchera principalement des personnes de niveau bac à bac + 2 de type électrochimie, automatisme, mécanique et procédés. Les futurs employé·e·s de H2V59 suivront une formation complémentaire spécifique à l’hydrogène et à nos procédés dans le but de suivre le démarrage de nos installations, l’exploitation et la maintenance.

Le démarrage des travaux est prévu fin 2020 pour une mise en service de l’usine en 2023. Les phases de recrutement et de formation auront lieu à partir de 2021. Aussi, H2V59 a prévu de travailler avec Entreprendre Ensemble, association dunkerquoise initiée par les collectivités locales et Pôle Emploi pour la préparation des phases de recrutement et de formation.

Le projet H2V59 ne prévoit pas de produire de l’électricité et aura recours à un fournisseur d’électricité comme tout consommateur. En conformité avec la réglementation européenne et française, H2V certifiera le caractère renouvelable de son électricité par l’achat de garanties d’origine à hauteur de sa consommation électrique.

Par ailleurs, les choix concernant la production nucléaire sont définis par l’Etat dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie, et sont donc indépendants du projet H2V.

Les 28 000 tonnes d’hydrogène vert produit par H2V59 chaque année seraient injectées dans le réseau de GRTgaz. Cette injection d’hydrogène vert dans le réseau de transport de gaz (dénommée Power to gas) permettra à la fois de contribuer à décarboner le gaz et offrira une solution de stockage de l’électricité verte pour accompagner le développement des énergies renouvelables. L’hydrogène produit est destiné à fournir une consommation de gaz renouvelable à des clients privés.

L’usine H2V59 permettra donc de stocker l’électricité renouvelable sous forme de gaz et donc d’optimiser les moyens de production électrique intermittents en évitant sur le long terme d’arrêter des éoliennes ou des moyens de production solaire par exemple. Cela ne devrait pas influer sur le prix de l’électricité des consommateurs.

H2V59 aura besoin du mécanisme de soutien que l’Etat est en train de mettre en place (Loi Energie Climat) pour financer le surcoût de l’hydrogène vert avant qu’il ne devienne compétitif. Cependant il appartient à l’État de définir comment il financera ce surcoût qui ne devrait ni affecter le prix de l’électricité ni la Contribution au service public de l’électricité (CSPE, dédié à l’électricité renouvelable).

Posté le : vendredi 25 octobre 15:25

Le projet s’inscrit dans une philosophie de respect de l’environnement.
Avez-vous le projet de développer votre propre production d’électricité ou d’afficher une illusion d’utilisation d’électricité 100% verte par l’achat d’un contrat auprès d’un fournisseur qui aujourd’hui est incapable de garantir que 100% de l’électricité qui vous sera vendue est effectivement produite par une source 0% ou 0% nucléaire ?

L’eau est aujourd’hui précieuse et deviendra rare : Quelle sera votre source d’alimentation en eau ? et votre garantie d’un remplacement en équivalence volume d’une eau de consommation si tel en était le cas ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

L’électricité

L’électricité peut être produite à partir de sources renouvelables (éolien, hydraulique, solaire, biomasse…) et ainsi avoir une origine « verte ». Mais une fois injectée dans le réseau électrique et lors de la consommation d’électricité dans l’usine H2V59, il n’est plus possible de distinguer cette production renouvelable de celles provenant d’un mode de production dit classique (à partir de combustible fossile ou par fission nucléaire).  Il est toutefois possible d’associer à chaque MWh d’électricité produite à partir d’une énergie renouvelable un certificat unique et ainsi certifier qu’elle provient d’une énergie renouvelable. H2V s’engage à n’acheter que de l’électricité d’origine renouvelable, grâce à ce système de certificat appelé « garanties d’origine » et s’assure que pour chaque MWh consommé, 1 MWh renouvelable a été injecté sur le réseau électrique.

Ainsi c’est par la réglementation, tant au niveau européen et français que s’est définie la traçabilité de l’électricité renouvelable, où qu’elle soit produite en Europe.

Une garantie d’origine a une durée de vie de 12 mois après la production de l’électricité correspondante, c’est-à-dire qu’elle peut être spécifiquement achetée dans les 12 mois qui suivent sa production. « L’émission de garanties d’origine peut être demandée jusqu’à 5 mois après la fin de la période de production concernée, et elles sont valides pendant un an après la fin de la période de production. Après expiration, elles ne peuvent ni être utilisées ni être transférées. » (site de Powernext).

Définition de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE)« L’électricité « verte » désigne l’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables (énergie hydraulique, éolienne, solaire, géothermique, etc.) ou par cogénération. Les offres vertes proposent une électricité d’origine renouvelable, certifiée par des garanties d’origine. »

Le Réseau de Transport de l’électricité (RTE) donne les précisions suivantes sur le mécanisme des garanties d’origines :  « Le système de garanties d’origine permet de labelliser la production d’électricité afin de montrer au client final qu’une part ou une quantité déterminée d’électricité est d’origine renouvelable ou produite par cogénération.

Afin de transposer les nouvelles exigences de la directive 2009/28/CE relative aux énergies renouvelables, le décret n° 2012-62 du 20 janvier 2012 est venu modifier le décret n° 2006-1118 du 5 septembre 2006 fixant le régime des garanties d’origine.

Conformément à ce décret, Powernext a été nommé, après procédure d’appel d’offre, pour assurer la mission d’émission et de suivi des garanties d’origine à compter du 1er mai 2013.

Pour toute information relative aux garanties d’origine, RTE vous invite à consulter la page garanties d’origine de Powernext. »

Le projet H2V59 ne prévoit pas de produire de l’électricité et aura en effet recours à un fournisseur d’électricité. En conformité avec la réglementation européenne et française, H2V certifiera le caractère renouvelable de son électricité par l’achat de garanties d’origine à hauteur de sa consommation électrique. Pour chaque MWh consommé par H2V, 1 MWh renouvelable sera injecté sur le réseau électrique européen. Il n’existe pas aujourd’hui de mécanisme permettant de garantir l’origine géographique de l’électricité produite.

L’eau

L’eau qui alimentera l’usine viendra du canal de Bourbourg, via une canalisation d’eau industrielle exploitée par l’Eau du Dunkerquois. H2V59 signera un contrat d’approvisionnement en eau industrielle avec l’Eau du Dunkerquois qui est responsable de l’approvisionnement en eau et qui s’assure de la disponibilité des quantités d’eau demandées.

La consommation annuelle en eau de l’usine H2V sera de 1,9 million de m3, soit une consommation moyenne d’environ 5200 m3 par jour. La capacité annuelle de production du réseau dunkerquois d’eau industrielle est de 20 millions de m3 par an. En période de fortes contraintes et de pénurie en eau, H2V59 pourrait être amené à limiter ses consommations si nécessaire.

L’Eau du Dunkerquois est très conscient de la limite de la ressource en eau. À ce titre, le syndicat engage des réflexions d’économie d’usage industriel de l’eau et étudie d’autres sources d’approvisionnement, tel que le dessalement de l’eau de mer ou l’utilisation des eaux de station d’épuration. Pour sa part, H2V étudie les possibilités de récupération de l’eau de pluie sur le site de l’usine et d’adaptation de sa production durant les périodes critiques.

Question déposée dans une des urnes mises à disposition du public

Vous souhaitez l’alimentation électrique dite renouvelable. La puissance nécessaire peut-elle être garantie en énergie renouvelable ? Si demain tous les « gros » consommateurs passaient à l’énergie renouvelable comment pourrait-on garantir l’origine ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

H2V s’est engagé à acheter, auprès de son fournisseur, une électricité 100% renouvelable via le mécanisme des garanties d’origine. H2V s’assure que pour chaque MWh consommé, 1 MWh d’énergie renouvelable a été injecté sur le réseau électrique.

En complément, H2V entend obtenir la certification CertifHy Green Hydrogen, du programme européen CertifHy, qui garantit que l’hydrogène produit est vert. La certification prend notamment en compte :

  • les garanties d’origine, qui garantissent la traçabilité de l’origine de l’électricité ;
  • la source d’énergie utilisée pour la production de l’hydrogène ;
  • les informations sur l’installation de production ;
  • les dates et horaires de production de l’hydrogène.

La fourniture d’électricité pour alimenter l’usine H2V59 fera l’objet d’appels d’offres auprès des fournisseurs d’électricité renouvelable.

En termes de puissance et de consommation, l’usine H2V59 consommerait 200 mégawattheures (MWh) d’électricité soit 1,5 TWH (térawatt-heure) par an. En France, en 2017, la production brute d’électricité renouvelable était de 92. 6 TWh. La consommation électrique de l’usine H2V59 serait largement inférieure à l’énergie renouvelable disponible.

Certaines énergies renouvelables – le solaire et l’éolien – sont intermittentes : elles ne sont pas disponibles en permanence et leur disponibilité varie sans possibilité de contrôle. La part des énergies renouvelables étant effectivement amenée à augmenter, le défi du stockage de l’électricité doit être relevé, afin de répondre aux besoins quand la production d’énergies renouvelables est au plus bas, ou à l’inverse de faire face à la surproduction des énergies renouvelables. Un des objectifs du projet H2V59 est justement de « stocker » l’énergie renouvelable sous forme d’hydrogène vert au moment où la production est importante et la consommation faible, puis la restituer au moment où la production est faible et la consommation importante.

Sur demande de RTE, l’usine serait en mesure de baisser sa consommation, voire de s’arrêter, durant des périodes les plus contraintes.

En effet, RTE recherche en permanence des solutions pour accroitre la flexibilité du système électrique, l’objectif étant d’y intégrer une part de plus en plus importante d’énergies renouvelables, tout en palliant les contraintes liées à leur caractère intermittent. En somme, RTE développe l’intelligence de son réseau, afin de maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande et d’assurer une gestion des flux plus souple, plus réactive et ajustée en temps réel.

Question déposée dans une des urnes mises à disposition du public

Toute la sécurité ?

L’hydrogène est un gaz très dangereux ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat

La production d’hydrogène à partir de l’électrolyse de l’eau présente 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.

Les risques liés à la production ou à l’usage d’hydrogène sont pris en compte dans la réglementation française.

L’usine de production d’hydrogène vert sera donc une Installation classée pour la protection de l’environnement (ICPE), qui devra faire l’objet de demandes d’autorisation auprès des services de l’État. Une étude de dangers qui décrira les risques présentés, leur potentielle gravité, leur probabilité de survenance et l’ensemble des dispositifs mis en œuvre pour empêcher leur survenance ou pour en réduire les effets devra être produite. Les premiers éléments de cette étude de dangers démontrent que les impacts potentiels de l’usine sont contenus dans l’enceinte du site H2V59 et n’impacteraient pas les industries voisines. Elle sera consultable au moment de l’enquête publique.

Outre les mesures mises en place dans toutes les usines (plan de prévention, formation et habilitation du personnel, bon entretien du matériel…), plusieurs mesures permettent d’assurer la maîtrise des risques dans les usines de production d’hydrogène :

  • Stricte séparation entre oxygène et hydrogène à l’intérieur de l’usine et ventilation continue des bâtiments ;
  • Éloignement des évents de rejet d’hydrogène et d’oxygène pour éviter la rencontre des panaches issus de l’usine. La taille du terrain permet de garantir le respect de ces distances de sécurité, et de contenir à l’intérieur de la parcelle tout impact d’un problème éventuel ;
  • Détection renforcée de l’hydrogène à l’intérieur des bâtiments pour identifier rapidement toute fuite ;
  • Combustion de l’hydrogène au moyen d’une torche en phase d’arrêt et de démarrage des électrolyseurs (la combustion de l’hydrogène ne génère que de l’eau), avec une surveillance renforcée ;
  • Équipement des canalisations d’hydrogène pour détecter les fuites ;
  • Arrêt des installations et mise en sécurité en cas de détection d’hydrogène dans l’atmosphère.

Ces différentes mesures de maîtrise des risques sont intégrées dans la conception même de l’usine H2V59. Elles s’adossent à la fois à des normes et directives nationales et internationales sur la production d’hydrogène et à des analyses de risques détaillées conduites selon des méthodologies reconnues internationalement. H2V travaille également avec des bureaux d’étude spécialisés et l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (Ineris) pour la mise en œuvre des systèmes de détection d’hydrogène, de mise en sécurité des installations et de ventilation afin d’assurer un niveau de sécurité optimal.

Question déposée dans une des urnes mises à disposition du public

A partir de quelle source d’énergie allez-vous produire l’hydrogène ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

L’hydrogène vert serait produit à partir d’électricité. H2V59 en consommera 200MWh, soit 1 500 000 MW par an (7500 heures de fonctionnement x 200 MWh). À titre de comparaison, en 2017, la consommation électrique française a atteint environ 4,7MWh par foyer (inclus chauffage, eau chaude sanitaire, climatisation, cuisson…). H2V59 va recourir à un fournisseur d’électricité d’origine 100% renouvelable à travers le système des garanties d’origine. L’électricité peut être produite à partir de sources renouvelables (éolien, hydraulique, solaire, biomasse…) et ainsi avoir une origine « verte ». Mais une fois injectée dans le réseau électrique et lors de la consommation d’électricité dans l’usine H2V59, il n’est plus possible de distinguer cette production renouvelable de celles provenant d’un mode de production dit classique (à partir de combustible fossile ou par fission nucléaire).  Il est toutefois possible de certifier si une production d’électricité provient d’une énergie renouvelable. H2V s’engage à acheter de l’électricité d’origine renouvelable, grâce au système des « garanties d’origine » et s’assure que pour chaque MWh consommé, 1 MWh renouvelable a été injecté sur le réseau électrique.

L’usine H2V59 serait alimentée en électricité par une liaison souterraine de 225 000 volts, depuis le poste électrique RTE existant à Grande-Synthe.

La production d’hydrogène sera réalisée par l’électrolyse de l’eau : sous l’action de l’électricité, issue des énergies renouvelables (hydroélectricité, biomasse, éolien, solaire…), l’eau est décomposée en oxygène et en hydrogène comme le montre le schéma ci-dessous :

Posté le : jeudi 10 octobre 14:15

bonjour,
le dossier présenté occulte deux aspects pourtant essentiels : l’efficacité énergétique et le coût du projet pour la collectivité.
Efficacité : le procédé d’électrolyse de l’eau présente un rendement médiocre (énergie contenue dans l’H2 produit /consommation) et produit une grande quantité de chaleur. Les ratios présentés suggèrent une utilisation de l’installation pendant presque 8.000 h/an, ce qui exclut un usage d’écrêtement. Dès lors est-il rationnel de produire de l’électricité (nucléaire, hydraulique, gaz, ..) pendant les périodes de faible production des éoliennes pour injecter de l’H2 dans les réseaux de Gaz naturel, qui produira en partie de l’électricité dans une CCGT avec un rendement de 55% ????
le modèle économique d’une telle usine ne peut que reposer sur un niveau massif de subventions. Pour RTE, l’introduction du raccordement dans la base d’actif régulés augmente le TURPE, le prix de l’électricité éolienne est garanti par l’obligation d’achat, … Les citoyens doivent bien comprendre le coût réel de cette installation et le coût par emploi créé. Je n’arrive pas à résoudre cette équation sur des bases normales.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution à la concertation.

Efficacité de la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau

Il est prévu d’exploiter l’usine H2V59 pendant 7 500 heures par an, ce qui permet des écrêtements (diminution de la consommation électrique de l’usine) importants, estimés à 1260 heures par an.

À titre d’illustration, en France les périodes de pointes et les périodes d’offre-demande tendues sont définies dans le cadre du « marché de capacité ». Ces périodes appelées « heures PP1 et PP2 » représentent un maximum de 250 heures par an. H2V59 a prévu de ne pas produire et donc de ne pas consommer d’électricité pendant ces périodes et au-delà pendant les périodes de faible production des énergies renouvelables (périodes peu pluvieuses, peu ensoleillées ou peu ventées) et de forte consommation électrique (périodes de basse ou haute température en particulier). Des informations détaillées sont disponibles dans le rapport annuel de RTE. L’hydraulique et les centrales gaz peuvent être utilisées en production de pointe de consommation électrique mais également quand les niveaux d’eau des barages sont élevés ou le prix du gaz bas.

Le rendement énergétique de l’électrolyse alcaline sous pression est de l’ordre de 70%. Après avoir comparé les différentes technologies disponibles d’électrolyse (cf tableau ci-dessous), H2V s’est tourné vers la technologique la plus performante et éprouvée.

Le modèle économique de l’usine de production d’hydrogène vert repose sur trois grands piliers :

–             Le prix de l’électricité utilisée pour la production de l’hydrogène :

L’usine H2V59 serait dédiée au power-to-gas. Le procédé H2V a été étudié pour maximiser sa flexibilité c’est à dire que l’usine H2V59 sera capable de diminuer sa production en quelques minutes., prévoir un fonctionnement pendant les périodes les moins contraintes, c’est-à-dire les périodes où les prix de marché de l’électricité sont les plus bas et participer aux mécanismes rémunérateurs de capacité, d’effacement et/ou d’ajustement.  Pour plus d’informations sur les mécanismes de capacité, deux liens sont proposés vers le site de RTE : lien 1, lien 2.

–             Des économies d’échelle :

En construisant des usines de grande capacité, H2V optimise le coût de l’investissement et minimise le prix de l’hydrogène vert afin de le rendre compétitif par rapport à d’autres sources d’énergies.

–             Le prix de vente de l’hydrogène injecté dans le réseau de gaz naturel :

L’hydrogène produit dans l’usine H2V59 serait injecté dans le réseau de gaz naturel de GRTgaz, à un prix qui reste à définir. Les prix de la production massive de l’hydrogène vert se situent entre 3€ et 4€ /kg, ce qui se situe en terme énergétique au prix actuel du biogaz.
À l’horizon 2028, l’hydrogène vert représentera un coût de 2 à 3 euros par kilogramme. Cette diminution du coût de la production de l’hydrogène vert serait possible à condition d’une diminution du prix des électrolyseurs, du fait de l’industrialisation de leur production.

Petit à petit, l’hydrogène vert produit en France deviendrait donc compétitif et serait donc une alternative, si dans le même temps le prix des énergies carbonées importées continue à augmenter.

Le financement du raccordement électrique

En vertu des missions légales qui lui sont conférées, RTE est tenu de procéder au raccordement et à l’accès, dans des conditions non discriminatoires, au réseau public de transport d’électricité. Ainsi, si le projet H2V59 est confirmé et autorisé, RTE réalisera son raccordement. Les tarifs de raccordement sont régulés par la Commission de régulation de l’énergie : 30% du montant global du raccordement provient du TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) et 70% sont à la charge du client. Ainsi, l’investissement financier de RTE, et donc du TURPE, dans ce projet représente 30% du montant global du raccordement. Les 70% restants sont pris en charge par H2V. Cette part des 30% est identique pour tous les raccordements clients industriels que réalise RTE. La ligne souterraine qui sera réalisée dans le cadre de ce projet ne sera pas la propriété de H2V et pourra servir pour d’autres besoins/projets du territoire.

Le TURPE constitue la principale ressource financière de RTE. Il représente près de 90 % des recettes de RTE et couvre ses investissements et l’ensemble des activités de gestion et de maintenance du réseau public de transport d’électricité. L’ensemble des métiers qui sont mobilisés pour répondre aux besoins de ses clients induisent un certain nombre de charges qu’il convient de couvrir par un tarif. Les grands principes de régulation mis en œuvre par la CRE visent à ce que le TURPE garantisse une bonne couverture des charges de RTE tout en lui permettant d‘être un acteur responsable et efficace.

Pour plus d’informations, deux liens de présentation du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité :

https://clients.rte-france.com/htm/fr/mediatheque/telecharge/20190701_Plaquette_tarifaire_TURPE_5_CONSO_PROD.pdf

https://www.cre.fr/Electricite/Reseaux-d-electricite/Tarifs-d-acces

Le projet d’H2V59 consommera de l’électricité renouvelable mais ne bénéficiera pas de l’obligation d’achat ou complément de rémunération sur l’électricité comme peuvent bénéficier certains projets éoliens ou solaires.

H2V59 achètera de l’électricité renouvelable disponible de nos jours à un prix compétitif. Le prix de l’électricité du projet éolien offshore de Dunkerque sera de 44 €/MWh ce qui démontre que le prix de l’électricité renouvelable est maintenant compétitif par rapport à d’autres moyens de production. Cela démontre également que l’aide du gouvernement apportée les premières années à la filière éolienne ou solaire porte ses fruits. Sur le même modèle, l’hydrogène nécessitera une part de subvention les premières années, le temps que cette nouvelle énergie devienne compétitive.

Posté le : mardi 8 octobre 12:38

Bonjour,
Votre projet en est déjà au niveau de la concertation mais le modèle économique de celui-ci me pose question. Vous êtes une société qui, à l’heure actuelle, n’avez aucune unité de production en fonctionnement et vous prévoyez déjà d’en construire 2 en même temps ou presque alors même que vous n’avez jamais testé votre procédé de façon industrielle.

Comment allez-vous financer le projet ? Si je comprends bien, H2V aura pour unique client GRT, mais qu’en est-il du contrat ? Est-il signé, y a t-il déjà une promesse de quantité, pour quelle durée ? Comment pouvez-vous calculer le financement sans réellement savoir les quantités que vous pourrez vendre.

Et si contrat il y a, pour une durée de quelques années, qu’adviendra t-il de votre usine si les pouvoirs publics ou H2V font marche arrière à son terme ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

L’ambition de H2V est de développer une filière industrielle de production d’hydrogène vert. La société se positionne comme un acteur industriel clé de l’atteinte des objectifs de la loi de Transition énergétique pour la croissance verte. Elle bénéficie pour cela d’un contexte réglementaire et économique favorable.

L’hydrogène vert est une énergie d’avenir, sa production n’engendre pas de gaz à effet de serre et l’origine de l’électricité est certifiée 100% d’origine renouvelable. Aussi, le projet s’inscrit dans le temps long pour participer à répondre au défi de la transition énergétique, il ne s’agit pas d’un investissement sur du court terme, l’objectif est de créer une filière française de production d’hydrogène vert.

 Le modèle économique

Le modèle économique de l’usine de production d’hydrogène vert repose sur trois grands piliers :

  • Le prix de l’électricité utilisée pour la production de l’hydrogène :

L’usine H2V59 serait dédiée au power-to-gas. Le procédé H2V a été étudié pour maximiser sa flexibilité, prévoir un fonctionnement pendant les périodes les moins contraintes, c’est-à-dire les périodes où les prix de marché de l’électricité sont les plus bas et participer aux mécanismes rémunérateurs de capacité, d’effacement et/ou d’ajustement.

  • Des économies d’échelle :

En construisant des usines de grande capacité, H2V optimise le coût de l’investissement et minimise le prix de l’hydrogène vert afin de le rendre compétitif par rapport à d’autres sources d’énergies.

  • Le prix de vente de l’hydrogène injecté dans le réseau de gaz naturel :

L’hydrogène produit dans l’usine H2V59 serait injecté dans le réseau de gaz naturel de GRTgaz, à un prix qui reste à définir. Le prix de l’hydrogène vert (hors transport) est aujourd’hui compris entre 4 et 6 euros par kilogramme. Une importante réduction du coût de production de l’hydrogène vert est attendue. Ainsi, le projet de PPE, que H2V met en application, prévoit qu’à l’horizon 2028, l’hydrogène vert représentera un coût de 2 à 3 euros par kilogramme. Cette diminution du coût de la production de l’hydrogène vert serait notamment rendue possible par la diminution du prix des électrolyseurs, du fait de l’industrialisation de leur production.

Par ailleurs, la loi énergie-climat reconnaît l’hydrogène comme vecteur énergétique et à ce titre permet d’ouvrir la possibilité de mettre en place un mécanisme de soutien financier afin de lancer la filière. L’ hydrogène produit à partir d’énergie renouvelable bénéficierait ainsi d’un cadre de soutien permettant d’être compétitif par rapport au prix des énergies fossiles. Ce cadre de soutien pourrait être du type complément de rémunération pris sur le modèle des énergies renouvelables ou du biogaz issu de la méthanisation. Il disparaitrait quand la filière sera compétitive.

Le financement du projet

Le financement de la réalisation du projet H2V59 représenterait un investissement compris entre 230 et 251 millions d’euros hors taxes. Il serait assuré à 30% sur les fonds propres de H2V, et par une dette de 70%, contractée le moment venu auprès de différentes banques. H2V entend également mettre en place un financement participatif.

Les débouchés, les clients

Le power-to-gas consiste à injecter de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, qui contient principalement du méthane. Le projet H2V59 vise à produire annuellement 28 000 tonnes d’hydrogène vert qui seraient injectées dans le réseau de transport de gaz naturel en fonction des conditions d’injection définies par GRTgaz.  Le dispositif qui encadre la vente d’hydrogène est en cours de mise en place pour l’hydrogène vert puisque la loi Energie – Climat votée par l’Assemblée nationale et le Sénat prévoit que le gouvernement mette en place sous un an, les conditions de développement et de soutien de ce gaz renouvelable.

GRTgaz étant le transporteur, il ne sera pas le client d’H2V59. Il s’agirait d’un contrat de raccordement permettant l’accès au réseau national de transport de gaz. Le modèle serait celui utilisé pour le raccordement des installations de production de biométhane : http://www.grtgaz.com/fileadmin/clients/producteur_gaz/fr/contrat-raccordement-injection-biomethane-CG.pdf

Concernant les futurs clients d’H2V, on peut noter actuellement plusieurs offres de certains fournisseurs d’énergie, pour la vente de gaz « vert ». On peut retrouver la liste des fournisseurs intéressés par l’achat du biométhane page 15 de ce document.

De plus, la loi énergie climat prévoit la mise en place d’acheteurs de dernier recours pour le biogaz, pour éviter que les producteurs se trouvent sans débouché pour leur production. Ainsi, tout fournisseur de gaz naturel qui approvisionne plus de 10 % du marché national est tenu « de conclure un contrat d’obligation d’achat de biogaz avec tout producteur de biogaz qui en fait la demande ». Ainsi, l’hydrogène vert pourrait bénéficier comme pour le biométhane d’un tarif d’achat réglementé et garanti pendant 15 ans minimum pour les producteurs.

À moyen terme H2V59 est ouvert à d’autres débouchés tels que la mobilité hydrogène.  Par ailleurs, le projet H2VNormandy prévoit de fournir les industriels actuellement consommateurs d’hydrogène gris.

Quantité d’hydrogène vert

Le projet H2V59 prévoit une injection d’hydrogène à hauteur de 1 à 2 % en moyenne. C’est sur cette quantité d’injection que le modèle économique est bâti.

Un travail est actuellement réalisé par GRTgaz sur le plan national pour étudier la compatibilité du réseau de gaz et de certains équipements raccordés aux réseaux de gaz naturel (comme les chaudières). À ce jour en France, les spécificités contractuelles du gaz livré par les opérateurs de réseau prévoient une limite maximale de 6% d’hydrogène en volume dans le réseau de gaz naturel (dans l’Union européenne, ce taux varie de 0 à 12%). Des expérimentations sont en cours, notamment à Cappelle-la-Grande où le taux d’injection d’hydrogène est progressivement porté à 20% (projet GRHYD).

Arrêt de l’usine

Dans le cas de l’arrêt définitif de l’usine, H2V59 remettra le site dans un état tel qu’il ne s’y manifestera aucun danger. Un mémoire de cessation d’activité conforme à l’article R512-39-1 du Code de l’environnement, précisant les mesures prises pour assurer la protection de l’environnement et des populations voisines, sera transmis à la Préfecture au moins trois mois avant l’arrêté définitif.

La remise en état du site sera adaptée à un usage industriel. Les avis du maire et du propriétaire, relatifs à la remise en état du site, figureront dans le dossier de demande d’autorisation environnementale.

Par ailleurs, H2V59 est soumis à la constitution de garanties financières. C’est un engagement écrit d’un établissement de crédit ou d’une société d’assurance capable de mobiliser, si nécessaire, les fonds permettant de faire face à la défaillance de l’exploitant dans certains cas de figure problématiques, ceci afin d’éviter que des travaux importants ne restent à la charge de la collectivité publique.

Posté le : samedi 5 octobre 11:16

Bonjour,
Dans l’hypothèse ou GRT Gaz admet l’ injection des 6% d’H2 dans son réseau, Les LIE/LSE indépendantes sont pour le CH4 (5/15) et H2 (4/75).

La Limite Inférieure d’Explosivité (LIE) et la Limite Supérieure d’Explosivité (LES) sont :

  • pour le CH4 seul : LIE = 5%, LSE=15% : ce sont les concentrations basses et hautes entre lesquelles le mélange peut s’enflammer ;
  • pour l’H2 seul : LIE = 4%, LSE = 75%.

Quels seraient ces valeurs pour un mélange à 6% et quels dangers supplémentaires en cas de ruptures de canalisations sur le domaine publique. Actuellement au vue du nombre d’ incidents liés au travaux publiques, très peu se transforment en accidents; Qu’en sera t il à 6% d’hydrogène?
Le PCS (Pouvoir Calorifique Supérieur) du gaz, qui permet de caractériser l’énergie contenu dans le gaz, va fluctuer en fonction de vos arrêts, quelles incidences cela aura t il sur le fonctionnement de nos appareils domestiques et installations industrielles?
Est ce que le fait de stocker ou de contenir l’ oxygène que vous comptez rejeter à l’ atmosphère, vous obligerez à passer comme site SEVESO? Le fait de ne pas être SEVESO vous affranchie de bon nombre de contraintes et de réglementations?
Sous quelle convention collective serez vous rattachés? Celle des IEG (Entreprises des Industries Électriques et Gazières) ?
Merci pour le temps que vous prendrez à répondre.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution.

L’injection de l’hydrogène dans le réseau de gaz

Le power-to-gas consiste à injecter de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, qui contient principalement du méthane. À ce jour en France, les spécificités contractuelles du gaz livré par les opérateurs de réseau prévoient une limite maximale de 6% d’hydrogène en volume dans le réseau de gaz naturel. Toutefois, la réglementation permettant d’injecter de l’hydrogène pur jusqu’à un maximum de 6% n’est pas encore en vigueur. Le ministère de la Transition écologique et solidaire a demandé aux opérateurs d’infrastructures de gaz naturel un rapport sur les conditions techniques et économiques d’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, portant notamment sur « une attention particulière à la question de l’intégrité des canalisations et au fonctionnement sûr des appareils raccordés au réseau ». Les conclusions de ce rapport sont attendues pour le second semestre 2019.

De plus, dans une publication récente, l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (Ineris) a évalué les enjeux de sécurité liés à l’injection d’hydrogène dans les réseaux de transport et distribution de gaz naturel. Il résume dans le tableau ci-dessous les caractéristiques du gaz en fonction du pourcentage d’hydrogène :

L’Ineris conclut que pour des faibles teneurs en hydrogène (20% max), l’ensemble des caractéristiques présentées ci-dessus restent de même ordre de grandeur que pour le gaz naturel sans hydrogène.

Des expérimentations sont par ailleurs en cours, notamment à Cappelle-la-Grande où le taux d’injection d’hydrogène dans le réseau de distribution a été progressivement porté à 20% (projet GRHYD). Le projet Jupiter situé à Fos-sur-mer expérimente également l’injection d’hydrogène dans le réseau de transport de GRT gaz.

Le projet H2V59 prévoit une injection d’hydrogène à hauteur de 1 à 2 % et suivra les conditions d’injection définies par GRTgaz qui s’assurera du mélange H2/CH4.

La maîtrise des risques industriels

Aucun stockage de l’hydrogène et de l’oxygène produits par H2V n’est prévu sur site :

  • L’hydrogène ne resterait que quelques minutes dans l’usine avant d’être vendu à GRTgaz et d’être injecté dans le réseau de gaz naturel ;
  • L’oxygène serait collecté à la sortie du procédé d’électrolyse de l’eau puis rejeté dans l’atmosphère par des évents.

En raison de l’absence de stockage de l’hydrogène et de l’oxygène sur place, l’usine H2V59 ne devrait pas être classée Seveso. En effet, une usine est classée Seveso à partir de 5 tonnes d’hydrogène stockées ou 200 tonnes d’oxygène stockées (rubrique 4715 et 4725 du la nomenclature des ICPE 4715 et 4725 du la nomenclature des ICPE).

Le fait de rester sous les seuils SEVESO contraint H2V à suivre des obligations réglementaires, en particulier pour les quantités maximum d’hydrogène et d’oxygène présentes dans l’installation.

Néanmoins, l’usine H2V59 serait une Installation Classée pour la Protection de l’Environnement (ICPE). Une ICPE est contrôlée en continu par l’exploitant, notamment pour les rejets, et les mesures sont transmises aux services de l’État (police des installations classées). Elle fait aussi l’objet de contrôles extérieurs programmés ou inopinés, conduits par des laboratoires agréés sur demande de la police des installations classées, ou directement par celle-ci. En outre, une commission de suivi de site associant élus locaux, représentants de l’État, associations, représentants de l’exploitant, représentants des salariés peut être mise en place sur décision du préfet.

Outre les mesures mises en place dans toutes les usines (plan de prévention, formation et habilitation du personnel, bon entretien du matériel…), certaines sont spécifiques aux usines de production d’hydrogène de H2V :

  • Stricte séparation entre oxygène et hydrogène à l’intérieur de l’usine et ventilation continue des bâtiments ;
  • Eloignement des évents de rejet d’hydrogène et d’oxygène pour éviter la rencontre des panaches issus de l’usine. La taille du terrain permet de garantir le respect de ces distances de sécurité, et de contenir à l’intérieur de la parcelle tout impact d’un problème éventuel ;
  • Détection renforcée de l’hydrogène à l’intérieur des bâtiments pour identifier rapidement toute fuite ;
  • Combustion de l’hydrogène au moyen d’une torche en phase d’arrêt et de démarrage des électrolyseurs (la combustion de l’hydrogène ne génère que de l’eau), avec une surveillance renforcée ;
  • Equipement des canalisations d’hydrogène pour détecter les fuites ;
  • Arrêt des installations et mise en sécurité en cas de détection d’hydrogène.

Ces différentes mesures de maîtrise des risques sont intégrées dans la conception même de l’usine H2V59. Elles s’adossent à des méthodologies reconnues internationalement et à des normes nationales et directives internationales sur la production d’hydrogène. H2V travaille également avec des bureaux d’étude spécialisés et avec l’Institut National de l’Environnement Industriel et des Risques (Ineris) pour la mise en œuvre des systèmes de détection d’hydrogène, de mise en sécurité des installations et de ventilation afin d’assurer un niveau de sécurité optimal.

La convention collective

H2V59 n’a pas encore déterminé la convention collective à laquelle elle sera rattachée.

Posté le : mercredi 2 octobre 23:11

Bonjour,

Quel type de profil recherchez-vous ? (Technicien chimiste, opérateur de production, ingénieur, technicien maintenance…)

Merci d’avance

Notre réponse

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

Type de compétences recherchées

Pour chaque unité de production, les besoins de H2V59 sont :

  • 5 équipes de 6 technicien·ne·s : opérations, maintenance, contrôle, sécurité…
  • 1 équipe de 2 superviseurs : coordination, planning, contrôle…
  • 1 équipe de 3 managers : suivi de la comptabilité et des ressources humaines, planning et coordination des maintenances, gestion du personnel, contrôle et planification de la production…

Aussi, H2V59 a prévu de travailler avec Entreprendre Ensemble, association dunkerquoise initiée par les collectivités locales et Pôle Emploi pour la préparation des phases de recrutement et de formation.

H2V59 recherchera principalement des personnes de niveau bac à bac + 2 de type électrochimie, automatisme, mécanique et procédés. Les futurs employé·e·s de H2V59 suivront une formation complémentaire spécifique à l’hydrogène et à nos procédés dans le but de suivre le démarrage de nos installations, l’exploitation et la maintenance.

Nous vous invitons à nous recontacter début 2021 pour le dépôt des candidatures.

Posté le : vendredi 27 septembre 16:22

Bonjour
H2V a le même projet en Normandie : la société a t’elle les moyens de porter ces deux projets en même temps ? Quels seraient les critères de choix entre Dunkerque et Port Jérôme?
Quelle sera l’utilité de l’Hydrogène produit :
injection sur le réseau d’ Air Liquide Hydrogène de Dunkerque pour répondre à l’obligation de 10% d’H2 vert dans l’industrie prévu dans le plan Hulot en 2023?
Injection de l’oxygène sur le réseau oxygénoduc d’Air Liquide De Dunkerque?
Injection de l’Hydrogène sur le réseau de transport de Grtgaz à proximité?
Injection sur le réseau de distribution de gaz naturel de la CUD en appui au projet GRHYD de Dunkerque( 20% d’H2 )? Production d’Hydrogène pour l’associer au CO2 émis par AMAL et produire un syngaz via la méthanation ?
Le projet est il dépendant de la nouvelle loi énergie climat qui donne un statut juridique à l’Hydrogène et un futur modèle économique ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

Deux projets simultanés en Normandie et dans les Hauts de France

Les deux projets d’usine de production d’hydrogène vert – en Normandie et dans les Hauts-de-France – témoignent de l’ambition de H2V pour le développement d’une nouvelle filière industrielle et la production massive d’hydrogène vert en France.  Ces deux projets d’usines sont complémentaires dans la démarche de développement de la société et doivent servir de démonstrateurs et d’incubateurs d’un savoir-faire français en la matière. Il n’y a aucune concurrence entre les deux projets.

En termes économique et financier, le lancement simultané de deux projets de production massive d’hydrogène vert permet de bénéficier d’économie d’échelle en termes de coûts de développement et d’équipements (électrolyseurs…).

Le débouché de l’hydrogène produit

Le projet H2V59 d’usine de production d’hydrogène vert dans les Hauts-de-France, à Loon-Plage, vise à produire annuellement 28 000 tonnes d’hydrogène qui seraient injectées dans le réseau de GRTgaz. Cette injection d’hydrogène vert dans le réseau de transport de gaz (dénommée Power to gas) permettra à la fois de contribuer à décarboner le gaz et offrira une solution de stockage de l’électricité verte pour accompagner le développement des énergies renouvelables. Le projet H2V59 ne prévoit pas d’injection d’hydrogène et d’oxygène dans les réseaux d’Air Liquide de Dunkerque, ni d’injection d’hydrogène dans le réseau de distribution GRDF. Il n’est pas prévu non plus de produire un syngaz qui nécessiterait de monter un projet complémentaire de captation de CO2 et de méthanation.

H2V59 reste également ouvert aux développements potentiels de l’hydrogène vert en faveur d’une mobilité propre (bus, bateaux, train, voiture…) et à la valorisation de l’oxygène avec les usines et distributeurs voisins d’H2V. Pour l’instant, il n’est pas prévu de valoriser l’oxygène.

La nouvelle loi énergie-climat

La loi énergie climat a été adoptée le 26 septembre 2019. L’article 52 permet de donner un cadre règlementaire de développement de l’hydrogène. Cette nouvelle règlementation va permettre d’accompagner le développement de l’hydrogène, qui est appelé à occuper une place de plus en plus importante dans le mix énergétique, soit en usage direct (pour l’industrie, pour la mobilité), soit comme outil de flexibilité pour les réseaux électriques.

La réalisation du projet H2V59 est effectivement directement liée à la loi énergie-climat et aux futures ordonnances afin notamment de pouvoir :

– bénéficier d’un droit d’accès aux réseaux de gaz naturel.

– équilibrer le modèle économique, dans la phase de lancement de la filière, à travers un cadre de soutien financier de l’État, applicable à l’hydrogène produit à partir d’énergie renouvelable par électrolyse de l’eau.

Posté le : lundi 23 septembre 11:48

Madame, messieur ,

Je viens de.lire votre article et j aimerai savoir pour quand serai prevu son demarrage et quel serais le type de competence que vous rechercheriez.
Je suis titulaire d un Bac Professionnel Industries Chimiques et de Procédés . Et ayant deja participer au demarrage d une unité . Je serai tres interesser pour participer a ce projet novateur et d avenir .

Pourriez vous m en dire plus s il vous plais ?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

Quand est prévu le démarrage

Si le projet d’usine de production d’hydrogène vert se poursuit, et si les autorisations administratives sont obtenues, le démarrage des travaux est prévu fin 2020 pour une mise en service de l’usine en 2023. Les phases de recrutement et de formation auront lieu à partir de 2021.

Type de compétences recherchées

Pour chaque unité de production, les besoins de H2V59 sont :

  • 5 équipes de 6 technicien·ne·s : opérations, maintenance, contrôle, sécurité…
  • 1 équipe de 2 superviseurs : coordination, planning, contrôle…
  • 1 équipe de 3 managers : suivi de la comptabilité et des ressources humaines, planning et coordination des maintenances, gestion du personnel, contrôle et planification de la production…

Aussi, H2V59 a prévu de travailler avec Entreprendre Ensemble, association dunkerquoise initiée par les collectivités locales et Pôle Emploi pour la préparation des phases de recrutement et de formation.

H2V59 recherchera principalement des personnes de niveau bac à bac + 2 de type électrochimie, automatisme, mécanique et procédés. Les futurs employé·e·s de H2V59 suivront une formation complémentaire spécifique à l’hydrogène et à nos procédés dans le but de suivre le démarrage de nos installations, l’exploitation et la maintenance.

Nous vous invitons à nous recontacter début 2021 pour le dépôt des candidatures.

Posté le : lundi 23 septembre 10:32

bonjour, pouvez vous svp répondre aux questions ci dessous?
-qu’entendez vous par « eau industrielle »? EST CE QUE CE SERA DE L EAU POTABLE?
-allez vous utiliser de l’eau des nappes phréatiques?
-combien de m3 d’eau y aura t-il- de consommé par jour?compte tenu des problèmes de sécheresse qui doivent d’après les experts, s’amplifier dans le futur
dans l’attente de vous lire,merci et bonne journée

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

La provenance de l’eau industrielle

L’eau industrielle est celle que les entreprises utilisent dans leur procédé industriel, et qui n’est pas forcément potable. L’eau qui alimentera l’usine viendra du canal de Bourbourg, via une canalisation d’eau industrielle exploitée par l’Eau du Dunkerquois. H2V59 signera un contrat d’approvisionnement en eau industrielle avec l’Eau du Dunkerquois qui s’assure de la disponibilité des quantités d’eau demandées. Il ne s’agirait donc pas d’eau issue des nappes phréatiques.

La consommation de l’eau

La consommation annuelle en eau sera de 1,9 million de m3, soit une consommation moyenne d’environ 5200 m3 par jour. La capacité annuelle de production du réseau dunkerquois d’eau industrielle est de 20 millions de m3 par an. En période de fortes contraintes et de pénurie en eau, H2V59 pourrait être amené à limiter ses consommations si nécessaire.

L’eau sera surtout utilisée pour le refroidissement des équipements (électrolyseurs, séparateurs, purificateurs, compresseurs), soit 70% de la consommation totale en eau de l’usine. L’eau chaude (40 – 50°C) sortant des électrolyseurs et du procédé serait refroidie par des tours de refroidissement et repartirait vers les électrolyseurs. Toutefois, un appoint serait nécessaire pour compenser les pertes par évaporation.

L’eau utilisée pour l’électrolyse représente 30% de la consommation totale en eau de l’usine.

Dans le cycle global de l’eau, il est à noter que la combustion de l’hydrogène (injecté dans le réseau de gaz) émet de la vapeur d’eau.

Posté le : dimanche 22 septembre 21:54

Comment allez vous procéder aux mélange des 2 gaz hydrogène et gaz naturel et à qui va être la responsabilité de l addition de l hydrogène et du gaz naturel vers le réseau transport GRT car il faut un certain processus pour aditionner ces 2 gaz et jusqu’à combien de pourcentage sera le mélange gaz et hydrogène

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

 Le mélange d’hydrogène et de gaz naturel

L’hydrogène produit par l’usine H2V59 est destiné à être injecté dans le réseau de gaz naturel géré par GRTgaz. Pour ce faire, l’hydrogène serait acheminé depuis l’usine jusqu’à un poste d’injection dans le réseau de gaz naturel où l’hydrogène serait mélangé au gaz naturel. H2V serait maître d’ouvrage de cette canalisation d’hydrogène pur entre les deux sites, sur une distance d’un peu plus d’un kilomètre. GRTgaz créerait ce poste d’injection qui serait composé d’un mélangeur statique permettant d’assurer l’homogénéité du mélange hydrogène/gaz naturel et d’un système d’analyse et de comptage du gaz. L’exploitation de la canalisation créée serait confiée à un opérateur de canalisation.

Le pourcentage d’hydrogène injecté dans le réseau de gaz naturel.

Le power-to-gas consiste à injecter de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, qui contient principalement du méthane. À ce jour en France, les spécificités contractuelles du gaz livré par les opérateurs de réseau prévoient une limite maximale de 6% d’hydrogène en volume dans le réseau de gaz naturel. Toutefois, la réglementation permettant d’injecter de l’hydrogène pur jusqu’à un maximum de 6% n’est pas encore en vigueur. Le ministère de la transition écologique et solidaire a demandé aux opérateurs d’infrastructures de gaz naturel un rapport sur les conditions techniques et économiques d’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, portant notamment sur « une attention particulière à la question de l’intégrité des canalisations et au fonctionnement sûr des appareils raccordés au réseau ». Les conclusions de ce rapport sont attendues pour le second semestre 2019. Il est probable que le pourcentage admis soit limité à quelques pourcents dans un premier temps, puis soit progressivement augmenté.

Le projet H2V59 prévoit une injection d’hydrogène à hauteur de 1 à 2 %.

Des expérimentations sont en cours, notamment à Cappelle-la-Grande où le taux d’injection d’hydrogène dans le réseau de distribution a été progressivement porté à 20% (projet GRHYD). Le projet Jupiter situé à Fos-sur-Mer expérimente également l’injection d’hydrogène dans le réseau de transport de GRT gaz.

Posté le : jeudi 19 septembre 22:57

Bonjour,
Le projet est vertueux du point de vue environnement, mais n’est-il pas possible d’aller plus loin en valorisant la production d’oxygène associée, sachant qu’il y a de gros consommateurs à proximité (Arcelor notamment) actuellement fournis par Air Liquide. L’idée pourrait être la mise en concurrence avec Air liquide afin de valoriser votre sous produit ou la réalisation d’un partenariat avec celui-ci. Ce point a-t-il était envisagé ou va-t-il l’être, ce qui ferait un gain d’énergie au global ?
Autre point, l’eau subit une purification (osmose inverse) mais elle ne peut être jamais pure. Comment sont transformés les minéraux, les polluants organiques et autres composés qui restent en infime quantité, et dans quel flux partent-ils (H2, O2, eaux de rejets, …) ?
Dernière question, de loin la plus importante : le projet prévoit l’implantation de l’usine dans un tissu d’industries à risques déjà très denses.
Même si elle ne sera pas classé Seveso en raison du non stockage (mais simplement ICPE), le réacteur sera tout de même sous 30 bars.
Dans l’environnement direct, il y a :
– une distillerie (Ryssen) avec des réserves d’alcool présentant des risques limités : risque explosion, incendie
– une usine en cours de construction fabriquant de l’acide chlorhydrique (Indaver) : risque de nuage acide
– un terminal méthanier avec des quantités de stockages importantes : risque d’explosion et d’incendie
– une usine de produits pétroliers (polymères) : Versalis et son stockage : risque d’explosion avec effets lointains (peut notamment créer une onde de chocs très destructrice) (Pour l’histoire l’explosion d’un seul camion à Los Alfaques avait fait plus de 200 morts en 1978).
– stockage produits pétrolier : Total : incendie, explosion,
-…
Pour rappel, l’étude publique du terminal méthanier a étudié l' »effet domino » mais elle est malheureusement restée vide dans le contenu, pour non volonté d’étude (coût ? , connaissances ?, enjeux tabou ?) ou sinon rédhibitoire pour le projet ?, …, on ne le saura jamais.
D’autant plus que de nos jours, le risque terroriste est non négligeable et dépasse toutes les hypothèses envisagées.
Pour rappel le plus grand risque ressorti de l’étude de risques du terminal méthanier pour les habitants de Loon Plage est le fait d’entendre une détonation suite à la rupture d’un canalisation de petit diamètre. Aucune probabilité d’un attentat sur une des cuves !
Ma question est la suivante : est-ce que cet effet domino sera (enfin vraiment) étudié et quelles mesures préventives/compensatoires seront mises en place (déplacement du projet, réalisation de buttes de terre, …) ?

Merci d’avance.

Cordialement.

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat et vos suggestions.                  

La valorisation des rejets d’oxygène

H2V59 s’inscrit dans la démarche d’économie circulaire initiée par le territoire dunkerquois. Ainsi, H2V59 est prêt à étudier toute option de valorisation de cet oxygène par des industriels locaux et notamment la sidérurgie.

Déchets de l’eau

Dans l’usine H2V59, l’eau serait séparée en deux circuits : l’eau purifiée (30%de la consommation totale) et l’eau de refroidissement (70%) des équipements.

L’eau utilisée pour l’électrolyse serait purifiée par adoucissement et déminéralisation de type osmose inverse afin d’éviter la présence d’éléments indésirables susceptibles de perturber le fonctionnement des électrolyseurs. Cela permet d’obtenir une qualité d’eau pure. Les traces d’impuretés résiduelles pourraient se retrouver en phase gazeuse (traces) ou resteraient en mélange avec l’électrolyte. Les membranes d’échange d’ions composants les électrolyseurs sont également lavées périodiquement et automatiquement afin d’enlever tout dépôt et impureté.  La qualité du gaz et de l’électrolyte serait contrôlée en continue dans le process (électrolyseurs, circuits, …) afin de s’assurer que la qualité est toujours respectée.

Les déchets de cette purification de l’eau, appelés concentrats, sont constitués d’éléments variés (minéraux, métaux…) déjà présents dans l’eau industrielle. Ils rejoignent en sortie de process les purges de déconcentration des tours de refroidissement et constituent les eaux usées rejetées par l’usine.  Elles seraient traitées, analysées puis rejetées dans le canal des Dunes par une canalisation à construire par H2V. Cela se ferait dans le respect de la réglementation en vigueur.

Protection du site face aux risques d’effet domino

Un Plan de Prévention des Risques Technologiques (PPRT) a été défini dans la zone industrialo-portuaire de Dunkerque afin de délimiter un périmètre d’exposition aux risques en tenant compte de la nature et de l’intensité des risques technologiques décrits dans les études de dangers et les mesures de prévention mises en œuvre.

Plusieurs zones ont été délimitées, dans lesquelles la réalisation d’aménagements ou d’ouvrages ainsi que les constructions nouvelles et l’extension des constructions existantes sont interdites. La parcelle sur laquelle l’usine de production d’hydrogène vert serait installée ne recoupe pas le zonage réglementaire du PPRT et les zones de danger des industries voisines. De plus, les zones d’impact et de danger du projet H2V59 sont contenues dans l’emprise du site.

L’usine projetée étant une Installation Classée Pour l’Environnement, une étude de dangers sera produite dans le cadre du processus de demande d’autorisation. Cette étude décrira les risques présentés, leur potentielle gravité, leur probabilité de survenance et l’ensemble des dispositifs mis en œuvre pour empêcher leur survenance ou pour en réduire les effets. Enfin, le dossier de demande d’autorisation d’exploiter traitera de la sûreté des installations industrielles face à la menace terroriste.

Posté le : mercredi 18 septembre 18:37

Pourquoi s’oriente t on vers la technologie de l’hydrogène lorsque l’on sait qu’il s’agit d’un gaz super explosif et donc très très dangereux.
De plus il faut beaucoup d’énergie pour l’ electrolise. Et Qu’il est si simple et ne demande pas d’énergie de produire du gaz méthane

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

 Les risques liés à l’hydrogène

La France produit actuellement plus de 900 000 tonnes d’hydrogène par an essentiellement par reformage de CH4 donc en émettant beaucoup de CO2. La production d’hydrogène par électrolyse existe depuis les années 60 mais est restée marginale car l’hydrogène était concurrencé par les énergies fossiles peu chères. C’est donc un gaz connu et maitrisé.

La production d’hydrogène à partir de l’électrolyse de l’eau présente 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.

Ces risques sont pris en compte dans la réglementation française. L’usine H2V59 de production d’hydrogène vert sera une Installation Classée pour la Protection de l’Environnement (ICPE), qui devra faire l’objet de demandes d’autorisation auprès des services de l’État.

Outre les mesures mises en place dans toutes les usines (plan de prévention, formation et habilitation du personnel, bon entretien du matériel…), plusieurs mesures permettent de garantir la maîtrise des risques dans les usines de production d’hydrogène :

  • La stricte séparation entre oxygène et hydrogène à l’intérieur de l’usine et ventilation continue des bâtiments ;
  • L’éloignement des évents de rejet d’hydrogène et d’oxygène pour éviter la rencontre des panaches issus de l’usine. La taille du terrain permet de garantir le respect de ces distances de sécurité, et de contenir à l’intérieur de la parcelle tout impact d’un problème éventuel ;
  • La détection renforcée de l’hydrogène à l’intérieur des bâtiments pour identifier rapidement toute fuite.
  • La combustion de l’hydrogène au moyen d’une torche en phase d’arrêt et de démarrage des électrolyseurs (la combustion de l’hydrogène ne génère que de l’eau), avec une surveillance renforcée ;
  • L’équipement des canalisations d’hydrogène pour détecter les fuites ;
  • L’arrêt des installations et la mise en sécurité en cas de détection d’hydrogène.

H2V suit également toutes les normes en vigueur (française et européenne) concernant la production d’hydrogène.

Par ailleurs l’hydrogène n’est pas stocké sur place et ne resterait que quelques minutes dans l’usine avant injection dans le réseau de gaz naturel. Le volume d’hydrogène présent dans l’installation restera toujours inférieur à 5 tonnes.

Le choix de l’hydrogène vert

Le projet H2V59 consiste à créer une usine de production d’hydrogène vert par électrolyse de l’eau avec une capacité annuelle de production de 28 000 tonnes d’hydrogène vert. La consommation d’électricité annuelle serait de 1.5 TWh à mettre en rapport avec les 92.6 TWh* d’électricité renouvelable produits en France en 2017.

L’hydrogène vert est un moyen de stocker l’électricité renouvelable sous forme de gaz dans les réseaux de gaz naturel existants. C’est une énergie à faible impact environnemental qui participe pleinement à la diversification du mix énergétique dans le cadre de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV). Sa combustion ne produit que de l’eau et permet de décarboner les réseaux de gaz : le mélange hydrogène – gaz naturel émet moins de CO2 après combustion. A ce titre, le développement de l’hydrogène vert est complémentaire à d’autres dispositifs de développement d’énergies renouvelables tel que la méthanisation.

L’hydrogène a par ailleurs la particularité d’être très énergétique, et contient 2,5 fois plus d’énergie que le méthane par unité de masse.

* Source : Commissariat général au développement durable. Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2019

Posté le : lundi 16 septembre 2019 15:38

Madame, Monsieur,

Compte tenu que pour produire 1,8 Tonne par heure, on a besoin d’environ de 30 m3 d’eau par heure et 100 MWh elec à l’heure. Sur l’année ( 8000 h ), on va, donc, avoir besoin d’une consommation annuelle de 240 000 m3 d’eau et 800 000 MWh d’électricité verte et, en parallèle, on va produire 14 400 T d’hydrogène, mais aussi plus de 115200 tonne d’oxygène. Au vu de ces éléments, a-t-on étudié les conséquences environnementales de cette surconsommations d’eau et de ce rejet d’oxygène s’il n’est pas valoriser? la réussite du projet dépend de son modèle économique les premiers éléments disponibles : investissement 240 millions d’euros et achat d’eau et d’électricité font que le prix de revient de l’hydrogène départ usine sera entre 4 et 5 euros le kilo sur la base de 45 euros le MWh électrique.
A ce prix, quel est le client capable de surpayer 14400 tonnes d’hydrogène avec un prix 2 à 3 fois plus cher que l’hydrogène fossile?

Notre réponse :

Nous vous remercions pour votre contribution au débat.

Le projet H2V59 consiste à créer une usine de production d’hydrogène vert avec une capacité annuelle de production de 28 000 tonnes d’hydrogène vert par an répartie en deux unités de production, sur 7500 heures de fonctionnement.

L’hydrogène vert serait produit avec un impact environnemental très faible grâce à l’électrolyse de l’eau : sous l’action de l’électricité, issue des énergies renouvelables, l’eau est décomposée en oxygène et en hydrogène. Le tableau ci-dessous présente les volume annuels d’eau et d’électricité qui seraient consommés et les volumes d’hydrogène et d’oxygène produits :

Consommation d'eau : projet 1,9 million m3 par an, le réseau d'eau du Dunkerquois produit 20 millions de m3 par an. Electricité : projet, 200MW de puissance installée, le parc éolien offshore de Dunkerque prévoit 500 MW de puissance installée. Hydrogène : le projet produira 28 000 tonnes d'hydrogène par an, la France produit 900 000 tonnes par an. Oxygène : le projet produira 220 000 tonnes par an, la forêt de Compiègne produit entre 150 000 et 215 000 tonnes par an.

La consommation en eau de l’usine H2V59

L’eau qui alimenterait l’usine viendrait du canal de Bourbourg, via une canalisation d’eau industrielle exploitée par l’Eau du Dunkerquois. H2V59 signera un contrat d’approvisionnement en eau industrielle avec l’Eau du Dunkerquois qui s’assure de la disponibilité des quantités d’eau demandées. La consommation d’eau annuelle s’élèverait à 1,9 million de m3 quand la capacité annuelle de production du réseau dunkerquois d’eau industrielle est de 20 millions de m3 par an. H2V59 n’est pas directement concerné par les autorisations de prélèvement et la distribution d’eau industrielle portées par l’Eau du Dunkerquois (l’opérateur du réseau) . Toutefois, en période de fortes contraintes et de pénurie en eau, H2V59 pourrait être amené à limiter ses consommations si nécessaire.

Le rejet de l’oxygène produit dans l’atmosphère

Produit en parallèle de l’hydrogène, l’oxygène est un gaz qui se diffuse très rapidement dans l’atmosphère, et qui n’est pas néfaste ni pour l’environnement ni pour l’Homme. Il ne serait pas valorisé et donc rejeté directement dans l’atmosphère par des évents. A titre de comparaison, l’usine H2V59 produira une quantité d’oxygène équivalente à la forêt de Compiegne (voir tableau ci-dessus). H2V réalisera cependant une étude de diffusion de l’oxygène dans l’atmosphère dans le cadre de l’étude d’impact du projet. H2V est prêt à étudier toute option de valorisation de cet oxygène dans l’économie circulaire (industrie, aquaculture…).

Le prix de l’hydrogène vert

Le modèle économique de l’usine de production d’hydrogène vert repose sur trois grands piliers :

  • Le prix de l’électricité utilisée pour la production de l’hydrogène :

L’usine H2V59 serait dédiée au power-to-gas. Le procédé H2V a été étudié pour maximiser sa flexibilité, prévoir un fonctionnement pendant les périodes les moins contraintes, c’est-à-dire les périodes où les prix de marché de l’électricité sont les plus bas et participer aux mécanismes rémunérateurs de capacité, d’effacement et/ou d’ajustement.

  • Des économies d’échelle :

En construisant des usines de grande capacité, H2V optimise le coût de l’investissement et minimise le prix de l’hydrogène vert afin de le rendre compétitif par rapport à d’autres sources d’énergies.

  • Le prix de vente de l’hydrogène injecté dans le réseau de gaz naturel :

L’hydrogène produit dans l’usine H2V59 serait injecté dans le réseau de gaz naturel de GRTgaz, à un prix qui reste à définir. Le prix de l’hydrogène vert (hors transport) est aujourd’hui compris entre 4 et 6 euros par kilogramme. Une importante réduction du coût de production de l’hydrogène vert est attendue. Ainsi, le projet de PPE, auquel H2V adhère, prévoit qu’à l’horizon 2028, l’hydrogène vert représentera un coût de 2 à 3 euros par kilogramme. Cette diminution du coût de la production de l’hydrogène vert serait notamment rendue possible par la diminution du prix des électrolyseurs, du fait de l’industrialisation de leur production.

Par ailleurs, la loi énergie-climat prévoit de reconnaître l’hydrogène comme vecteur énergétique et à ce titre de mettre en place d’un mécanisme de soutien financier afin de lancer la filière. L’hydrogène vert bénéficierait ainsi d’un complément de rémunération par rapport au prix des énergies fossiles. Ce complément de rémunération pris sur le modèle des énergies renouvelables ou du biogaz issu de la méthanisation, permettra de rendre les projets viables et de développer la filière jusqu’à devenir compétitive par rapport aux énergies conventionnelles. Le développement de la production d’hydrogène suivrait ainsi celui des énergies renouvelables ou du biogaz.