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unknown - Métropole - Européenne de Lille - 21 C 0291 Document publié le Lundi 28 juin 2021 Lien du pdf (unknown - Métropole - Européenne de Lille - 21 C 0291)Thèmes du document : Énergies, Environnement, Changement climatique, 21 C 0291

Séance du lundi 28 juin 2021

Délibération DU CONSEIL

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RESEAUX, SERVICES ET MOBILITE-TRANSPORTS - TRANSITIONS ENERGIE CLIMAT -

DEVELOPPEMENT D'UN ECOSYSTEME TERRITORIAL HYDROGENE

RENOUVELABLE - DEPOT D'UNE CANDIDATURE EN REPONSE A UN APPEL A

PROJET ADEME (AGENCE DE L'ENVIRONNEMENT ET DE LA MAITRISE DE

L'ENERGIE) ET ETABLISSEMENT D'UN ACCORD D'EXCLUSIVITE

I. Rappel du contexte

Le développement de l’hydrogène faiblement carboné est identifié comme un levier important de la transition énergétique en particulier pour la mobilité des poids lourds.

Dans l’optique de développer la filière, l’Etat s’est doté en septembre 2020 d’une stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France.

Ce plan de développement ambitieux d’une enveloppe de 7,2 milliards d’euros d’ici 2030 prévoit la mobilisation de 3,4 milliards d’euros dès le plan de relance.

C’est dans ce cadre que l’ADEME - Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie - a lancé un Appel à Projets (AAP) ayant pour objectif la création d’écosystèmes territoriaux et destiné à soutenir l’investissement. L’implication des collectivités y est fortement encouragée.

Deux industriels se sont rapprochés de la Métropole européenne de Lille (MEL) afin de construire un projet commun de production et de distribution d’hydrogène renouvelable qui soit articulé autour de la mobilité des bus et des bennes à ordures ménagères (BOM) ainsi qu’au travers d’une valorisation de l’électricité produite au Centre de Valorisation Energétique (CVE). Le développement d’un tel écosystème présente en effet de sérieux atouts en matière environnementale, d’autonomie énergétique du territoire, de performances d’exploitation mais également de contribution à la structuration d’une filière hydrogène permettant à la France et à l’Europe d’obtenir une souveraineté industrielle sur la mobilité bas carbone. Ce projet s’inscrit dans le cadre de l’ambition 1 du Plan Climat Air Energie Territorial (PCAET) métropolitain votée par délibération n° 21 C 0044 du 19 février 2021 : « Accélérer la transition énergétique vers une Métropole neutre en carbone d’ici 2050 » notamment de l’action 1 « Soutenir la production et la consommation d’énergies renouvelables ou de récupération » et de l'action 10 "Achat de bus zéro émission" pour le parc métropolitain. Il a donc vocation à contribuer à la décarbonation du secteur des transports, en cohérence avec la Stratégie Nationale Bas Carbone entrée en vigueur en avril 2020.

Un partenaire industriel a été retenu afin d’élaborer une candidature conjointe à l’appel à projet lancé par l’ADEME.21 C 0291

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II. Objet de la délibération

Le di-hydrogène (communément appelé Hydrogène) est actuellement utilisé essentiellement dans l’industrie notamment en chimie pour la fabrication d’engrais ou pour le raffinage de produits pétroliers. L’hydrogène sur Terre n’existe pas directement sous une forme exploitable et n’est donc pas une énergie « primaire » en tant que telle : sa production nécessite un apport d’énergie extérieur. Dans le monde comme en France, 95% de sa production est issue d’énergie fossile. Un autre procédé encore marginal, mais très ancien, existe : l’électrolyse de l’eau. Ce procédé permet de « craquer » les molécules d’eau en Oxygène (O2) et Hydrogène (H2).

Dans une trajectoire de transition énergétique, la production d’hydrogène via une électricité bas carbone est identifiée comme un levier important. Dans ce cadre, et comme l’électricité, l’hydrogène est principalement un vecteur énergétique qui permet d’envisager une décarbonation de certains secteurs industriels, le stockage de l’électricité ou d’alimenter le secteur des transports. Comparativement aux véhicules électriques à batteries, le véhicule à hydrogène permet de s’affranchir des contraintes d’autonomies et de temps d’avitaillement et trouve ainsi sa pertinence dans la mobilité lourde et l’usage intensif.

Dans le cadre de la stratégie nationale Hydrogène et du plan de relance, plusieurs AAP sont lancés par l’ADEME dès fin 2020 dont un portant sur le déploiement, par des consortiums réunissant des collectivités et des industriels fournisseurs de solutions, d’ « écosystèmes territoriaux » de grande envergure. Ces écosystèmes regroupent différents usages (industrie et mobilité), pour favoriser les économies d’échelle. Cet AAP est doté de 275 millions d'euros d’ici 2023. Après les premiers guichets de décembre 2020 et mars 2021, des candidatures peuvent être déposées lors du dernier guichet positionné le 14 septembre 2021.

Avec cet AAP, l’ADEME propose le versement de subventions portant sur des investissements relatifs aux :

 infrastructures de production et distribution d’hydrogène à hauteur de 25% du surcoût par rapport à un équivalent gazole ainsi qu’un bonus de 10% si l’hydrogène est d’origine 100% renouvelable.

 véhicules (forfaits de 140 K€ / bus et 133 K€ / BOM et 35% du surcoût / bus articulé).

Les subventions versées, cumulables avec d’autres aides, portent sur les investissements d’infrastructures dont les premières mises en service sont à envisager pour fin 2023. La livraison des véhicules doit intervenir au plus tard dans les 2 ans suivant la/les mise(s) en service. Seuls les projets de puissance supérieure à 1MW (soit plus de 20 véhicules) sont éligibles et l’ADEME encourage l’atteinte d’un prix cible de vente de 9€/kg TTC.

Au regard des conditions de cet AAP et des caractéristiques du contexte métropolitain, les conditions sont favorables à la réalisation d'un projet.21 C 0291

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Il convient de rappeler qu’actuellement les 450 bus métropolitains, dont la MEL est propriétaire, ont une motorisation GNV (Gaz Naturel Véhicule). Une partie du gaz consommée par les bus est d’origine renouvelable.

Les 134 bennes à ordures ménagères, propriété du titulaire du marché de collecte, sont majoritairement au Diesel avec un additif en GTL (Gas To Liquid) permettant d’améliorer les performances environnementales. Environ 20% du parc est motorisé au GNV.

Très concrètement, l’infrastructure se compose des éléments clés suivants :  un électrolyseur assurant la production d’Hydrogène en continu,

 des équipements de compression et de stockage de l’Hydrogène produit pour pouvoir délivrer le débit nécessaire mais également améliorer la disponibilité de l’installation,

 des équipements et l’infrastructure pour une distribution aux véhicules qui soit ouverte au public. A terme, la pose d’une canalisation vers le dépôt bus pourra être envisagée afin de recharger les bus sur site.

Fin 2020, deux industriels, Hynamics (filiale d’EDF) ainsi que Storengy (filiale d'Engie), se sont respectivement rapprochés de la MEL. Chaque industriel proposant à la MEL la réalisation d’un projet commun, un dialogue a été engagé afin de retenir le meilleur projet. Il convient de rappeler que ce dialogue n’entrait pas dans le champ de la commande publique.

Chaque industriel propose une infrastructure aux caractéristiques similaires et cible la production d’Hydrogène renouvelable. Chacun propose également la création d’une société de projet pour le portage, la réalisation et l’exploitation/maintenance du projet.

Une phase d’échanges et de co-construction a été engagée avec chaque industriel. Elle a tout d’abord permis à la MEL de définir les principales données programmatiques :

 d’engager le développement d’une mobilité Hydrogène axée prioritairement sur les bus et qui s’inscrive dans l’épure du programme de renouvellement.  de limiter le nombre de bennes à ordures ménagère, achetées par la MEL, au regard du fort surcoût à l’achat et du niveau de maturité de l’offre des constructeurs mais également des faibles consommations apportées. L’objectif est donc de pouvoir constituer un premier retour d’expérience. Il est à noter que le marché de collecte, en cours de renouvellement, devrait prévoir le renouvellement d’au moins 50% du parc actuellement en diesel par des véhicules en motorisation GNV,

 de pouvoir créer d’autres débouchés par la conversion d’une partie des flottes des entreprises situées à proximité,

 de développer le projet sur les communes de Sequedin et de Lomme à proximité immédiate du dépôt bus et de l’annexe de collecte des bennes à ordures ménagères. Les contraintes foncières des secteurs à proximité des21 C 0291

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autres dépôts ne permettent pas d’envisager de projets dans les conditions de l’AAP. La MEL ne disposant pas du foncier ciblé, les échanges sont à poursuivre avec le propriétaire en vue de négocier les conditions des négociations de vente ou de mise à disposition du terrain,

 de mobiliser une part de l’électricité produite par le CVE pour le projet. L’analyse montre qu’elle est disponible en volume suffisant pour pouvoir alimenter une part très significative du projet. Elle conclue également à une compatibilité entre le prix d’achat de l’électricité annoncé par chaque industriel et le prix de vente obtenu par Covalys (délégataire du CVE) sur le marché. Ces éléments seront à affiner avec le partenaire retenu dans le cadre de négociations avec Covalys et permettront de s'assurer de la compatibilité avec les besoins de développements sur les réseaux de chaleur ciblés prioritairement par le schéma Directeur des réseaux de chaleur validé en décembre 2018 (délibération 18 C 1041),

 d'opérer une mise en service de l'infrastructure Hydrogène conformément aux attentes de l'ADEME : fin 2023 - début 2024.

La création de cet écosystème local sur une technologie innovante engendre de fortes interdépendances entre la société de projet et la MEL :

 Les débouchés apportés par la MEL – via son matériel roulant et via ses prestataires – constituent une partie très importante des ventes d’hydrogène,  La station hydrogène se retrouve en situation monopolistique pour la fourniture d’hydrogène pour les bus et les bennes à ordures ménagères. Une interdépendance moins critique porte sur la vente d’électricité du CVE à la société de projet.

Au-delà d’un partenariat avec l’industriel retenu, la MEL doit d’une part intervenir dans la gouvernance de la société de projet pour sécuriser le prix de vente de l’hydrogène et d’autre part maîtriser son exposition aux risques industriels, financiers et de performances. Des clauses résolutoires ont été proposées en ce sens à chaque industriel.

Au regard des propositions reçues, celle de Storengy a été retenue. Storengy propose en effet une offre solidement maîtrisée tant sur le plan industriel que du modèle économique et est le seul à s'engager sur les coûts et délais de construction, les coûts d'exploitation-maintenance ainsi que sur le prix de vente de l'hydrogène.

1. Caractéristiques du projet

Afin d’obtenir les financements précités et de permettre la réalisation du projet, il est proposé le dépôt d’une candidature conjointe au titre de l’AAP « Ecosystèmes territoriaux hydrogène » de l’ADEME. Le dépôt des candidatures est fixé au 14 septembre 2021.

Les caractéristiques du projet qui sera soumis à l’ADEME, qui reprend les données programmatiques précisées ci-dessus, sont déclinées ci-dessous. Le cas échéant,21 C 0291

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elles pourront être affinées d’ici au 14 septembre mais respecteront les valeurs limites indiquées dans le présent paragraphe lorsqu’applicable.

Le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance de l’infrastructure hydrogène seront portés par une société de projet de type Société à Actions Simplifiées.

Afin de sécuriser le prix de vente de l’hydrogène dont les prestataires de service public pour le compte de la MEL seront clients, la prise de capital par la MEL dans la future société de projet s’opèrera selon les modalités définies au paragraphe II.3.

Dans l’attente du tour de table d’actionnaires et d’une prise de participation effective dans la future société de projet, la conclusion d’un accord d’exclusivité avec le partenaire industriel est proposée selon les modalités définies au paragraphe II.4.

Cet écosystème verra la création d’une infrastructure qui sera portée par la future société de projet. Cette infrastructure consiste en la production d’une puissance de 2MW soit 880 kg/jour d’Hydrogène renouvelable. La distribution sera également accessible aux véhicules tiers. L’investissement nécessaire à cette infrastructure est de 12,1 M€ TTC et une aide à l'investissement de 3,96 M€ TTC sera sollicitée auprès de l'ADEME.

Afin de garantir le maintien de la qualité du service public rendu pour les transports collectifs et la collecte des déchets, cette infrastructure présentera un haut taux de disponibilité (99% au bout de 3 ans) ainsi qu’une possibilité d’avitaillement de secours.

Pour se faire, la société de Projet passera un contrat pour la construction de l’infrastructure et des contrats pour l’exploitation et la maintenance.

La Société de projet veillera également à une alimentation de l’électrolyseur par une électricité d’origine renouvelable permettant de solliciter auprès de l’ADEME un niveau d’aide à l’investissement majoré à 35% du surcoût sur les postes production, distribution et le cas échéant pour l’achat de bus articulés (nota : les bus standards et les bennes à ordures ménagères sont éligibles à des aides forfaitaires).

A ce titre, outre la mobilisation de l'électricité produite au CVE, l’industriel pourra aussi mobiliser des sources de production électrique renouvelables en fin d’obligation d’achat, sous la forme de contrats longue durée (power purchase agreement) afin de sécuriser l'approvisionnement.

Outre le soutien sollicité auprès de l’ADEME, d’autres aides seront sollicitées auprès de la Région Hauts de France et de l’Europe. De même, l’ordonnance Hydrogène parue en février 2021 prévoit la mise en place d’un mécanisme de complément de revenu qui permettrait aussi de faire baisser le prix de l’hydrogène vendu. Ces différents mécanismes de soutien complémentaires viendront, le cas échéant, influer favorablement sur les éléments financiers précisés ci-dessous.21 C 0291

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Cet écosystème sera également constitué d’une flotte de véhicules lourds. La MEL procèdera à l’achat de 42 bus standards et/ou articulés maximum ce qui reste dans l’épure du programme de renouvellement. La MEL procèdera également à l’achat de 5 bennes à ordures ménagères maximum. Le marché de collecte des déchets ménagers, en cours de renouvellement, prévoit cette possibilité.

Ces véhicules, dont les modalités d’achat seront précisées dans des délibérations ultérieures, suivront un planning prévisionnel de mise en service échelonné entre mi- 2023 et fin 2025.

Pour ces véhicules, l’estimation, à date, du surcoût d’investissement est évalué à 14,7M€ TTC (7,2M€ d’aides de l’ADEME déduites). Il est rappelé que d’autres aides financières seront sollicitées pour pouvoir optimiser l’impact budgétaire du projet.

Une adaptation du dépôt bus et de l’annexe de Collecte, situés à Sequedin, devra également être mise en œuvre notamment pour se conformer aux exigences réglementaires, normatives et de sécurité engendrées par le remisage et la maintenance de véhicules hydrogène. Au regard d’un premier parangonnage, un investissement situé entre 300k€ et 400k€ TTC serait nécessaire. Il s’agit d’une première estimation qui sera à consolider après la réalisation des études de sécurité notamment. Des démarches seront à engager auprès des services de l’Etat pour modifier les autorisations d’exploitation des 2 sites.

Au regard des caractéristiques de production kilométrique des véhicules et des hypothèses précisées au paragraphe 2, le prix moyen de vente de l’hydrogène sur la durée de vie de la station sera inférieur à 11 € HT /kg et pourra être optimisé.

Des contrats longue durée de vente d’hydrogène seront établis entre la Société de Projet et les opérateurs de service public intervenant pour le compte de la MEL pour le transport collectif et la collecte des déchets ménagers.

Au regard de la production kilométrique et des caractéristiques attendues des véhicules, cela correspondrait à un coût de carburant d’environ 3M€/an qui sera apporté par la MEL, via la concession de service public (volet transports) ou le marché public (collecte des déchets). A titre de comparaison, un scénario 100%bioGNV correspondrait à une dépense de carburant d’environ 1M€/an. Cependant, contrairement au biogaz, les mécanismes de soutien au prix de vente ne sont pas encore mis en place pour l’hydrogène. L’écart entre ces deux énergies sera donc amené à se réduire.

2. Pertinence du développement d’un écosystème territorial hydrogène

A la différence d’autres territoires, la MEL dispose déjà d’une flotte bus au GNV qui présente des performances indéniables en matière d’exploitation, d’impacts sur la qualité de l’air et de gaz à effet de serre. L’objectif est de développer le vecteur21 C 0291

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hydrogène sur les bus tout en continuant de s’appuyer sur les atouts de la filière GNV.

En effet, au regard des caractéristiques précisées au paragraphe II.1, le projet présente en effet de sérieux atouts

a) Des bus Bio GNV et Hydrogène proches en termes de performances  un bilan Gaz à Effet de Serre exemplaire : les analyses en cycle de vie complet montrent des résultats assez proches entre un bus bioGNV et un bus H2 renouvelable.

 un rendement énergétique global de l’hydrogène relativement proche du BIOGNV mais inférieur aux bus à batterie. Le plus faible rendement de production de l’hydrogène par rapport au biométhane est en bonne partie compensé par un meilleur rendement des moteurs électriques.

 des performances véhicules GNV/H2 équivalentes : les bus GNV et Hydrogène sont compatibles quels que soient les parcours d’exploitation.

b) Avec à date, un coût affiché plus élevé que le GNV, mais dont l’écart pourra se réduire :

L’utilisation de l’hydrogène renouvelable comme carburant est à date plus onéreuse que l’utilisation du GNV mais :

 L’ordonnance Hydrogène prévoit un mécanisme (principe de complément de revenu) qui permettra de faire baisser le prix affiché,

 le GNV (qu’il soit fossile ou renouvelable) est pour l’heure exonéré de TICPE (Taxe Intérieure sur la Consommation des Produits Energétique) qui représente par exemple 50% du prix HT du diesel. A terme, le maintien de cette exonération n’est pas forcément garanti pour le GNV d’origine non renouvelable,

 les projections sur le prix du Gaz à horizon 2030 montrent une hausse de +15% environ selon les hypothèses de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie. Le recours à une électricité renouvelable, issue du CVE notamment, au travers de contrats long terme permettra de se prémunir sur les variations du prix de l’électricité sur le marché.

c) Et un intérêt très fort à diversifier les motorisations de nos matériels, notamment avec des véhicules hydrogène au vu des éléments suivants :

 une réorientation stratégique de l’Etat en faveur des vecteurs électriques et un soutien moindre au vecteur gaz renouvelable dont il faut tenir compte : la dernière PPE a modéré les ambitions de l’Etat dans la filière méthanisation malgré la forte dynamique constatée depuis plusieurs années. Cela s’est traduit notamment par une baisse progressive des tarifs en obligation d’achats,

 un renforcement de l’autonomie énergétique du territoire pour l’avitaillement des bus : la production du CVO ne permet pas de couvrir les besoins de la flotte bus de la MEL (jusqu’à 30% environ). Le développement21 C 0291

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d’un service bus Hydrogène permettra donc de renforcer l’autonomie énergétique de la MEL dans l’avitaillement de sa flotte de bus,

 l’opportunité de développer une offre industrielle française/européenne : Constatant la dépendance européenne sur la fabrication de batteries pour véhicules (les 10 plus gros fabricants sont asiatiques et la production européenne ne représente que 1% des capacités mondiales), le développement d’une filière hydrogène plus locale est un objectif prépondérant de cet AAP et du plan de relance.

Le parc actuellement constitué de 450 bus GNV, de 109 bennes diesel et 25 bennes GNV se répartirait à terme de la manière suivante :

- Flotte Bus : 42 unités en Hydrogène et 408 en GNV,

- Flotte bennes : 62 unités en diesel/GTL, 67 en GNV et 5 en Hydrogène.

En conditions optimales, la production du CVO permettrait d'alimenter environ 135 bus GNV et celle du CVE permettrait l'avitaillement des 42 bus Hydrogène. Ces deux sources de production d'énergie renouvelables locales permettront d'alimenter environ 40% de la flotte bus.

Dans tous les cas, l'approvisionnement en électricité fournit par le CVE à l'infrastructure Hydrogène sera dimensionné de manière à ne pas impacter les développements ciblés prioritairement par le schéma Directeur des réseaux de chaleurs.

3. Mise en œuvre d’un accord d’exclusivité avec le partenaire industriel

En amont des décisions d’investissements et d’une prise de participation de la MEL dans la société de projet, l’établissement d’un accord d’exclusivité permettra d’encadrer les conditions du partenariat et le caractère engageant des caractéristiques du projet décrites au paragraphe précédent.

Cet accord d’exclusivité précise notamment le caractère engageant sur les caractéristiques clés du projet :

 Tenue des coûts et délais annoncés par l’industriel pour la construction de l’infrastructure hydrogène,

 Tenue des coûts d’exploitation et de maintenance annoncés par l’industriel,  Tenue du prix de vente de l’hydrogène annoncé par l’industriel selon les hypothèses de dimensionnement du projet de la flotte de véhicule apportée par la MEL et tenant compte de l’obtention des aides sollicitées auprès de l’ADEME,

 Mobilisation des sources de production d’électricité renouvelable notamment issue du CVE,

 Tenue des performances de l’infrastructure hydrogène notamment en termes de disponibilité,

 Modalités de gouvernance de la future société de projet y compris la part de la participation de la MEL.21 C 0291

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Il est à noter que des clauses résolutoires seront intégrées à l’accord d’exclusivité sur la tenue du prix de vente de l’hydrogène ainsi que des coûts et des délais de construction et d’exploitation/maintenance. Si les éléments annoncés ne sont pas tenus, ces clauses permettront à la MEL d’engager une sortie de l’accord d’exclusivité.

Des éléments plus détaillés sont repris en annexe à la présente délibération.

4. Prise de participation de la MEL dans la société de projet

Afin de garantir les meilleures conditions de réussite et de maîtrise du projet, la MEL souhaite prendre des participations dans une société dont l’objet social sera en lien avec la production d’ENR de type hydrogène et en capacité d’alimenter le territoire métropolitain. Les modalités précises seront présentées dans des délibérations présentées lors d’un prochain Conseil Métropolitain.

Il est envisagé une prise de participation de 33% par la MEL, l’industriel partenaire étant également actionnaire de la future société. La prise de participation d’autres actionnaires pourrait également être recherchée. Plusieurs modalités clés du futur pacte d’actionnaire ont déjà été partagées avec l’industriel partenaire et sont décrites dans l’accord d’exclusivité.

La prise de participation se ferait en application des dispositions de l’article L. 2253-1 du Code général des collectivités territoriales (ci-après « CGCT »), permettant aux EPCI de constituer avec un opérateur privé une société par actions simplifiée (ci- après « SAS »), dont l’objet social portera sur la production et la fourniture d’ENR.

En effet, plusieurs critères motivent le choix du recours à une société de droit privé, sous forme de SAS, dédiée aux ENR pour formaliser ce partenariat : - elle permet de disposer d’une grande souplesse de fonctionnement, dans la mesure où il s’agit d’une forme juridique dont les caractéristiques sont librement déterminées par les parties ;

- la détention du capital est librement négociée entre les parties ;

- elle favorise une vraie collaboration bilatérale.

Par conséquent, la commission principale Climat et écologie, Gestion de l'eau et des déchets, ENM, Agriculture consultée, le Conseil de la Métropole décide :

1. de valider le dépôt d'une candidature auprès de l’ADEME au titre de l’appel à projets « écosystèmes territoriaux hydrogène », la demande de financement fera l'objet d'une décision directe du Président ;

2. d'autoriser la signature d’un accord d’exclusivité avec l’industriel retenu selon les modalités précisées dans la présente délibération et son annexe ;21 C 0291

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3. d'engager des négociations avec Covalys pour définir les modalités de vente d’une partie de l’électricité à la future société de projet ;

4. d'engager des négociations avec le propriétaire du foncier ciblé pour le projet pour définir les modalités de vente ou de mise à disposition au profit de la future société de projet ou de la MEL;

5. de valider le principe d’une prise de participation minoritaire de la MEL à la future société de projet.

Résultat du vote : ADOPTÉ À L'UNANIMITÉ DES SUFFRAGES EXPRIMÉS Mme Anissa BADERI et M. Frédéric LEFEBVRE n'ayant pas pris part au débat ni au vote.

Acte certifié exécutoire au 01/07/2021

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