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« Nous produirons de l'hydrogène vert à partir de champs éoliens offshore dès 2025 », se réjouit Matthieu Guesné, de Lhyfe

Aline Nippert
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« Nous produirons de l'hydrogène vert à partir de champs éoliens offshore dès 2025 », se réjouit Matthieu Guesné, de Lhyfe

Les deux projets d'usine d'hydrogène au Danemark annoncés par Lhyfe le 25 mai ne constituent qu'une partie des projets de la start-up nantaise. Focalisée sur l'hydrogène vert, Lhyfe revendique quelque 40 installations d'électrolyse en développement ou en financement. S'y ajoute l'usine pilote en Vendée qui doit démarrer ses opérations commerciales dès cet été. Matthieu Guesné, son président-fondateur, détaille pour I&T le savoir-faire et les ambitions de l'entreprise.

 

Industrie & Technologies : Lhyfe se présente comme « pure-player de l’hydrogène ». Qu'entendez-vous par là ?

Matthieu Guesné : Nous sommes un producteur d’hydrogène vert : notre produit final, ce qu’on vend à nos clients, c’est de l'hydrogène produit à 100% à partir d’énergies renouvelables.

Cela implique de s'alimenter directement à des centrales d'énergies renouvelables, plutôt que de passer par le réseau électrique. Ce qui est loin d'être évident, car les opérations de production de gaz, comme la filtration et la compression du gaz, ne sont pas du tout compatibles avec des fluctuations de puissance. Une usine à gaz traditionnelle fonctionne en ronronnant toute l’année. Or, l’éolien et le solaire fournissent de l’énergie par intermittence…

Chez Lhyfe, nous avons donc inventé une nouvelle usine à gaz qui ne s’appuie plus sur une énergie fiable, puissante et tout le temps disponible, mais sur une énergie aléatoire, intermittente, qui fluctue en termes de puissance. Concrètement, nous avons développé de nouveaux process de démarrage et d’arrêt, un logiciel intelligent de prédiction, un système de stockage et nous avons inventé du matériel pour purifier des gaz ; tout un système qui rend possible le branchement direct de l’électrolyseur aux parcs éoliens et solaires, ou aux barrages hydrauliques, aux centrales biomasses.

Quels sont les équipements en place dans ces nouvelles usines à gaz ?

Prenons notre site de production à Bouin (en Vendée), de 4 000 m², qui va démarrer cet été. Nous avons à notre disposition trois éoliennes, qui fournissent l’électricité pour tout le site. Ces turbines sont connectées à un convertisseur de puissance qui alimente un électrolyseur alcalin qui produit l'hydrogène à partir d'eau. L'électrolyseur est raccordé à des machines de purification du gaz – il y en a beaucoup, c’est un système complexe –, elles-mêmes connectées à un compresseur. Après quoi, l’hydrogène est une nouvelle fois purifié. Nous avons également un équipement spécial pour désaliniser l’eau de mer avant qu'elle ne soit utilisée par l'électrolyseur.

À l'issue de toutes ces étapes de traitement, l’hydrogène est stocké dans des bonbonnes (elles-mêmes placées dans des containers), que nous livrons enfin par camion jusqu’aux stations-services.

En tant que producteur d’hydrogène, le choix de l’électrolyseur est particulièrement stratégique. Les fabricants français d’électrolyseurs, McPhy ou la JV Genvia, sont-ils des partenaires potentiels ?

C’est vrai, l’électrolyseur représente environ un tiers des investissements de chaque site. Pour notre unité au Danemark, nous avons établi un partenariat avec le fournisseur danois d’électrolyseur Green Hydrogen Systems (GHS). L’avantage, c’est que l’électrolyseur pourra être assemblé sur site, GHS se situant à 50 minutes de l'usine.

En revanche, pour nos projets en France, nous assemblons et installons l’électrolyseur, ainsi que tous les éléments annexes (électronique de puissance, sécheur, compresseur, etc.) avec nos équipes en France. Nous achetons simplement nos cellules d’électrolyse auprès de notre fournisseur norvégien Nel.

À Bouin, vous aviez initialement prévu de lancer la production autour d’avril-mai 2021, où en êtes-vous ?

Tous les équipements sont installés, nous sommes en train d’effectuer les derniers tests, les dernières connexions. Nous entrons en opération commerciale cet été, nous avons pris deux mois de retard à cause du premier confinement.

Dans un premier temps, un premier module d’électrolyseur de 1 mégawatt (MW) a été installé, capable de produire 300 kg d’hydrogène par jour. Nous allons progressivement tripler notre capacité de production (grâce au caractère modulaire de l’électrolyseur), pour atteindre une tonne d’hydrogène par jour d'ici à 2024.

Quelle est l'ampleur du projet ?

L’hydrogène en Vendée est destiné au marché de la mobilité, et nous avons déjà 25 clients et des partenaires publics, parmi lesquels la Roche-sur-Yon et les Sables-d'Olonne qui vont utiliser des bennes à ordure à hydrogène, la communauté des communes de Chalans, le SDIS de Vendée (les pompiers) qui vont utiliser des véhicules à hydrogène…

L’unité de Bouin s’ancre en fait dans un projet de grande envergure, appelé VHyGO pour « Vallée Hydrogène Grand Ouest », notamment soutenu par l’Ademe. Nous allons construire dix sites de production dans des villes de Normandie, des Pays-de-la-Loire, de Bretagne d’ici à 2024, dans une logique de décentralisation de la production d’hydrogène vert et de compétitivité (nous visons un prix cible de 9 euros du kilo à la pompe). Notre ambition : qu’il n’existe plus une seule zone blanche en termes de disponibilité d’hydrogène vert sur l’ensemble du Grand Ouest ! C’est un projet ambitieux, qui représente près de 200 millions d’euros d’investissement !

Vous visez également le marché de l’industrie lourde, comme avec vos deux projets d'usine d'hydrogène au Danemark. À quel prix allez-vous fournir l’hydrogène issu de ces usines ?

Avec le projet situé sur le parc énergétique industriel GreenLab, nous allons en effet couvrir l’ensemble des besoins d’un industriel de la chimie. Le prix du kilo d’hydrogène sera largement sous la barre des 5 euros (je n’en dirais pas davantage), nous serons compétitifs.

Si nous parvenons à atteindre ce prix, c’est surtout parce que, par rapport à la mobilité, nous n’avons pas besoin de compresser, purifier et livrer l’hydrogène, trois étapes particulièrement coûteuses. Nous parvenons également à baisser le prix parce que l’énergie renouvelable est moins chère au Danemark – en France, nous avons des compléments de rémunération sur l’énergie renouvelable, alors que le Danemark se cale sur un prix de marché – et grâce aux économies d’échelle (12 mégawatts d'électrolyseurs sont prévus pour notre premier site danois d’ici fin 2022).

Vous affichez d’ores-et-déjà 40 unités de production en cours de développement ou de financement. Quelle est la prochaine grosse étape pour Lhyfe ?

Alors qu'aujourd’hui nous produisons du pétrole offshore, demain c'est de l’hydrogène vert que nous produirons en mer. Et nous y travaillons, avec nos partenaires et notre équipe en R&D. Nous comptons lancer la production d’hydrogène vert à partir de champs éoliens offshore dès 2025.

Une partie se fera en France, le reste sera situé en mer du Nord. Au large, l’énergie est bien plus foisonnante, les quantités de production seront bien plus conséquentes, donc le kilo d'hydrogène sera moins cher. La production sera également plus centralisée. Le modèle offshore permettra le déploiement massif de l’hydrogène vert en Europe.

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