Présentation du Groupe

Né d’un projet initié en 2017 par Matthieu Guesné, alors encore directeur du CEA Tech Pays de la Loire et Bretagne, et qui a pris forme avec la création de la Société en avril 2019, Lhyfe est un producteur d’hydrogène vert, premier acteur au monde à disposer d’une expérience « terrain » combinée de la production d’hydrogène vert à terre et en mer.

Lhyfe a mis en service son premier site industriel à Bouin (Vendée) au cours du deuxième semestre 2021. Unique au monde car directement connecté à une ferme éolienne, conçu en moins de deux ans, ce site a une capacité de production actuelle allant jusqu’à 300 kg/jour d’hydrogène vert qui devrait être portée à 1 tonne/jour afin de répondre à une demande croissante.

L’hydrogène vert, fondé sur le procédé d’électrolyse de l’eau à partir d’électricité issue d’une source d’énergie renouvelable, est considéré comme l’un des piliers de la transition écologique car son process de production1 n'engendre pas d'émission de gaz à effet de serre et permet de remplacer les énergies fossiles et donc de décarboner des secteurs comme l’industrie lourde ou les transports. L’hydrogène carboné, produit à partir d’énergies fossiles (hydrogène essentiellement de type « gris ») et largement utilisé dans des processus industriels, représente encore 98% de l’hydrogène consommé à ce jour.

Le Groupe opère d’ores et déjà quatre sites de production en France et en Allemagne et plusieurs autres sites sont actuellement en construction ou en développement en France et à l’international. Le Groupe est également l’un des pionniers de l’hydrogène vert produit à partir d’éoliennes en mer, avec l’exploitation de la première plateforme pilote de production d’hydrogène en mer au monde entre septembre 2022 et novembre 2023.

Afin de permettre une production d’hydrogène vert en masse et à faible coût, indispensable pour répondre aux besoins actuels et futurs significatifs de décarbonation, Lhyfe s’est orientée dès l’origine vers la production massive d’hydrogène vert en mer (offshore), le facteur de charge de l'éolien offshore y étant particulièrement attractif. Lhyfe a donc lancé et opéré avec succès son premier pilote industriel offshore, Sealhyfe, pendant plusieurs mois, au large du Croisic, en France. Une multitude d’enseignements a pu en être tirée et bénéficie déjà aux projets terrestres et offshore de Lhyfe.

Lhyfe entend être un acteur clef de la décarbonation. Le Groupe s’adresse à deux marchés prioritaires qui comptent parmi les plus gros émetteurs de gaz à effet de serre : le secteur de la mobilité lourde (camions, bus, trains et, à terme, transports maritime et aérien) et le secteur de l’industrie au sein duquel la chimie (production d’ammoniac, de méthanol, etc.), la production d’acier et la production de verre sont des cibles prioritaires.

○Lhyfe est en phase de déploiement de plusieurs sites de 5 à 10 MW dédiés à la production d’hydrogène livré en vrac par conteneurs (projets bulk). L’objectif visé est de développer un maillage du territoire, prioritairement en France et en Allemagne, à l’horizon 2025/2026, avec des sites de production décentralisés ayant vocation à alimenter un bassin d’usages dans un rayon d'environ 200 km autour de chaque site. Ces sites desservent des clients industriels et de mobilité consommateurs de quantités allant de quelques kilos à une tonne d'hydrogène vert par jour.

○En parallèle, le Groupe développe avec des clients industriels des unités de production de plus grande envergure, directement sur le site de chaque industriel concerné (projets on-site). L’acteur industriel sera le principal client du site, mais le Groupe pourrait surdimensionner les équipements afin d’alimenter des usages de mobilité à proximité.

○Enfin, le Groupe projette également de positionner certaines unités à des localisations choisies pour leur proximité au futur réseau de transport d’hydrogène européen (projets backbone), lui permettant ainsi d’adresser les besoins d'une multiplicité de clients variés, livrés au travers de ces infrastructures une fois déployées.

Une description des principales caractéristiques des projets bulk, on-site et backbone figure au paragraphe 1.1.2 du Document d’Enregistrement Universel.

Cette ambition de déploiement repose à la fois sur l’expertise acquise onshore et offshore, un pipeline de qualité (détaillé à la Section 1.8 du Document d’Enregistrement Universel) et un programme de recherche et développement conduit par l’équipe d’ingénieurs du Groupe et portant sur la conception de sites de production onshore et offshore de plusieurs dizaines de mégawatts.

Le Groupe est un acteur central dans la chaine de valeur de l’hydrogène vert : en tant que producteur indépendant d’hydrogène vert, il rapproche, à l’aide des technologies d’électrolyse mises au point par les équipementiers, les énergies renouvelables des usages à décarboner dans les secteurs de la mobilité et de l’industrie.

En amont de la chaine de valeur, le Groupe se fournit auprès :

○de producteurs d’énergie renouvelable (ENR), principalement d’origine éolienne et solaire, pour l’électricité destinée à produire l’hydrogène vert du Groupe par électrolyse de l’eau ; et

○d’équipementiers en électrolyseurs, compresseurs ou conteneurs qui bénéficient du retour d’expérience du Groupe, qui est l’un des pionniers de la production d’hydrogène vert, dans un secteur technologique en plein développement.

Le Groupe opère actuellement sur un modèle intégré develop, build, own and operate. A ce titre il prend en charge en interne toutes les étapes de la production de l’hydrogène vert :

○obtention des permis et autorisations ;

○ingénierie et conception (front-end engineering and design ou FEED) ;

○construction (engineering, procurement and construction ou EPC) ;

○financement ;

○exploitation ;

○et vente et livraison de l’hydrogène vert.

Le Groupe assure ainsi une maîtrise totale de chacune de ces étapes, allant de la prospection à la distribution d’hydrogène vert aux clients finaux. Selon les projets, le Groupe envisage de détenir une participation majoritaire ou minoritaire dans ses sites de production.

Le Groupe a l'intention de déployer également un modèle de co-développement avec des investisseurs partenaires, dans lequel il prendra en charge toutes les étapes hormis le financement, réalisé principalement par les investisseurs. Ces derniers rémunèreront le Groupe au titre de sa prestation de développeur de projet et de gestionnaire du site dont ils détiendraient alors une part majoritaire.

Ce double positionnement devrait permettre au Groupe de développer un modèle économique résilient à forte visibilité, fondé sur :

○la vente d’hydrogène vert à travers (i) un portefeuille de clients diversifiés pour chacun des sites de production d’hydrogène vert bulk, pour lesquels les contrats seront conclus sur une durée variant en principe de 3 à 5 ans (comme c’est déjà le cas à Bouin), avec un renouvellement de ces contrats qui est attendu de façon échelonnée dans le temps, (ii) un client industriel principal pour les projets on-site, qui s’engagera contractuellement en principe sur une durée de 15 ans et (iii) pour les projets backbone, une multiplicité de clients industriels qui seront livrés par pipelines, une fois ces infrastructures déployées ;

○des revenus issus de l'activité de co-développement avec des investisseurs et reposant sur (i) les revenus liés au développement enregistrés au début de la vie des projets concernés et (ii) des revenus liés aux services vendus aux projets et à la gestion de ces actifs.

Fort d’un savoir-faire démontré à terre et d’une courbe d’expérience unique en matière de production offshore, le Groupe est idéalement positionné pour tirer le meilleur parti d’une demande d’hydrogène vert en plein essor et qui devrait s’accélérer très fortement pour atteindre 430 millions de tonnes par an à l’horizon 20502, soit une demande près de 4,5 fois supérieure à la demande totale d'hydrogène observée en 2022. Ces anticipations de croissance sont confortées par plusieurs facteurs convergents :

○un objectif de production, en 2030 et sur le sol européen, de 10 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable (RFNBO - carburants renouvelables d'origine non biologique)3 ;

○un objectif d’importation en Europe de 10 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable (RFNBO) en 20302 ;

○un objectif d’utilisation d'hydrogène renouvelable (RFNBO) égal à 42% de l’ensemble de l'hydrogène utilisé dans l’industrie en 20304 ;

○un objectif de 42,5% d'énergies renouvelables pour 2030 au sein de l’Union européenne5 ;

○le déploiement de mécanismes de subventions et de soutien à l’investissement et à la production d’hydrogène vert, au niveau européen et national ;

○l'explosion de la demande d'énergies non fossiles6 qui favorise les plans de décarbonation des grands émetteurs ;

○un soutien public fort grâce à de nombreux programmes d'investissement dans des projets « zéro carbone » ;

○la volonté des territoires à regagner en autonomie sur les questions énergétiques ;

○une baisse des coûts de l'électricité renouvelable et des électrolyseurs ;

○la multiplication de projets de très grande envergure en termes de capacité d'électrolyse7 ; et

○plus globalement, un intérêt de plus en plus marqué pour les projets ayant un impact positif sur l'environnement.

Les compétences techniques et commerciales du Groupe lui ont permis de prendre une place importante dans le secteur en seulement un peu plus de 5 ans d’existence. Ainsi, au 31 décembre 2024, le pipeline du Groupe (détaillé à la Section 1.8 du Document d’Enregistrement Universel) représente une capacité totale de production installée de 9,1 GW. Parmi les projets du pipeline, plusieurs projets représentant un total de 33 MW sont en phase Construction à la date du Document d’Enregistrement Universel (détaillés au paragraphe 1.8.2.2 ci-dessous).

Sur la base de ce pipeline le Groupe vise à devenir l’un des leaders de la production d'hydrogène vert en Europe, en y opérant un déploiement rapide de sites de production d’hydrogène vert. D’ici 2025, Lhyfe vise notamment de devenir un acteur majeur dans la mobilité en France et en Allemagne où les ambitions nationales de déploiement des infrastructures et usages se précisent et s’accélèrent.

En vue d’atteindre ses objectifs, le Groupe a investi depuis sa création dans le développement d’actifs clés pour s’imposer parmi les acteurs majeurs du secteur :

○une équipe d’ingénieurs spécialisés couvrant tous les domaines d’expertise du Groupe, de l’ingénierie à l’exploitation, et qui travaille sur tous les composants des unités de production (électrolyseurs, compresseurs, unités de purification, software, mesures) ;

○une maîtrise des principales technologies d’électrolyse ;

○une expertise prouvée dans le développement et la gestion d’un site de production d’hydrogène vert onshore et offshore ;

○une approche modulaire de ses sites de production ;

○une solution logicielle complète faisant appel au data management et, à terme, à l’intelligence artificielle.

Dans ce contexte, l'ambition de Lhyfe se traduit notamment par les objectifs suivants :

○Pour 2025, le Groupe table ainsi sur une croissance significative de son chiffre d’affaires avec :

-une multiplication attendue entre x2 et x3 des ventes d’hydrogène, par rapport à 2024,

-une nouvelle stratégie de vente s’appuyant sur les ventes indirectes, c’est-à dire en s’appuyant sur un réseau de revendeurs,

-la forte croissance attendue des revenus liés aux partenariats (qui sera détaillée lors de la publication des résultats semestriels 2025 en septembre 2025) ;

○Pour 2026 :

-objectif 2026 de marge d’EBITDA ajusté Groupe8 à 10% pour un chiffre d’affaires 2026 de 100 millions d'euros ;

○En 2030 :

-un objectif de 3 GW d’actifs sous gestion9,

-une marge d’EBITDA ajusté Groupe supérieure à 30%.

Les objectifs du Groupe sont détaillés au paragraphe 1.8.3 du Document d’Enregistrement Universel.

Les sites on-site et backbone permettront également, grâce à leur taille importante, de répondre aux usages de mobilité aux alentours du site, selon des modalités contractuelles en ligne avec celles des ventes d’hydrogène bulk.

La structuration financière et la rentabilité des projets bulk, on-site et backbone sont décrites à la Section 1.4 du Document d’Enregistrement Universel.

Les gaz à effet de serre sont des gaz naturels présents dans l’atmosphère terrestre emprisonnant les rayons du soleil et stabilisant ainsi la température à la surface de la planète à un niveau raisonnable. Depuis le XIXème siècle, la concentration de gaz à effet de serre dans l’atmosphère est en constante progression, causée en grande partie par les émissions de dioxyde de carbone (CO2) ou de méthane.

L’accumulation des gaz à effet de serre, qui proviennent majoritairement des activités humaines, entraîne un changement climatique se manifestant par une intensification des phénomènes climatiques extrêmes : fortes sécheresses accompagnées d'incendies, cyclones, montée du niveau des mers, chute des rendements agricoles, extinction d’espèces, etc.

En 2018, les émissions de CO2 au niveau mondial et par secteur se décomposaient comme suit :

Pourcentage des émissions de CO2 dans le monde par secteur en 201811

L’hydrogène vert va jouer un rôle central dans la transition énergétique en intervenant dans deux des secteurs les plus émissifs de CO2 après la production d’énergie elle-même, l’industrie (23% des émissions) et le transport (23% des émissions également) :

○dans l’industrie, l’hydrogène est directement utilisé pour ses caractéristiques chimiques dans la production d’hydrocarbures, d’ammoniac, de produits chimiques et de méthanol. Il est aussi utilisé comme combustible pour la production d’acier, de verre et de composants électroniques. L’enjeu ici est de remplacer l’hydrogène produit selon les méthodes traditionnelles, qui émettent beaucoup de CO2, par de l’hydrogène produit à partir de ressources renouvelables – essentiellement de l’électricité ;

○dans les transports, il s’agit d’utiliser l’hydrogène directement dans une pile à combustible, pour alimenter un moteur électrique, sur un camion, un train, un navire, une voiture, etc., en remplacement des carburants issus d'énergies fossiles (essence, gasoil, etc.).

L’hydrogène ou dihydrogène (H2) se présente comme un gaz invisible et inodore. De tous les éléments chimiques, c’est le plus léger et le plus abondant dans l’univers. Sur Terre, l’hydrogène est rarement présent à l’état pur, mais il entre dans la composition de l’eau et des hydrocarbures. Son utilisation n’émet pas de CO2 – juste de l’eau et de l’oxygène, et porte donc une empreinte carbone nulle.

L’hydrogène a une densité massique d’énergie deux à trois fois supérieure au pétrole. Autrement dit, 1 kg d’hydrogène contient autant d’énergie qu’environ 3 kg de pétrole. L’hydrogène a pour caractéristique une très faible densité volumique à pression atmosphérique. Même avec un stockage sous pression de 350 bars, la molécule d’hydrogène reste sous forme gazeuse et par conséquent son encombrement est encore 13 fois plus grand que celui de l’essence12.

L’hydrogène, après avoir été produit, requiert donc d’être transformé pour pouvoir être stocké dans un volume raisonnable :

○soit en le comprimant à 700 bars : 7 litres d’hydrogène peuvent alors contenir autant d’énergie qu’1 litre d’essence ;

○soit en le liquéfiant à une température de – 253°C pour le comprimer davantage : 4 litres d’hydrogène liquide équivalent alors à 1 litre d’essence13 ; ce processus de liquéfaction étant plus énergivore que la compression avec une consommation comprise entre 8 et 12 kWh par kg d’hydrogène.

À noter que dans le cadre de la taxonomie Européenne, se pose la question du statut de l’hydrogène produit à partir du nucléaire (voir Section 1.10 du Document d’Enregistrement Universel).

L’hydrogène dit « vert » présente donc comme double avantage d’émettre une quantité négligeable de CO2 lors de sa production et lors de son utilisation, ce qui en fait un élément incontournable des politiques de décarbonation.

D’ici 2050, l’hydrogène vert pourrait ainsi permettre d’éviter 80 gigatonnes (Gt) d’émissions cumulées de CO217.

Face aux effets des gaz à effet de serre sur le climat, la réduction des émissions des gaz à effet de serre s’est imposée comme une nécessité incontournable.

La COP2118 organisée en 2015 a fixé le seuil maximum de réchauffement climatique à +2°C à horizon 2100 par rapport à l’ère préindustrielle afin de limiter le changement climatique. Cet objectif a été réaffirmé lors de la COP2619 en 2021. Pour limiter le réchauffement climatique à +2°C d’ici 2100, le groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) souligne la nécessité de baisser les émissions de CO2 mondiales de 25% d’ici 2030 et de les rendre nulles à horizon 207020. Lors de la COP28 en 2023, l’objectif de limiter le réchauffement climatique à +1,5° (par rapport aux températures de l’ère préindustrielle) a été réaffirmé. A ce jour, 93 pays ont adopté des objectifs « zéro émission » et 55 pays ont mis en place des systèmes d’échanges de droits d’émission de carbone21.

Au niveau européen, la Commission européenne a présenté en 2019 le pacte vert pour l’Europe (Green Deal), qui constitue une feuille de route pour rendre l’Union européenne neutre sur le plan climatique d’ici 2050. En 2021, la Commission a rendu public un paquet climat avec l'objectif de transformer l'ambition de neutralité carbone en action politique concrète et visant à réduire les émissions de CO2 de l’Union européenne d’au moins 55% d'ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990. Le plan REPowerEU, proposé en 2022 par la Commission européenne suite à l’invasion de l’Ukraine par la Russie, vise à diversifier l'approvisionnement de l’Europe en gaz, notamment grâce à l’accroissement des volumes de production et d'importations d'hydrogène vert, et à réduire plus rapidement l'utilisation générale des combustibles fossiles. Enfin, la règlementation européenne AFIR (règlement sur le déploiement d'une infrastructure pour carburants alternatifs) impose désormais l’installation de stations hydrogène tous les 200 km sur les principaux axes routiers en Europe.

En France, la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a mis en place la Stratégie Nationale Bas-Carbone (SNBC), qui est la feuille de route de la France pour lutter contre le changement climatique. Révisée en 2020, cette loi vise désormais la neutralité carbone en 2050, objectif par ailleurs inscrit dans la législation communautaire par le paquet « Fit For 55 » négocié par la France lors de sa présidence de l’Union européenne en 2022. Par ailleurs, en novembre 2022, la France s’est fixée un objectif de division par deux des émissions industrielles françaises au cours de la prochaine décennie (baisse de 55% des gaz à effet de serre d’ici 2030). Dans ce cadre, le soutien public au financement des projets de décarbonation de l’industrie (énergie, hydrogène, automobile, aéronautique ou encore espace) constitue un volet majeur de la stratégie du plan France 2030.

La demande mondiale d'hydrogène était de 97 mégatonnes (Mt) en 202322, soit une croissance de 50% depuis le début du millénaire. La quasi-totalité de cette demande provient du raffinage et des utilisations industrielles23 et a été presque entièrement satisfaite par de l'hydrogène issu de combustibles fossiles.

Pour atteindre l’objectif « zéro émission » d'ici à 2050, le recours à l’hydrogène devrait se développer fortement dans les usages existants, mais également dans de nouveaux usages dans l'industrie lourde, le transport routier lourd, la navigation et l'aviation. Ainsi, dans un scénario « zéro émission », la demande d'hydrogène vert serait multipliée par près de 4,5 par rapport à 2023 pour atteindre 430 Mt d'ici à 2050, la moitié de cette demande étant destinée à l'industrie et aux transports.

Accroissement attendu de la demande mondiale d’hydrogène (en millions de tonnes, par an)24

Les options technologiques pour produire de l'hydrogène à faible teneur en carbone ne représentent aujourd’hui qu'une très faible part de la production mondiale d'hydrogène, avec moins de 1 Mt en 202225, soit 0,7% du total. En 2022, l’électrolyse de l’eau représentait environ 0,1% de la production d’hydrogène dans le monde, avec des capacités de production situées pour plus de 70% en Chine, aux Etats-Unis, au Moyen Orient, en Inde et en Russie26. En Europe, l’électrolyse de l’eau représentait environ 0,3% de la capacité de production d’hydrogène en 202227. Dans le scénario « zéro émission », la hiérarchie des options technologiques devrait s’inverser : l’essentiel de la production d’hydrogène à faible teneur en carbone devrait être « vert », c’est-à-dire issu de l’électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable, pour représenter 80% de la production totale d’hydrogène à faible teneur en carbone (avec 3 300 GW de capacité installée) contre 20% pour les combustibles fossiles (avec capture de carbone) en 205028.

Accroissement attendu de la production mondiale d’hydrogène vert (en millions de tonnes, par an)29

Cette explosion de l’utilisation de l’électrolyse est notamment rendue possible grâce aux évolutions technologiques.

Les principales technologies utilisées aujourd’hui sont l’électrolyse alcaline, l’électrolyse alcaline pressurisée, l’électrolyse PEM, pour « proton exchange membrane », l’électrolyse SOEC pour « solid oxide electrolysis cells » et l’électrolyse AEM pour « anions exchange membranes ». L’électrolyse alcaline, qui est la technologie traditionnelle, domine, avec 60% des capacités en 2022, suivie de l’électrolyse PEM, avec environ 30%30.

En matière de technologies d’électrolyseurs, Lhyfe est agnostique et utilise la technologie la plus adaptée à chaque projet (voir paragraphe 1.7.2 ci-dessous).

Un nombre croissant de pays établissent des plans pour exploiter le potentiel de décarbonation de l’hydrogène. Plus de 60 pays dans le monde se sont dotés de stratégies nationales pour le développement de l’économie de l’hydrogène propre31 et ont – pour beaucoup d’entre eux - mis en place depuis 2020 des programmes de soutien financier associés.

L’Union européenne s’est dotée d’une stratégie pour l’hydrogène annoncée en juillet 202132, qui vise à concrétiser le potentiel de l’hydrogène au moyen de l'investissement, de la réglementation, de la création de marchés ainsi que de la recherche et de l'innovation. La priorité de l’Union européenne est de développer l'hydrogène renouvelable produit principalement à partir des énergies éolienne et solaire. Elle fixe divers objectifs, dont celui d’atteindre d’ici 2030 une capacité d'au moins 40 GW d'électrolyseurs pour la production d'hydrogène renouvelable.

Dans le contexte de l'invasion de l'Ukraine par la Russie, l’Union européenne a également présenté en mars 2022 son plan REPowerEU visant à mettre fin à sa dépendance à l'égard des combustibles fossiles russes en réalisant des économies d'énergie, en diversifiant les sources d'approvisionnement et en accélérant la transition vers une énergie propre, notamment au travers de la réaffirmation de ses initiatives en faveur du développement d’un nouveau marché de l’hydrogène propre et d’une infrastructure dédiée33.

Ce plan constitue un véritable accélérateur pour la filière hydrogène : il prévoit en effet d’ici 2030 un volume supplémentaire de 15 Mt d’hydrogène renouvelable produit par an, s’ajoutant aux 5,6 Mt prévues dans le cadre du paquet « Fit for 55 ». Le volume visé se compose désormais de 10 Mt d’hydrogène produit en Europe et de 10 Mt d’hydrogène importé de sources diverses.

La mise en œuvre de cette stratégie s’est traduite par les actions suivantes sur 2023 et 2024 :

○adoption des versions finales de l’ensemble des réglementations contenues dans le Green Deal européen, dont un certain nombre impactent positivement le développement de la filière hydrogène renouvelable et bas-carbone en Europe (RED3, ReFuelEU, FuelEU, ETS2, CBAM, ETD, AFIR), avec notamment la mise en place de cibles ambitieuses pour le développement des énergies renouvelables, la réduction des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que le déploiement d’une infrastructure de distribution d’hydrogène pour la mobilité (AFIR, le règlement sur le déploiement d'une infrastructure pour carburants alternatifs impose par exemple l’installation de stations hydrogène d’une capacité de distribution de 1 tonne par jour tous les 200km sur les principaux axes routiers (réseau TEN-T) et dans chaque nœud urbain majeur) ;

○adoption du paquet "Hydrogène et gaz décarbonés" et mise en œuvre des mesures concrètes qu’il contient, notamment en lien avec la version révisée de la réglementation des infrastructures énergétiques européenne adoptée en juin 2022 (« TEN-E regulation »)34 : création d’un nouvel opérateur dédié à l’infrastructure hydrogène en Europe (ENNOH - European Network of Network Operators for Hydrogen35), lancement d’un pilote pour soutenir le développement du marché de l’hydrogène36, établissement d’une première liste d’infrastructures hydrogène prioritaires (Projets d’Intérêt Commun et Projets d’Intérêt Mutuel) et sélection de 21 projets qui bénéficieront – pour la première fois - de soutiens pour leur développement représentant plus de 250 millions d'euros de la part du programme CEF-Energy (Connecting European Facilities)37 ;

○accélération de la mise en œuvre des « projets important d’intérêt européen commun » (PIIEC) sur l'hydrogène ;

○accroissement des budgets dédiés à l’hydrogène dans le cadre de l’Innovation Fund (dont le budget repose sur les revenus du système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne, estimés à 38 milliards d’euros jusqu’à 2030) avec notamment la création d’une Banque Européenne de l’hydrogène. Deux premières enchères ont été menées en 2023 et 2024 pour l’attribution de compléments de rémunération sous la forme d’une prime fixe par kilogramme d’hydrogène produit, sur une période maximale de dix ans ; et

○soutien au déploiement des premières « Vallées Hydrogène » dans le cadre du Clean Hydrogen Partnership entre 2023 et 2025.

L’ensemble des pays européens ont annoncé des stratégies nationale hydrogène au début des années 2020, pour la plupart associées à des plans d’investissements publics s’élevant à plusieurs milliards d’euros d’ici à 2030, visant à soutenir le démarrage d’une nouvelle filière industrielle et d’un nouveau marché de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone. L’adoption du Paquet Hydrogène et gaz décarboné, la création du nouveau réseau européen d'opérateurs de réseaux hydrogène et le lancement de la vague PIEEC Hydrogène dédiée aux infrastructures hydrogène (Hy2Infra) en 2024 a permis de débloquer les premières décisions d’investissement, avec le soutien des gouvernements.

Au sein des pays membres de l’Union européenne, les plans nationaux ont été révisés ou sont en train de l’être, au regard des dispositions réglementaires qui ont été adoptées à l’échelle européenne en 2023 et 2024 dans le cadre du Green Deal et de celles qui sont annoncées dans le cadre du Clean Industrial Deal présenté par la Commission européenne le 26 février 2025. Les ambitions de déploiement de capacité d’électrolyse ont été revues à la hausse et les intentions des Etats ont été précisées quant aux mécanismes de soutien à la production d’hydrogène renouvelable et bas-carbone38.

En France, le gouvernement a présenté en septembre 2020 une stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné constituant un véritable changement d’échelle de soutiens publics en faveur de l’hydrogène vert. Cette stratégie nationale a été révisée en avril 2025. Le soutien public de 9 milliards d’euros prévu jusqu’en 2030 a été confirmé. Il vise à soutenir la réalisation d’un objectif de 4,5 GW de capacité d’électrolyse installée39, à travers (i) le financement d'appels à projets lancés par l’ADEME, (ii) le financement de projets dans le cadre du projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) sur l’hydrogène, visant à soutenir la R&D et l’industrialisation d’électrolyseurs pour produire de l’hydrogène décarboné et déployer ces solutions dans l’industrie et (iii) un nouveau mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné à hauteur de 4 milliards dédiés pour lequel un premier appel à candidatures a été lancé fin 2024.

En Allemagne, l’objectif de 5 GW installé à l’horizon 2030 a été doublé à 10 GW et de nouveaux mécanismes de soutien pour favoriser le déploiement de l’hydrogène dans les usages liés à l’industrie et aux infrastructures ont également été lancés pour (i) mettre en œuvre la réglementation AFIR avec des soutiens au déploiement de stations de distribution d’hydrogène et à l'achat de véhicules utilitaires lourds à hydrogène, (ii) planifier et commencer à déployer le réseau national de transport d’hydrogène d'ici à 2032 (9.700 kilomètres pour transporter l'hydrogène à travers l’Allemagne et vers ses pays voisins), (iii) soutenir des projets de décarbonation d’ampleur via l’utilisation de l’hydrogène propre dans l’industrie, notamment dans le secteur de l’acier.

De manière similaire, aux Pays-Bas, l’objectif national de capacité installée de 4 GW à 2030 a été doublé à 8 GW en 2032. Le développement du marché et de l’infrastructure de l’hydrogène propre y est considéré comme une des pièces maitresses de la transition énergétique et de l’atteinte des objectifs de réduction des émissions de CO2, avec une prise en compte de l’intégralité de la chaîne de valeur et de son intégration dans le système énergétique. Le plan national de déploiement du réseau national de transport et de stockage d’hydrogène qui est partie prenante de la stratégie nationale a été mis à jour fin 202440. Le mécanisme de soutien à la production d’hydrogène renouvelable (OWE), articulé avec la stratégie de développement des capacités de production d’électricité renouvelable, notamment offshore, a été doté pour sa première édition d’un budget de 800 millions d'euros et de près d'un milliard d'euros pour sa seconde édition en 2024.

Au Royaume-Uni, l’objectif initial de 5 GW de capacité installée a été également doublé à 10 GW, avec la mise en place d’un mécanisme de subvention très avantageux de soutien à la production sur 15 ans (Hydrogen Allocation Rounds) visant à combler l'écart de coût d'exploitation entre l'hydrogène à faible teneur en carbone et les carburants à forte teneur en carbone. Ce mécanisme a fait l’objet d’un premier appel en 2023 et d'une seconde édition en 2024.

En Espagne, l’objectif national de capacité installée est de 4 GW en 2030 et plusieurs programmes de subventions du gouvernement espagnol (H2 Pioneros et Valles del Hidrogeno) sont en cours de déploiement. Le développement du réseau national hydrogène fait partie intégrante de la stratégie nationale pour l’hydrogène vert. Enagas, l’un des principaux gestionnaires de réseaux de gazoducs en Espagne, a annoncé en janvier 2025 un investissement de plus de 4 milliards d'euros pour le déploiement des premiers réseaux de transport d’hydrogène d’ici à 2030 et les résultats des appels à projets Valles del Hidrogeno ont été annoncé en février 2025 avec plus de 1,2 milliards d'euros alloués à 7 projets (11 sites) de production d’hydrogène vert pour une capacité totale installée de 2,2 GW.

En Suède, la stratégie nationale en faveur de l’hydrogène n’est pas encore officiellement adoptée mais le mix électrique très fortement décarboné. Les faibles coûts de l’électricité ainsi que les programmes mis en place pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et combattre le changement climatique au niveau national (Klimatklivet et Industriklivet) ont permis le lancement de nombreux projets dans le secteur.

Au Danemark, la stratégie nationale pour l’hydrogène propre met l'accent sur l'utilisation du "Power-to-X" dans des secteurs difficiles à décarboner tels que le transport maritime, l'aviation, l'agriculture, certaines parties de l'industrie et certaines parties du transport routier lourd. Un premier programme pour soutenir l’émergence des premiers projets de production a été mis en œuvre dès 2022. Le pays a réaffirmé ses ambitions début 2025 avec la confirmation d’un soutien de plus d’un milliard d’euros pour a construction du réseau national hydrogène par le principal opérateur EnergiNet41.

En Finlande, la stratégie nationale vise à profiter du mix électrique très largement décarboné (94%) du pays et des faibles coûts de l’électricité pour développer d’importantes capacités de production d’hydrogène propre (objectif : 10% de la production européenne), notamment à des fins d’export vers les pays consommateurs au travers d’un plan de développement du réseau de transport national confié à GasGrid Finland et mis à jour fin 202442.

Depuis longtemps, l’industrie chimique utilise l’hydrogène pour, notamment, la production d’ammoniac et de méthanol. L'hydrogène est aussi un composant essentiel du processus de raffinage du pétrole, notamment pour la désulfurisation des carburants. Plus récemment, l’hydrogène vert constitue l'une des pistes privilégiées pour remplacer les énergies fossiles et donc décarboner certains secteurs de l’industrie lourde où l’électrification directe n’est pas possible ou pas suffisante (production d’acier, ciment, verre). L’hydrogène vert constitue également un vecteur d’énergie.

En 2023, la consommation mondiale d’hydrogène dans l’industrie a été de 97 Mt soit une augmentation de plus de 2% par rapport à 202243, avec une croissance modérée dans toutes les grandes régions consommatrices, à l'exception de quelques régions comme la Chine, le Moyen-Orient et l'Europe, qui ont connu une croissance plus élevée (notamment due aux volumes en forte hausse des raffineries en Chine et pour l’Europe au rattrapage des volumes non produits en 2022 pour cause de pics de prix du gaz naturel, effet collatéral de la guerre en Ukraine).

98% de cet hydrogène est gris. Les 2% restants correspondent, pour 1,7%, à de l’hydrogène bleu et pour 0,3% à de l’hydrogène vert.

Répartition et évolution des usages de l’hydrogène dans le monde (IEA)

En 2023, selon l’IEA, 95% des usages de l’hydrogène se répartissaient entre :

○le raffinage du pétrole (44%), où l’hydrogène est surtout utilisé pour la désulfuration des carburants ;

○la production de l’ammoniac (NH3) et de ses dérivés (35%), principalement utilisés comme fertilisants, mais aussi comme additifs pour le bon fonctionnement des filtres à particules des véhicules au diesel équipés d’un système de traitement des oxydes d’azote (NOx) ;

○la production de méthanol, et d’autres produits chimiques (16%) dont la synthèse nécessite la molécule d’hydrogène comme intrant. Le méthanol est largement utilisé dans l’industrie chimique comme une matière première pour la synthèse d'autres produits, notamment le formaldéhyde (servant à la fabrication de peintures et d’explosifs, mais aussi pour de nombreuses résines, dont certaines servent dans la fabrication du contreplaqué).

De nombreuses autres molécules de l’industrie chimique nécessitent une hydrogénation, notamment dans le chimie pharmaceutique (vitamine C ou principes actifs), dans la synthèse du peroxyde d’hydrogène, dans la production de nylon ou d’alcools gras, utilisés dans des crèmes cosmétiques ou des liquides vaisselle.

Les 5% restants correspondent à d’autres usages, dont les principaux sont :

○les atmosphères réductrices ou contrôlées dans les fours de traitement thermiques des métaux se trouvant dans des laminoirs ou dans les usines de production de verre plat ;

○les usages en hydrogénation dans l’industrie agro-alimentaire (fabrication du sorbitol comme édulcorant, ou encore hydrogénation des huiles alimentaires pour qu’elles se conservent mieux et plus longtemps).

Le besoin de décarbonation lié à des contraintes règlementaires et à la réduction progressive des quotas CO2 engendre des demandes importantes pour le remplacer par de l’hydrogène vert. A titre d’exemple, l’Union européenne a adopté en 2023 la Directive RED III, qui impose désormais aux états membres un taux d’utilisation de RFNBO égal à 42% de l’ensemble de l'hydrogène utilisé dans l’industrie en 2030, et à 60% d'ici 2035.

Les principales cibles du Groupe dans les applications industrielles de l’hydrogène sont l’industrie chimique dans son ensemble, le secteur de l’acier et les besoins en chauffe et en combustion dans l’industrie en général.

L’hydrogène gris est déjà bien présent dans l’industrie chimique qui représentait, en 2023, 50% des usages de ce gaz dans l’industrie.

Au-delà du remplacement des consommations d’hydrogène gris ans les applications existantes de la chimie (ammoniac pour les engrais azotés, méthanol comme produit intermédiaire dans la chimie, industrie du nylon, peroxyde d’hydrogène, applications diverses d’hydrogénation, etc.), de nouveaux usages apparaissent, car l’ammoniac propre et le méthanol propre devraient être utilisés à grande échelle dans :

○les carburants propres pour le transport maritime :

-l'ammoniac propre et l'e-méthanol sont tous deux considérés comme des solutions d’avenir pour décarboniser le fret maritime (qui représente 3% des émissions mondiales de CO2). Le développement de l'e-méthanol devrait commencer plus tôt, car il est moins complexe à mettre en œuvre et à stocker que l'ammoniac,

-Lhyfe a mené à bien en 2024 une étude de faisabilité pour un projet de production d’hydrogène RFNBO de 210 MW sur le port de Saint-Nazaire, pour un partenaire français qui souhaite y établir une usine de production d’e-méthanol,

-on observe cependant un retard dans l’apparition de cette tendance au développement de l’e-méthanol pour la décarbonation du transport maritime, qui se fait actuellement bien davantage avec le GNL (gaz naturel liquéfié) et le biogaz liquéfié (bio GNL). Cela est notamment dû au fait que, contrairement aux carburants d’aviation synthétiques (« e-SAF », voir plus bas), l’Union européenne et les autres grands pays n’ont pas encore introduit de réglementation imposant l’incorporation de pourcentages minimaux d’e-méthanol dans les carburants pour le transport maritime ;

Répartition des modes de production de l'ammoniac (IEA)44

○les vecteurs de transport longue distance de l’hydrogène :

-plusieurs pays d'Europe du Nord qui n’ont pas assez de capacité de production d’hydrogène décarboné devraient l’importer de pays non européens ou d'Europe du Sud. L'e-méthanol et l’ammoniac propre (produits à partir notamment d’hydrogène vert) seront préférés à l’hydrogène liquide, car ils sont moins complexes à stocker sur de gros navires,

-Air Products, un géant mondial des gaz industriels, qui a investi dans un méga-projet de production d’hydrogène vert (2,2 GW) en Arabie Saoudite (Neom), va transformer cet hydrogène en ammoniac pour le transporter par bateau vers les pays d’Europe du Nord (Royaume-Uni, Pays-Bas, Allemagne) où l’ammoniac sera « cracké » en hydrogène, lequel sera utilisé chez des industriels. A ce titre, l’énergéticien français TotalEnergies a signé en juin 2024 avec Air Products un contrat pour 70 kt/an d’hydrogène vert pour ses raffineries européennes.

Un autre nouvel usage de l’hydrogène propre dans la chimie concerne les e-fuels (carburants synthétiques) et les SAF (« sustainable aviation fuels » ou carburants durables pour l’aviation). Selon l’IRENA45, le secteur de l’aviation contribue à 2% des émissions globales de CO2 et environ 12% des émissions totales du secteur des transports. Il existe de nombreux types de carburants durables pour l’aviation et plusieurs d’entre eux peuvent utiliser de l’hydrogène pour leur synthèse, comme (i) les huiles végétales hydrotraitées, qui font partie des biocarburants aéronautiques durables les plus certifiés et les plus prometteurs pour une mise à l'échelle et une utilisation rentable actuellement et jusqu’en 2030, (ii) les électro-carburants, également connus sous le nom de « power-to-liquids », qui peuvent constituer des carburants de transport à très faible intensité de carbone, et dont la fabrication consiste à combiner l'hydrogène vert avec des sources de carbone « vert » ou de déchets, CO ou CO2 résultant de la combustion ou de la fermentation de la biomasse ou de produits dérivés de la biomasse (biocarburant, bois, déchets issus de travaux de rénovation et de démolition, résidus agricoles, boues d’épuration, farines animales, papier, etc.). Bien que l'on s'attende à ce que les coûts de production de ces électro-carburants s'améliorent avec le temps, leur compétitivité par rapport à des biocarburants aéronautiques restera probablement compliquée à obtenir dans un avenir proche.

Depuis octobre 2023, l’Union européenne a introduit le règlement « ReFuelEU Aviation », comme une composante clé du paquet de mesures de l’UE « Ajustement à l’objectif 55 » conçu pour concrétiser le pacte vert pour l’Europe.

A ce titre, les fournisseurs de carburants d’aviation doivent s’assurer que les mélanges de carburant d’aviation mis à la disposition des exploitants d’aéronefs dans les aéroports de l’UE contiennent une part minimale de « CAD » (carburants d’aviation durable) à partir de 2025 et une part minimale de carburants d’aviation synthétiques (aussi appelés « e-SAF ») à compter de 2030. Les deux parts augmenteront progressivement jusqu’en 2050. La part minimale de CAD en 2025 sera de 2 %, passant en 2050 à 70 %. La part minimale de e-SAF, qui contribue également à atteindre la part minimale de CAD, commence à 0,7 % en 2030, passant à 35 % en 2050.

Les e-SAF sont produits par une synthèse nécessitant de l’hydrogène renouvelable « RFNBO » et du CO2.

Le secteur de l’acier primaire, dont les acteurs exploitent des aciéries intégrées qui comprennent notamment des hauts-fourneaux, particulièrement émetteurs en CO2, est responsable d’environ 8% des émissions de CO2 dans le monde.

Ces acteurs devraient remplacer les hauts-fourneaux ainsi que les convertisseurs basiques à l'oxygène par des unités de réduction directe du minerai de fer et des fours à arc électrique. Les unités de réduction directe sont alimentées en matière première par des « pellets », qui sont produits dans des usines qui conditionnent du minerai de fer en le mélangeant avec de la chaux et des produits liants. Pour le remplacement du charbon (coke) pour la réduction du minerai, l’hydrogène commence à être utilisé, mais pour le moment que très partiellement, car le gaz naturel est également un agent réducteur important et représente pour les aciéristes une alternative moins coûteuse qui permet néanmoins d’atteindre un niveau important de décarbonation.

En Europe, le potentiel pour l’hydrogène vert n’en reste pas moins significatif pour le secteur de l’acier, avec une demande d’hydrogène vert supplémentaire estimée à 1,7 Mt en 203046.

En particulier, le gouvernement allemand a poursuivi en 2024 ses initiatives lancées en 2022 et 2023 au titre de plusieurs engagements pour subventionner l’usage de l’hydrogène dans l’industrie sidérurgique, pour les producteurs d’acier primaire (aciéries intégrées).

Cette partie de l’industrie sidérurgique a été largement ciblée par les programmes de type « CCFD » (Carbon contract for difference ou contrat carbone pour différence) : 2,6 milliards d'euros pour l’aciériste Saarstahl (annoncé en décembre 2023), 1 milliard d'euros pour Salzgitter (annoncé en octobre 2022), 2 milliards d'euros pour ThyssenKruppStahl (annoncé en juillet 2023).

Ces montants extrêmement élevés, alloués dans le cadre de programmes IPCEI, seront utilisés par les aciéristes pour compenser la différence de prix entre le gaz naturel et l’hydrogène RFNBO.

Les 3 aciéristes concernés ont lancé en 2024 des procédures d’appels d’offre pour la fourniture d’hydrogène vert.

D'autres aciéristes européens réfléchissent à l'opportunité de décarboner leur processus industriel.

Sont visés les besoins en chauffe et en combustion dans toute l’industrie, et plus particulièrement dans les secteurs industriels où l’hydrogène vert trouvera naturellement une place importante, là où l’électrification directe ne sera pas possible et où le biogaz ne sera pas (ou trop peu) disponible, plus particulièrement dans le domaine de la combustion à haute température. Dans ce contexte, les secteurs du verre et de la métallurgie représentent un marché potentiel très important pour l’hydrogène vert, bien davantage que, par exemple, des applications de chauffage comme les chaudières industrielles, où l’électrification directe ou le biogaz lorsqu’il est accessible sont des solutions moins onéreuses, plus simples et efficaces. La demande totale d’hydrogène vert pour la chaleur industrielle est estimée à environ 0,4 Mt d’hydrogène par an47 en 2030 (alors qu’elle est quasiment nulle en 2023).

Plusieurs acteurs de ce secteur ont déjà effectué, dans leurs fours industriels ou sur des installations de taille réduite servant d’outil de recherche et développement, des tests à l’hydrogène gris, certains participant même à des programmes de recherche et d’innovation subventionnés, dont les résultats permettront de valider des technologies adaptées au nouveau combustible (brûleurs, réfractaires de fours, etc.). Les fournisseurs d’équipements, notamment dans les industries du verre et de la métallurgie se sont lancés depuis quelques années dans le développement de ces nouveaux outils, matériaux et technologies, anticipant le développement de l’hydrogène pour le remplacement des combustibles fossiles.

Les applications de chauffe et combustion pour la métallurgie et le verre sont la plupart du temps également demandeuses de l’oxygène qui peut être co-produit par les électrolyseurs, car la combustion à l’air enrichi ou mieux, l’oxycombustion pure, permettent souvent de réduire de manière significative la consommation de combustible (ordre de grandeur 20 à 40% si l’air de combustion n’est pas déjà préchauffé).

Dans ce domaine, Lhyfe a fait l’acquisition en 2024 d’un skid de mélange hydrogène/gaz naturel, équipement mobile qui sera installé chez des clients industriels pour leur permettre de réaliser des essais, avec un mélange pouvant intégrer de 0 à 100% d’hydrogène (et vice versa pour la teneur en gaz naturel).

D’autres usages apparaissent depuis quelques années, à l’instar de la consommation d’hydrogène pour les bancs d’essais des usines fabriquant des piles à combustible, avec toutefois des volumes encore modestes. Ces usages constitueraient néanmoins un débouché significatif pour l’hydrogène vert à l’avenir, de même que les bancs d’essai des moteurs thermiques à hydrogène.

Enfin, de nombreux usages existants ou nouveaux de l’hydrogène dans l’industrie ne seront pas, en général, des priorités pour Lhyfe, bien qu’ils puissent le devenir dans des cas exceptionnels, à l'instar de la méthanation (synthèse de méthane à base d’hydrogène vert et de CO2 biogénique), de l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, de la production d’électricité (par exemple par injection d’hydrogène dans des turbines à gaz) ou encore de l’industrie du ciment.

L’hydrogène constitue également une solution d’avenir pour permettre la transition vers la mobilité zéro émission en contribuant à la décarbonation du secteur du transport, et ce de manière complémentaire aux véhicules électriques à batterie. Avec une technologie d’électrification indirecte permettant de gommer les limites d’autonomie et de temps de recharge imposées par les véhicules à batteries, l’hydrogène adresse les cas d’usages les plus difficiles à décarboner, et sera privilégié pour répondre aux besoins suivants :

○forte disponibilité du véhicule ;

○besoin de pleins rapides ;

○besoin de grande autonomie ;

○transport de poids élevés ;

○exposition aux températures très froides ;

○manque de bornes de recharges électriques.

Les cas d’application sont multiples et incluent notamment les transports routiers (camions, cars, bus, utilitaires légers, voitures, etc.), ferroviaire (trains pour lesquels il n’est pas viable d’électrifier directement les voies), maritime et fluvial (embarcations légères, ferries, bateaux de type CTV - Crew Transfer Vessel), aérien (avions) et spatial (fusées) ou encore la mobilité offroad (engins de chantiers, engins de manutention dans le secteur de la logistique ou dans les hubs portuaires ou aéroportuaires, véhicules de course, etc.).

Le développement des marchés de la mobilité hydrogène est le reflet des grandes directives européennes concernant les Etats, les constructeurs de véhicules, les réseaux de distribution, ainsi que des politiques publiques nationales. Ces politiques ont d’abord été prévues pour la mobilité routière, mais des applications spécifiques sont également soutenues selon les pays (trains, bateaux, zones portuaires, etc.).

En Europe, les pays les plus avancés sont historiquement la France et l’Allemagne, la plupart des Etats membres ainsi que le Royaume-Uni disposant désormais également de leurs stratégies nationales.

En plus du paquet « Fit for 55 », plusieurs facteurs placent l’hydrogène comme une solution évidente pour certaines applications de la mobilité :

○l’Union européenne impose des objectifs importants aux Etats membres, avec notamment un objectif d’utilisation de carburants alternatifs de 5% en 2030 dont 1% de RFNBO. L’atteinte de ces objectifs devrait être permise par l’application de lois nationales et d’une fiscalité incitative, dans le cadre d’une stratégie hydrogène accompagnée de financements publics ;

○les constructeurs de véhicules (OEM ou Original equipment manufacturers) ont des objectifs contraignants de réduction d’émissions de CO2 qui les mènent à introduire et à vendre des véhicules zéro émission comme les véhicules électriques à batterie ou hydrogène. Ces objectifs ont été revus à la hausse : les OEM devront atteindre des réductions sur les émissions CO2 de 20% en 2025, 45% en 2030, 65% en 2035 et 90% en 2040 par rapport à 2019, sur toute la durée de vie des véhicules vendus au cours de l’exercice.

Pour la mobilité, le potentiel devrait résider d’abord dans la mobilité routière lourde et intensive qui sera structurante en Europe. Néanmoins, d’autres applications devraient émerger rapidement pour le maritime, le fluvial et l’aérien qu’il convient d’adresser au cas par cas.

D’après la taille des parcs circulants et les différents usages, la majorité des volumes d’hydrogène devrait, à terme, être consommée par les poids-lourds, pour lesquels l’utilisation de l’hydrogène est la plus évidente sur les trajets longue distance les plus difficiles à décarboner. Il s’agit d’un marché particulièrement important, avec environ 6,5 millions de poids-lourds circulant en Europe, lesquels effectuent en moyenne, comparativement aux autres véhicules, un plus grand nombre de kilomètres.

Le marché du véhicule utilitaire léger représente également une opportunité importante avec 30 millions de véhicules en circulation en Europe et des usages intensifs particulièrement adaptés à l’hydrogène.

Actuellement, le marché de la mobilité est principalement le fait de flottes captives, généralement dans le secteur du transport de passagers (bus, taxi) ou de la propreté (bennes à ordures ménagères), opérées autour des premiers écosystèmes hydrogène.

A partir de 2025, en phase avec le développement de l’offre de ces véhicules par les constructeurs, l’accélération des besoins sera dominée par le déploiement des véhicules utilitaires et l'arrivée des premiers camions lourds et cars fonctionnant à l’hydrogène, en Europe. Les premières solutions d’interopérabilité vont se déployer, permettant aux véhicules lourds à hydrogène d’effectuer des trajets longue distance et des missions longues auxquels ils sont destinés.

Dans ce contexte, Lhyfe constate que les stratégies des réseaux de distribution s’orientant très nettement vers une offre destinée aux poids lourds (par exemple TEAL, qui annonce un réseau de 100 stations destinées aux poids lourds d’ici 2030 notamment en France, Benelux, Allemagne, ou H2 Mobility, premier réseau de stations hydrogène en Allemagne qui opère actuellement un recalibrage de son activité sur le véhicule lourd, à travers l’adaptation des capacités de ses stations).

Enfin, plusieurs constructeurs majeurs confirment l’intégration de l’hydrogène dans leur stratégie de décarbonation de leur offre de véhicules poids-lourds. Volvo Group et Daimler Trucks ont notamment créé une filiale commune destinée à la fabrication de piles à combustibles dont les premiers tests sont en cours. Daimler Trucks a récemment rappelé que l’atteinte de ses objectifs de décarbonation repose sur les véhicules à batterie, dans un premier temps, mais aussi sur des véhicules à hydrogène, les seuls lui permettant de disposer d’une offre pour les clients réalisant les missions les plus intenses. De son côté, Man a récemment annoncé le lancement en Europe d’une flotte pilote de 200 véhicules disposant d’une motorisation à combustion interne d’hydrogène.

Pour atteindre l’objectif de réduction de 45% des émissions de CO2 d’ici 2030 tel que proposé par la Commission européenne, l’ACEA (European Automobile Manufacturers’ Association) estime que la mise en place d’un parc circulant de 70.000 à 85.000 camions fonctionnant à l’hydrogène à l’horizon 2030 serait nécessaire, pour autant que les infrastructures appropriées (points de chargement, stations-services offrant de l’hydrogène) soient installées48.

Cette tendance est confortée par les estimations de Roland Berger sur la pénétration des véhicules hydrogène dans les ventes de camions de plus de 16 tonnes en Europe49. Ainsi, le parc circulant de poids-lourds hydrogène de plus de 16 tonnes est estimé entre 50.000 et 60.000 véhicules en 2030, confirmant les chiffres envisagé côté ACEA.

Sur la base de 50.000 camions en circulation :

○la consommation annuelle totale représenterait de l’ordre de 464.000 tonnes d’hydrogène vert par an, soit plus de 3 GW de capacité d’électrolyse installée50 ;

○le potentiel de décarbonation serait significatif : sur la base d’une hypothèse de 90 tonnes de CO2 émises par an pour ce type de véhicule51, l’utilisation d’hydrogène vert permettrait d’éviter l’émission de 4.500.000 tonnes de CO2 par an.

Ces chiffres illustrent le potentiel d’usage de l’hydrogène dans les transports lourds. Toutefois, il convient de noter que les ralentissements des plans de subventions observés laissent envisager une adoption moins rapide qu’envisagée. Néanmoins, la croissance des besoins restera exponentielle jusqu’en 2050.

S’agissant du marché de la voiture particulière, alors que le déploiement rapide des voitures électriques à batteries peut être observé du fait d’une infrastructure et d’une offre constructeurs déjà existante sur le marché, pour les voitures à hydrogène il demeure difficile de prévoir leur taux de pénétration, même si la technologie est prête et fait sens dans certains cas (gros rouleurs, manque d’infrastructure électrique selon la localisation).

En tant que producteur et fournisseur d’hydrogène vert et renouvelable, Lhyfe adresse son offre aux distributeurs de carburants, à destination des stations publiques et des stations dédiées à des flottes de véhicules captives.

Le réseau de stations hydrogène se développe autour des besoins en mobilité lourde car c’est le marché le plus structurant du fait de la capacité requise et du niveau de disponibilité attendu. Il permettra d’aller vers des standards techniques et industriels qui permettront de réduire les coûts pour l’ensemble de la filière. Une fois ce réseau en place, il permettra d’adresser d’autres usages. En ce sens, l’AFIR impose que les stations aient un débit d’au moins 1 t/j, mais aussi la capacité de distribuer de l’hydrogène à 350 bars et 700 bars pour tous les types de véhicules hydrogène en circulation.

Il existe actuellement près de 290 stations hydrogène en Europe52, de différentes tailles et capacités. Encore aujourd’hui majoritairement alimentées en hydrogène gris, leur conversion à l’approvisionnement en hydrogène vert est lancée.

L’application de la règlementation européenne AFIR pourrait conduire au déploiement de plusieurs centaines de stations supplémentaires en Europe. De son côté, l’ACEA considère qu’un réseau d'au moins 700 stations (compatibles camions) d'ici 2030 est nécessaire pour répondre aux attentes des opérateurs de véhicules lourds.53

Afin de faciliter le passage à l’hydrogène vert des acteurs de la mobilité et l’émergence d’un véritable écosystème hydrogène, Lhyfe a lancé en novembre 2022 la 1ère plateforme digitale destinée à tous les initiateurs de projets qui souhaitent se tourner vers l’hydrogène vert ou qui ont déjà entamé une démarche de transition. La plateforme s’adresse également aux « vendeurs de confiance » qui souhaitent proposer des solutions matures et prêtes à être déployées : distributeurs qui installent des stations, spécialistes du ravitaillement, constructeurs de véhicules hydrogène, constructeurs de générateurs d’électricité, organismes de conseil et d’études etc.

Lhyfe Heroes compte à date plus de 50 partenaires et enregistre plus de 10.000 visites par mois, provenant notamment de France, d’Allemagne et du Royaume-Uni. Grâce aux retours des utilisateurs de la plateforme Lhyfe Heroes, le Groupe facilite la bonne coordination de tous les acteurs de la chaîne de valeur pour répondre aux attentes des clients et contribuer au déploiement des usages hydrogène.

La plateforme inclut désormais une marketplace de fourniture d’hydrogène, permettant de faciliter les échanges d'hydrogène vert en bulk entre Lhyfe, ses clients et ses partenaires producteurs d'hydrogène vert. Les fluctuations de demandes, les variations de coûts de production et les contraintes logistiques sont ainsi facilités grâce à un outil qui permet d'opérer plus efficacement dans cette phase de ramp-up du marché européen.

L'émergence de la filière hydrogène vert est massivement soutenue pour compenser les surcoûts de production par rapport à l’hydrogène gris par différents mécanismes de soutien qui s'articulent autour de programmes de subventions, notamment dans le cadre du projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) dédié à l’hydrogène et du Fonds pour l’Innovation, des systèmes de taxation du carbone mis en place dans le cadre du SEQE (système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne) ainsi que des nouvelles mesures adoptées dans le cadre du Green Deal (CBAM, FuelEU Maritime, ETD notamment) et des mandats obligatoires d’intégration de renouvelables dans certains secteurs (RED3 avec des cibles générales pour l’industrie et les transports, ReFuelEU Aviation). Dans le cadre de la transposition des mesures du Green Deal et du Clean Industrial Deal, d’autres mécanismes de soutien se développent également progressivement sous forme notamment de garanties et de quotas obligatoires sur des segments de marché spécifiques (cibles d’intégration d’acier vert dans l’industrie automobile par exemple).

En France, l’ADEME finance les projets relatifs à l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone par le biais de subventions et d’avances remboursables dans le cadre d’appels à projets. Opérateur du plan France 2030, l’ADEME est au cœur du dispositif français de soutien à la filière de l’hydrogène.

L’ADEME a piloté deux appels d’offres s’inscrivant dans le cadre de la stratégie nationale d’accélération de l’hydrogène décarboné54 jusqu'en 2024 :

○l’appel à projets « Écosystèmes territoriaux hydrogène » visant à favoriser le déploiement d’écosystèmes complets (35 écosystèmes ont bénéficié de ce dispositif entre 2018 et 2024) ;

○et l’appel à projets « Briques technologiques et démonstrateurs » dont l’objectif est de soutenir les travaux d’innovation permettant de développer et démontrer les composants et systèmes liés à la production, au transport d’hydrogène et à ses usages. Un nouveau mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné à hauteur de 4 milliards d'euros a été annoncé et une procédure de mise en concurrence avec dialogue concurrentiel a été lancée en décembre 2024 avec une première étape de sélection des entreprises et des projets au second trimestre 2025.

En Allemagne, de multiples soutiens ont été mis en place pour soutenir l’émergence d’une économie de l’hydrogène à grande échelle : (i) budget fédéral dédié à l’application de la réglementation AFIR et programmes régionaux de subvention pour le développement du réseau de stations de distribution d’hydrogène et pour la mise sur le marché des premiers véhicules utilitaires lourds à hydrogène, (ii) contribution d’environ 4 milliards d'euros au plan d’investissement estimé à 20 milliards d'euros dans le réseau d'hydrogène d'ici à 2032 (9.700 kilomètres) et (iii) soutien aux projets de décarbonation de l’industrie, notamment via l’hydrogène vert, avec un budget de plus de 4 milliards d’euros également via différents instruments dont un mécanisme fondé sur le principe des contrats pour la différence (Klimaschutzverträge).

En 2024, de nombreux pays européens ont lancé – dans le cadre de la réglementation des aides d’Etat défini au niveau européen – des programmes de soutien massif à la production d’hydrogène renouvelable via des subventions CAPEX et/ou OPEX sur 10 voire 15 ans, dans le même esprit que la Banque Européenne de l’Hydrogène, mais sans toutefois les y intégrer comme la Commission les y avait encouragé, notamment pour garder une plus grande maitrise des termes et conditions et de la sélection des projets : PtX Auctions au Danemark en 2022, OWE aux Pays-Bas doté pour sa première édition d’un budget de 800 millions d'euros en 2023 et de près de 1 milliard d'euros pour sa seconde édition en 2024, Valles del Hidrogeno en Espagne en 2024 avec un budget de plus de 1,2 milliard d’euros pour cette première édition ou encore Hydrogen Allocation Rounds au Royaume-Uni avec déjà deux sessions menées en 2023-2024.

Au niveau européen, différents programmes de subventions sont mis en place pour soutenir l’émergence des premiers projets ouvrant la voie à la création d’une nouvelle économie de l’hydrogène propre :

○le partenariat public-privé Clean Hydrogen Partnership (CHP) lance des appels à projets annuels visant à soutenir des projets de recherche et d’innovation sur toute la chaîne de valeur de l’hydrogène propre dont des « Vallées hydrogène » regroupant des projets de production, de distribution/transport/stockage et des usages sur un territoire donné. 18 projets à petite ou grande échelle ont ainsi été cofinancés depuis 2022 à hauteur de 215 millions d’euros, pour un investissement total estimé à 1,2 milliard d’euros ;

○l’Innovation Fund (dont le budget repose sur les revenus du Système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne, estimés à 38 milliards d’euros d’ici à 2030) soutient l’émergence des nouvelles technologies propres pour décarboner l'économie via des appels à projets compétitifs annuels (budget de 4 milliards d’euros annoncé pour l’appel 2024). Ce programme soutient les projets hydrogène innovants dans le cadre de ses appels habituels mais dispose désormais d’un budget de plus d’un milliard d’euros par an pour la Banque Européenne de l’Hydrogène, intégralement dédiée au financement de projets de production d’hydrogène renouvelable (RFNBO) via un soutien OPEX sur 10 ans maximum ;

○le programme CEF-Transport-AFIF (Connecting European Facilities – Alternative Fuels Infrastructures Facilities) dédié au déploiement des infrastructures de distribution des carburants alternatifs dont l’hydrogène (budget de 2,2 milliards d’euros de 2021 à 2027).

Par ailleurs, 2024 a vu l’apparition des projets d’infrastructures hydrogène dans la liste européenne des Projets Importants d’Intérêt Commun et Projets d’Intérêt Mutuel dans le domaine de l’énergie et la sélection des premiers projets de ce type qui bénéficieront, pour la première fois, de soutiens pour leur développement représentant plus de 250 millions d'euros de la part du programme CEF-Energy (Connecting European Facilities)55 dont les appels annuels sont désormais ouverts aux projets d’infrastructures hydrogène (production, transport et stockage à grande échelle).

La Commission européenne a également encouragé les États membres à mener des projets dans le secteur de l’hydrogène, pouvant prétendre à la qualification de « projet important d’intérêt européen commun » (PIIEC), un mécanisme européen visant à promouvoir l’innovation dans des domaines industriels stratégiques et d’avenir au travers de projets européens transnationaux56. Ce mécanisme autorise les pouvoirs publics des Etats membres à financer des initiatives au-delà des limites habituellement fixées par la réglementation européenne en matière d’aides d’Etat.

En décembre 2020, 22 pays de l’Union européenne et la Norvège ont signé un manifeste ouvrant la voie à une chaîne de valeur de l’hydrogène plus propre et s’engageant à lancer des PIIEC dans le secteur de l’hydrogène. Ces PIIEC s’organisent sous forme de « vagues » thématiques rassemblant jusque cinquante projets portés par des entreprises dans différents pays européens et poursuivant un objectif commun contribuant à l’émergence du marché de l’hydrogène. La Commission européenne a ainsi autorisé le financement par les Etats membres de quatre vagues : Hy2Tech « Développement technologique », Hy2Use « Décarbonation de l’industrie », Hy2Infra « Infrastructures » et Hy2Move57.

Les marchés carbone, également nommés systèmes d’échange de quotas d’émissions ou système de permis d’émissions négociables (Emissions Trading Schemes ou ETS), sont des outils réglementaires dont l’objectif est de faciliter l’atteinte de tout ou partie des objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre déterminés politiquement58. L’Union européenne a mis en place en 2005 un marché du carbone : le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (SEQE ou EU-ETS en anglais).

Chaque année, les États européens déterminent le nombre de quotas auxquels ont droit les entreprises concernées. Une fois les quotas alloués aux installations, deux cas de figure se présentent :

○les émissions de gaz à effet de serre de l’entreprise sont inférieures au quota alloué, l’entreprise peut revendre ses quotas sur le marché du carbone ou décider de les garder pour plus tard ; ou

○les émissions de gaz à effet de serre de l’entreprise sont supérieures au quota alloué : l’entreprise achète, à ce moment-là, des quotas supplémentaires sur le marché du carbone, les entreprises pouvant également avoir recours à l’emprunt de quotas.

Les exploitants ont donc intérêt à réduire la part de ces émissions dont le coût de réduction est inférieur au prix du quota sur le marché. En réduisant leurs émissions, les exploitants peuvent donc revendre le quota d’émissions et bénéficier de la différence.

La réforme du marché européen du carbone adoptée en 2023 a étendu le marché actuel (ETS 1) au secteur maritime et a acté une accélération de la réduction des quotas gratuits (entamée en 2013) avec un objectif de les faire progressivement disparaitre jusque 2034, en parallèle à la mise en place d’un nouveau Mécanisme d’Ajustement Carbone aux Frontières (MACF) dont l’objectif est d’éviter les « fuites carbone » (délocalisation d’activités industrielles hors d’Europe pour échapper aux règles environnementales plus strictes). Cette réforme a également créé un second marché (ETS 2) dont la mise en œuvre opérationnelle est en cours pour un démarrage officiel en 2026 dans les secteurs du transport routier, du chauffage des bâtiments et de secteurs additionnels59.

Le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen a connu une forte hausse sur 2021 avec un pic à 100 euros atteint en février 2023, avant de baisser et d’atteindre un niveau moyen autour de 70 euros début 202560. Les modifications apportées au système d'échange de quotas d'émissions de l’Union européenne devraient faire augmenter le prix du carbone au-delà de 100 euros par tonne métrique de CO2 en 2030 et à 150 euros en 205061.

L’évolution à la hausse du prix de la tonne de CO2 est essentielle pour inciter les pays à atteindre leurs objectifs de réduction nette des émissions, d’une part, et pour rendre les énergies alternatives, dont l'hydrogène vert, compétitives par rapport aux énergies fossiles traditionnelles dans les secteurs difficiles à décarboner et à l’hydrogène gris produit à partir de ces énergies fossiles, d’autre part.

En pleine transformation et devant connaître une forte croissance dans les années à venir, le marché de l’hydrogène attire une grande variété d’acteurs, de petite ou de grande taille, déjà présents sur le marché de l’hydrogène gris ou vert (producteurs, équipementiers, ingénieristes, etc.) ou nouveaux entrants (start-ups, utilities et producteurs d’électricité renouvelable). Comme le marché, le paysage concurrentiel, et au-delà tout l’écosystème, est en mouvement et loin d’être stabilisé. Les modèles économiques de ces acteurs sont variés et, par rapport à celui du Groupe, ils peuvent intervenir sur une partie, ou la totalité, de son domaine d’activité. Ainsi, selon les utilisations de l’hydrogène vert produit par le Groupe (applications industrielles ou mobilité) et les zones géographiques où le Groupe est ou sera présent, ses concurrents sont et seront différents, et pourraient par ailleurs être des fournisseurs, partenaires ou clients.

Toute typologie des concurrents du Groupe est donc une description à un moment donné, qui va nécessairement évoluer. En retenant un horizon moyen terme (2025-2027), et sur la base des activités et des projets annoncés des principaux acteurs en Europe, les sociétés que le Groupe identifie aujourd’hui comme des concurrents actuels ou potentiels dans le cadre d’appels d’offres en Europe sont, à la date du Document d’Enregistrement Universel, les suivantes62 :

Producteur important d’hydrogène « gris », Air Liquide accroît sa présence sur le marché de l’hydrogène « bleu » et « vert », avec notamment la construction en 2020, à Bécancour au Canada, d’un électrolyseur PEM de 20 MW, ainsi que le projet Normand’Hy, prévoyant la construction d’une unité de production d’hydrogène vert PEM de 200 MW sur ce même site, pour un investissement de plus de 400 millions d'euros, dont 190 millions d'euros financé par l’Etat français dans le cadre du Plan de Relance.

En 2023, Air Liquide a inauguré la gigafactory d’électrolyseurs avec Siemens Energy, avec comme premiers clients le projet Air Liquide Normand’Hy, et a lancé TEAL Mobility, une coentreprise à parts égales avec TotalEnergies, pour développer un réseau de plus de 100 stations hydrogène pour les poids lourds sur les grands axes routiers européens.

Début 2025, Air Liquide a annoncé la création d’une coentreprise détenue à parts égales avec TotalEnergies en vue de développer un électrolyseur de 250 MW à proximité de la raffinerie de TotalEnergies aux Pays-Bas. Ce projet, qui représente un investissement total d’environ 600 M€, devrait être achevé à l’horizon 2029. Également avec TotalEnergies, Air Liquide a annoncé un projet de construction et d’exploitation d’un électrolyseur de 200 MW à Rotterdam, qui permettra d’alimenter la plateforme industrielle de TotalEnergies à Anvers dans le cadre d’un contrat de fourniture à long terme. Ce projet, qui représente un investissement minimal de 400 M€, devrait être opérationnel à l’horizon 2027.

Le groupe Engie est présent sur l’ensemble de la chaîne de valeur de l’hydrogène renouvelable, de la production d’énergies renouvelables aux utilisations finales de l’hydrogène, et a pour ambition de développer une capacité de production d'hydrogène vert de 4 GW à horizon 2035.

Engie participe actuellement à plusieurs projets en lien avec l’hydrogène, notamment HyGREEN Provence (production, stockage et distribution d’hydrogène renouvelable en cavité saline à l’échelle industrielle grâce à une production locale d’électricité renouvelable), Zero Emission Valley (réseau de 20 stations de ravitaillement d’hydrogène pour 2030 dans la région Auvergne Rhône Alpes). En 2024, Engie a annoncé la décision finale d’investissement pour le projet mosaHYc visant à convertir des canalisations transfrontalières entre la France et l'Allemagne pour le transport d'hydrogène.

Everfuel est une société danoise fondée en 2017 par NEL Fuel AS. Everfuel est un développeur et opérateur de projets de production d’hydrogène vert pour l’industrie et la mobilité zéro émission à travers l’Europe. Le portefeuille actuel de projets d’Everfuel au Danemark comprend plus de 1,3 GW de capacité d’électrolyse. En 2023, la société s'est associée avec Hy24, fonds d’infrastructure dédié à l’hydrogène propre, en créant une coentreprise visant à accélérer le développement de la production d’hydrogène vert par électrolyse dans les pays nordiques. En 2024, Everfuel a continué de développer son projet phare, HySynergy, une installation de production d'hydrogène vert de 20 MW située à Fredericia, au Danemark, et a annoncé en février 2025 la première livraison d'hydrogène à un client partenaire. Depuis le 1er janvier 2025, Everfuel n’est plus cotée à la bourse d’Oslo.

Hynamics, filiale du groupe EDF créée en 2019, est un producteur et distributeur d’hydrogène bas-carbone et renouvelable. Hynamics participe actuellement à l'installation en première phase d’une station à hydrogène renouvelable pour l’alimentation en circuit court de 5 bus et de véhicules utilitaires légers dans la région Auxerroise, à la construction à Hemmingstedt, près de Heide, dans l’état du Schleswig-Holstein en Allemagne, d’un électrolyseur alimenté par des parcs éoliens en mer du Nord, et à la promotion de l’hydrogène comme élément clé de la transition énergétique du transport fluvial et maritime à travers les projets du port d’Ostende, du port d’Amsterdam et du port de Paris. En 2024, Hynamics UK a signé un protocole d'accord avec ESB pour développer une installation de production d'hydrogène vert au port de Barry, au Pays de Galles.

Fondée en 2016, HY2GEN est une société qui développe, finance, construit et exploite des usines de production d'hydrogène vert et de ses dérivés dans le monde entier pour la mobilité, l’agriculture et l’industrie. Les premières usines sont en cours de développement en France, en Norvège, au Canada, en Allemagne et aux États-Unis.

Fondée en 2016, H2V est une société française de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau à base d’énergie renouvelable. H2V propose à ses clients des usines clés en main et travaille actuellement sur plusieurs projets en cours de développement en France et en Europe. En France, en octobre 2024, H2V a confirmé sa volonté de se positionner sur le segment e-carburants.

Le groupe espagnol Iberdrola est un producteur d’électricité renouvelable et de gaz naturel présent dans plus de 31 pays dans le monde. Le groupe souhaite également produire et fournir de l'hydrogène vert à partir de sources d'énergie propres. Le groupe s’est ainsi récemment associé à la société suédoise H2 Green Steel pour produire de l’hydrogène renouvelable sur le territoire espagnol à l’horizon 2025 ou 2026. En 2024, Iberdrola et BP ont officialisé leur collaboration pour développer une usine de production d'hydrogène vert de 25 MW au sein de la raffinerie de BP à Castellón, en Espagne.

Producteur important d’hydrogène « gris », Linde a annoncé vouloir se développer sur le marché de l’hydrogène « vert ». Dans ce cadre, Linde a conclu une douzaine de partenariats avec des fabricants de véhicules électriques à pile à combustible, des sociétés d'énergie et des producteurs d'énergie renouvelable. A titre d’exemple, Linde a participé à partir de 2015 avec Siemens, l’Université des sciences appliquées RheinMain et Mainzer Stadtwerke au projet Energiepark Mainz qui a consisté à la mise en place d’un système d’électrolyse pour absorber l’énergie éolienne excédentaire dans le parc d’activités de Mainz-Hechtsheim. En 2024, Linde a annoncé un investissement de plus de 2 milliards de dollars pour construire une installation de production d'hydrogène propre en Alberta, Canada. Linde a également été sélectionné pour construire une usine d'hydrogène vert de 100 MW pour le projet REFHYNE II de Shell en Allemagne.

Fondée en 2006, Orsted est une société cotée danoise spécialisée dans l’énergie verte (éolien offshore et énergies renouvelables terrestres). Elle développe également de nombreux projets de production d'hydrogène vert et de carburants verts avec des partenaires en Allemagne, en Belgique et aux Pays-Bas notamment pour des usages industriels ainsi que pour le transport terrestre, maritime et l’aviation.

Fondée il y a plus de 30 ans, Qair est une société française, producteur indépendant d’électricité, qui exploite des actifs de production d’énergie électrique exclusivement à partir de sources renouvelables (éoliennes onshore et offshore, solaires, hydro-électricité, écocombustion et hydrogène renouvelable), dont la première éolienne offshore française au large du Croisic. Qair a récemment lancé la construction d'une unité de production d’hydrogène renouvelable (projet Hyd'Occ) à partir d’électricité éolienne offshore, en Occitanie. En 2024, Qair a été sélectionné pour développer le projet Methavert sur le site du port Haropa au Havre. Ce projet vise à établir une unité de production d'hydrogène et de méthanol renouvelables au sein de la zone portuaire industrielle. Qair développe également des projets à grande échelle en Islande et au Brésil.

Vattenfall est une société suédoise de production et de distribution d’électricité verte détenue totalement par l’Etat suédois et présente essentiellement en Suède, en Allemagne, aux Pays-Bas, au Danemark, au Royaume-Uni, en Finlande et en France. Elle est spécialisée notamment dans l’installation de parcs éoliens onshore et offshore. Elle investit dans des installations permettant de produire de l’hydrogène vert qui sera utilisé dans le secteur de l’industrie ou des transports.

Fondée il y a plus de 125 ans, RWE est une société allemande, producteur indépendant d’électricité, qui exploite notamment des actifs de production d’énergie électrique à partir de sources renouvelables (éoliennes onshore et offshore, solaires, hydro-électricité, etc.) pour 16,9 GW. En collaboration avec des partenaires d'autres secteurs, des entreprises et des associations, RWE fait actuellement avancer une trentaine de projets d'hydrogène vert en Europe.

Le business model de Lhyfe est d’être présent dans toute la chaîne de valeur des projets – de l’identification des opportunités jusqu’à l’exploitation des unités de production et la commercialisation directe de l’hydrogène vert produit.

Lhyfe a en effet développé une expertise unique en matière de développement de projets et de construction et d’exploitation d’usines.

Ce positionnement vertical permet d’assurer au Groupe (i) une grande maîtrise des coûts et de la qualité du process, (ii) une maîtrise de compétences rares et (iii) une maîtrise des facteurs clés de succès à ce stade du développement de l’industrie de l’hydrogène vert.

Lhyfe estime que cette approche combinant des activités de développeur et de producteur indépendant d’hydrogène vert lui confère une capacité unique à déployer des projets générant des rendements importants lorsqu’ils sont achevés, notamment par la gestion des risques, la création de relations de confiance à long terme avec les parties prenantes, la maîtrise des coûts des projets et l’optimisation de leurs conditions de financement.

Dans le cadre du déploiement de ses sites de production, Lhyfe est généralement détenteur majoritaire du capital des sociétés de projet portant les sites qu'il opère. Ce modèle intégré évolue aujourd'hui, car le Groupe a l'intention de déployer également un modèle de co-développement avec des investisseurs partenaires, financiers ou industriels, qui sont intéressés pour financer et détenir des projets d'hydrogène vert de grande qualité et pour en confier le développement à Lhyfe. Dans ce modèle, le Groupe prendra en charge toutes les étapes hormis le financement, réalisé principalement par les investisseurs. Ces derniers rémunèreront le Groupe au titre de sa prestation de développeur de projet et de gestionnaire des sites dont ils seront les détenteurs de la majorité du capital.

Le Groupe considère que ce modèle hybride, à la fois intégré et tourné vers des partenaires investisseurs, lui permet de déployer des actifs de qualité, durables et rentables à long terme. Il lui permettra en outre de bénéficier :

○dans le cas des actifs détenus en propre : d'une récurrence et d'une résilience de ses revenus sur le long terme, sur la base de contrats de vente d’hydrogène vert ;

○dans le cas des actifs développés avec des partenaires investisseurs : de revenus perçus dès le début du projet au titre des frais de développement, reflétant ainsi l’expertise et le savoir-faire unique des équipes de Lhyfe, et de revenus long terme récurrents au titre de la gestion du site par Lhyfe.

Les différents types de projets du Groupe (bulk, on-site et backbone) peuvent avoir vocation à être portés via l'une ou l'autre branche du modèle d'affaires, quelle que soit leur taille.

Dans le cadre du modèle de co-développement, le Groupe, qui anticipait initialement la conclusion d'un premier partenariat portant sur un portefeuille de projets de 1 GW avant la fin de l'exercice 2024, a annoncé avoir signé en janvier 2025 un protocole d’accord avec Masdar, le leader des énergies propres aux Émirats arabes unis, afin d’explorer les opportunités de co-développement dans des projets de production d'hydrogène vert à grande échelle en Europe.

Ce modèle renforcé, axé sur l'accélération de la rentabilité du Groupe, permettrait à Lhyfe de générer des revenus sur le long terme et d'améliorer le rendement de ses capitaux propres.

Afin de s’affirmer comme un acteur majeur de la décarbonation des secteurs de la mobilité lourde et de l’industrie et de devenir un leader européen indépendant sur le marché de l’hydrogène vert, le Groupe développe une stratégie fondée sur deux axes afin de capter au mieux les opportunités de marché, en apportant une réponse adaptée aux attentes des donneurs d’ordres.

L’atteinte d’un leadership européen devra passer par une montée en puissance de la capacité des sites. A cette fin, le Groupe s’est engagé dans une démarche structurée et graduelle pour développer des unités pouvant atteindre plusieurs centaines de mégawatts, seul ou en co-développement.

Le degré de maturité de l’industrie et notamment, de ses équipementiers (fabricants d’électrolyseurs, de compresseurs, etc.), impose la mise en œuvre d’une telle démarche.

Après avoir relevé différents enjeux réglementaires et techniques (software, sourcing et maîtrise des équipements, connexion à une source d’énergie renouvelable et gestion de l'intermittence, étape de purification de l’eau de mer, etc.) pour concevoir la première unité d’une capacité de 750 kW puis des unités d'une capacité de 5 MW, le Groupe considère être en mesure d’assurer la montée en puissance de ses installations. Le Groupe envisage ainsi sa stratégie industrielle en trois étapes successives basées sur la réplication à plus grande échelle de ses premières unités (« scalabilité »), répondant ainsi à la fois aux enjeux techniques nés de l’accroissement de la taille des unités et au calendrier d’investissement de ses futurs clients :

○2022/2024 : déploiement de sites de 5 à 10 MW basés sur plusieurs électrolyseurs ;

○2025/2026 : déploiement de sites de 10 à 20 MW basés sur plusieurs électrolyseurs ;

○au-delà de 2026 : déploiement de sites de plusieurs dizaines voire centaines de mégawatts.

Le Groupe mise sur l’enrichissement permanent de son outil logiciel de production, nourri des données issues des sites de production du Groupe, afin de poursuivre l’optimisation des rendements des sites.

Remplacer l’usage des énergies fossiles par de l’hydrogène vert nécessite de produire celui-ci de manière massive, ce qui requiert de très grandes quantités d’électricité renouvelable. Seul l’éolien présente un potentiel international suffisant, et plus particulièrement l’éolien offshore qui offre un facteur de charge particulièrement attractif. Ainsi, le gisement potentiel de l’éolien en mer du Nord représente à lui seul 11 fois la consommation européenne. A l’échelle mondiale, le potentiel de l’éolien en mer couvre 18 fois la consommation européenne.

C’est la raison pour laquelle le Groupe considère le développement d’une production d’hydrogène vert offshore comme la solution la plus adaptée pour répondre à une demande en croissance exponentielle d’ici 2030, tout en contribuant à lever divers obstacles. Elle devrait à la fois permettre de :

○profiter d’une source d’énergie particulièrement attractive qui devrait participer à en faire baisser le prix de revient de l’hydrogène vert ;

○constituer une voie d’accélération des énergies marines renouvelables en contribuant à une maitrise des coûts de raccordement (le transport de l’hydrogène à terre via un pipeline de gaz coûte environ 3 fois moins cher que le raccordement électrique, ce qui constitue un véritable levier de rentabilité) et à valoriser des zones aujourd’hui difficilement exploitables du fait des contraintes de raccordement au réseau électrique remettant en cause la rentabilité des projets ;

○préserver les infrastructures de réseaux terrestres qui connaissent déjà des problèmes d’interconnexion avec des champs d’éoliens, mettant en évidence leur sous-dimensionnement pour absorber les pics de puissance issus des éoliennes en mer, ce qui impose à certains opérateurs des mesures d’effacement. Connecter une unité de production d’hydrogène vert à ces champs devrait permettre d’éviter leur mise à l’arrêt même temporaire et d’en assurer ainsi une meilleure rentabilité ;

○reconvertir des infrastructures offshore dédiées au pétrole et au gaz. En effet, des centaines de plateformes en Mer du Nord devront être arrêtées dans les 10 ans à venir. Les reconvertir pour produire de l’hydrogène vert est envisageable et représente aujourd’hui une opportunité économique plus intéressante en comparaison avec leur démantèlement. A titre d’exemple, le démantèlement des plateformes au Royaume-Uni va entraîner un coût de 16,6 milliards de livres sterling dans les 10 ans à venir.

Afin d’apporter la réponse la plus pertinente à ce nouveau défi, Lhyfe s’est engagée dans un programme de recherche majeur construit de manière incrémentale et dont le socle est le site de Bouin. À partir de cette unité de production construite à terre et réplicable en mer, dont l’efficacité opérationnelle à terre est démontrée, deux autres étapes ont été menées dans le cadre de projets collaboratifs avec des spécialistes de l’offshore afin d’accélérer la courbe d’acquisition de compétences et être le premier acteur au monde à disposer d’une expérience « terrain » combinée de la production d’hydrogène vert à terre et en mer, à savoir :

○la conception et la mise en opération réussie de Sealhyfe, premier électrolyseur flottant au monde dans le cadre du projet dénommé « SEM-REV » inauguré en septembre 2022 dans le port de Saint-Nazaire et opéré en mer de mai à novembre 2023 (voir paragraphe 1.6.2 du Document d’Enregistrement Universel) ;

○la définition de concepts de sites offshore à travers un écosystème de projets collaboratifs pour développer des sites soit connectés à une éolienne flottante, soit intégrés à des plateformes préexistantes, soit intégrés à de nouvelles plateformes ad hoc.

Les fruits de l’expérimentation Sealhyfe sont d’ores et déjà intégrés dans le cadre du projet HOPE, qui constitue la deuxième étape des ambitions offshore de Lhyfe, visant au changement d’échelle et à la commercialisation de l’hydrogène vert produit en mer. Ce projet de 10 MW vise à produire jusqu’à 4 tonnes par jour d’hydrogène vert en mer, qui sera exporté à terre par pipeline, compressé et distribué aux clients.

Le Groupe envisage une capacité installée additionnelle offshore de 3 GW à horizon 2030-2035.

Avec une avance substantielle sur d’autres acteurs du secteur, Lhyfe dispose d’un véritable retour d’expérience dans le domaine de la production d’hydrogène vert offshore. Cette double expertise (onshore et offshore) devrait constituer un atout déterminant en vue des futurs appels d’offres en France et à l’international, comme en Allemagne, au Danemark et aux Pays-Bas.

Les informations ci-dessous sont données sur la base d'une détention majoritaire par Lhyfe des sites de production qu'il développe, et non d'une détention majoritaire par des tiers comme cela pourrait être le cas dans le modèle de co-développement avec des investisseurs partenaires que le Groupe entend désormais mettre et oeuvre, et dans lequel le Groupe choisirait de développer et d’opérer un actif pour le compte d’investisseurs tiers.

Ce nouveau modèle de co-développement reposera sur les principes suivants :

○le développement initial du projet sera financé par le Groupe ;

○une fois le partenariat conclu, l'essentiel des besoins de financement du projet sera porté par le(s) partenaire(s), qui détiendra(ont) la majorité du capital social de la société de projet ;

○le Groupe percevra une rémunération sous forme :

-de frais de développement perçus au début de la vie du projet, reflétant les coûts de développement initiaux portés par le Groupe ainsi que l’expertise et le savoir-faire unique des équipes du Groupe en termes de développement de projets d'hydrogène vert,

-de revenus long terme récurrents au titre de la gestion du site par le Groupe, via la conclusion de contrats couvrant la durée de vie de l'actif.

La structure financière précise du modèle de co-développement sera détaillée une fois le premier partenariat conclu sur la base des principes détaillés ci-dessus.

Dès les premières étapes du développement d’un projet, le Groupe élabore une stratégie de financement spécifique. Une fois le développement suffisamment avancé, le Groupe entame un processus de recherche d'un financement adapté et compétitif. Il avance en parallèle sur la sécurisation des paramètres économiques du projet et sur la structuration du financement avec les prêteurs présélectionnés, via un processus de due diligence étendue et la négociation des contrats de financement. Dans le cadre de ces négociations, le Groupe s’appuie sur sa direction juridique et son équipe de financement centralisées.

En fonction de la nature du/des projet(s) considéré(s), le financement peut se faire au niveau de la société de projet porteuse des actifs, ou par le biais d’une holding intermédiaire détentrice de plusieurs sociétés de projet.

Le Groupe s’efforce de mettre en place des financements pour le compte de chaque société de projet et de chaque société holding intermédiaire (en cas de regroupement de projets) qui soient sans recours sur les autres actifs du Groupe ou avec recours limité sur la Société.

En termes de structure de financement, le Groupe cherche à reproduire le modèle suivant, qui peut varier selon les circonstances et les opportunités :

○fonds propres et quasi-fonds propres de la société de projet (capital apporté par Lhyfe, quasi-fonds propres ou financement mezzanine, notamment sous forme d’obligations convertibles, apporté par Lhyfe ou des banques) : généralement entre 10 et 30% du financement total ;

○dette bancaire de la société de projet : généralement entre 30 et 50% ;

○si elles sont disponibles, des subventions, qui peuvent venir réduire la part en fonds propres ou en dette ou les deux et représenter jusqu’à 40% du financement ; et

○financement des conteneurs de stockage (pour les projets bulk) par crédit-bail.

En termes de séquencement :

○le financement de l’amont du projet, c’est-à-dire de la phase Early Stage jusqu’à la phase Awarded comprise (voir la description du pipeline à la Section 1.8 du Document d’Enregistrement Universel) est généralement effectué sur les ressources propres de Lhyfe. Les coûts correspondants sont ensuite en tout ou partie refacturés à la société de projet ; et

○dans un second temps, afin de financer ou refinancer la construction des sites (phase Construction), la Société cherche à mettre en place des solutions de financement externes.

Les conditions de prêt, et en particulier le niveau d’endettement d’un projet particulier, dépendent de divers facteurs, dont les suivants :

○Flux de trésorerie attendus du projet. Les flux de trésorerie attendus dépendent :

-du montant d'investissement ;

-des contrats de vente de l’hydrogène produit et de la production d’hydrogène attendue : les contrats de vente d’hydrogène peuvent avoir une durée inférieure à la durée des financements (par exemple pour les projets bulk). Dans ce cas, le service de la dette pourra continuer d’être assuré via le renouvellement des contrats de vente. En tout état de cause, les prêteurs intègrent le risque de renouvellement ou nouvelles signatures des contrats de vente d'hydrogène dans le coût du financement et se reposent également sur les différentes garanties et sûretés réelles qu’ils détiennent sur le projet et la société de projet ; et 

-des coûts liés à la production, principalement l’électricité : le coût d’approvisionnement en électricité renouvelable peut être impacté par divers facteurs dont le Groupe cherche à limiter l’impact par la mise en place d’une stratégie détaillée au paragraphe 1.5.1.1 du Document d’Enregistrement Universel ;

○Risque de contrepartie. Les modalités de financement peuvent dépendre de la solvabilité des fournisseurs, sous-traitants, co-investisseurs, et lorsque l’acheteur d’hydrogène est une entreprise privée, de cet acheteur (se référer au paragraphe 4.1.4.7 « Risque de contrepartie » du Document d’Enregistrement Universel).

Sur la base des facteurs décrits ci-dessus, ainsi que d’autres facteurs, les prêteurs détermineront le ratio minimum de couverture du service de la dette (minimum debt service coverage ratio), c’est-à-dire le montant maximal des flux de trésorerie prévisionnels du projet qu’ils sont prêts à financer. Dans certains cas, les prêteurs exigeront également un taux d’endettement maximum (maximum gearing ratio) afin d’assurer un pourcentage minimum de fonds propres dans le projet concerné. La durée des contrats de financement (qui peut aller de sept à quinze ans) n’est pas nécessairement calée sur la durée des contrats de vente d’hydrogène.

Le Groupe entend cibler des projets, et donc des procédures d’appel d’offres, à l’issue desquelles il se voit offrir la possibilité de conclure des contrats de vente d’hydrogène avec de solides contreparties. Ces contrats de vente d’hydrogène devront pouvoir assurer au Groupe une source de revenus relativement stable à long terme, transformant ainsi le risque de marché en un risque limité de contrepartie. En outre, la présence de contreparties notoirement solvables et un risque de contrepartie réduit doivent faciliter l’obtention de financements à des conditions favorables, ce qui devrait permettre au Groupe d’améliorer la compétitivité de ses offres.

Le Groupe entend adopter une approche rigoureuse lors de la participation aux procédures d’appel d’offres. Afin d’évaluer ses réponses, le Groupe conduit préalablement une analyse de modélisation basée sur des hypothèses généralement prudentes et, dans la mesure du possible, corroborées par des études indépendantes, validées par des analyses internes. Ces hypothèses incluent notamment les éléments suivants :

○la durée de vie des actifs ;

○les rendements attendus du contrat de vente d’hydrogène, pour toute sa durée et, le cas échéant, pour toute période additionnelle, les rendements des ventes d’hydrogène sur le marché ;

○le prix de l’approvisionnement de l’électricité renouvelable ;

○les coûts de construction, prenant en compte les exigences de qualité du Groupe en matière d’équipements et de normes industrielles ;

○les hypothèses d’exploitation (y compris les charges d’exploitation) ;

○les coûts locaux, y compris les taxes, les frais locaux, dans chaque cas en se fondant sur les études disponibles et les études de due diligence préalablement effectuées.

À partir de ces hypothèses, le Groupe calcule son taux de rentabilité interne au moment de son offre (« TRI ») afin de déterminer si ce dernier générera une marge suffisante pour justifier la soumission d’une offre compte tenu des risques attachés au projet (notamment les risques pays). Le TRI tient notamment compte des éléments suivants :

○le risque de contrepartie sur l’acheteur de l’hydrogène ;

○la durée des contrats ; et

○les risques résiduels et variabilité des hypothèses.

Dans la plupart des cas, l’équipe de financement de projets au sein du Groupe établit une estimation selon un modèle financier adapté afin de s’assurer que le projet est rentable. Les prêteurs se servent parfois du même modèle dans le cadre de la due diligence de financement.

Si le projet permet d’atteindre un niveau acceptable de TRI, le Groupe soumet sa candidature.

A noter que, entre l’offre initiale et le closing financier, le TRI peut varier en raison notamment :

○des variations dans les conditions contractuelles des contrats avec les fournisseurs de matériel, à commencer par les électrolyseurs et les prestataires de la construction, entre leurs propositions initiales et les contrats définitifs ; ou

○de l'analyse détaillée des contraintes du site.

Après le closing financier de ses projets, le Groupe estime que les potentielles améliorations du TRI suivantes peuvent survenir :

○l’optimisation des coûts, notamment par la renégociation éventuelle des contrats de fourniture, de construction ou d’exploitation et de maintenance ;

○l’allongement de la durée de vie des projets au-delà de l’hypothèse interne du Groupe d’une durée de vie utile de l’actif de 15 ans ;

○l’amélioration potentielle de la technologie, en particulier des électrolyseurs, qui peuvent être remplacés par des modèles plus performants ;

○l’optimisation des processus de production via les outils logiciels développés par le Groupe (voir paragraphe 1.7.5 ci-dessous).

La structure et le profil de rentabilité des projets varient selon les spécificités de chaque projet, mais le Groupe s’efforce de développer un modèle économique résilient à forte visibilité en répliquant, dans la mesure du possible, le modèle suivant selon le type de projet :

○pour les projets bulk, chaque projet sera adossé à un portefeuille de clients diversifiés, avec des contrats de vente de l’hydrogène d’une durée variant en principe de 3 à 5 ans, renouvelables (comme c’est déjà le cas à Bouin). Les clients devront s’engager à acheter un volume minimum garanti d’hydrogène à un prix de vente qui sera prédéfini et indexé sur plusieurs paramètres. Le prix d’achat de l’électricité sera fixe pour refléter les prix de vente prédéfinis et éviter l’exposition au prix de l’électricité. La diversification des clients pour un même site de production devrait permettre de mutualiser le risque généré par les durées non nécessairement alignées du contrat d’achat de l’électricité et des contrats de vente de l’hydrogène.

○pour les projets on-site, chaque projet sera adossé à un client principal. Concernant l’achat d’électricité, le Groupe adaptera sa stratégie en fonction de sa capacité à répercuter la fluctuation du prix de l’électricité sur le client (achat au prix « spot » ou achat à des prix prénégociés sur la durée du contrat).

○pour les projets backbone, chaque projet sera adossé à plusieurs contrats de longue durée avec des industriels connectés également au backbone (en général entre 10 et 15 ans).

En termes de financement, chaque projet a une structure de financement qui lui est spécifique et combinant, selon les cas, des soutiens publics lorsqu’ils sont disponibles (subventions ou avances remboursables), des fonds propres ou quasi-fonds propres, ou de la dette « projet ».

Sur cette base, le Groupe établit des TRI projet moyens estimés pour les projets bulk, on-site et backbone en tenant compte notamment des risques qui pourraient apparaître du fait d’un désalignement entre les coûts variables du projet et les prix de vente et d’une estimation des retards et surcoûts de production.

La présence systématique du Groupe en tant que développeur dans ses projets lui permet de mettre en œuvre librement ses standards de qualité élevés lors de leur développement et construction et d’assurer un contrôle total sur leur gestion. Le Groupe optimise ses actifs sur le plan opérationnel et industriel par la mise en œuvre de systèmes et de services partagés ainsi que de procédures uniformes tout en rationalisant la prise de décisions.

Le Groupe pourra détenir une participation majoritaire, voire une participation minoritaire, selon les cas, dans les sociétés de projet.

Une détention partielle est considérée si le Groupe choisit par exemple d’octroyer une participation à des partenaires commerciaux afin de faciliter son entrée sur un projet, ou lorsqu’une procédure d’appel d’offres locale pose comme condition à la recevabilité de l’offre la participation d’une entité publique locale au sein du projet. Le Groupe cherchera en tout état de cause à convenir avec l’autre actionnaire de clauses classiques dans une joint-venture lui permettant de racheter la participation qu’il ne détient pas.

Les différentes phases du cycle de vie d’un projet depuis son développement jusqu’à son exploitation sont détaillées ci-dessous.

La durée des différentes phases peut être variable compte tenu de la taille et de la nature de chaque projet. La description détaillée du pipeline figurant à la Section 1.8 du Document d’Enregistrement Universel indique les différentes phases et les jalons que la Société prend en compte pour faire passer un projet d’une phase à l’autre. Il est important de noter que la Société, quand bien même un projet n’aurait pas franchi un jalon lui permettant de passer d’une phase à l’autre du point de vue des étapes qu’elle s’est fixée, peut commencer une ou plusieurs missions de la phase suivante en amont, car elle estime que cela est pertinent.

Face à un marché de l’hydrogène en très forte croissance en général et dans l’Union européenne en particulier, et une multiplication des projets, Lhyfe a choisi d’investir dans ses capacités de business development pour disposer le plus vite possible d’une équipe pouvant lui donner un temps d’avance sur les appels d’offres. L’équipe est organisée pour rechercher, en parallèle, des clients potentiels pour l’hydrogène vert produit par Lhyfe, et les sites et les sources d’électricité renouvelable susceptibles de pouvoir alimenter les unités de production à proximité des clients potentiels. Cette approche permet d’identifier plus rapidement les opportunités les plus intéressantes.

Cette équipe comptait 48 collaborateurs et consultants « business developers » en 2024. Elle est dirigée par Taia Kronborg dont la biographie est présentée au paragraphe 8.2.2 du Document d’Enregistrement Universel.

L’équipe dédiée à la prospection commerciale a pour rôle d’identifier les potentiels clients du Groupe dans tous les pays dans lesquels il est implanté, aussi bien dans le domaine de la mobilité que de l’industrie :

○Dans le domaine de la mobilité, l’équipe commerciale cible tous les acteurs de mobilité, publics comme privés : collectivités locales désireuses de développer la mobilité à hydrogène sur leur territoire, opérateurs de stations-service à hydrogène, transporteurs, gestionnaires de sites logistiques, gestionnaires de flottes de véhicules lourds, etc.

○Dans le domaine de l’industrie, l’équipe commerciale peut ainsi cibler des industriels cherchant à remplacer l’hydrogène gris par de l’hydrogène vert, ou à introduire l’hydrogène dans leur processus de production.

Cette équipe reste en charge des aspects commerciaux tout au long du développement des projets, de la construction et de l’exploitation de l’actif de production. Elle négocie à ce titre les contrats de vente d’hydrogène.

Au sein de l’équipe dirigée par Taia Kronborg, une partie de l’équipe est dédiée à la recherche et sécurisation des subventions pour tous les projets développés par Lhyfe.

Cette équipe de développeurs est en charge d’identifier des sites susceptibles d’accueillir les unités de production du Groupe la disponibilité du foncier, en sécurisant les autorisations nécessaires à la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, en sécurisant les raccordements au réseau électrique à l’accès à la ressource en eau. Tout en intégrant les contraintes géographiques ou encore la proximité d’infrastructures comme le futur réseau de transport d’hydrogène européen (European Hydrogen Backbone) et en adéquation avec les besoins de l’équipe de prospection commerciale.

Une partie de l’équipe est également en charge de la négociation des contrats d’achat d’électricité. La stratégie d’approvisionnement de l’énergie électrique ainsi que toute action complémentaire (effacement de consommation ou services réseau par exemple) servant à réduire le coût total du kWh est une composante clé du savoir-faire du Groupe pour optimiser le coût final de l’hydrogène vert. Elle est fondée sur trois aspects :

○un approvisionnement de l’électricité renouvelable via des accords avec producteurs et agrégateurs garantissant à tout moment la meilleure offre d’électricité renouvelable. Le Groupe a fait le choix d’avoir un grand nombre de fournisseurs ;

○une stratégie de fourniture de services complémentaires. Le dimensionnement (capacité de production) et la stratégie de pilotage de l’unité de production permet au Groupe d’optimiser la charge de la production sur des périodes pertinentes du marché de l’électricité et de participer aux services réseaux comme les services systèmes ; et

○un design optimisé d’unité de production, incluant les meilleurs composants (efficacité, fiabilité) pour garantir une production la plus fiable et pilotable possible.

Le Groupe s’appuie sur des contrats d’achat d’électricité (power purchase agreement ou PPA) avec des producteurs possédant des actifs dans l’éolien onshore et offshore, le solaire, l’hydraulique, pour adresser la majorité des besoins en énergie estimés pour les sites de production d’hydrogène. La gestion de l’énergie est réalisée pour l’ensemble du Groupe et non à la maille de chaque projet. En 2023, le Groupe a poursuivi la consolidation de son réseau de partenaires fournisseurs d’électricité renouvelable, et signé deux PPA long terme avec des producteurs d’électricité renouvelable en France (VSB énergies nouvelles pour une durée de 16 ans, Kallista Energy pour 15 ans). En janvier 2024, Lhyfe a également sécurisé son approvisionnement en électricité renouvelable en Allemagne au travers de la signature d’un PPA de 15 ans avec EDPR.

L’équipe de développement s’appuie sur un outil informatique spécialement dédié, « Qualifhy », élaboré par l’équipe R&D pour les développeurs, qui permet de déterminer l’adéquation d’un site donné, des usages attendus autour de ce site avec les sources d’électricité renouvelable tout en ajustant les caractéristiques techniques : puissance des électrolyseurs, technologie d’électrolyseurs, stockage etc. Une enveloppe Soleau a été déposée pour le logiciel Lhyfe Qualifhy.

Lorsqu’une opportunité prometteuse est repérée, l’équipe de développement se charge des études et des enquêtes préliminaires. Au fur et à mesure qu’elle progresse et obtient les résultats des études et des enquêtes préliminaires, l’équipe informe la direction de ses évaluations et de ses conclusions préliminaires. Ainsi, dès les premières phases de développement, la direction est en mesure d’apprécier si le profil risque-rendement du projet justifie des investissements supplémentaires et se concrétise par le passage de jalons.

Une fois que le Groupe s’est assuré de la viabilité du projet, des ressources plus importantes sont mobilisées, notamment via la validation du projet par l’équipe de direction ainsi que la modélisation financière et budgétaire du projet.

Les projets du Groupe font l’objet de revues régulières tout au long de l’année afin de mesurer leur rythme d’avancement et leur potentiel de réalisation. Dans ce cadre, le Groupe peut être amener à suspendre, temporairement ou non, un projet, afin d’allouer son capital et ses ressources à un projet plus rémunérateur ou dont l’occurrence de réalisation serait devenue plus forte.

L’équipe de développement est en charge de l’obtention des permis et autorisations nécessaires à la construction et l’exploitation du site.

Des permis et/ou autorisations spécifiques peuvent être requis, en fonction des caractéristiques particulières d’un projet et notamment son dimensionnement, tels que ceux relatifs aux espèces protégées, au déboisement, à l’urbanisme ou autres. Le Groupe fait la demande de ces permis et autorisations supplémentaires en même temps que le permis de construire ou en amont.

C’est également lors de cette phase du projet que les démarches nécessaires, et fréquemment les autorisations, liées au caractère spécifique d’installations de production d’hydrogène sont effectuées. En France, il s’agit du régime propre aux « Installations Classées Protection de l’Environnement » (ICPE), mais chacun des pays de l’Union européenne a une règlementation équivalente. Ces réglementations sont détaillées au paragraphe 1.10.3 du Document d’Enregistrement Universel.

Les projets significatifs, nécessitant d’importants travaux, ou ayant un impact esthétique ou architectural prononcé, peuvent parfois faire l’objet de contestations formulées par certaines parties prenantes dans le cadre de recours administratifs. À cet égard, le Groupe adopte une position proactive afin de répondre aux oppositions et de travailler avec les parties prenantes locales dès le début du développement du projet, et ainsi limiter le risque de recours.

Le Groupe s’est associé avec plusieurs partenaires stratégiques afin de multiplier ses opportunités de développement de projets.

Le Groupe et Mitsui ont conclu en mars 2022 une alliance stratégique, qui s’est accompagnée d’un investissement d’environ 10 millions d’euros par Mitsui, et a pour but de permettre au Groupe (i) d’étudier et de promouvoir des opportunités commerciales en identifiant des acheteurs potentiels d’hydrogène vert, (ii) de renforcer sa compétitivité du Groupe en lui offrant un accès privilégié à des services et équipements de premier plan, (iii) d’accélérer la demande d’hydrogène vert en développant la chaîne de valeur du Groupe, l’énergie renouvelable, les stations de ravitaillement et les applications automobiles, (iv) d’accompagner le Groupe dans son développement international sur de nouveaux marchés stratégiques et (v) d’identifier et promouvoir les opportunités de collaboration entre les deux groupes pour contribuer à la croissance future du Groupe.

Mitsui dispose également d’un censeur au Conseil d’administration (voir Section 3.2 du Document d’Enregistrement Universel).

Le Groupe a conclu en mai 2022 un accord de collaboration avec EDP Renováveis, S.A. au travers de la filiale à 100% EDP Renewables Europe, S.L.U. (« EDPR »), qui s’est accompagné d’un investissement de 25 millions d’euros d’EDPR. EDPR est une entreprise portugaise spécialisée dans les énergies renouvelables, détenue à 75% par EDP Group, historiquement le producteur, transporteur et distributeur d’électricité national portugais, désormais coté sur Euronext Lisbon. En plus d'être un leader dans les énergies renouvelables, EDPR a l’ambition de déployer 1,5 GW de capacité de production en hydrogène vert à horizon 2030.

Cet accord établit les bases de la collaboration entre les deux parties en vue d’identifier, développer, construire et gérer ensemble des projets de production d’hydrogène vert. Lhyfe pourra ainsi offrir l’opportunité à EDPR de co-investir dans ses projets de production d’hydrogène vert (quand ils ne sont pas détenus à 100% et à la condition que le Groupe conserve plus de 50% du capital et des droits de vote de la société portant le projet) et/ou de fournir l’électricité renouvelable devant les alimenter. EDPR considérera également la participation de Lhyfe à ses propres projets situés dans les pays dans lesquels le Groupe est actuellement présent. Les parties collaboreront aussi pour identifier de nouveaux projets dans lesquelles elles pourraient investir ensemble, et en matière de recherche & développement et de fourniture d’équipements.

L’accord prévoit en outre que, si EDPR devait détenir à terme 20% ou plus du capital de la Société, il serait proposé aux actionnaires d’élire un représentant d’EDPR au conseil d’administration, représentant qui serait également membre du Comité d’audit et du Comité des nominations et des rémunérations. La participation d’EDPR s’élevait à 5,96% du capital au 31 décembre 2024.

En janvier 2025, le Groupe a signé un protocole d’accord avec Abou Dhabi Future Energy Company PJSC - Masdar, le leader des énergies propres aux Émirats arabes unis, afin d’explorer les opportunités de co-développement dans des projets de production d'hydrogène vert à grande échelle en Europe. Le protocole d'accord a été signé à l'occasion de la Semaine du développement durable d'Abou Dhabi 2025 et s'inscrit dans le cadre de la stratégie annoncée en 2024 par Lhyfe, qui consiste à co-développer des projets en collaboration avec des investisseurs financiers ou industriels et des partenaires expérimentés souhaitant investir dans des projets de production d'hydrogène vert. L’expérience de Lhyfe en tant que l'un des plus grands développeurs et exploitants de projets d'hydrogène vert commercialement actifs en Europe a été déterminante dans la décision de Masdar de conclure ce protocole d'accord. Masdar entend devenir un producteur de premier plan d'hydrogène vert d’ici la fin de la décennie, avec l’objectif d’atteindre une production annuelle d’un million de tonnes d'hydrogène vert ou de ses dérivés aux Émirats arabes unis et dans le monde entier d'ici dix ans.

Accord de partenariat avec Source Galileo

Début 2024, Lhyfe et Source Galileo, développeur européen d'énergie renouvelable, ont annoncé avoir conclu un partenariat en vue de développer des unités de production d'hydrogène vert et renouvelable au Royaume-Uni et en Irlande. Le protocole d'accord vise à déployer des installations de production d'hydrogène alimentées par de l'énergie renouvelable, contribuant ainsi aux objectifs Net Zero des deux pays anglo-saxons. Lhyfe et Source Galileo travaillent à identifier les consommateurs et à évaluer différents facteurs tels que la disponibilité du réseau, l'approvisionnement électrique, la disponibilité des terrains et les exigences en matière d'aménagement du territoire. Le gouvernement britannique a doublé son objectif de production d'hydrogène bas carbone, le faisant passer de 5 GW à 10 GW d'ici à 2030, dont au moins la moitié d'hydrogène vert. De son côté, l'Irlande a publié sa stratégie nationale hydrogène en juillet 2023, avec un plan visant à développer d'ici à 2030 une production nationale d'hydrogène de 2 GW à partir de parcs éoliens en mer.

Accord de collaboration et de développement commercial avec Plug Power

Le Groupe et la société Plug Power Inc., l’un des principaux fournisseurs d’électrolyseurs, ont conclu au second semestre 2022 un accord de collaboration et de développement commercial pour poursuivre leur collaboration et développer conjointement des sites de production d’hydrogène vert en Europe.

En 2023, Lhyfe, Flexens et CIP, le plus grand gestionnaire de fonds au monde dans les investissements dans les énergies renouvelables et un leader mondial dans l'éolien offshore, l'hydrogène vert et les îles énergétiques, ont lancé conjointement en novembre 2023 le projet Åland Energy Island afin de développer la production d'hydrogène sur les îles Åland en Finlande intégrée à l’installation d’éoliennes en mer d'une puissance de plusieurs gigawatts, pour une utilisation à la fois sur les îles Åland et plus largement dans cette région d’Europe. Ce projet soutiendrait ainsi les objectifs des îles d'Åland et de l'Union européenne en matière d’indépendance énergétique et de décarbonation.

En juin 2023, Lhyfe et Capital Energy, producteur et distributeur espagnol d'énergie, ont signé un accord de collaboration pour le développement conjoint de projets d'hydrogène offshore renouvelable au large de l'Espagne et du Portugal. Les deux entreprises développeront des unités de production d'hydrogène sur une sélection de sites où Capital Energy développe actuellement des parcs éoliens offshore.

Le Groupe a constitué une équipe de 64 collaborateurs dédiés à la conception et aux aspects « engineering, procurement and construction » (EPC) des unités de production.

Elle comprend le bureau d’étude intégrant l’ensemble des expertises nécessaires à l’engineering (Process, électronique de puissance, génie civil, mécanique, process control), les équipes d’installation et de commissioning du site, ainsi que l’ensemble du support projet (chefs de projets, achat, planificateur, document controller) Ces équipes intègrent les dernières phases de développement afin de consolider techniquement et réglementairement les projets, dans les pays dans lesquels le développement du Groupe est le plus avancé (Allemagne et Suède par exemple).

Le Groupe assure lui-même pour certains projets le design technologique (« front end engineering design » ou FEED). Il assure le choix de la technologie d’électrolyse employée, la sélection des fournisseurs d’équipements et de service. Il est à la fois maître d’ouvrage et maître d’œuvre. Pour les projets de taille plus importante ou dans certains pays, le Groupe pourra être accompagné par un prestataire externe pour le FEED, avant la décision finale d’investissement.

Durant la phase de construction, le Groupe coordonne l’ensemble des activités permettant le déploiement d’un site de production d’hydrogène, notamment :

○Génie civil : préparation du site, études géotechniques, analyse du sol et construction de bâtiments.

○Design du process : schéma d’ensemble de l’installation, liste des équipements, documentation détaillée (schéma tuyauterie et instrumentation (Piping & Instrumentation Diagram ou P&ID), analyse fonctionnelle, listes de lignes).

○Tuyauterie : toutes les tuyauteries d’interconnexion (azote, hydrogène, oxygène, refroidissement, eau, air) sont couvertes.

○Electricité : bilan de puissance, diagramme unifilaire de l’ensemble du site de production d’hydrogène jusqu’à son raccordement à l’actif de production d’électricité.

○Automatisation : définition de l’architecture contrôle, rédaction des spécifications (pour le matériel et le logiciel), intégration de toute la supervision de haut niveau via SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition – système de supervision industrielle qui traite en temps réel un grand nombre de mesures et contrôle à distance les installations).

○Approvisionnements des équipements et sélection des sous-traitants : les prestataires sont sélectionnés projet par projet, généralement par le biais d’un processus de mise en concurrence ou d’un dispositif similaire avec une très forte exigence de qualité et de performance dans le choix des solutions et de la qualité des réalisations. Le Groupe cible des entreprises spécialisées et financièrement solides afin d’offrir les meilleures garanties possibles. Il négocie les conditions d’achat des équipements. Le prestataire assume généralement les risques de retard et d’exécution conformément aux clauses pénales stipulées dans les contrats.

Concernant les principaux équipements (électrolyseurs, compresseurs et conteneurs), le Groupe sélectionne, dans le cadre d’un processus de mise en concurrence, le fournisseur avec lequel il signe un contrat de fourniture pour l’approvisionnement, le transport et la maintenance de ces équipements. Le Groupe cherche à conclure des accords de collaboration avec les principaux équipementiers, lui permettant de s’assurer de leur disponibilité.

○Construction bâtiment et installation : l’unité de production est construite par une ou plusieurs sociétés de génie civil, de construction et d’installation selon les termes d’un contrat de construction et fourniture, couvrant également les travaux de voirie pour le site, la construction et la gestion des zones de construction, la construction des fondations et le montage des travaux.

Ainsi, le Groupe :

○supervise la mise en œuvre appropriée de la conception technique du projet qu’il a élaborée et contractualisée avec les prestataires concernés ;

○assure la liaison avec les autorités locales et les propriétaires fonciers ;

○assure la liaison avec le vendeur d’électricité sur le plan technique – notamment la mise en place de la connexion directe s’il y en a une ;

○assure la liaison avec le réseau, notamment si l’électricité renouvelable est partiellement soutirée de ce dernier ;

○réalise une gestion continue des risques ;

○gère le contrôle de la qualité des travaux, le montage et l’installation, ainsi que la phase de mise en service du projet et les tests de performance.

Pour chacun des projets qu’il construit, le Groupe met en place un budget d’aléas pour couvrir les coûts imprévus encourus en cours de construction, qui est revu à la baisse au fur et à mesure que les risques sont levés.

Pour les projets de taille plus importante ou dans certains pays, le Groupe pourra être accompagné par des prestataires externes pour des lots de construction globaux (bâtiments, installation générale et sous-station), ainsi que sur des tâches de management de ces lots (EPCM - Engineering, procurement and construction management).

Une fois la construction terminée, l’équipe en charge des aspects « operation and maintenance » (O&M) réceptionne l’unité de production auprès de l’équipe EPC, qui reste en support pendant la première année d’exploitation.

Qu’il détienne ou non le contrôle intégral de l’unité de production durant toute sa durée de vie, le Groupe en est l’exploitant et, dans ce cadre, met en place une organisation à deux échelons permettant une gestion optimisée des aspects O&M de ses unités de production :

○sur les sites de production, une équipe O&M a la charge de l’exploitation de l’unité de production ainsi que de la maintenance préventive et curative des installations (avec les partenaires locaux du Groupe) ; et

○au niveau du Groupe, les équipes O&M interviennent aux côtés de l’équipe EPC pour la définition des besoins de maintenance et de supervision des sites ainsi que pour la réception des unités de production (commissionning) ; les équipes O&M interviennent aussi en support des équipes site sur des opérations complexes, des analyses, la synchronisation des plannings et le pilotage de l’équipe de maintenance mobile.

Ces différents services sont fournis par le Groupe aux sociétés de projet via un contrat O&M.

Le Groupe a mis en place la stratégie de maintenance suivante pour ses unités de production :

○une garantie minimale d’un an ainsi qu’une formation des équipes O&M est systématiquement incluse dans le cadre du premier achat sur les équipements principaux dans la phase de construction. De la même façon l’équipe EPC assure un support aux équipes O&M dans la première année suivant la réception afin de garantir le bon fonctionnement de l’installation ;

○une fois les équipements pris en main auprès des fournisseurs, le Groupe entend intégrer au maximum les opérations de maintenance de ses usines. Néanmoins une étude coût/risque sera systématiquement réalisée et le Groupe pourra sous-traiter certaines opérations à ses partenaires locaux ou à ses fournisseurs.

Cette stratégie est amenée à évoluer au fur et à mesure que le Groupe développe ses compétences internes, notamment en matière de maintenance des équipements, lui permettant de limiter le recours à ses fournisseurs.

Le Groupe a par ailleurs une politique de gestion des pièces détachées lui permettant d’anticiper ses besoins et de réagir rapidement en cas de nécessité.

La gestion et l’exploitation des actifs après l’achèvement du projet sont assurées par le suivi, la supervision et l’analyse en continu, depuis un Remote Opération Center (ROC) centralisé. Les techniciens du ROC s’appuient sur différents outils dont un système informatique élaboré (appelé SCADA) permettant la gestion à distance de l’ensemble des actifs de production du Groupe. Un système d’astreintes permet d’assurer un suivi continu des unités de production 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

En mettant en place un système de suivi performant, le Groupe entend être en mesure de détecter les anomalies et de déclencher si nécessaire des interventions dans les plus brefs délais. Dans ce cadre le Groupe a également mis en place un outil centralisé de maintenance permettant d’optimiser et de piloter les maintenances de tous ses sites en Europe.

Le Groupe a de plus développé un système algorithmique appelé « HMS » (Hydrogen Management System) lui permettant d’optimiser automatiquement ses coûts de production et livraison, notamment en assurant une consommation d'énergie minimisée. Cet algorithme est entièrement intégré aux outils logiciels déployés par ailleurs (SCADA, Harmony) afin d’assurer une optimisation globale en fonction des besoins clients.

Les unités de production on-site du Groupe seront reliées à leurs clients industriels via une canalisation permettant la livraison directe au site industriel de l’hydrogène vert produit, tandis que l’hydrogène bulk, à destination d’une clientèle diversifiée – par exemple pour des usages liés à la mobilité – est livré en vrac chez les clients via un système de conteneurs transportés par camion. Le Groupe est ainsi propriétaire et en charge de la gestion des conteneurs de la planification, de leur conditionnement, et sous-traite leur acheminement à ses partenaires de transport.

La logistique étant un important foyer de coûts, notamment en raison du coût des conteneurs et de leur transport jusqu’aux clients, le Groupe a cherché à optimiser au maximum la gestion des aspects logistiques de son activité.

Il a ainsi développé en interne l’outil Harmony lui permettant d’anticiper la consommation d’hydrogène vert de ses clients, sur la base de leur consommation théorique ajustée de leur consommation réelle, et d’assurer ainsi en temps réel la gestion optimale de sa production et la planification des conteneurs et du transport et de minimiser les livraisons d’hydrogène qui ne sera pas consommé par les clients.

Lhyfe assure aussi la fiabilisation de son activité logistique à travers des partenariats avec des transporteurs clés et des contrats cadres avec ses fournisseurs de conteneurs.

Grâce à cette expertise et ces outils développés en interne, Lhyfe a pu assurer un taux de service supérieur à 99% sur 2024.

L’expérience du client étant essentielle, Lhyfe développe des outils complémentaires d’interface simple entre les clients et la logistique grâce notamment à l’application Lhyfe Heroes (voir le paragraphe 1.2.4 pour la description de Lhyfe Heroes).

Le Groupe a mis en place en 2024 un hub d’excellence opérationnelle et d’innovation, composé de 14 personnes, afin d’accompagner la croissance du Groupe et la montée en puissance de ses unités de production, en optimisant les process, la qualité, l’organisation, les technologies, et ainsi réduire le coût de production de l’hydrogène vert.

L’objectif est double :

○capitaliser sur l’expérience acquise depuis la création du Groupe ainsi que sur l’ensemble des données récoltées des sites en opération pour améliorer et optimiser les activités opérationnelles, notamment en matière de développement de projets, d’achat d’énergie, de design et d'exploitation des sites de production d’hydrogène et de livraison d’hydrogène ; et

○porter le développement des activités stratégiques sur le long terme pour Lhyfe afin de réduire de manière importante les coûts de production d’hydrogène et accélérer les déploiements, notamment en matière de design des grands sites de production d’hydrogène, d'outils logiciels et de data management63, d’offshore64 et de réoxygénation des océans65.

Afin d’atteindre son objectif de décarboner les secteurs de la mobilité lourde et de l’industrie, Lhyfe doit relever le défi d’une production d’hydrogène vert à très grande échelle. C’est la raison pour laquelle le Groupe souhaite compléter son expertise démontrée sur les sites de production à terre (onshore) en devenant le premier acteur au monde à développer les briques de connaissances et une capacité technique suffisante pour produire de l’hydrogène vert en mer (offshore). Ainsi, le Groupe souhaite apporter une réponse adéquate à l’augmentation significative des initiatives mondiales sur le sujet en répondant notamment à l’ouverture d’appels d’offres dédiés.

Lhyfe est déjà prêt pour cette étape. Dès l’origine, le Groupe avait pour objectif à moyen terme d’être capable de produire de l’hydrogène vert en mer à partir de sites allant jusqu’à plusieurs centaines de mégawatts, conscient qu’une production offshore offrirait un fort potentiel tout en apportant une réponse à diverses problématiques. A cette fin, un programme de R&D dédié comportant plusieurs étapes complémentaires a été engagé depuis fin 2019.

Le développement de production d’hydrogène en mer apparaît comme la solution la plus adaptée pour répondre à une demande en croissance exponentielle d’ici 2030 tout en contribuant à lever divers obstacles. Les principaux enjeux sont les suivants.

La production d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables est particulièrement sensible du fait notamment de la proportion de l’électricité dans son coût de revient (et donc dans son prix de vente) et de la nécessité de disposer d’un facteur de charge de production d’électricité (rapport entre la production d’électricité réelle et 100% de la capacité installée) suffisamment élevé.

En d’autres termes, seule l’énergie renouvelable, qui combine des facteurs de capacité élevés et de faibles coûts d’électricité, sera suffisante pour une production d’hydrogène à coût compétitif. A ce jour, l’électricité produite à partir d’éolien à terre est l’électricité renouvelable la moins chère avec un coût moyen de 46 $/MWh en Europe en 202366. Le photovoltaïque peut également être très bon marché dans les régions ensoleillées. Le prix de l’énergie éolienne offshore a considérablement diminué au cours des dernières années et son coût moyen en Europe s'établissait à 67$/MWh en 202367. De plus, le facteur de charge du vent en mer est nettement meilleur que celui observé à terre atteignant plus de 40% et parfois plus de 50% avec des pics atteignant 60%68. Le facteur de charge considérable de l’éolien offshore permet de compenser le surcoût sur l’opérationnel.

En ce sens, l’énergie éolienne offshore est la meilleure solution pour la production autonome d’hydrogène vert : elle est à la fois abondante (le gisement potentiel de la Mer du Nord représente à lui seul près de 18 fois la consommation électrique européenne69), puissante, moins intermittente, plus compétitive et sans limite « foncière ». Malgré des prix largement en baisse ces dernières années qui en font une énergie d’autant plus attractive, le marché éolien offshore d’aujourd’hui est loin d’exploiter tout son potentiel. La mise en œuvre de cette production d’électricité renouvelable pose en effet des défis importants, notamment en raison des investissements nécessaires dans les infrastructures électriques pour transporter la production d’électricité de pointe jusqu’au rivage et de la variabilité croissante due à l’écart temporel important entre l’offre et la demande. Grâce à l’intégration d’un système d’électrolyse couplé à des éoliennes offshore, l’électricité excédentaire peut être convertie en hydrogène, et être stockée, transportée et utilisée à la demande.

Demande en électricité (en bleu clair) et potentiel de l’éolien offshore (en bleu foncé) dans certains pays, en TWh70

L’augmentation des capacités des champs éoliens offshore induit des coûts de raccordements des sites de plus en plus onéreux qui atteignent plus d’un milliard d’euros pour un site d’une capacité supérieure à 1 GW71. Coupler un champ éolien offshore à une capacité de production d’hydrogène vert contribuera à une maîtrise des coûts de raccordement en ramenant l’énergie à terre sous forme d’hydrogène plutôt que sous forme d’électricité. Le transport de l’hydrogène à terre via un pipeline de gaz coûte environ 3 fois moins cher que le raccordement électrique72, ce qui constitue un véritable levier de rentabilité.

Grâce à la maîtrise du coût de raccordement, le potentiel de déploiement de nouveaux champs d’éoliennes en mer sera bien plus grand. Le couplage avec l’hydrogène permet d’envisager l’éloignement des côtes des champs éoliens et donc de valoriser des zones aujourd’hui difficilement exploitables du fait des contraintes de raccordement au réseau électrique qui remettent en cause la rentabilité des projets. De plus, les champs éoliens implantés sur des zones éloignées devraient offrir un facteur de charge particulièrement attractif grâce à leur situation en plein océan.

Enfin, l’acceptabilité sociale constitue aujourd’hui un obstacle majeur pour les projets éoliens extracôtiers. Cela est dû à la fois à la visibilité du parc depuis la rive, à la taille des parcs, qui peut perturber la pêche locale, la navigation et l’environnement. Lhyfe a pour ambition de déplacer les plateformes à 50 km qui n’auront ainsi aucun impact visuel.

Dans un contexte de développement important des champs éoliens soutenus par des politiques incitatives, de nombreux problèmes d’inter connexion des champs éoliens au réseau mettent en évidence le sous-dimensionnement des infrastructures pour absorber les pics de puissance issus des éoliennes. Ainsi en Europe des opérateurs sont contraints de procéder à des périodes d’effacement de leur potentiel de production électrique à défaut d’avoir une infrastructure et/ou une consommation suffisante en face. Connecter un site de production d’hydrogène vert à ces champs devrait permettre d’éviter de mettre des éoliennes à l’arrêt et d’en assurer ainsi une meilleure rentabilité.

Le déclin de la production offshore de pétrole et de gaz en Europe représente une réelle opportunité pour le déploiement de modules de production d’hydrogène vert en mer couplés à des sources d’électricité renouvelable. Dans un scénario « zéro émission », la consommation de pétrole chuterait de 75% entre 2020 (près de 90 millions de barils par jour) et 2050 (24 millions de barils par jour), celle de gaz naturel de 55% et celle de charbon de 90%73. Des centaines de plateformes en Mer du Nord devront être arrêtées dans les 10 ans à venir.

Réutiliser et transformer une partie de ces infrastructures (notamment plateforme et pipeline) pour produire de l’hydrogène est possible et représente aujourd’hui une opportunité économique plus intéressante en comparaison avec leur démantèlement. A titre d’exemple, le démantèlement des plateformes au Royaume-Uni va entraîner un coût de 16,6 milliards de livres sterling dans les 10 ans à venir74. Selon DNV GL, 52% des acteurs pétroliers et gaziers prévoient que l’hydrogène représentera une grande partie du mix énergétique d'ici 2030 et 21% reconnaissent être déjà présents sur le marché de l'hydrogène75.

Nombre de plateformes pétrolières devant être arrêtées en mer du Nord entre 2021 et 203076

Le développement d’une solution de production d’hydrogène en mer ouvrirait la voie à une possible réaffectation de ces dépenses et au développement d’une filière durable de production d’hydrogène vert.

Concrètement, plusieurs Etats comme l’Allemagne et les Pays-Bas se mobilisent aujourd’hui pour faire émerger la filière hydrogène offshore. En parallèle, le Danemark et les Pays Bas avancent sur un concept d’île énergétique visant à produire massivement de l’électricité renouvelable et de l’hydrogène. Les Pays-Bas cherchent à intégrer la production d'hydrogène vert directement dans leurs infrastructures éoliennes en mer. Cette stratégie s'articule notamment autour de projets phares tels que Demo 1 (faisabilité technique et économique de l'intégration de l'électrolyse offshore dans les parcs éoliens existants) et Demo 2 (parc éolien hybride à grande échelle, capable de produire simultanément de l'électricité verte et de l'hydrogène vert). De son côté le Danemark s’apprête à ouvrir les premiers appels d’offres à ce sujet.

La quasi intégralité des grands acteurs de l’offshore (Shell, RWE, Gasunie, Orsted, Siemens, etc.) ont annoncé travailler d’ores-et-déjà sur des concepts de production massives d’hydrogène en mer.

Afin d’apporter la réponse la plus pertinente à ce nouveau défi, Lhyfe s’est engagée dans un programme de R&D majeur construit de manière incrémentale et dont le socle a été le site de Bouin en connectant directement un électrolyseur à une source d’énergie renouvelable et en pompant de l’eau de mer, puis en la purifiant pour alimenter le système d’électrolyse. Le site est également situé à proximité immédiate de l’océan, sur un port, et subit donc des conditions environnementales similaires à celles qui pourraient être rencontrées en mer.

A partir de cette « preuve de concept » à terre d’une solution en mer dont l’efficacité opérationnelle est démontrée, la feuille de route du Groupe dans l’offshore prévoit un passage à l’échelle supérieure à chaque nouveau projet déployé. L’objectif est d’accélérer la courbe d’acquisition de compétences et être le premier acteur au monde à disposer d’une expérience « terrain » combinée de la production d’hydrogène vert à terre et en mer. Pour cela, Lhyfe a constitué une équipe dédiée d’ingénieurs et de spécialistes de l’offshore. La première étape de cette feuille de route est le projet Sealhyfe.

Pour accompagner le développement des installations de production d’hydrogène offshore, Lhyfe a décidé d’installer un électrolyseur sur une barge flottante. Il s’agit du premier électrolyseur flottant au monde destiné à étudier et lever les verrous des défis liés à la production d'hydrogène en mer. Le site SEM-REV offshore du Croisic en Bretagne (France) a été choisi pour mener cette phase de test en conditions réelles.

Ce site unique a permis d'étudier et de collecter des données sur la production d’hydrogène offshore.

Le site SEM-REV a été équipé de tous les outils de mesure offshore, avec une zone sécurisée et réservée de 1 km² délimitée par 4 bouées, à 20 km du Croisic et avec des capteurs océanographiques et météorologiques (vent, vagues et courants d'eau).

Ce site a été considéré comme un lieu optimal pour tester le développement de l'hydrogène vert offshore du fait :

○de la présence d’une éolienne flottante de 2 MW, qui a été directement connectée à l'électrolyseur, et d’une connexion du site au réseau terrestre permettant une alimentation électrique à tout moment ;

○de permis déjà en place pour l'expérimentation technologique ;

○d’une proximité avec le siège social de Lhyfe ainsi que de la proximité de l'usine à terre d'hydrogène de Bouin équipée d'un électrolyseur de 750 kW.

La barge a été inaugurée en septembre 2022 dans le port de Saint-Nazaire, date à laquelle les tests ont démarré. Elle a été ensuite installée en mer en mai 2023 et directement connectée à l'éolienne flottante déjà existante.

Plateforme Sealhyfe au large du Croisic, sur le site SEM-REV

Le projet Sealhyfe, équipé d’un électrolyseur de 1 MW fourni par Plug, visait à démontrer que la production d’hydrogène offshore à partir d’énergies renouvelables est d’ores et déjà une réalité.

Après 14 mois d’expérimentation les données récoltées et les apprentissages ont été nombreux :

○Réactivité et flexibilité du système : la production d’hydrogène en mer étant particulièrement pertinente pour fournir des services au réseau électrique, Lhyfe a testé de façon répétée, dans de multiples configurations, la flexibilité et la réactivité du système. L’expérimentation a également permis de confirmer la capacité du système à gérer la variabilité de l’énergie éolienne dans les conditions spécifiques de l’offshore.

○Robustesse : tout au long de l’expérimentation, les équipements du système de production conçus par Lhyfe ont été éprouvés en conditions extrêmes (gestion du mouvement de la plateforme, des agressions environnementales).

○Optimisation des équipements et du système : les instruments de mesure embarqués et pilotés à distance ont permis, tout au long de l’expérimentation, d’identifier des sources d’optimisation du rendement et de la fiabilité des moyens de production de Lhyfe sur ses autres projets : systèmes de sécurité, architecture électrique, automatismes, gestion des fluides et des stocks, etc.

○Pilotage à distance : le site a été exclusivement opéré à distance depuis le centre de pilotage de Lhyfe, grâce aux outils de supervision et de contrôle spécifiquement développés par l’entreprise. L’expérimentation a ainsi permis de valider les logiciels et algorithmes de production d’hydrogène vert et renouvelable, et de réduire le nombre d’interventions à réaliser en milieu marin. Au total, Lhyfe a réalisé moins d’une dizaine d’opérations de maintenance.

De façon générale, le projet Sealhyfe a permis à Lhyfe de développer la maîtrise des contraintes liées à un déploiement industriel en offshore, notamment grâce à cette expérience de l’intégration d’une usine sur une barge flottante en mer, isolée au large.

Lhyfe dispose désormais d’un retour d’expérience inédit dans le domaine de la production d’hydrogène vert offshore (intégration sur objet flottant et exploitation). La démonstration de cette expertise constitue un atout déterminant en vue des futurs appels d’offres en France et à l’international.

Les fruits de cette expérimentation sont d’ores et déjà intégrés dans le cadre du projet HOPE, qui constitue la deuxième étape des ambitions offshore de Lhyfe. Ce projet, que Lhyfe a présenté avec un consortium de 9 partenaires, a été retenu par la Commission européenne dans le cadre du partenariat européen pour l’hydrogène propre “Clean Hydrogen Partnership” et bénéficie à ce titre d’une subvention de 20 millions d’euros, complétée par une subvention de 13 millions d'euros octroyée par l’Etat belge77. Avec HOPE, Lhyfe et ses partenaires changent d’échelle et visent la commercialisation de l’hydrogène vert produit en mer : ce projet d’une envergure inédite (10 MW) prévoit en effet de produire jusqu’à 4 tonnes / jour d’hydrogène vert en mer du Nord, au large du port d’Ostende (Belgique). Cet hydrogène sera exporté à terre par pipeline, compressé et distribué aux clients.

Projet HOPE au large du port d'Ostende (Belgique)

Le projet HOPE a atteint les objectifs de sa première phase de développement, à savoir le montage des dossiers de demandes de permis, l'étude d'impact environnemental, l'analyse du marché et l'identification des clients et partenaires potentiels, la sécurisation de l’approvisionnement électrique, la réalisation des études de faisabilité et ingénierie de base (incluant les analyses de sécurité) et la préparation des appels d’offres des lots principaux. La décision finale d’investissement est attendue en 2026.

Lhyfe a lancé en novembre 2023, conjointement avec CIP, le plus grand gestionnaire de fonds au monde dans les investissements dans les énergies renouvelables, et Flexens le projet Åland Energy Island, afin de développer la production d'hydrogène sur les îles Åland en Finlande intégrée à l’installation d’éoliennes en mer d'une puissance de plusieurs gigawatts. Ce projet démontre comment l'hydrogène vert peut s'intégrer dans un vaste système intégré d'énergie renouvelable grâce à sa capacité à stocker et à transformer l'électricité renouvelable. L’hydrogène vert qui sera produit sera destiné à une utilisation à la fois sur les îles Åland et plus largement dans cette région d'Europe, soutenant ainsi les objectifs des îles d'Åland et de l'Union européenne en matière d'indépendance énergétique et de décarbonation.

En parallèle, Lhyfe a initié le développement de plusieurs concepts offshore pour préparer l'ouverture naissante et prometteuse du marché à venir.

Deux concepts de production d’hydrogène offshore centralisée et un concept de production d’hydrogène décentralisée sont ainsi développés à travers différents partenariats (comme avec les chantiers de l’Atlantique) et différents projets (comme le projet HOPE) :

○Centralisation de la production d’hydrogène sur des supports fixe type monopieux ou des jackets. Ce concept s’appuie notamment sur l’expérience acquise dans le déploiement de sous-station électrique dans l’éolien offshore.

○Centralisation de la production d’hydrogène sur des plateformes auto-élévatrices existantes. Ce concept permet la réutilisation d’actifs oil & gaz existants. La facilité d’installation et de de désinstallation de ce type d’actifs offre un grand potentiel de déploiement de ce concept grâce à une optimisation de l’investissement et des charges d’exploitation associés à ces projets.

○Décentralisation de la production d’hydrogène en intégrant directement sur la base des éoliennes le process de production d’hydrogène. Dans ce cas, chacune des éoliennes offshores intègre directement le process de production d’hydrogène.

L’ensemble de ces concepts sont conçus pour faire face à l'environnement difficile en mer et sont optimisés pour un temps de maintenance limité. Les modules sont télécommandés depuis le rivage pour garantir une livraison d'hydrogène bon marché mais fiable aux clients finaux. Le transport vers le rivage est effectué via un pipeline jusqu'à une sous-station terrestre où l'hydrogène est comprimé dans des conteneurs pour une expédition ultérieure.

Lhyfe évalue à travers ces concepts l'adéquation et l'efficacité des différents types d'infrastructures capables de s'adapter au processus de production d'hydrogène vert de Lhyfe.

Sur la base de ces 3 concepts, Lhyfe se prépare maintenant à répondre aux futurs appels d’offres en Europe. Le développement de ces concepts permettra au Groupe de faire les meilleurs choix technologiques en fonction des contraintes des différents projets.

En vue d’atteindre ses objectifs, le Groupe a investi depuis sa création dans le développement d’actifs clés pour s’imposer parmi les acteurs majeurs du secteur :

○une équipe d’ingénieurs spécialisés couvrant tous les domaines d’expertise du Groupe ;

○une maîtrise des principales technologies d’électrolyse ;

○une expertise prouvée dans le développement et la gestion d’un site de production d’hydrogène vert onshore et offshore ;

○une approche modulaire de ses sites de production ;

○une solution logicielle complète faisant appel au data management et, à terme, à l’intelligence artificielle.

L’équipe d’ingénieurs en charge de la conception des unités de production, de la R&D et du pôle Innovation comprenait 73 collaborateurs en 2024 (effectif moyen). Les responsables des principaux domaines techniques disposent tous d’une expérience conséquente dans leur domaine d’expertise (automatisation, intelligence artificielle, machine learning, ingénierie, électrolyseurs et compresseurs, électronique de puissance et logistique, etc.).

Le Groupe est agnostique en matière de technologies d’électrolyseurs : il maîtrise les trois technologies majeures sur le marché (électrolyseurs alcalins, électrolyseurs à membrane échangeuse de protons (PEM) et électrolyseurs alcalins pressurisés), ce qui lui permet, lors de la conception d’un projet, de choisir la technologie la plus adéquate, et lui donne un avantage compétitif par rapport à des concurrents intégrant une seule des technologies d’électrolyseurs.

Enfin, le Groupe a pour politique de sécuriser son approvisionnement en équipements clés. À titre d’exemple, le Groupe a notamment passé des commandes :

○de dix systèmes d'électrolyseurs Plug de type PEM de 5 MW chacun. Ces électrolyseurs, d'une puissance totale de 50 MW (soit l'équivalent de jusqu'à 20 tonnes par jour), permettront de produire de l'hydrogène renouvelable dans plusieurs usines à travers l'Europe ;

○de systèmes de distribution d'hydrogène de type 4 d'Hexagon Purus, l'un des principaux fournisseurs de systèmes d'hydrogène. Le Groupe sera ainsi en mesure de livrer jusqu'à 19 tonnes d'hydrogène vert par voyage, ce qui correspond à la consommation de 650 bus.

Fort du succès de ses premiers sites de production onshore installés à Bouin (Vendée), à Buléon (Morbihan), à Bessières (Occitanie) et à Schwäbisch Gmünd (Allemagne), et de celui de l’expérimentation offshore de la plateforme Sealhyfe, le Groupe dispose désormais d’un savoir-faire démontré dans la production d’hydrogène vert sur terre et en mer, bénéficiant déjà aux projets terrestres et offshore de Lhyfe.

La construction puis l’exploitation de ces unités ont permis au Groupe de valider son approche et ses choix technologiques. Le Groupe maîtrise en effet la totalité du processus de développement de ses projets : conception/design, construction et exploitation.

Le premier site de Bouin a également permis au Groupe de développer un savoir-faire dans toutes les composantes de la production d’hydrogène vert : fluides, thermodynamique, compression, technologie d’électrolyse, etc, et son exploitation a permis au Groupe de développer une expertise conséquente en matière de pilotage logiciel de ses outils de production, lui permettant d’optimiser son processus de production, notamment via la gestion de l’intermittence et l’accroissement des rendements.

D’une part, le Groupe développe des sites dont la structure modulaire facilite leur « scale-up » au fur et à mesure de la demande. Un premier niveau de capacité est installé mais le site peut ensuite héberger des électrolyseurs additionnels contribuant à augmenter la puissance installée sur le site de départ et à améliorer la rentabilité du projet.

D’autre part, la solution de production d’hydrogène développée par le Groupe sur ses sites de Buléon, Bessières et Schwäbisch Gmünd, approche dite « containeurisée », est réplicable à une échelle supérieure sur ses futurs sites de production.

Grâce à cette approche, le Groupe peut d’ores et déjà proposer de passer à une production massive d’hydrogène 100% vert.

Site de Buléon, Morbihan, France

Site de Bessières, Occitanie, France

Site de Schwäbisch Gmünd, Bade-Wurtemberg, Allemagne

A Buléon comme sur le sites de Bessières et de Schwäbisch Gmünd (Allemagne), Bessières, l’unité de production adopte désormais un nouveau format “conteneurisé”, qui présente le double avantage de réduire l’emprise au sol de ses sites et de favoriser leur évolutivité afin d’accompagner le développement des usages dans les régions.

Ainsi, sur un terrain d’environ 6.800 m2, le site de Buléon est donc composé d’une série de bâtiments conteneurisés destinés à différentes fonctions (accueil des chauffeurs, salle de pilotage, conversion électrique, électrolyse de l’eau, compression, contrôle qualité, etc.), d’un espace de circulation pour les camions, et de loges de chargement des camions qui transportent l’hydrogène vers les stations de distribution et les différents clients.

Les trois nouveaux sites en Bretagne et en Occitanie – dotés chacun d’une capacité de production de cinq à dix fois plus importante que le site historique – répondent à une demande croissante d’hydrogène vert et renouvelable sur le marché et démontrent à nouveau la capacité du Groupe à déployer rapidement ces infrastructures de production d’hydrogène, en France et à l’étranger.

Dès la conception de son premier projet sur le site de Bouin, le Groupe a fait le choix de mettre les outils logiciels et le data management au cœur de son processus industriel. Convaincus que les outils logiciels seraient un élément clé de son développement et de l’optimisation de la production de son hydrogène vert, le Groupe et ses équipes ont mis au point une suite logicielle couvrant tous les aspects de modèle intégré du Groupe, du développement initial des projets à la vente de l’hydrogène.

Le Groupe a ainsi une équipe de 8 personnes, expertes en logiciels, analyse de données et développement qui s’est consacrée au déploiement des suites logicielles suivantes :

○Harmony : ce logiciel permet la mise en œuvre de la planification de la production d’hydrogène ainsi que le management des conteneurs hydrogène livrés chez les clients. Le développement de ce logiciel s’est appuyé sur l’excellence opératoire acquise grâce à l’exploitation du premier site de production d’hydrogène de Bouin et l’apprentissage sur les données acquises. Il intègre également les derniers algorithmes développés par l’équipe permettant l’optimisation du coût de production d’hydrogène en fonction des contraintes de livraisons, de la disponibilité et du coût de l’électricité renouvelable.

○Qualifhy : qualification et dimensionnement des sites de production d’hydrogène en fonction des contraintes inhérentes au site de production (disponibilité énergie renouvelable, profil de consommation des clients, taille du site, etc.).

○SCADA : ce logiciel permet la supervision centralisée de l’ensemble des sites de production d’hydrogène déployés par le Groupe.

○MonHytor : ce logiciel permet le suivi des différents paramètres des sites de production, des données brutes aux modèles de détection d'anomalies et de vieillissement, ainsi que les indicateurs macroscopiques d'efficacité, charge, disponibilités, maintenances, etc.

Associée à ces outils et aux autres logiciels internes, une plateforme centralisée de gestion de données est développée et maintenue par cette équipe d'experts. Cette plateforme organise le stockage des historiques des données usines, transport et marché, et porte également l’ensemble des processus de transformation de ces données permettant de créer la valeur associée aux indicateurs de haut niveau.

Le Groupe a défini les différentes phases d'un projet et les jalons qui les séparent en fonction de plusieurs critères qui reflètent :

○les processus d’appels d’offres chez les clients, notamment industriels ;

○les processus de soumissionnement pour obtenir des subventions, liées à un projet spécifique ou non ;

○les processus de sécurisation de financements auprès de banques ou d’investisseurs privés ;

○les étapes intrinsèques de maturation du développement d’une unité de production, pour des applications industrielles et/ou mobilité (notamment, sécurisation des raccordements, sécurisation des permis et autorisations administratives, études d’ingénieries, qualification et sécurisation des fournisseurs de technologies, sécurisation des sources d’électricité et d’eau, sécurisation des accords liés au foncier) ;

○les ressources que le Groupe doit engager pour que le projet franchisse chacun de ces jalons et passe d’une phase à une autre.

Par ailleurs, ces critères peuvent varier selon qu’il s’agit d’une application industrielle ou mobilité (pour une description des types de projets, se référer au paragraphe 1.1.3 du Document d’Enregistrement Universel).

Au 31 décembre 2024, le Groupe dispose d’un pipeline de plus de 50 projets répartis dans 12 pays représentant une capacité installée totale de 9,1 GW (vs. 9,9 GW au 31 décembre 2023), répartis selon les différentes phases comme suit :

Comme anticipé, la taille globale du pipeline se stabilise autour d'une capacité installée totale d'environ 9 GW, le Groupe procédant régulièrement à la revue de ses projets en développement afin de concentrer ses ressources sur les projets les plus prometteurs.

La répartition des projets du Groupe par type de projet en MW au 31 décembre 2024 (vs. au 31 décembre 2023) est la suivante :

Les projets backbone correspondent aux projets dont la localisation est au plus proche du futur backbone d’hydrogène européen ou d'un réseau secondaire, permettant ainsi d’adresser une multiplicité de clients variés, livrés au travers de ces infrastructures une fois déployées.

Les types de projets sont décrits au paragraphe 1.1.3 du Document d’Enregistrement Universel.

La diminution de la proportion des projets on-site par rapport au pipeline à fin décembre 2023 s'explique par le développement de nouveaux projets backbone en lieu et place d'autres projets, notamment dans les phases Early Stage et Advanced Development. Cette évolution reflète notamment les progrès dans le développement du backbone d’hydrogène européen ou de réseaux secondaires.

La répartition des projets du Groupe par zone géographique en MW au 31 décembre 2024 (vs. au 31 décembre 2023) est la suivante :

L’augmentation de la part de l’Europe du Nord et du Royaume-Uni par rapport au pipeline à fin décembre 2023 reflète le développement de nouveaux projets backbone et on-site dans cette zone par rapport aux projets localisés en Europe de l’Ouest.

Sur le Port-du-Bec, à Bouin en Vendée (France), à quelques mètres de l’océan, le Groupe a inauguré en septembre 2021 son premier site de production destiné aux usages de la mobilité. Il y produit en quantités industrielles le premier hydrogène vert au monde fabriqué par un électrolyseur alimenté directement par des éoliennes exploitées par Vendée Energie, situées à proximité et reliées à l’usine par une connexion directe.

Equipé d’un électrolyseur d’une puissance totale de 0,75 MW, ce site produit jusqu’à 300 kg d’hydrogène vert par jour. L’électricité provenant du parc éolien de Bouin est achetée via un contrat conclu en décembre 2021 avec Vendée Energie (actionnaire de Vendée Hydrogène, elle-même actionnaire de la Société). Ce contrat, qui couvre la production actuelle, a une durée de 5 ans et est renouvelable par accord des parties.

L’eau utilisée sur ce site en bord de mer pour les besoins de l’électrolyse provient de l’eau salée présente dans le sol, permettant de préserver les ressources en eau douce.

La construction du site de Bouin et son exploitation ont permis au Groupe de valider ses choix technologiques, mais également d’accélérer le développement de ses outils logiciels de pilotage, de contrôle, et d’analyse et d’exploitation des données de production. L’utilisation des outils logiciels dans les processus de production du Groupe est détaillée au paragraphe 1.7.5 ci-dessous.

Le lancement de l’exploitation du site de Bouin a permis de valider la proposition commerciale et la compétitivité du Groupe. L’hydrogène vert produit à Bouin alimente aujourd’hui notamment les stations-service de La Roche-sur-Yon, des Sables d’Olonne et de Saint Gilles Croix de Vie du Syndicat départemental d’énergie et d’équipement de la Vendée (SYDEV, indirectement actionnaire de Vendée Hydrogène, elle-même actionnaire de la Société), permettant à terme à une cinquantaine de véhicules lourds, bus ou bennes à ordures ménagères de rouler à l’hydrogène vert. Le contrat conclu en décembre 2021 prévoit la livraison d’hydrogène par le Groupe pendant une durée de 4 ans, à un prix variable en fonction des quantités prévisionnelles consommées. Les contrats avec le SYDEV ont été conclus à des prix de marché et ne comportent pas de conditions particulières qui seraient liées à sa qualité d’actionnaire indirect de la Société.

Site de production de Bouin en Vendée (France)

L’hydrogène vert alimente également une station de ravitaillement de la plateforme logistique d’environ 50 000 m² de Lidl à Carquefou, permettant à une centaine d'engins de manutention utilisés sur le site d’effectuer le plein en 2 à 3 minutes (contre plusieurs heures pour la recharge d’une batterie plomb-acide utilisée jusqu’à présent) et ainsi d’être disponibles 98% du temps (contre 50% avec la technologie plomb-acide).

En 2024, le portefeuille des clients servis à partir du site de Bouin s’est élargi à la suite de nouvelles signatures de contrats de vente d’hydrogène vert (Hyliko, Géométhane, Hysetco, Symbio, Storengy, etc.).

Lhyfe a également élargi son portefeuille outre-Rhin avec de nouveaux clients en Allemagne comme H2 Mobility, Karp Kneip.

Pour répondre à l'accroissement de la demande des clients dans la région, l’accroissement des capacités de production du site de Bouin a été engagé pour passer de 0,75 MW à 2,5 MW (soit jusqu’à 1 tonne d’hydrogène vert produit par jour). Cet accroissement des capacités sera mis en œuvre en fonction du planning de production du site. La capacité de stockage sur site a été portée en 2024 à 5 tonnes (contre 700 kg auparavant).

Le Groupe a obtenu au second semestre 2022 le permis de construire pour une unité permettant de produire jusqu’à 2 tonnes d'hydrogène vert par jour (soit une capacité installée d’électrolyse de 5 MW) située à Buléon, dans le Morbihan en Bretagne. Cette unité, soutenue par l'ADEME à hauteur de 2,8 millions d’euros, constitue le second site de production d'hydrogène du Groupe et le premier au nouveau format “conteneurisé".

Les travaux de construction ont eu lieu en 2023. Installée et inaugurée en décembre 2023, cette unité a réalisé ses premières livraisons au second semestre 2024. Sa montée en puissance commerciale est prévue sur 2025 et 2026.

Le site fournira en hydrogène vert deux stations d’avitaillement, pour la conception, réalisation, exploitation et maintenance desquelles le groupement composé des sociétés HyGO, GNVert et Lhyfe a été désigné par l’agglomération de Lorient attributaire d’un Marché Global de Performance. Le Groupe assurera la fourniture de l’hydrogène vert pour une durée de 10 ans.

Lhyfe Buléon, Morbihan, France