Hydrogène naturel : de plus en plus de pays investissent, quelles avancées en France ?

L'hydrogène naturel, également qualifié d'hydrogène « natif » ou hydrogène « blanc », désigne le dihydrogène présent dans le sous-sol terrestre ou marin. En France, IFP Énergies nouvelles a coordonné pour la DGEC, avec tout l'écosystème, un rapport présenté en juin 2025 faisant notamment « état des connaissances scientifiques, juridiques et d’acceptabilité sociale » sur l'hydrogène naturel. Ces dernières semaines, c'est la société menant des recherches en Moselle qui a évoqué de très importantes ressources, potentiellement la « plus grosse réserve d'hydrogène naturel au monde ».

Nous avons interrogé Isabelle Moretti, spécialiste reconnue de l'hydrogène naturel qui prépare actuellement un rapport à ce sujet pour l'Agence internationale de l'énergie (AIE).

Où en est aujourd'hui le développement de l'hydrogène naturel dans le monde ?

La situation évolue au niveau mondial, en Australie, Gold Hydrogen a foré trois puits en Australie-Méridionale (South Australia), le seul État de ce pays à avoir finalisé une loi sur l'hydrogène naturel. En Australie-Occidentale (Western Australia), la législation est prête : des acteurs qui ont déjà des permis pour le pétrole et le gaz regardent aussi l'hydrogène, mais discrètement car la loi n'est pas encore promulguée.

Aux États-Unis, la situation évolue très vite. Dans un certain nombre d'États américains, il suffit de s'entendre avec le propriétaire d'un terrain pour avoir un permis d'exploration du sous-sol : cette étape peut durer une semaine alors qu'il faut deux ans en France. Une quarantaine de compagnies se sont ainsi créées dans ce pays, un certain nombre d'entre elles réalisant des forages. Certaines sont déjà très visibles comme Koloma et HyTerra, une société australienne qui a des permis et fore aux États-Unis.

Le Canada s'est également fortement engagé dans l'hydrogène naturel : le Québec, peu réputé pour être « oil and gas friendly », a par exemple accepté le démarrage de la filière H₂ stimulé avec Vema dont une partie des équipes est d'ailleurs basée en France. La société canadienne la plus en vue est Max Power, qui est très optimiste après avoir foré et annoncé des découvertes dans le Saskatchewan.

En Amérique du Sud, aucun pays n'a encore promulgué de loi sur l'hydrogène naturel mais on commence à disposer de beaucoup de données et de publications, notamment sur la Colombie, le Brésil et l'Uruguay.

L'Asie est également très active : la Chine a réalisé des forages fin 2025 avec PetroChina, les Philippines ont fait le premier bid round (ou appel d'offres) compétitif sur l'hydrogène naturel et un intérêt est manifesté par l'Inde, Taïwan, l'Indonésie et le Kazakhstan.

En Afrique, des accords sur l'exploration apparaissent, notamment en Afrique du Sud et au Maroc. Le Mali poursuit enfin sa production sur le champ historique de Bourakebougou, cela reste aujourd'hui le seul au monde en production.

Quand le début de la production est-elle envisagée dans les autres pays les plus avancés ?

L'Australie et les États-Unis se trouvent au stade de la délinéation : les premiers puits ont été positifs et les opérateurs forent donc de nouveaux sur le même champ potentiel pour évaluer l'étendue des réserves et décider comment ils vont mettre en production. 

Aucun gazoduc ne sera construit en cas de petites quantités d'hydrogène naturel. Il faut bien délimiter avant de lancer la production. Une consommation locale via la production d'électricité ou une usine d'engrais peut être plus adaptée. Gold Hydrogen a communiqué des données sur ces puits, comme Max Power au Canada, mais on ne peut pas parler de réserves certifiées à ce stade.

Est-ce que l'administration Trump a eu un impact sur la dynamique de la filière ?  

Oui et non. Coté recherche le licenciement de chercheurs et le shutdown de 2025 ont ralenti des organismes aussi prestigieux que l’USGS. Il y a eu aussi des impacts négatifs sur la filière des parcs éoliens offshore et des électrolyseurs, ce qui pourrait orienter des utilisateurs finaux, mais à moyen terme, vers d'autres types d'hydrogène bas carbone comme l'hydrogène naturel.

L'Inflation Reduction Act (IRA) mis en place par Biden qui subventionne l'hydrogène décarboné jusqu'à 3 $ par kilogramme, reste jusqu’à présent d'actualité. Il est ainsi difficile d'avoir un avis arrêté sur ce point. En tout état de cause l’activité industrielle est forte aux USA et les universitaires évaluent aussi le potentiel de leur région, c’est le cas par exemple au Texas. 

En Europe, quelle est la dynamique actuelle ?

En France, la dynamique est très positive puisque des permis ont commencé à être attribués, même si elle reste un peu lente au goût des acteurs. TBH2 a deux permis dans l'avant-pays des Pyrénées, 45-8 et Storengy ont également deux permis, l'un vers Pau et l'autre vers Bordeaux. 

Mantle8, une autre start-up créée par des anciens de TotalEnergies, comme 45-8 et TBH2, est aussi présente dans l'avant-pays des Pyrénées, vers Toulouse. Elle regarde aussi à développer des technologies.

Et La Française de l'Énergie (FDE) a depuis janvier 2026 un permis (trois évêchés) en Lorraine.

Les centres de recherche comme IFPEN ou les compagnies de services qui développent des outils et des logiciels sont actifs. Dans les majeurs, on peut citer SLB mais il y a aussi de nouveaux entrants comme Hyreveal et LookUp.

FDE parle justement de la « potentielle plus grosse réserve d'hydrogène naturel au monde » ?

Tout le monde est optimiste en exploration mais dire qu'on a des réserves en Lorraine, c'est peut-être anticiper un peu vite. Il faut bien distinguer ressources et réserves. 

Il y a eu des premières mesures de gaz dissous dans l'eau, elles montrent la présence d'hydrogène et que sa quantité augmente avec la profondeur. Ce n'est évidemment pas très surprenant d'après les lois de la physique : la solubilité d'hydrogène augmente avec la pression, donc avec la profondeur. La membrane, qui permet de sortir le gaz, donne une analyse des composants du gaz mais pas de la quantité de gaz. Il faut continuer les acquisitions, un puits n'a jamais été suffisant pour conclure.

Les chiffres sont souvent une interpolation qui tient compte de la surface du bassin, de son épaisseur, de la porosité des formations. On arrive ainsi à un chiffre très prometteur souvent avancé. Avec les connaissances actuelles, j'appellerais plutôt ça une ressource.

Les collègues lorrains, la FDE, des chercheurs du CNRS, Solexpert et d'autres, avec le soutien de la région, sont en train de forer un deuxième puits qui devrait atteindre 4 000 m de profondeur. Il permettra d'affiner ces chiffres et de développer des membranes de séparation des gaz allant jusqu'à ces profondeurs.

Est-ce une profondeur « classique » pour ce type de forage ?

Un forage à 4 km de profondeur n'a rien d'exceptionnel mais évidemment coûte plus cher qu'un forage moins profond. En Espagne, un forage pour de l'hydrogène à cette même profondeur est prévu.

Au Mali, du gaz libre est disponible dans des puits « shallow » à de faibles profondeurs, de l'ordre d'une centaine de mètres. Des personnes en déduisent qu'en restant proches de la surface, on a plus de chance d'avoir du gaz libre et non du gaz dissout dans l'eau.

Mais ça ne me paraît pas une approche très pertinente. Maintenant que nous disposons de modèles de bassin adaptés à l'hydrogène, temipack pour IFPEN, Petromod pour SLB, nous anticipons qu'il vaut mieux chercher du gaz libre en profondeur. 

Quels sont les coûts de production envisageables pour l'hydrogène naturel ?

Des publications américaines existent à ce sujet, émanant notamment de l'université de Stanford. Aux États-Unis, le coût de production de l'hydrogène naturel est estimé à moins de 1 $/kg. En Europe où forer coûte beaucoup plus cher, cela pourrait être le double. Pour l'hydrogène naturel « stimulé », lorsqu'on injecte de l'eau pour extraire l'hydrogène, les analystes estiment que le coût est doublé. Il reste donc très compétitif mais par rapport à l'hydrogène gris.

D'un point de vue économique, le paramètre clé va être le débit des puits. Des puits sont forés dans la zone de génération de l'hydrogène mais on peut se poser la question si c'est là qu'on va avoir les meilleurs débits, car les roches y ont souvent une assez faible porosité et une assez faible perméabilité. Il existe déjà des offres de services pour améliorer la productivité de ces puits.

Dans le sous-sol, les fluides se génèrent à un endroit, puis migrent avant de s'accumuler à un autre endroit, dans des réservoirs avec une bonne porosité et une bonne perméabilité. De ce point de vue-là, le « foreland » pyrénéen est prometteur puisque l'hydrogène pourrait s'y accumuler dans des réservoirs et des pièges structuraux avec a priori de gros volumes.

Quels sont donc les freins dans les Pyrénées ?

45-8 et Mantle8 sont en train de réaliser des levées de fonds, le fait que ce soient des petites sociétés n'aide pas à aller très vite. Une fois un permis obtenu, il faut faire une acquisition de sismique pour voir les structures, puis décider où on fore, obtenir l'autorisation de forage... Il y a cette double problématique des levées de fonds et d'acquisition de données.

En parallèle du rapport déjà cité, la DGEC organise la coordination de tous les acteurs, aussi bien les opérateurs que les fonds d'investissement, les banques, les régions afin d'accélérer le développement de la filière. Le ministère chercher à savoir quel type de soutien pourrait aider. Une labélisation claire de l'hydrogène naturel comme énergie primaire décarbonée serait une première étape importante.

Au niveau européen, l'initiative earth2 prône aussi une taxonomie de l'hydrogène naturel, reconnu comme hydrogène bas carbone, pour que les acteurs de la filière puissent profiter de subventions ou même simplement d'emprunts à taux zéro. Ça ne fait toutefois pas l'unanimité au sein des pays européens : certains se sont pleinement lancés dans le tout électrique et ne veulent pas entendre parler d'autres solutions. Ces pays ont d'autres priorités, voire sont « anti-sous-sol ».

Hormis la France, quels sont les pays européens ayant des projets d'exploration ? 

La Pologne, le Kosovo, l'Albanie, des pays de l'Est. En Espagne, le développement patine. Helios Aragón pensait avoir les permis il y a deux, trois ans mais il y a eu un changement de gouvernement à Saragosse et cela a tout ralenti, ils espèrent toujours néanmoins forer cette année.

Quelles sont aujourd'hui les perspectives de l'hydrogène naturel ? 

Un début de production est envisageable d'ici cinq ans dans certains pays, comme l'Australie, les États-Unis, le Canada...

Une autre évolution importante est l'intérêt naissant pour la filière de grandes compagnies nationales pétrolières, mais aussi des grands groupes miniers. Ce fut un des gros changements de 2025 : les compagnies minières regardent désormais l'hydrogène naturel. Elles sont dans une optique de décarbonation de leur industrie, les mines sont très consommatrices d'énergie et pourraient consommer cette nouvelle énergie sur place.

De plus en plus de fonds investissent par ailleurs dans le domaine. Une des premières levées de fonds de Mantle8 a été réalisée auprès de Breakthrough Energy, le fonds de Bill Gates qui a supporté aussi Koloma qui a levé presque un demi-milliard sur le sujet aux États-Unis. C'est assez encourageant. De son côté, 45-8 a commencé à produire de l'hélium, ce qui a aussi rassuré les investisseurs.