34 millions de tonnes. C’est l’estimation du CNRS pour le gisement d’hydrogène naturel enfoui sous la Lorraine, le plus vaste jamais identifié sur la planète. Le 24 mars, la Française de l’Énergie (FDE) a confirmé « la présence importante d’hydrogène blanc » après un forage record de 3 600 mètres de profondeur, le plus profond jamais réalisé pour ce type de recherche. La nouvelle a fait vibrer les marchés et les politiques énergétiques. Sauf que la France possède peut-être un trésor sous ses pieds, et qu’elle ne sait toujours pas comment le sortir du sol de manière rentable.
Des bulles dans un ancien bassin minier
L’histoire commence par accident. Il y a trois ans, la FDE forait en Moselle pour extraire du gaz de mines dans l’ancien bassin houiller, à une quarantaine de kilomètres de Metz. Les instruments détectent un signal inattendu : de l’hydrogène dissous dans les eaux souterraines. Le programme Regalor du CNRS, piloté par le laboratoire GéoRessources de l’Université de Lorraine, se met en branle pour quantifier la découverte.
Les résultats dépassent toutes les projections. Le gisement s’étend sous la Moselle, la Meurthe-et-Moselle, et déborde sur une partie des territoires belge, luxembourgeois et allemand. En janvier 2026, la plateforme de recherche entame un nouveau forage à Folschviller. En trois mois, les tiges atteignent 3 600 mètres, battant le record mondial de profondeur pour l’exploration d’hydrogène naturel. 58 échantillons prélevés en route permettent de localiser « plusieurs zones de présence d’hydrogène naturel », selon le communiqué de la FDE du 24 mars.
« On a déjà produit l’hydrogène, on l’a remonté, on a eu des petites bulles en surface », a détaillé Yann Fouant, responsable des relations publiques de l’entreprise, à BFM Business. Philippe de Donato, directeur de recherche au CNRS, confirme : « Pour l’instant, tous les feux clignotent au vert en termes de décarbonation, de source d’énergie et d’indépendance énergétique. »
Le seul site d’extraction au monde produit 2 barils par jour
L’enthousiasme se heurte à une réalité têtue : personne, nulle part, n’a réussi à extraire de l’hydrogène naturel à échelle industrielle. Le seul site opérationnel se trouve au Mali, dans le village de Bourakébougou. Un puits creusé en 2012 alimente un générateur local et produit l’équivalent de 2 barils par jour. C’est un démonstrateur, pas une industrie.
Ce cas malien reste pourtant précieux. L’hydrogène y a été trouvé « par hasard » à une pureté de 98 %, et le gaz se renouvelle dans la poche, ce qui signifie que la réserve n’est pas figée. « C’est très intéressant, car cela montre que des réservoirs comme celui-ci existent dans le monde, mais aussi que le gaz se renouvelle dans la poche », explique Emmanuel Mansini, PDG de la startup iséroise Mantle8, à BFM Business. Le renouvellement prend « quelques centaines d’années », soit un temps très court à l’échelle géologique.
Mais entre détecter de l’hydrogène et le commercialiser, le fossé reste immense. La phase qui s’ouvre en Lorraine consiste à « mesurer les concentrations d’hydrogène dissous et tester, in situ, les outils de séparation de l’eau et de l’hydrogène », selon la FDE, en partenariat avec l’entreprise suisse Solexperts, le CNRS et Saint-Gobain. C’est l’étape cruciale : tant que la séparation n’est pas maîtrisée à grande échelle, le gisement reste une promesse géologique, pas une ressource exploitable.
Bill Gates parie sur les Pyrénées
La Lorraine n’est pas seule en piste. Dans les Pyrénées-Atlantiques, la startup Mantle8 a déployé des capteurs de surface dans la région des Comminges pour détecter des poches d’hydrogène blanc. L’entreprise, financée entre autres par Breakthrough Energy Ventures, le fonds climatique de Bill Gates, sollicite un permis d’exploration couvrant 700 kilomètres carrés. Coût estimé : un million d’euros pour la première phase.
TBH2 Aquitaine a obtenu un second permis de recherche de plus de 500 kilomètres carrés dans le sud-ouest, accordé par l’État fin 2025. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estimait en 2024 que les réserves mondiales d’hydrogène naturel pourraient atteindre 5 000 milliards de tonnes, mais ces chiffres restent hautement spéculatifs, fondés sur des modélisations géologiques et non sur des forages confirmés.
Ce qui distingue l’approche de Mantle8, c’est le refus des « technologies pétrolières » classiques. « Nous nous sommes toujours dit que pour avoir quelque chose de commercial, il fallait que l’hydrogène soit naturellement sous forme de gaz, pas dissous dans l’eau », précise Emmanuel Mansini. L’enjeu : se focaliser sur des réservoirs où le gaz se renouvelle, pour éviter d’épuiser une poche en quelques années.
Six fois moins cher que l’hydrogène vert, en théorie
L’hydrogène naturel (dit « blanc ») présente un avantage théorique considérable. Il ne nécessite pas d’électrolyse, ce processus énergivore qui permet de produire l’hydrogène « vert » à partir d’eau et d’électricité renouvelable. La filière estime son coût de production « six fois moins important » que celui de l’hydrogène vert, qui oscille entre 4 et 8 euros le kilogramme selon les régions, d’après les données de l’AIE.
Sauf que ces estimations reposent sur des paramètres encore hypothétiques. « La clé du modèle économique va dépendre de la composition du gaz », prévient Emmanuel Mansini. Si le gisement contient de l’hélium, il faudra le séparer de l’hydrogène, ce qui complexifie l’extraction. Pire : si du méthane est présent, un gaz à effet de serre 80 fois plus puissant que le CO2 sur vingt ans, il faudrait le réinjecter ou le neutraliser. L’objectif affiché de « zéro gaz à effet de serre » deviendrait alors un casse-tête industriel.
L’hydrogène vert, de son côté, traverse une passe difficile. Les projets se sont multipliés en 2021-2022 avec l’engouement post-Covid pour la transition énergétique, mais la filière a subi un « gros coup de frein » lié à des coûts trop élevés, selon BFM Business. En France, le plan national hydrogène de 2020 prévoyait 7 milliards d’euros d’investissements publics. Cinq ans plus tard, la Cour des comptes a pointé dans un rapport de 2024 des retards significatifs et un manque de structuration de la filière.
Les e-carburants aéronautiques, le débouché espéré
Si l’hydrogène naturel trouvait un modèle viable, le secteur aéronautique pourrait en bénéficier le premier. L’Union européenne impose un objectif de 20 % de carburants d’aviation durables (SAF) dans les réservoirs d’ici 2035. Les compagnies aériennes jugent cet objectif « hors d’atteinte » aux prix actuels : les SAF coûtent trois fois plus cher que le kérosène conventionnel, selon Air France-KLM.
L’hydrogène blanc, utilisé comme matière première pour fabriquer des e-carburants synthétiques, pourrait réduire cette facture. « Si on se branchait à une usine de e-carburants, ce serait un game-changer pour eux », estime Emmanuel Mansini. Mais le conditionnel reste de rigueur : aucun projet de ce type n’a franchi le stade du prototype à ce jour.
La FDE, elle, prépare d’autres forages en Moselle et en Meurthe-et-Moselle sur un périmètre de 2 254 kilomètres carrés. Les résultats des analyses de composition du gaz lorrain sont attendus dans les prochains mois. Ils détermineront si la France est assise sur un gisement exploitable ou sur une curiosité géologique. En attendant, le seul fait vérifiable reste celui-ci : l’hydrogène est bien là, à 3 600 mètres sous les champs mosellans. Le sortir, c’est une autre histoire.
