L’hydrogène naturel : ce que montre réellement la géologie
L’hydrogène naturel, celui que produit le sous-sol lorsque l’eau réagit avec des roches riches en fer, est passé en dix ans d’une curiosité malienne à une catégorie d’exploration valant plusieurs milliards de dollars. La géologie, les découvertes au Mali, en Albanie, au Kansas et en Lorraine, et les points sur lesquels les sceptiques ont raison.
Comment l’hydrogène naturel a été découvert : une cigarette et une colonne de flammes au Mali
En 1987, près du village de Bourakébougou, à environ 50 kilomètres au nord de Bamako, une équipe de foreurs maliens a renoncé à un puits d’eau à 112 mètres. Le forage s’était mis à souffler un vent fort, sec et inodore, qui avait effrayé l’équipe. D’après le récit rapporté plus tard par Denis Brière et relayé par Eric Hand dans Science, un foreur a fini par se pencher au-dessus du trou avec une cigarette allumée, et le puits a explosé en une colonne de flammes bleu pâle, qui a brûlé jusqu’à ce qu’on l’étouffe sous de la boue et de l’argile. Le puits a été bouché puis oublié pendant plus de vingt ans. Ce n’est que lorsque la société canado-malienne Petroma, devenue Hydroma, l’a rouvert en 2011 que quelqu’un a mesuré ce qui en sortait : environ 98 % d’H₂ en volume, environ 1 % de méthane et 1 % d’azote, sans le dioxyde de carbone ni le sulfure d’hydrogène qui accompagnent normalement tout ce qui provient d’un système pétrolier.
Jusqu’à la fin des années 2000, les géologues pétroliers s’accordaient à penser que des accumulations d’hydrogène libre exploitables économiquement étaient improbables. Des découvertes d’hydrogène avaient été publiées dans l’AAPG Bulletin dès 1983, et des géologues russes écrivaient depuis des décennies sur l’H₂ du sous-sol. La discipline les traitait comme des curiosités. L’hydrogène est la plus petite molécule de la nature : il fuit à travers l’acier et diffuse à travers la roche. La sagesse conventionnelle voulait que tout H₂ produit dans la croûte s’échappe ou soit consommé par des microbes bien avant de pouvoir s’accumuler en quantité forable.
L’article publié par Alain Prinzhofer et ses collègues en 2018, qui caractérisait la composition du gaz du puits, la géométrie du réservoir et les couvertures de sills de dolérite piégeant le gaz, a fait voler cette idée en éclats. Depuis 2012, le puits alimente un petit moteur Ford couplé à un générateur qui électrifie le village, à raison d’environ 1 500 mètres cubes (soit environ 50 000 pieds cubes) de gaz par jour. Vingt-quatre puits forés par la suite, décrits en 2023 par Omar Maiga et ses coauteurs dans Scientific Reports, ont confirmé l’existence de plusieurs réservoirs superposés dans des carbonates de couverture dolomitiques du Néoprotérozoïque, chacun scellé par des sills de dolérite sombres. Hydroma détient aujourd’hui le premier permis d’exploitation d’hydrogène naturel au monde.
En février 2024, Laurent Truche, de l’ISTerre à Grenoble, et ses collègues ont publié dans Science des mesures effectuées dans la mine de chromite de Bulqizë, dans le nord-est de l’Albanie, après des années de travail pour caractériser ce qui se passait à près d’un kilomètre sous la surface. La découverte phare était un bassin d’eau de 30 mètres carrés, dans une galerie profonde de la mine, d’où montait en permanence un gaz composé à 84 % d’hydrogène en volume. Le même mois, le géologue Geoffrey Ellis, de l’U.S. Geological Survey (USGS), a témoigné devant la commission de l’Énergie et des Ressources naturelles du Sénat des États-Unis, en présentant les résultats préliminaires d’un modèle stochastique qui chiffrait pour la première fois l’hydrogène souterrain de la Terre.
Bourakébougou : comment un puits d’eau raté est devenu le premier site d’hydrogène naturel au monde
Les réservoirs autour de Bourakébougou se situent entre environ 100 et 1 800 mètres de profondeur. Chacun est un mince horizon fracturé de dolomie, coiffé d’un sill de dolérite imperméable. L’hydrogène remonte depuis les profondeurs, se retrouve piégé sous le sill et y vieillit. Les essais de puits réalisés par Maiga en 2023 ont montré que la pression remonte après l’arrêt de la production, ce qui laisse penser que le gisement est rechargé par une source plus profonde plutôt que vidé comme une poche de gaz conventionnelle. Prinzhofer, anciennement de l’IFP Énergies nouvelles, soutient depuis des années que ce qui se passe à Bourakébougou n’a rien d’exotique : c’est simplement le premier endroit où quelqu’un s’est donné la peine de bien regarder. Le débit est modeste et la turbine est à l’échelle d’un village. L’hydrogène peut s’accumuler sous terre en quantités exploitables, et les données de remontée de pression de Maiga en 2023 laissent penser que le système se recharge à des échelles de temps pertinentes pour la production. La géométrie des pièges semble familière à n’importe quel géologue pétrolier.
Ce qu’est l’hydrogène naturel et en quoi il diffère de l’hydrogène vert et de l’hydrogène bleu
L’hydrogène naturel, aussi appelé hydrogène blanc, doré, géologique ou natif, est de l’H₂ moléculaire produit sous terre par la Terre elle-même, sans aucun apport humain. Il est chimiquement identique à l’hydrogène fabriqué industriellement ; la différence tient à sa filière de production. L’hydrogène gris est obtenu par vaporeformage du méthane et émet environ 10 kg de CO₂ par kg d’H₂. L’hydrogène bleu suit le même procédé, assorti d’un dispositif de captage du carbone. L’hydrogène vert est obtenu en décomposant l’eau grâce à de l’électricité renouvelable. L’hydrogène naturel, lui, sort tout fait de terre, et c’est le seul qui n’exige aucun apport d’énergie pour être produit.
La serpentinisation expliquée : comment l’eau et les roches riches en fer produisent de l’hydrogène naturel
La recette dominante est une réaction eau–roche appelée serpentinisation. Prenez une roche ultramafique, une péridotite, une dunite ou une harzburgite, cette matière vert sombre qui constitue l’essentiel du manteau supérieur de la Terre et qui est poussée dans la croûte le long des ceintures ophiolitiques. Ces roches sont riches en minéraux porteurs de fer, principalement l’olivine et le pyroxène. Faites maintenant circuler de l’eau chaude à travers elles, à des températures d’environ 200–350 °C. Le fer de l’olivine, présent sous forme de fer ferreux Fe²⁺, ne demande qu’à s’oxyder en fer ferrique Fe³⁺. L’eau s’y plie en cédant son oxygène. L’hydrogène est libéré sous forme de gaz H₂. La roche, quant à elle, gonfle pour se transformer en un minéral métamorphique vert et glissant appelé serpentine, avec de la magnétite comme sous-produit. Ce gonflement explique pourquoi les affleurements de serpentinite ont cette texture de peau de serpent qui a donné son nom à la roche, comme aux ophiolites.
La stœchiométrie de manuel, en gros : olivine + eau → serpentine + magnétite + H₂. La réaction est exothermique. Elle s’entretient d’elle-même tant que de la roche fraîche continue de rencontrer de l’eau fraîche. Les microbes qui vivent autour des sources hydrothermales médio-océaniques comme Lost City s’en nourrissent, tout comme les organismes de la biosphère profonde qui vivent à des kilomètres sous la surface dans des sites comme la mine de Kidd Creek, en Ontario. Frieder Klein, de la Woods Hole Oceanographic Institution, a passé sa carrière à déterminer précisément quels assemblages minéralogiques produisent le plus d’H₂ et dans quelles conditions, et la réponse est qu’il vous faut de la péridotite fracturée et partiellement serpentinisée, alimentée en eau, à des profondeurs où la roche est chaude, mais pas trop.
La radiolyse : comment l’hydrogène naturel se forme dans les cratons anciens
Il existe un second mécanisme, plus lent. La désintégration radioactive de l’uranium, du thorium et du potassium dans les roches profondes du socle cristallin émet des particules alpha et bêta capables de scinder directement des molécules d’eau, un processus appelé radiolyse. Les rendements par mètre cube sont minuscules, mais les cratons sont immenses et anciens. Sur un milliard d’années, le Bouclier canadien et la plateforme russe ont ainsi généré des quantités d’H₂ significatives à l’échelle géologique. L’équipe de Barbara Sherwood Lollar, à l’université de Toronto, mesure depuis des décennies les signatures en gaz nobles de ces systèmes et constate que certaines des saumures profondes qu’elle échantillonne sont isolées de la surface depuis plus d’un milliard d’années, hydrogène compris.
Un article de synthèse de référence, publié en 2025 dans Nature Reviews Earth & Environment par Chris Ballentine, Rūta Karolytė, Anran Cheng, Barbara Sherwood Lollar, Jon Gluyas et Michael Daly, a réuni les deux mécanismes dans un cadre unique. Leur conclusion : au cours du dernier milliard d’années, la croûte continentale a produit assez d’H₂ pour alimenter l’humanité pendant au moins 170 000 ans au rythme de la demande énergétique actuelle. La plus grande partie de ce gaz s’est perdue, a été consommée par des microbes ou se trouve verrouillée trop profondément pour être atteinte. Une fraction utile peut encore subsister là où la roche mère, la voie de migration, le réservoir poreux et la couverture imperméable sont réunis, soit les quatre mêmes ingrédients que les géologues pétroliers traquent depuis un siècle, appliqués à un autre gaz.
Pourquoi les géologues ont longtemps affirmé que l’hydrogène naturel ne pouvait pas exister
Le manteau n’est pas la réponse. Aux pressions et aux températures du manteau supérieur, l’hydrogène est thermodynamiquement plus stable au sein de l’eau et des minéraux hydratés que sous forme d’H₂ libre. L’« hydrogène » du manteau profond est en grande partie lié sous forme d’hydroxyle. Presque tout l’hydrogène naturel réellement rencontré par forage, au Mali, au Kansas, en Albanie, en Lorraine, se forme dans les quelques dizaines de kilomètres supérieurs de la croûte continentale, par l’un des deux mécanismes évoqués plus haut. Le groupe de Ballentine l’a dit sans détour : toute affirmation économique fondée sur de l’hydrogène directement issu du manteau doit démontrer l’existence d’un mécanisme de transport viable, et aucune ne l’a fait. La plupart des sociétés d’exploration sérieuses l’ont admis. Elles visent un socle superficiel, fracturé et riche en fer, et non la Terre profonde.
L’analogie avec le système pétrolier se révèle utile. Ballentine et ses coauteurs distinguent deux modèles d’exploration extrêmes : un système d’accumulation, où l’hydrogène s’est accumulé dans un piège au fil des temps géologiques et peut être produit comme dans un champ de gaz conventionnel, et un système à recharge continue, où le débit d’hydrogène qui entre dans un piège correspond à peu près à celui qu’un puits peut en extraire. Bourakébougou ressemble à un hybride des deux. La Lorraine, d’après les données actuelles, ressemble davantage à de l’accumulation. Bulqizë se situe à l’autre extrémité du spectre : un débit très élevé, un piège très petit.
Bulqizë : le débit d’hydrogène le plus élevé jamais mesuré
La mine de chromite de Bulqizë se trouve à l’intérieur de l’ophiolite de Mirdita, une écaille de manteau océanique ancien, d’âge jurassique, obductée sur le continent albanais. Les mineurs s’y plaignaient depuis des décennies d’explosions de gaz, dont certaines mortelles, et supposaient que ce gaz était du méthane. Des analyses isotopiques et chimiques ont fini par montrer qu’il s’agissait d’hydrogène.
En 2024, Truche, Frédéric-Victor Donzé, Edmond Goskolli et leurs collègues ont publié les mesures dans Science. À environ 1 000 mètres sous la surface, dans une galerie de la mine, ils ont trouvé ce bassin : 30 m², en perpétuelle ébullition, alimenté par une chromitite serpentinisée et fracturée située en dessous. Ils ont calibré le flux et mesuré au moins 200 tonnes d’H₂ par an s’échappant de l’ensemble de la mine. Cela fait de Bulqizë le plus grand flux d’hydrogène naturel jamais mesuré sur Terre, cinq ordres de grandeur au-dessus de ce que fournissent la plupart des suintements. Truche a décrit cette émission en entretien comme « un jacuzzi », ce qui correspond exactement à l’aspect des vidéos.
Le hic, c’est la taille du piège. L’équipe de Truche a estimé le réservoir alimentant ce suintement entre 5 000 et 50 000 tonnes d’H₂ récupérable. C’est une somme bien réelle, mais elle reste très inférieure au seuil d’environ 10 millions de tonnes (10 Mt) que le programme ARPA-E du département de l’Énergie des États-Unis retient comme limite approximative pour un champ d’hydrogène géologique « commercial ». Bulqizë pose donc en miniature la question à laquelle tout le secteur doit répondre : un débit très élevé issu d’un piège modeste. Un système véritablement à recharge continue peut soutenir la production quelle que soit la taille du piège. Un système d’accumulation aussi petit se vide en quelques années. Donzé et Truche ont publié sur les deux possibilités sans prétendre avoir tranché.
Le Kansas et le rift du Midcontinent : les puits oubliés de l’hydrogène naturel
Dans cette histoire, le Kansas précède le Mali. Le programme de forages des années 1980 autour de Junction City, au cœur du rift du Midcontinent, a produit une série de puits dont la chimie du gaz était étrange. Le plus cité d’entre eux, le CFA Scott #1 dans le comté de Morris (à environ 23 km au sud de Junction City), affichait environ 50 % d’hydrogène dans la note originale de 1983 de Goebel, Coveney, Angino et Zeller parue dans l’AAPG Bulletin, et 29–37 % molaires en moyenne sur le Scott #1 et le Heins #1 voisin dans l’article de suivi de Coveney en 1987. Le reste était surtout de l’azote, avec seulement des traces d’hydrocarbures. Coveney, Goebel, Zeller et leurs collègues l’ont décrit dans l’AAPG Bulletin en 1987, en invoquant explicitement la serpentinisation d’un socle mafique et ultramafique enfoui comme source. Presque personne n’y a prêté attention ; les découvertes du Kansas sont restées une curiosité pendant près de trente ans.
Julien Guélard, Isabelle Moretti et leurs collègues sont retournés échantillonner la même zone en 2017 pour Geochemistry, Geophysics, Geosystems. Leurs travaux isotopiques ont pointé vers une source mixte : une partie de l’H₂ était presque certainement produite par la serpentinisation du socle mafique en profondeur, une autre par des processus plus superficiels. Le rift du Midcontinent, un système de rift avorté vieux de 1,1 milliard d’années qui s’étend du Kansas jusqu’à l’Iowa, au Minnesota et au lac Supérieur, possède toutes les bonnes roches : des gabbros, des basaltes et des roches ultramafiques intrusives riches en fer. Des kimberlites crétacées percent la série en des lieux comme le comté de Riley, ce qui suggère d’anciennes cheminées pouvant servir de voies de migration.
Aujourd’hui, l’exploration au Kansas a un nom : HyTerra, une start-up cotée en Australie, fore son projet Nemaha le long de ce même alignement. Les données historiques du puits Sue-Duroche-2, foré vers 2008–2009 et désormais situé dans la concession de HyTerra, faisaient état de 92 % d’H₂ et de 3 % d’hélium. Le puits d’extension Sue-Duroche-3 de la société, en 2025, a donné jusqu’à 96 % d’H₂ et 5 % d’hélium, tandis que le puits d’extension McCoy 1, à environ neuf kilomètres de Sue Duroche-3 dans le même bloc faillé, a donné jusqu’à 83 % d’H₂, ce qui indique que le système s’étend au-delà d’un seul site. L’hélium vaut désormais plus que l’hydrogène lui-même, kilogramme pour kilogramme, et l’économie de la coproduction pourrait compter autant que l’H₂. L’USGS a publié en janvier 2025 la première carte de prospectivité de l’hydrogène géologique à l’échelle continentale pour les États-Unis contigus, et le centre du continent, Kansas, Iowa, Minnesota, Michigan, s’y est illuminé, aux côtés des Four Corners et de certaines parties de la côte Est.
La Lorraine : le pari de la France sur l’hydrogène naturel
L’histoire française est plus récente et plus étrange. Annoncée en mai 2023, elle commence avec des scientifiques du laboratoire GeoRessources de l’Université de Lorraine et du CNRS qui, en collaboration avec la société gazière La Française de l’Énergie (FDE) dans le cadre d’un programme appelé REGALOR, mesuraient le méthane résiduel dans les veines de charbon abandonnées du forage de Folschviller 1A, en Moselle. La tendance pointait vers le bas.
La roche mère reste encore à élucider. Pironon et de Donato ont proposé un mécanisme non conventionnel : des réactions d’oxydoréduction entre des eaux souterraines profondes et des minéraux carbonatés ferrifères (sidérite FeCO₃ et phases du groupe de l’ankérite) dans le socle carbonifère, plutôt que la serpentinisation classique de l’olivine. Un socle mafique plus profond comme source n’est pas exclu, et PTH-2 a été conçu en partie pour déterminer quel mécanisme est réellement à l’œuvre.
Le signal était assez fort pour que Jacques Pironon et Philippe de Donato, les deux géoscientifiques du CNRS qui dirigent ces travaux, extrapolent des concentrations de plus de 90 % (la modélisation propre à FDE suggère jusqu’à ~98 %) à environ 3 000 mètres (9 840 pieds). L’estimation initiale de 2023 de l’équipe Regalor du CNRS situait la ressource à l’échelle du bassin autour de 34 millions de tonnes. Des comptes rendus ultérieurs ont relevé ce chiffre jusqu’à 46 millions de tonnes, souvent cité pour le bloc de Folschviller. Après les résultats de PTH-2 en mars 2026, les estimations à l’échelle du bassin de FDE et du CNRS reviennent à environ 34 millions de tonnes, le réservoir pouvant potentiellement s’étendre à travers le bassin Lorraine–Moselle et jusqu’au Luxembourg, en Belgique et en Allemagne. Tous ces chiffres reposent sur l’extrapolation à partir d’un petit nombre de points de mesure.
Ces chiffres s’accompagnent d’une saine part d’incertitude. Ce sont des estimations tirées d’un seul forage et d’un modèle de génération. Fin 2025 et début 2026, FDE a foré un puits d’essai plus profond. Le forage a commencé en octobre 2025 à Pontpierre, village d’environ 800 habitants situé à quelque six kilomètres de Folschviller, avec une installation de RED Drilling. SLB, Baker Hughes et Weatherford étaient cités comme partenaires de services techniques dans le communiqué de presse de FDE. Le 23 mars 2026, FDE a annoncé que le puits PTH-2 avait atteint 3 655 mètres (11 991 pieds), ce qui en fait actuellement le puits le plus profond jamais foré spécifiquement pour l’hydrogène naturel. Cinquante-huit échantillons de gaz de surface ont été prélevés pendant le forage, confirmant la présence d’H₂ dans de nombreux intervalles. Le programme REGALOR II, financé à hauteur de 8,8 millions d’euros par l’Union européenne et la région Grand Est, et mené avec l’Université de Lorraine, le CNRS, le BRGM et Solexperts, consacrera les deux prochaines années à mesurer les concentrations in situ, à cartographier la roche mère et à décider si les estimations à l’échelle du bassin sont réalistes ou relèvent du vœu pieux.
L’économie de la Lorraine dépend autant de son adresse que de sa ressource. Le bassin de Moselle se trouve à l’extrémité ouest de l’hydrogénoduc mosaHYc en projet, censé relier la Sarre, la Lorraine et le Luxembourg dans un réseau transfrontalier d’hydrogène destiné à la décarbonation de la sidérurgie d’ArcelorMittal et à l’industrie chimique de la Sarre. S’il existe un champ d’H₂ exploitable sous Folschviller, le débouché est déjà en train d’être raccordé. Peu de zones d’exploration s’alignent aussi bien avec leurs infrastructures de débouché potentielles à ce stade du cycle de découverte.
L’estimation de l’USGS : 5,6 billions de tonnes d’hydrogène souterrain
Le chiffre-phare a fait la une de tous les médias de la planète : une ressource d’hydrogène géologique en place, la plus probable, d’environ 5,6 × 10⁶ Mt, soit 5,6 billions de tonnes, dont presque rien n’est accessible. La croûte produit chaque année, selon les estimations, 15–31 Mt de nouvel H₂. Si même 2 % du stock en place, soit environ 10⁵ Mt ou 100 milliards de tonnes, pouvaient être récupérés, ils couvriraient pendant environ 200 ans la demande en hydrogène d’une économie énergétique à zéro émission nette. Le contenu énergétique représente environ 1,7 fois celui de toutes les réserves prouvées de gaz naturel sur Terre (≈1,4 × 10¹⁶ MJ contre ≈8,4 × 10¹⁵ MJ).
Ellis avait présenté des versions préliminaires de ces chiffres à la commission de l’Énergie et des Ressources naturelles du Sénat des États-Unis en février 2024, avant la publication de décembre 2024 dans Science Advances. Ces chiffres, des billions de tonnes, deux fois toutes les réserves de gaz naturel, deux siècles d’approvisionnement à zéro émission nette, ont été repris par presque tous les grands médias, souvent sans les réserves qu’Ellis lui-même ne cessait d’y apporter.
Ce que signifie réellement « en place »
Le modèle stochastique donne une fourchette, pas un point. Le 5e centile (borne inférieure) est d’environ 10³ Mt ; le 95e centile (borne supérieure), d’environ 10¹⁰ Mt. Cela représente sept ordres de grandeur. Le chiffre de 5,6 billions de tonnes est la valeur la plus probable au sein d’une distribution de probabilité si large qu’elle va de « à peine une ressource » à « plus d’énergie que l’humanité n’en a jamais utilisé ».
Plus important encore, les volumes en place ne sont pas des volumes récupérables. Le témoignage d’Ellis lui-même et l’article sont explicites : la majeure partie de l’hydrogène que sous-entendent ces chiffres est trop profonde, trop dispersée, trop loin au large ou trop mélangée à d’autres gaz pour pouvoir jamais être produite de façon rentable. La fraction récupérable de 2 % est une hypothèse, pas une prévision. Ellis a dit en entretien qu’il aurait souhaité que les titres de presse mentionnent la fourchette d’incertitude, car l’intérêt du modèle ne réside pas dans le chiffre central, mais dans la démonstration que la base de ressources est assez vaste pour justifier qu’on la cherche. L’USGS lui-même, sur sa page consacrée à l’hydrogène géologique, indique clairement que le modèle ne prédit pas où se trouve l’hydrogène et que la plus grande partie est probablement inaccessible.
La bonne façon de lire ces 5,6 billions de tonnes est donc la suivante : la Terre fabrique de l’hydrogène depuis des milliards d’années, et il en reste beaucoup là-dessous, sous une forme ou une autre. Qu’une partie soit concentrée dans des endroits où l’on peut forer, à des débits que l’on peut soutenir, est une tout autre question.
Pourquoi les sceptiques ont probablement à moitié raison
La Hydrogen Science Coalition est un groupe bénévole d’universitaires et d’ingénieurs, dont Paul Martin, Tom Baxter et Johanne Whitmore, qui s’emploie depuis quelques années à démontrer, données à l’appui, que l’hydrogène est survendu dans toute la transition énergétique. Sur l’hydrogène géologique en particulier, leur document de position formule une observation incisive : à l’exception du Mali, aucune découverte d’hydrogène géologique n’a été démontrée à ce jour par un véritable essai de débit. Partout ailleurs, les preuves se limitent à des suintements (où l’H₂ s’échappe du sol) et à des indices (où des traces d’H₂ apparaissent pendant le forage). Ni les uns ni les autres ne constituent de l’hydrogène exploitable. La production mondiale d’hydrogène naturel fournit aujourd’hui moins d’énergie par jour qu’une seule éolienne terrestre fonctionnant à son facteur de charge moyen.
Quelle quantité d’hydrogène naturel est réellement produite aujourd’hui ?
Stuart Haszeldine, professeur de captage et de stockage du carbone à l’université d’Édimbourg, est l’une des voix les plus en vue à affirmer que la filière de l’hydrogène géologique « court avant de savoir marcher ». Ana María Jaller-Makarewicz, analyste de l’énergie à l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), a avancé des arguments similaires. Leur critique est que passer d’une turbine de village malien à une source d’énergie continentale exige des preuves qui n’existent pas encore, et que les capitaux engagés aujourd’hui dans l’hydrogène blanc sont des capitaux qui ne vont pas aux électrolyseurs et à l’électrification directe, deux solutions qui fonctionnent déjà.
Deuxième préoccupation : même lorsque l’H₂ est bien réel, il arrive généralement mélangé à d’autres gaz. Un réservoir qui produit 75 % d’H₂ et 22,5 % de méthane n’est pas exempt d’émissions de carbone. La Hydrogen Science Coalition a calculé qu’un tel mélange peut représenter environ 1,5 kg d’équivalent CO₂ par kg d’H₂ une fois pris en compte les rejets à l’atmosphère et le traitement, soit un seuil d’hydrogène propre, celui de la Coalition elle-même, manqué de 50 %. L’idée que l’hydrogène géologique est automatiquement bas carbone doit être vérifiée réservoir par réservoir.
Le seuil des 10 millions de tonnes
La critique récente la plus rigoureuse est venue en janvier 2026. Dieter Franke, Peter Klitzke et leurs collègues de l’Institut fédéral allemand des géosciences et des ressources naturelles (BGR) ont publié dans Scientific Reports une synthèse mondiale des débits, des flux et des concentrations d’hydrogène naturel observés dans des suintements, des sources, des mines et des puits. Leur conclusion donne à réfléchir. Les forts débits d’H₂ naturel observés se situent entre 10⁵ et 10⁷ mètres cubes par an. Des débits commercialement viables, ceux qui permettraient à un projet de rivaliser avec le gaz conventionnel, doivent être supérieurs d’au moins un ordre de grandeur à la plupart d’entre eux, et le puits doit maintenir une pureté ≥ 90 % pendant 20–30 ans. Les systèmes à recharge continue, selon leur évaluation, ont peu de chances de fournir de l’hydrogène récupérable de façon rentable à grande échelle. Les systèmes d’accumulation, des pièges de type pétrolier, sont un meilleur pari, mais les exemples avérés sont d’une rareté extrême. Le Mali est le seul champ doté d’un essai de débit. Partout ailleurs, on en est encore au stade de l’indice ou du suintement.
Viacheslav Zgonnik, géochimiste indépendant dont l’article de 2020 paru dans Earth-Science Reviews reste le catalogue le plus complet, dans la littérature publiée, des occurrences d’hydrogène naturel, s’est montré dans ses travaux plus optimiste que les sceptiques, mais s’accorde avec eux sur un point. Le fait que les suintements d’hydrogène soient fréquents, y compris les étranges « cercles de fées » circulaires du bassin de São Francisco, au Brésil, et de certaines régions de Russie, qui semblent être des expressions en surface d’un lent dégazage, ne signifie pas que les accumulations économiques le soient aussi.
La question ouverte est de savoir si la fraction récupérable est assez grande pour peser à l’échelle du système énergétique mondial. Les données nécessaires pour y répondre n’existent pas encore.
Les sociétés d’hydrogène naturel en 2026 : Koloma, HyTerra et la vague d’investissements
Les capitaux d’investissement ont largement devancé la géologie.
Koloma, fondée à Denver en 2021 par Tom Darrah, de l’université d’État de l’Ohio, le directeur général Pete Johnson et Paul Harraka, a levé environ 400 millions de dollars américains en plusieurs tours de table. Ses investisseurs comprennent Breakthrough Energy Ventures (Bill Gates), Khosla Ventures, l’Amazon Climate Pledge Fund et le United Airlines Sustainable Flight Fund. La société applique des modèles d’IA propriétaires à des données sismiques et géochimiques pour choisir ses cibles. En 2025, opérant sous le nom de Cascade Exploration dans l’Idaho, elle a obtenu un permis du département des Terres de l’Idaho pour forer son puits d’essai stratigraphique Twin Peaks 1W près de Notus, dans le comté de Canyon, visant des horizons de basaltes de plateau du Miocène et des horizons mafiques intrusifs. Ce puits est destiné à recueillir des données, pas à produire. Koloma fore aussi dans l’Iowa, autour du dôme de Vincent, dans le comté de Webster, et au Kansas.
HyTerra, cotée à l’ASX, est l’acteur le plus visible du centre des États-Unis : elle fore le projet Nemaha au Kansas, avec des concentrations d’H₂ en sous-sol atteignant 96 % selon ses déclarations. Mantle8 est une start-up française axée sur des cibles liées aux ophiolites. Helios Aragón fore dans le nord de l’Espagne, sur une cible pyrénéenne profonde. Gold Hydrogen, en Australie-Méridionale, a fait état d’indices d’hydrogène de haute pureté et d’hélium dans ses puits Ramsay-1 et Ramsay-2 de la péninsule d’Yorke. Natural Hydrogen Energy LLC a foré le premier puits d’exploration américain dans le Nebraska dès 2019, avant la vague actuelle.
L’argent public suit l’argent privé. L’ARPA-E du DOE américain a lancé un programme dédié à l’hydrogène géologique. La loi bipartisane sur les infrastructures de 2021 a consacré 9 milliards de dollars américains à l’hydrogène propre. Le crédit d’impôt à la production de la section 45V de l’Inflation Reduction Act offre jusqu’à 3 dollars américains par kg d’hydrogène propre produit, et l’hydrogène géologique, s’il est à faibles émissions, peut y prétendre. Cette combinaison a fait ce que le seul puits du Mali n’aurait jamais pu faire : elle a transformé une note de bas de page vieille de trente ans en catégorie du capital-risque.
Que le boom actuel produise un petit nombre d’opérateurs durables ou s’éteigne discrètement, comme l’ont fait les entreprises de schistes bitumineux des années 1980 et 1990, dépendra des résultats de puits comme Twin Peaks 1W et PTH-2 au cours des trois prochaines années.
Ce qu’il faut surveiller dans l’exploration de l’hydrogène naturel : 2026–2028
Les trois prochaines années fourniront l’essentiel des données qui manquent actuellement à la filière. PTH-2, à Pontpierre, devrait produire en 2026 et en 2027 les premières mesures de concentration en profondeur visant spécifiquement, où que ce soit, un système d’hydrogène naturel continental putatif ; si Pironon et de Donato confirment des concentrations supérieures à 90 % à plus de 3 000 mètres, les estimations pour l’ensemble du bassin lorrain gagneront en crédibilité, et si ce n’est pas le cas, l’histoire française se réduira de nouveau à une curiosité localisée. Twin Peaks 1W, dans l’Idaho, et les puits Nemaha en cours au Kansas permettront de vérifier si le ciblage piloté par l’IA de Koloma et de HyTerra fonctionne réellement sur un socle de rift continental — et si la carte de prospectivité de l’USGS publiée en janvier 2025 signifie quelque chose en pratique. Derrière tout cela se dresse la barre empirique fixée par Franke et ses collègues du BGR : pour compter à l’échelle du climat, un projet d’exploration doit offrir des débits soutenus d’au moins un ordre de grandeur supérieurs à ceux des suintements, maintenus pendant des décennies, avec une grande pureté. Le Mali est le seul champ qui s’en approche, et le Mali est petit. Les sociétés de la ruée vers l’or doivent démontrer soit que ce qu’elles ont trouvé est nettement meilleur que ce que l’on connaît déjà, soit que le modèle à recharge continue tient assez bien pour produire à grande échelle.
Pendant ce temps, l’hydrogénoduc mosaHYc avance à petits pas, l’Inflation Reduction Act entre dans sa phase de réexamen prévue, et à Bourakébougou le même modeste moteur à gaz qui tourne depuis plus de dix ans continue d’alimenter le village, avec de l’hydrogène né de l’eau réagissant avec la roche quelque part sous l’Afrique de l’Ouest.
La Terre fabrique de l’hydrogène, et en grande quantité. L’essentiel de ce qu’elle fabrique s’échappe ou est consommé par des microbes avant même d’atteindre un piège. Savoir si la fraction récupérable est assez grande pour compter à l’échelle de la transition énergétique mondiale, c’est ce que la prochaine décennie de forages devra trancher. D’ici là, Bourakébougou reste le seul cas avéré.
Questions fréquentes sur l’hydrogène naturel
Qu’est-ce que l’hydrogène naturel ? De l’H₂ moléculaire que la Terre fabrique d’elle-même, principalement par la réaction de l’eau avec des roches riches en fer (serpentinisation) ou par la désintégration radioactive qui scinde l’eau dans un vieux socle cristallin (radiolyse). On l’appelle aussi hydrogène blanc, doré, géologique ou natif. Contrairement à l’hydrogène gris, bleu ou vert, aucun apport d’énergie humain n’est nécessaire.
Comment l’hydrogène blanc est-il produit sous terre ? Par deux mécanismes. La serpentinisation : de l’eau à 200–350 °C réagit avec le fer de l’olivine et du pyroxène dans des roches ultramafiques comme la péridotite, oxydant le fer de Fe²⁺ en Fe³⁺ et libérant de l’H₂. La radiolyse : les particules alpha et bêta issues de la désintégration de l’uranium, du thorium et du potassium dans les vieux cratons scindent directement les molécules d’eau. Les rendements sont faibles par mètre cube, mais les cratons sont immenses et anciens.
Où a-t-on trouvé de l’hydrogène naturel ? Une accumulation exploitable n’est confirmée qu’à Bourakébougou, au Mali. Des flux ou des concentrations significatifs ont été mesurés à Bulqizë (Albanie), à travers le rift du Midcontinent au Kansas et au Nebraska, et dans le bassin de Lorraine en France. L’USGS a publié en janvier 2025 la première carte de prospectivité à l’échelle continentale pour les États-Unis contigus.
L’hydrogène naturel est-il commercialement viable ? Pas encore, hors du générateur à l’échelle d’un village de Bourakébougou. Franke et al. (2026) placent la barre à des débits supérieurs d’un ordre de grandeur à ceux que fournissent la plupart des suintements naturels, maintenus à une pureté ≥ 90 % pendant 20–30 ans. PTH-2 en France, Twin Peaks 1W dans l’Idaho et les puits Nemaha au Kansas devraient fournir les premières données solides entre 2026 et 2028. D’ici là, l’industrie mondiale de l’hydrogène naturel produit moins d’énergie par jour qu’une seule éolienne terrestre.
