Un forage en Moselle affiche 49,6 % d’hydrogène à 2 400 mètres de profondeur, un record mondial. Et pourtant, jusqu’ici, aucune règle européenne ne définit ce que signifie « exploiter » un gisement d’hydrogène naturel. La Commission européenne vient de lancer l’étude censée changer ça.
Un contrat de plus d’un million d’euros pour cartographier 27 pays
La direction générale du marché intérieur, de l’industrie, de l’entrepreneuriat et des PME (DG GROW) a confié la mission à un consortium piloté par le cabinet néerlandais Trinomics, associé au géologue britannique Getech. Douze mois de travail, financés à plus d’un million d’euros sur les exercices 2026 et 2027. L’objectif : identifier les contextes géologiques favorables dans les 27 États membres, évaluer les perspectives d’exploitation commerciale des sites les plus prometteurs, et poser les bases d’une future réglementation. Rien d’équivalent n’existait à l’échelle continentale jusqu’à présent.
Le calendrier n’a rien d’anodin. Après plusieurs découvertes très médiatisées en France, dans les Balkans et en Espagne, Bruxelles ne pouvait plus se contenter d’observer un dossier qui avance sans elle.
Une quarantaine d’entreprises à l’affût, mais pas encore de gisement rentable
Selon Rystad Energy, une quarantaine de sociétés étaient engagées dans l’exploration de l’hydrogène naturel fin 2024, contre une dizaine à peine quatre ans plus tôt. Le mouvement est réel. Mais repérer de l’hydrogène au fond d’un forage ne suffit pas à démontrer qu’un gisement est exploitable économiquement. Sur ce point, l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques a publié un rapport qui refroidit les ardeurs : le passage à l’échelle industrielle reste, à ce stade, un pari plus qu’une certitude.
Ailleurs, la ruée a déjà commencé
Le cas le plus documenté ne se trouve pas en Europe, mais au Mali. Depuis 2012, le village de Bourakébougou couvre une partie de ses besoins en électricité grâce à un puits d’hydrogène natif quasi pur, exploité par la société Hydroma. Aux États-Unis, dans le Kansas et le Nebraska, la junior HyTerra multiplie les forages d’exploration depuis 2023. Rien de comparable, en volume, à un gisement de gaz conventionnel. Mais assez pour convaincre des investisseurs que la molécule mérite d’être cherchée sérieusement, et assez pour justifier qu’une agence européenne s’en préoccupe enfin.
Folschviller, vitrine et test grandeur nature
Dans ce paysage encore flou, la France occupe une place à part. Le forage de Folschviller, en Moselle, a enregistré cette concentration record de 49,6 % d’hydrogène à plus de 2 400 mètres de profondeur, un chiffre sans équivalent ailleurs en Europe à ce jour. La Française de l’Énergie, qui pilote le site, vise une première production commerciale à l’horizon 2028. Trois conditions doivent encore être réunies : la réussite des essais de production, la certification des ressources, et une décision d’investissement qui reste à prendre. D’autres explorations sont en cours dans le Béarn. Aucune, pour l’instant, n’a dépassé le stade préliminaire.
Le contraste est frappant avec l’hydrogène produit par électrolyse, vers lequel l’État vient de flécher 778 millions d’euros pour trois projets industriels déjà identifiés, en Lozère, en Isère et dans la Somme. L’hydrogène naturel, lui, reste une promesse géologique. Pas encore une filière.
Un vide juridique que Bruxelles veut combler
Contrairement à l’hydrogène renouvelable, encadré par les textes européens sur les énergies renouvelables, l’hydrogène naturel ne bénéficie aujourd’hui d’aucun cadre juridique spécifique. Qui détient les droits d’exploitation d’un gisement souterrain de ce type ? Quelles règles de sécurité s’appliquent à un forage ciblant une molécule aussi volatile ? Comment certifier son caractère « naturel » face à des usines d’électrolyse qui chercheront, elles aussi, à revendiquer un label bas carbone ? L’étude lancée par la DG GROW doit répondre à ces questions avant qu’un cadre législatif ne voie le jour, probablement pas avant plusieurs années.
Pour la France, l’enjeu dépasse la seule technique. La PPE3 mise sur un mix à 60 % bas carbone d’ici 2030. Si l’hydrogène natif tient ses promesses de coût, un jour, il pourrait peser dans l’arbitrage entre électrolyse subventionnée et extraction quasi gratuite. Un choix que le gouvernement n’a, pour l’instant, pas eu à trancher.
La filière hydrogène française, elle, ne peut pas se permettre d’attendre que Bruxelles tranche. Entre les lauréats de l’appel d’offres électrolyse et les débuts d’un hydrogène natif potentiellement moins coûteux à produire, la France joue déjà sur deux tableaux à la fois.
Reste une question que douze mois d’étude ne trancheront pas : combien de temps faudra-t-il pour transformer un record de concentration en molécule vendable ? La Française de l’Énergie table sur 2028. Le gaz de schiste américain, lui, a mis plus d’une décennie à passer du laboratoire au forage rentable. Le sous-sol tient rarement ses promesses dans les délais annoncés.
