Christophe Hecker est porte-parole de l’initiative européenne pour l’hydrogène du sous-sol, Earth2. A l’occasion du salon Hyvolution (du 27 au 29 janvier, à Paris), qui met en avant les promesses portées par cette potentielle nouvelle source d’énergie bas-carbone, il revient sur l’actualité du secteur et les défis qu’il lui reste à affronter.
L’Usine Nouvelle.- L’hydrogène naturel est mis en avant lors de l’édition 2026 du salon Hyvolution. Après les promesses, est-ce que l’industrialisation débute dans le monde ?
Christophe Hecker.- Nous ne sommes pas encore au moment où des gisements produisent en assez grande quantité pour alimenter l’industrie. Nous sommes dans une phase d’exploration très active, avec plus de 70 projets dans le monde. Certaines sociétés sont proches de faire des découvertes significatives.
Par exemple HyTerra, dans le Kansas aux Etats-Unis, a publié il y a quelques mois les résultats d’un forage test atteignant 96% d’hydrogène. C’est important, même si l’on ne sait pas quels seraient les débits. Au Canada, MaxPower a dévoilé début 2026 avoir trouvé un flux concentré à 28%, mais qui comporte aussi 7% d’hélium – ce qui est important pour l’équation économique car ce gaz est très valorisé. En Australie, GoldHydrogen a aussi fait plusieurs annonces.
Et cela ne concerne que des sociétés côtées, qui ont intérêt à communiquer. D’autres sociétés privées sont très secrètes, comme Koloma. Celle-ci a levé 400 millions de dollars auprès de gros investisseurs (y compris des industriels comme Mitsubishi Heavy Industries), a récemment développé une filiale en Australie et signé un accord avec les Philippines, mais ne publie rien. On peut aussi citer Sinopec, la compagnie pétrolière nationale chinoise, qui a foré un puits d’hydrogène naturel en Mongolie intérieure. Ce qu’il manque aujourd’hui, c’est l’annonce d’une grande découverte. On peut l’espérer dans les 8 à 12 mois qui viennent. Ensuite, on peut imaginer le passage en phase industrielle pour prouver que cela fonctionne, avec des infrastructures qui peuvent se mettre en place rapidement.
Vos indices
Comment se positionne la France ? Début décembre 2025, la Française de l’Energie (FDE) a fait parler en débutant, en collaboration avec le CNRS, un premier forage exploratoire à Pontpierre, en Moselle [voir encadré]…
Il y a deux approches en France. La première, celle de «l’école Lorraine», consiste à récupérer l’hydrogène naturel dissous dans l’eau, que l’on trouve dans les veines des anciennes mines de charbon et qu’il faut séparer in situ, à des profondeurs assez importantes. C’est le projet Regalor2, que la Française de l’énergie mène conjointement avec le CNRS, tout en attendant un permis sur la zone pour faire de l’exploration à des fins commerciales.
La seconde, l’école plus conventionnelle, se retrouve chez les sociétés qui ont obtenu des permis dans les Pyrénées-Atlantique, et qui cherchent des systèmes analogues à ceux des secteurs pétrolier et gazier. Une roche génère de l’hydrogène naturel, en profondeur, et les sociétés cherchent des réservoirs au-dessus de celle-ci, dans lequel l’hydrogène est présent sous forme de gaz libre (mélangé à d’autres) et peut être extrait comme on le fait pour du méthane. Trois permis ont été octroyés : un à 45-8 Energy, deux à TBH2 Aquitaine. On peut aussi citer Mantle8, qui a fait une demande un peu plus à l’est, et Storengy, qui est actif dans les Landes. Nous sommes encore au stage des permis d’exploration, pour réaliser des recherches, sans forage, et identifier où forer. Une fois un site prometteur identifié, il faut à nouveau un permis de forer et une concession. Si tout se passe bien, on peut espérer la première goutte d’hydrogène naturel française pour 2028.
Le secteur vante des prix ultra-compétitifs : entre un et deux euros le kilo. Peut-on y croire alors que l’extraction requiert des forages conséquents, mais aussi des dispositifs de purification de l’hydrogène et souvent de la logistique, complexe, pour livrer les clients ?
Différentes sources étayent cette affirmation. Une étude de l’université d’Austin parvient même à la conclusion qu’aux Etats-Unis, où l’écosystème est favorable aux industries extractives, les coûts peuvent atteindre 60 à 70 centimes de dollars le kilo. Tous les acteurs communiquent aussi sur des prix aux alentours d’un dollar le kilo. Cela dépend bien sûr d’hypothèses sur le pourcentage d’hydrogène et d’autres gaz qu’il faudra traiter, et c’est un chiffre en sortie de puits. Mais on considère que l’acheminement vers le client final ne coûte que 50 centimes le kilo. Cela reste très compétitif. Bien sûr il faut de la prudence : avec les industries extractives, on ne sait pas tant qu’on n’a pas foré.
L’hydrogène bas-carbone est en difficulté. Malgré l’enthousiasme initial, les marchés attendus n’émergent pas aussi vite qu’espéré, et la pertinence de ce vecteur pour certaines applications (comme la mobilité) est remise en cause. Doit on croire que ce sera différent pour l’hydrogène naturel ?
C’est clair que la filière hydrogène n’a pas réussi à décoller comme souhaité, car le modèle économique ne tient pas la route. Pour l’instant. L’hydrogène electrolytique coûte 6 à 7 euros le kilo, quand des industriels comme ArcelorMittal, par exemple, disent avoir besoin de la molécule à 2 euros le kilo [pour réduire du minerai de fer sans charbon, ndlr]. C’est là où l’hydrogène naturel peut être considéré comme une planche de salut potentielle. Il serait compétitif avec l’hydrogène gris [produit par vaporéformage de gaz naturel, la voie majoritaire aujourd’hui, ndlr.] mais aussi avec le charbon ou le gaz naturel, notamment pour les secteurs de l’industrie lourde comme les aciéries, pour lesquels l’électricité n’est pas adaptée.
Aujourd’hui, les investisseurs sont échaudés par ce qu’il s’est passé autour de l’hydrogène vert [produit par électrolyse], au point que certains ne veulent pas entendre parler d’hydrogène naturel alors que ça n’a rien à voir ! Nous souhaitons absolument éviter l’euphorie déraisonnable qu’on a connu par le passé… Il est par exemple difficile de donner des estimations de production, et nous préférons être prudent. Une étude de McKinsey estime que cela pourrait représenter 15% de la production d’hydrogène en 2050 [35 millions de tonnes par an, soit environ un tiers de la production mondiale actuelle, dans un scénario de déploiement optimiste, ndlr], mais ce genre de prévision est toujours compliqué à faire. Forer permettra d’avoir des résultats tangibles, et non plus seulement des hypothèses. Mais cela n’empêche pas l’optimisme : c’est une industrie dont les méthodes sont proches de celle du pétrole et du gaz, que l’on connaît depuis longtemps. Cela pourrait aller très vite !
Bloquée dans le gaz de charbon, la Française de l’énergie démarre dans l’hydrogène natif en Moselle
C’est un chantier très suivi. Début décembre 2025, la Française de l’Energie (FDE) a démarré son premier forage dédié à l’hydrogène natif, à Pontpierre en Moselle. «C’est un forage vertical, qui doit atteindre 3000 à 4000 mètres de profondeur pour se rapprocher de la zone de formation de l’hydrogène. Nous sommes aujourd’hui un peu au-delà des 2700 mètres», détaille Yann Fouant, responsable des relations publiques de l’entreprise, qui précise que le chantier devrait se terminer autour du 10 février. Malgré son but scientifique – FDE travaille sur le sujet avec le CNRS – les enjeux de ce forage, baptisé «Regalor 2» sont importants. En 2023, la même entreprise, qui souhaitait analyser le potentiel de production de gaz dans les veines de charbon du sous-sol de la région, avait découvert par hasard la présence d’hydrogène, annonçant la présence potentielle d’un gisement «hors norme». Une annonce que le forage en cours doit conforter, alors que l’entreprise espère trouver de l’hydrogène concentré à 80% sous les 3000 mètres. Il s’agira aussi d’obtenir davantage d’informations sur les mécanismes de formation et le débit potentiel, encore incertain, de la petite molécule… et de tester les équipements capables de capter l’hydrogène dissous dans l’eau à ces profondeurs, où la pression et la température se font dantesques. Sujet sur lequel FDE et le CNRS travaillent avec Saint-Gobain. En parallèle, FDE – qui a vu ses espoirs d’exploiter du gaz de charbon en France douchés par une décision du Conseil d’Etat, le 16 décembre – a demandé un permis d’exploration plus large, en cours d’instruction.
