200 °C et 60 jours en éprouvette, l’hydrogène du minerai de fer n’est pas encore un gisement

Vous avez peut-être lu qu’une « mine d’hydrogène vert » dormait sous la poussière rouge d’Australie. L’expérience publiée en 2026 par des chercheurs de l’université Edith Cowan, à Perth, tient dans une cellule de laboratoire : de la magnétite maintenue sous pression dans de l’eau à 200 °C pendant 60 jours, qui dégage de l’hydrogène, environ cinq fois plus par gramme en poudre qu’en bloc. L’article, paru dans l’International Journal of Hydrogen Energy, ne décrit aucun gisement découvert : il décrit une réaction.

« L’Australie pourrait être assise sur une réserve énergétique massive et inexploitée, et le potentiel est énorme », déclare Alireza Keshavarz, coauteur de l’étude, dans le communiqué de l’université Edith Cowan. La qualification est celle des auteurs, appliquée aux formations de fer rubané d’Australie-Occidentale.

La géométrie de la roche compte autant que le minerai

Le titre de l’étude annonce des contrôles « pilotés par la géométrie », et c’est là le vrai résultat. La production d’hydrogène tient à la quantité de magnétite présente, mais aussi à la facilité avec laquelle l’eau atteint des surfaces minérales fraîches, par les fractures, les pores et les chemins perméables. L’écart entre la poudre et le bloc vient de là : à masse égale, la poudre offre bien plus de surface accessible. C’est ce que la formule de « mine d’hydrogène » efface, une roche riche en magnétite mais compacte libère peu.

Les mêmes travaux ouvrent une piste plus offensive. En injectant une solution dans des formations de fer rubané, l’équipe a augmenté la génération d’hydrogène, ce qui rend envisageable, un jour, de provoquer sous terre une production que l’on se contenterait sinon de récolter. Aucun puits ne le fait aujourd’hui.

Vert, blanc, stimulé, trois hydrogènes différents

Les trois mots circulent ensemble et ne recouvrent pas la même chose. L’hydrogène vert se fabrique, par électrolyse de l’eau alimentée en électricité décarbonée. L’hydrogène blanc, dit aussi natif, se trouve déjà dans le sous-sol : il ne demande aucune transformation polluante et n’émet pas de CO2 à la combustion, rappelait le ministère de la Transition écologique en annonçant le premier permis d’exploration français, accordé par arrêté du 23 novembre 2023 à TBH2 Aquitaine, sur 225 km² des Pyrénées-Atlantiques et pour cinq ans. L’hydrogène stimulé, celui de l’expérience australienne, n’existe qu’en laboratoire.

Naturel ne signifie pas disponible. Les castors du Somerset creusent des pare-feu que personne ne leur a commandés, et un sous-sol qui fabrique de l’hydrogène ne garantit ni débit, ni concentration, ni coût d’extraction.

Ce que la Lorraine mesure déjà

L’État a recensé trois zones où de l’hydrogène natif a été détecté dans des flux de surface : le bassin aquitain, le piémont pyrénéen et le bassin houiller lorrain. Ce point d’étape, publié le 30 juin 2025, pose aussi la limite, puisque seuls des forages d’exploration sur site permettront d’estimer le potentiel réel. Deux permis exclusifs de recherches ont été attribués le 21 février 2025 dans les Landes et les Pyrénées, publiés au Journal officiel le 29 mars 2025.

En Moselle, La Française de l’Énergie a poussé le puits PTH-2 jusqu’à 3 655 mètres, le forage le plus profond jamais consacré à l’hydrogène naturel selon l’entreprise, et a mesuré le gaz directement dans la roche. Dans le puits PTH-2 de Pontpierre, en Moselle, la teneur en hydrogène naturel mesurée passe de 36,1 % à 2 242 mètres de profondeur à 49,6 % à 2 426 mètres, soit 13,5 points gagnés en 184 mètres (La Française de l’Énergie, 23 juin 2026). La concentration monte donc avec la profondeur, sur cet intervalle au moins.

Les deux annonces emploient les mots « hydrogène naturel » sans se situer au même endroit de la chaîne.

Autour du puits mosellan, l’industrialisation s’organise déjà sur le papier : une étude de faisabilité sur les infrastructures a été confiée à Teréga Solutions, et le programme est soutenu par la Région Grand Est et le Fonds de transition juste européen.

La suite est datée. Après avoir validé sa sonde de séparation membranaire au delà de 3 000 mètres de profondeur, l’entreprise vise une première production fin 2028 ou début 2029.

Article créé en collaboration avec l’IA.