Ajouter aux favoris(LA Tribune, 26/06/2024) Mali, Albanie, Pyrénées-Atlantiques, Lorraine… et même l’Ain (Rhône). Les projets d’exploration d’hydrogène se multiplient dans le monde et en France, où le gouvernement a décerné le premier d’exploration à TH2B Aquitaine, dans les Pyrénées. De quoi susciter les espoirs d’autres startups comme la jeune pousse du Centre-Val de Loire, Sudmine, qui a jeté son dévolu sur l’Ain. Des projets à mettre au regard des connaissances actuelles sur le sujet, qui sont loin de lever le voile sur le potentiel économique d’exploitation de cet or blanc, aux multiples atouts pour la décarbonation.
Cinq mille milliards de tonnes d’hydrogène natif : c’est la quantité colossale de gaz que le chercheur de l’US Geological Survey, Geoffrey Ellis, a estimé dans une étude récente (non publiée), rapporte nos confrères de l’Usine nouvelle. Des chiffres qui font rêver à l’heure où l’industrie et les transports s’intéressent de plus en plus à cet atome. Et où les promesses de l’hydrogène vert peinent à se concrétiser et les projets, à tenir les calendriers annoncés.
D’autant plus que cet hydrogène blanc, contrairement aux variantes dites « vertes », « jaunes » ou encore « grises », présente un avantage de taille en plus d’être décarboné : être produit naturellement, sans besoin d’électrolyse et donc d’énergie.
Si aucune major du secteur minier ou énergétique ne s’est encore engouffrée dans une campagne d’exploration massive, plusieurs compagnies juniors prennent les devants, en déposant des demandes de permis d’exploration. Comme TH2B Aquitaine qui a décroché, fin 2023, le premier permis national de recherche d’hydrogène blanc dans le Béarn (Pyrénées-Atlantiques).
D’autres projets d’exploration se profilent dans le bassin lorrain de Folschviller mais aussi… dans l’Ain.
La société du Loiret (Centre-Val de Loire) Sudmine, fondée en 2013 et détenue par 36 actionnaires, a annoncé avoir déposé une demande d’octroi de Permis Exclusif de Recherche de Mines (PER-M) pour une zone de 9,09 km2 dans le Bugey (Ain) – traversant les communes de Vaux-en-Bugey, Ambutrix, Bettant et Lagnieu-, afin d’évaluer la présence d’hydrogène géologique naturel, mais aussi de substances connexes, hélium et lithium dissout.
La demande, déposée le 23 mars 2023, a déjà passé les deux premières étapes du parcours : l’analyse du dossier par la Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) et la consultation publique. Elle doit désormais être examinée par la Direction générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN) avant de terminer sa course au ministère de l’économie et des finances, qui autorisera ou non l’exploration.
Vérifier la présence actuelle d’hydrogène
Car il s’agit pour l’instant de confirmer la présence d’hydrogène dans ce sol. « Les recherches bibliographiques ont montré la présence, par le passé, d’environ 5% d’hydrogène dans le champ gazier », parmi d’autres substances, précise Michaël Laloua, directeur de Sudmine et ingénieur géologue minier. Un gisement de gaz naturel a, en effet, été découvert au début du 20e siècle à Vaux-en-Bugey, ce qui a conduit à des mesures.
Ce permis doit permettre de vérifier cet indice.
Des forages d’une dizaine de centimètres de profondeur dans lesquels seront introduits des capteurs de gaz seront donc réalisés lors de cette première phase exploratoire. « Nous cherchons déjà à voir si nous trouvons des anomalies avec des teneurs en hydrogène. S’il y en a et que nous décidons d’aller plus loin, nous irons chercher des financements pour développer le projet », poursuit-il.
Pour ces premiers tests, qui pourront s’étaler sur la durée du PER-M, soit cinq ans renouvelable, une enveloppe de 50.000 euros a été approvisionnée.
« C’est un sujet nouveau qui intéresse depuis quelques années, mais nous avons encore assez peu de connaissances sur les processus de formation de l’hydrogène, de réservoirs… Nous en sommes encore au stade où l’on fait des demandes de permis de recherche pour étudier différents contextes géologiques et comprendre les phénomènes à l’origine de la production et du stockage d’hydrogène », confie Michaël Laloua.
L’idée étant de bénéficier, au travers de différents projets d’exploration menés -par d’autres sociétés également comme TB2H Aquitaine ou 48-5 Energy-, d’une diversité de contextes géologiques, autant de clés pour comprendre le cycle de vie de cet hydrogène natif. Et envisager à long terme, si les résultats se montrent concluants, une exploitation.
C’est donc avec prudence que la société avance sur ce projet dans un contexte encore flou parfois presque « survendu ».
Un potentiel de gisement encore méconnu
« En géologie, on distingue les ressources des réserves. Les ressources sont des quantités d’hydrogène mesurées, dont on ne sait pas si on pourra un jour les exploiter », introduit Laurent Truche, enseignant chercheur de l’Université Grenoble Alpes à l’Institut des Sciences de la Terre (ISTERRE).
« Tous les chiffres annoncés ne sont que des ressources, il n’y a pas de démonstration de la capacité technico-économique à la récupérer » et certaines d’entre elles n’auront peut-être jamais le potentiel du gaz naturel au Qatar, en Algérie ou ailleurs.
Si aujourd’hui, l’état des connaissances sur la formation et le cycle de vie de l’hydrogène s’améliore considérablement, « nous ne connaissons pas les quantités d’hydrogène que l’on pourrait récupérer », insiste le chercheur.
« On commence à avoir une bonne vision de la manière dont l’hydrogène est produit, migre, réagit et se retrouvé piégé. On commence vraiment à comprendre ce système hydrogène et à mettre en œuvre un guide pour l’explorer méthodiquement. Ce sont des choses qui se sont mises en place très récemment et qui vont continuer à évoluer. »
L’une des raisons de ce manque de connaissances provient du faible intérêt des majors pétrolières et des grands acteurs miniers. Car pour évaluer cette ressource, des forages sont nécessaires… mais ceux-ci sont coûteux. Or ces sociétés possèdent les fonds et les compétences pour mener à bien des campagnes massives.
Résultat : « On essaie de comprendre d’un point de vue conceptuel dans quelles zones pourraient se développer ces réservoirs d’hydrogène. Il n’y a que très peu de forages qui ont été réalisés, donc les connaissances sont imparfaites », admet l’ingénieur géologue.
Avec quelques compagnies juniors, des chercheurs académiques réalisent des campagnes d’exploration en surface, non invasives, pour détecter des fuites d’hydrogène, via des capteurs de gaz et de l’imagerie géophysique. Cette dernière vise à mieux comprendre la structure du sous-sol type de roches, la présence de failles, de roches réservoirs, etc.
Une première cartographie de gisements potentiels se dessinent à travers l’identification de zones fertiles que l’on peut distinguer en trois grands groupes : les ophiolites (fragments de la lithosphère océanique), les bassins d’avant-pays ainsi que les bassins houiller ou riches en carbonate de fer.
Malgré tout, « la France est pionnière et en avance sur les connaissances géologiques et les outils d’exploration. Mais on voit déjà d’autres pays s’intéresser fortement à l’exploration – les Etats-Unis, la Chine, l’Australie… Et il n’est pas exclu que le leadership bascule, parce que la France n’a pas les moyens de ses ambitions tant économiques que sociales », assène Laurent Truche.
Un modèle technico-économique à inventer
Ce manque de connaissances conduit aujourd’hui à rester extrêmement prudent sur le potentiel économique.
« Il n’existe pas aujourd’hui de forage qui présente un intérêt économique, ce qui peut se comprendre par le fait qu’il y a eu assez peu de forage dans cette optique et parce qu’il n’y en a peut-être pas non plus. Mais il faut être préparé à cette éventualité » , souligne Laurent Truche, qui rebondit sur l’exemple du Mali en faisant une analogie avec l’industrie gazière ou pétrolière :
Pour décarboner une aciérie de Dunkerque, il faudrait 70.000 tonnes d’hydrogène par an. Or, le forage historique de Bourakébougou, au Mali, produit 40 tonnes par an. Pour une usine d’ammoniac, il en faudrait trois fois plus, soit 210.000 tonnes.
La réserve découverte dans la mine de Bulqizë, en Albanie, est actuellement évaluée à 200 tonnes d’hydrogène exploitables par an. « Nous sommes donc très loin de faire la démonstration de l’existence de réservoir à l’échelle de la demande industrielle, pour le moment », résume le chercheur.
Celui-ci rappelle d’ailleurs qu’aujourd’hui, 100 millions de tonnes d’hydrogène manufacturé sont consommés chaque année, uniquement pour répondre aux besoins historiques, sans prendre en considération la décarbonation des transports ou le développement d’une « économie hydrogène » qui pourrait se traduire par une multiplication par 5 ou 10 des besoins finaux.
Reste à savoir quel sera également le coût de cette ressource naturelle. Si les méthodologies d’extraction, de stockage et de transport ne devraient pas être un enjeu particulier, la facture dépendra de la profondeur du forage. Sans oublier la purification de celui-ci, l’hydrogène étant souvent présent avec d’autres gaz, dans des proportions inégales pouvant aller de 2% à presque 100% ainsi que le développement des infrastructures de transport.
La simplification des procédures
Dans ce nouvel échiquier énergétique, dessinée par la guerre en Ukraine, Emmanuel Macron a affirmé vouloir faire de la France l’un des premiers pays producteurs d’hydrogène naturel.
« La France est un des pays qui a le plus d’hydrogène naturel. Il faut innover dans les façons de l’exploiter, ce qui est possible grâce à la modernisation du code minier », a souligné le président de la République à l’occasion des deux ans du plan France 2030 en décembre dernier.
Une ambition confirmée par une modification du Code minier qui devrait entrer en vigueur à l’été 2024. Bruno Le Maire et Roland Lescure ont annoncé le 12 avril dernier, des mesures de simplification qui permettront d’accélérer les procédures minières, notamment pour des projets importants pour la transition énergétique et la sécurité d’approvisionnement.
Cette évolution, devrait permettre de réduire le délai d’instruction des PER à 6-9 mois, soit une division par deux des délais actuels (qui sont de 16 à 18 mois), avec un gain moyen par projet de plus de 6 mois, indique le Ministère de l’Economie et des Finances par voie de communiqué.
« L’instruction du dossier se fait en plusieurs étapes et à plusieurs échelons. Au niveau régional, la DREAL réalise une première analyse des informations reçues, une consultation publique est ensuite organisée. Une fois l’avis de la DREAL rendu, le dossier remonte au niveau national et atterrit dans les mains de la direction générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN). Avant de terminer sa course au ministère de l’économie et des finances » , rappelle Michaël Laloua.
Cela sera d’autant plus attractif que la démarche d’exploration en elle-même demeure raisonnable. Un chantier à la portée des startups, estime Laurent Truche : « C’est tout à fait possible de demander un permis d’exploration, d’acheter une forme de concession du terrain et de sécuriser un avoir qu’elles pourront revendre ensuite à d’autres compagnies. »
Il poursuit : « Ce sont des choses très courantes depuis près de deux siècles : des compagnies juniors achètent des concessions à un prix attractif, réalisent des travaux de petite ampleur qui ne permettent pas de mettre en exploitation. L’intérêt est souvent d’attirer les investisseurs en exagérant les ressources. »
Acceptabilité des projets, impact environnemental : deux freins potentiels
Mais contrairement au gouvernement et à l’Union européenne, plutôt alignés sur l’ambition de développer un approvisionnement minier en Europe, l’acceptabilité de tels projets reste une question clé à ne pas négliger pour l’ingénieur géologue.
La mine de lithium d’Imerys dans l’Allier témoigne des craintes des citoyens et des associations de voir de tels projets émergés près de chez eux. Que ce soit pour des questions environnementales ou la destruction du paysage.
Et il faut avouer que la question se pose : « Il y aurait sans doute un impact sur l’environnement comme toute activité. On sait qu’il y a des communautés bactériennes profondes qui vivent sur cette production d’hydrogène et on est en droit de se poser la question de la contamination de ces espèces » , confie Laurent Truche.
Le chercheur souligne ainsi le besoin de considérer l’impact environnemental dès le début des projets d’exploitation afin de juger et de choisir collectivement si on souhaite ou non exploiter cette éventuelle réserve. En vérifiant si les bénéfices seront supérieurs aux impacts qui découleront de cette activité comparé à des enjeux de décarbonation mais aussi d’indépendance énergétique