La sonde SysMoG : l’invention française qui a découvert le plus grand gisement d’hydrogène naturel au monde

Une sonde de six centimètres de diamètre, descendue dans un ancien forage de mine de charbon dans l’est de la France, a fondamentalement modifié ce que nous savions de l’hydrogène sur cette planète. Voici comment fonctionne la sonde SysMoG, comment l’hydrogène sera extrait à l’échelle industrielle, qui a conçu cette technologie — et quelles sont ses prochaines destinations.

Temps de lecture : 14 minutes · Publié en mai 2026 sur e-fuels.ai

Un derrick de forage industriel. Les forages de Folschviller et de Pontpierre exploités par FDE utilisent des installations d’envergure comparable pour explorer les formations carbonifères profondes du bassin lorrain. Photo : Zbynek Burival / Unsplash (licence libre, sans obligation de mention).

Une découverte fortuite

Fin 2022, deux chercheurs du laboratoire GeoRessources de Nancy — Jacques Pironon et Philippe De Donato, tous deux directeurs de recherche au CNRS — ne cherchaient pas d’hydrogène. Ils cherchaient du méthane.

Leur projet, baptisé REGALOR (REssource GAzière de LORraine), était une initiative régionale financée par le programme européen FEDER, l’État français et la Région Grand Est, avec pour partenaire industriel la Française de l’Énergie (FDE). L’objectif était simple : évaluer les réserves de méthane piégées dans les couches de charbon de l’ancien bassin minier lorrain, en vue d’une production gazière locale.

Pour réaliser leurs mesures, ils avaient besoin d’un instrument qui n’existait pas encore. Les anciens forages de méthane du bassin carbonifère, creusés au XX^e siècle, présentaient des tubages étroits — généralement 6 centimètres de diamètre intérieur. Aucune sonde commerciale disponible sur le marché ne pouvait descendre dans des espaces aussi réduits et analyser les gaz dissous dans les eaux souterraines profondes.

Ils en ont donc construit une.

En collaboration avec la société d’ingénierie franco-suisse Solexperts, l’équipe nancéienne a conçu une sonde de surveillance miniaturisée, assez fine pour glisser dans un puits de 6 cm, assez longue pour atteindre des profondeurs de 1 200 à 1 500 mètres, et équipée d’un système de prélèvement capable de pomper les eaux souterraines profondes jusqu’en surface pour une analyse des gaz en temps réel. Ils l’ont appelée SysMoG — abréviation de « Système de Monitoring de Gaz ».

Lors de son premier déploiement à Folschviller (une petite commune à 50 km à l’est de Metz), c’était une première mondiale. Un suivi gazeux continu in situ à cette profondeur, dans un forage aussi étroit, n’avait jamais été réalisé auparavant. La sonde révéla exactement ce qui était attendu — de fortes concentrations de méthane dans les couches charbonneuses, à environ 96 % de pureté, sans contaminants toxiques. Mais elle révéla aussi quelque chose que les chercheurs n’avaient absolument pas anticipé.

Plus la sonde s’enfonçait, plus elle trouvait d’hydrogène.

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Comment fonctionne concrètement la sonde SysMoG

Le principe de SysMoG est élégant, et étonnamment accessible une fois décomposé. Il ne s’agit pas d’un instrument unique — c’est un système de prélèvement et d’analyse, réparti entre le fond du puits et la surface.

Analyse des gaz en temps réel en tête de puits. Équipement de spectroscopie infrarouge du type utilisé pour analyser le mélange gazeux extrait par la sonde SysMoG. Chaque molécule de gaz absorbe la lumière à des longueurs d’onde qui lui sont propres, permettant de mesurer avec précision les concentrations de H₂, CH₄, CO₂, O₂ et N₂ en temps réel. Photo : Louis Reed / Unsplash (licence libre).

Étape 1 — Prélèvement par membrane sélective en profondeur

La sonde contient une membrane polymère perméable. Lors de sa descente dans les eaux souterraines profondes, les gaz dissous — dont l’hydrogène, le méthane, le CO₂, l’azote et l’oxygène — diffusent à travers la membrane dans une chambre interne contrôlée. La performance technique clé réside dans la sélectivité de la membrane : elle laisse passer les gaz, mais retient l’eau elle-même ainsi que la plupart des impuretés. Cela supprime les problèmes de contamination qui affectent les prélèvements gazeux conventionnels en profondeur.

Étape 2 — Acheminement du gaz jusqu’en surface

Le mélange gazeux capté est continuellement acheminé vers la surface par un tube étroit intégré au câble de la sonde. Le flux peut fonctionner selon deux modes : statique (attente de l’équilibre à une profondeur donnée) ou dynamique (prélèvement continu pendant le déplacement de la sonde). Cette double capacité est l’un des éléments protégés par le brevet européen déposé en avril 2023.

Étape 3 — Spectroscopie infrarouge en temps réel en surface

En tête de puits, le mélange gazeux entre dans un analyseur de spectroscopie infrarouge. Chaque molécule de gaz possède une « empreinte » infrarouge unique — le méthane, l’hydrogène, le CO₂ et l’azote absorbent tous la lumière à des longueurs d’onde caractéristiques. En mesurant la quantité de lumière absorbée par chaque gaz, le système peut déterminer la concentration de chaque composant du mélange, en temps réel, avec une grande précision.

Le résultat est un profil de concentration continu des gaz dissous en fonction de la profondeur. Pour la première fois au monde, les géologues peuvent établir une « carte gazière » haute résolution du sous-sol profond, in situ, sans détruire l’échantillon.

Pourquoi c’est important sur le plan technique

• Diamètre : inférieur à 6 cm — compatible avec les forages hérités de l’ère minière du XX^e siècle
• Profondeur atteinte : 1 200 m démontrés, 1 500 m en maximum théorique
• Analytes : H₂, CH₄, CO₂, O₂, N₂ mesurés simultanément en temps réel
• Résolution : profil de profondeur continu, et non des prélèvements ponctuels
• Brevet : demande de brevet européen déposée en avril 2023, détenu conjointement par l’Université de Lorraine, le CNRS et Solexperts
• Durée d’évaluation d’un puits : moins de 48 heures avec la variante GH2asBusters

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Ce qu’elle a trouvé en Lorraine

Le forage de Folschviller, échantillonné progressivement de fin 2022 à 2023, a fourni des résultats que les chercheurs ont d’abord eu du mal à croire.

À une profondeur de 600 à 800 mètres, le gaz dissous dans l’aquifère profond était composé à plus de 96 % de méthane. Résultat attendu. À 1 100 mètres, la concentration en hydrogène dans le gaz dissous atteignait 14 %. À 1 250 mètres, profondeur maximale accessible par la sonde, l’hydrogène avait grimpé à environ 20 %. La concentration augmentait de façon approximativement linéaire avec la profondeur.

Par extrapolation, le modèle géochimique de l’équipe prévoyait qu’à 3 000 mètres de profondeur, l’hydrogène pourrait dépasser 90 % du gaz dissous. Si cela est confirmé par des forages plus profonds, le bassin lorrain pourrait contenir jusqu’à 46 millions de tonnes d’hydrogène naturel — soit plus de la moitié de la production annuelle mondiale actuelle d’hydrogène gris, sous une superficie de 490 km² dans l’est de la France.

Au-dessus du bassin carbonifère lorrain. Le bassin de 490 km² où de l’hydrogène naturel a été détecté s’étend sur les départements de la Moselle et de la Meurthe-et-Moselle, entre Metz et la frontière allemande. Sous ces paysages ruraux, des couches de charbon fracturées constituent des canaux de migration naturels pour l’hydrogène remontant de formations plus profondes. Photo : Federico Respini / Unsplash (licence libre).

L’équipe estime que l’hydrogène est produit par des réactions de serpentinisation dans les roches du socle plus profond — de l’eau réagissant avec des minéraux riches en fer pour libérer de l’hydrogène — combinées à des processus de craquage thermique actifs à l’échelle des temps géologiques. Les couches de charbon fracturées de Lorraine jouent le rôle de canaux de migration naturels, acheminant l’hydrogène profond jusqu’aux niveaux où il peut être détecté, et in fine extrait.

SysMoG a-t-il passé la phase de tests en conditions réelles ?

C’est la question qui détermine si la découverte lorraine relève de la curiosité de laboratoire ou de la réalité industrielle. La réponse courte, en mai 2026, est oui — pour la phase d’exploration et de caractérisation. Voici le point de situation détaillé.

En résumé : SysMoG a clairement franchi les étapes de la preuve de concept et du déploiement commercial initial. Ce n’est plus un prototype. Il est utilisé de manière routinière sur de véritables projets d’exploration en Lorraine, et constitue désormais la technologie de référence pour l’analyse in situ des gaz dissous dans les forages de petit diamètre à l’échelle mondiale. Sa commercialisation par Solexperts lui ouvre une voie vers le passage à l’échelle industrielle.

Ce qui reste à résoudre, c’est la question de l’extraction en profondeur. Détecter de l’hydrogène à 1 200 m est une chose. Le confirmer et le quantifier à 3 000 m, puis le produire, nécessite des technologies encore en cours de développement — dont la prochaine génération de SysMoG elle-même.

De la détection à la production : comment extraire concrètement l’hydrogène ?

Détecter de l’hydrogène en profondeur constitue un défi. Le produire à l’échelle industrielle, le purifier et le livrer à des clients en est un autre — et c’est celui-là qui déterminera si la Lorraine devient une véritable province énergétique ou reste une curiosité scientifique intéressante.

La bonne nouvelle est que la trajectoire d’ingénierie, bien qu’encore en cours de développement, est raisonnablement bien comprise. Elle s’appuie sur un siècle d’expérience dans la production de gaz conventionnel et sur des avancées plus récentes en matière de séparation membranaire. La mauvaise nouvelle est que personne, nulle part dans le monde, n’a encore exploité une installation de production d’hydrogène naturel à l’échelle commerciale. La Lorraine est en passe d’être l’une des premières.

Voici comment cela fonctionnera — en cinq étapes.

Étape 1 — Forer les puits de production

La première étape est peu spectaculaire et capitalistiquement intensive. Les puits de détection comme Pontpierre PTH-2 sont des instruments scientifiques — étroits, à usage unique, conçus pour confirmer la présence d’hydrogène et mesurer sa concentration. Les puits de production sont des infrastructures industrielles : plus larges en diamètre (généralement 18 à 30 cm), renforcés par des tubages multiples, équipés de pompes de fond et de dispositifs de contrôle de pression, et raccordés à des installations de traitement en surface.

Pour le bassin lorrain, où l’hydrogène est dissous dans l’eau d’aquifères profonds situés entre 2 500 et 3 500 mètres, les puits de production ressembleront à ceux utilisés par les industries du gaz naturel et de la géothermie. Les partenaires techniques déjà impliqués dans PTH-2 — RED Drilling, Schlumberger (SLB), Baker Hughes et Weatherford — sont les mêmes sociétés qui forent des puits pétroliers et gaziers conventionnels dans le monde entier. L’expertise en forage est éprouvée. Ce qui est nouveau, c’est l’architecture du puits, optimisée pour l’hydrogène plutôt que pour le méthane.

Ordre de grandeur des coûts : un seul puits de production profond dans cette configuration devrait coûter entre 5 et 15 millions d’euros, selon la profondeur, la géologie et la complexité de complétion. Pour une production à l’échelle commerciale depuis le périmètre du permis des Trois-Évêchés, FDE devra forer plusieurs dizaines de puits, voire plus d’une centaine, au cours de la prochaine décennie.

Étape 2 — Remonter le gaz dissous en surface

C’est là que l’extraction lorraine diffère fondamentalement de la production classique d’hydrogène naturel dans des pays comme le Mali, où le gaz est sec — déjà sous forme gazeuse, piégé dans des réservoirs conventionnels. En Lorraine, l’hydrogène est dissous dans des eaux souterraines profondes, à l’image du CO₂ dissous dans une bouteille d’eau gazeuse fermée.

Pour le produire, le principe d’ingénierie est le même que celui qu’un cuisinier comprend intuitivement : réduire la pression et le gaz dissous s’échappe. L’eau de l’aquifère profond est pompée vers le haut à travers le puits de production. En remontant, la pression hydrostatique chute naturellement — d’environ 300 bar à 3 000 mètres jusqu’à la pression atmosphérique en surface. Les gaz dissous sortent de solution et se dégagent sous forme de bulles, dans un processus appelé dégazage ou séparation flash.

En tête de puits, le mélange gaz-eau entre dans une série de séparateurs fonctionnant à des pressions décroissantes. La phase gazeuse, désormais libérée, est collectée et acheminée vers l’étape suivante. L’eau résiduelle — partiellement appauvrie en gaz dissous mais contenant encore des minéraux et une certaine quantité d’hydrogène résiduel — doit être gérée avec soin.

C’est là que l’ingénierie se complexifie. Pour maintenir des taux d’extraction économiquement viables, l’eau appauvrie doit soit être réinjectée dans l’aquifère (production en circuit fermé, similaire à la géothermie), soit traitée et rejetée. La réinjection est préférable pour deux raisons : elle préserve la pression de l’aquifère et prolonge la productivité du réservoir, et elle évite les risques environnementaux liés au rejet en surface d’eaux souterraines profondes minéralisées. FDE a indiqué, dans sa documentation de permis, que la réinjection en circuit fermé est l’approche visée.

Étape 3 — Séparer l’hydrogène des autres gaz

Le mélange gazeux brut sortant des séparateurs n’est pas de l’hydrogène pur. Même à la concentration théorique de plus de 90 % que FDE projette en profondeur, le flux en tête de puits contiendra du méthane (CH₄), du dioxyde de carbone (CO₂), de l’azote (N₂), des traces d’hélium et de la vapeur d’eau. Les clients industriels — piles à combustible, sidérurgie, synthèse d’e-carburants — exigent de l’hydrogène à une pureté de 99,9 % ou supérieure. Le gaz doit donc être séparé et purifié.

Trois technologies industrielles sont éprouvées pour cette tâche :

L’adsorption modulée en pression (PSA) est le procédé de référence de l’industrie mondiale de l’hydrogène. Elle utilise des lits de matériaux adsorbants solides (généralement des zéolithes ou du charbon actif) qui piègent sélectivement les molécules les plus lourdes à haute pression et les libèrent à basse pression. En faisant alterner la pression dans plusieurs lits en parallèle, la PSA délivre de l’hydrogène à 99,99 % de pureté en flux continu. Toutes les installations de production d’hydrogène gris et bleu dans le monde utilisent la PSA. La technologie est parfaitement éprouvée, et fournie par des entreprises telles qu’Air Liquide, Linde et Air Products.

La séparation par membrane polymère est plus récente et de plus en plus attractive pour les applications à l’hydrogène naturel. L’hydrogène est la plus petite molécule qui existe, et certaines membranes polymères — notamment en polyimide et en polysulfone — laissent passer l’hydrogène tout en bloquant les gaz plus lourds. La technologie consomme moins d’énergie que le PSA, ne comporte aucune pièce mobile, se dimensionne de façon linéaire (il suffit d’ajouter des modules) et fonctionne bien aux pressions de gaz naturellement disponibles en tête de puits. L’équipe lorraine a accumulé une expertise significative sur les membranes sélectives à l’hydrogène grâce à ses travaux sur SysMoG, et ce savoir-faire se transfère directement à la séparation industrielle. Plusieurs brevets américains décrivent des systèmes complets combinant séparation membranaire et PSA en aval, afin de tirer le meilleur des deux approches — l’efficacité énergétique assurée par l’étage membranaire, la pureté ultime apportée par le PSA de finition.

La distillation cryogénique est la troisième option, utilisée lorsqu’une très haute pureté est requise et que le coût de l’énergie n’est pas la contrainte principale. Elle est plus capitalistique, mais éprouvée à grande échelle par les grands industriels du gaz.

Pour la Lorraine en particulier, une configuration hybride membrane + PSA est la conception industrielle la plus probable. C’est ce que proposent pour des projets similaires de grands spécialistes de la séparation des gaz comme Air Liquide.

Étape 4 — L’outil SYSPROG : faire le lien entre détection et production

Un élément qui n’a quasiment pas été couvert par les médias mérite d’être souligné ici. Parallèlement à SysMoG (la sonde de détection), FDE et ses partenaires de recherche ont développé un second outil baptisé SYSPROG. Là où SysMoG est conçu pour mesurer les concentrations de gaz et valider les réserves, SYSPROG se positionne à l’extrémité production du spectre — il caractérise le comportement dynamique du réservoir en conditions d’écoulement.

En termes simples : SysMoG vous dit ce qui se trouve en profondeur. SYSPROG vous dit à quelle vitesse vous pouvez l’extraire, comment le réservoir réagit lorsque vous pompez, et si le flux d’hydrogène est soutenable dans le temps. Les deux outils seront déployés conjointement dans le périmètre du permis des Trois-Évêchés, et FDE a déjà annoncé qu’ils seront également exportés pour tester des puits dans le Kansas, aux États-Unis, à partir du second semestre 2026. Cela positionne le cluster d’innovation français comme la référence de facto pour l’industrie mondiale de l’hydrogène naturel.

Étape 5 — Compression, stockage et injection dans le réseau

Une fois purifié, l’hydrogène doit être acheminé jusqu’à ses consommateurs industriels. C’est là que la géographie lorraine devient un avantage unique. Dans un rayon de 100 kilomètres autour du périmètre du permis des Trois-Évêchés se trouvent :

• Le pipeline hydrogène MosaHYc, exploité par GRTgaz et Creos, reliant la France, l’Allemagne et le Luxembourg. Mise en service prévue fin 2027. Capacité de 50 000 tonnes d’hydrogène par an d’ici 2030. Premier grand client : l’aciérie Dillinger Hütte en Sarre.
• La plateforme industrielle de Carling en Moselle, ancien site pétrochimique en pleine reconversion, où TotalEnergies et d’autres opérateurs développent la chimie bas-carbone.
• Le cluster sidérurgique sarrois (Dillinger, Rogesa, ArcelorMittal Eisenhüttenstadt indirectement), tous sous pression pour se décarboner d’ici 2030-2035.
• De multiples projets de carburants de synthèse et d’électrolyseurs annoncés le long du corridor MosaHYc par Verso Energy, H2V, Gazel Energie, RWE et Iqony.

L’hydrogène naturel produit sur le permis des Trois-Évêchés peut être comprimé, injecté directement dans MosaHYc et livré aux consommateurs industriels sans jamais être transporté par camion ou par navire. C’est le chaînon économique manquant. La plupart des projets hydrogène dans le monde se heurtent au coût du transport et de la distribution du gaz. L’hydrogène naturel lorrain sort du sol au cœur d’un corridor industriel de consommation déjà construit.

Pour référence : le coût de compression de l’hydrogène de la pression atmosphérique à la pression réseau (environ 70 bar) et de son injection dans un réseau représente typiquement 0,20 à 0,50 euro par kilogramme. Pour un hydrogène naturel produit à potentiellement moins d’un euro par kilogramme, ce coût de transport reste modeste et économiquement supportable.

Un calendrier réaliste

En combinant l’ensemble de ces étapes, FDE a indiqué publiquement que la production commerciale sur le permis des Trois-Évêchés pourrait débuter aux alentours de 2030, avec une montée en puissance progressive au cours des premières années de la décennie 2030. Les étapes intermédiaires sont les suivantes :

• 2026-2027 : poursuite des forages d’exploration, caractérisation de puits supplémentaires, cartographie géographique du réservoir.
• 2027-2028 : puits de production pilote, en coordination avec la mise en service de MosaHYc.
• 2028-2029 : conception et ingénierie de la première installation de traitement à échelle commerciale (membrane + PSA, système de réinjection, raccordement au pipeline).
• 2030 et au-delà : déploiement progressif de plusieurs puits de production sur les 2 254 km² du périmètre du permis, avec une production annuelle passant de kilotonnes à potentiellement des centaines de kilotonnes.

Ce calendrier est cohérent avec la première échéance réglementaire de FDE fixée à janvier 2031, définie dans l’arrêté du permis des Trois-Évêchés, par laquelle la société doit démontrer des flux d’hydrogène soutenables.

Pourquoi cette innovation franco-suisse compte à l’échelle mondiale

L’industrie de l’hydrogène naturel, en tant qu’activité commerciale sérieuse, n’existait pas il y a cinq ans. Aujourd’hui, des permis d’exploration sont délivrés à travers l’Europe, les États-Unis, l’Australie, le Mali, l’Albanie et le Brésil. Des dizaines de millions de dollars affluent vers des startups comme Koloma, HyTerra, 45-8 Energy et FDE elle-même.

Et chacun de ces projets se heurte au même défi fondamental : comment mesurer l’hydrogène avec précision, en temps réel, en profondeur, sans détruire l’échantillon ? La chromatographie en phase gazeuse conventionnelle nécessite une analyse en laboratoire d’échantillons physiques. La spectrométrie de masse est coûteuse et lente. La détection acoustique repère le gaz en vrac mais ne permet pas de distinguer l’hydrogène des autres gaz légers. Avant SysMoG, il n’existait pas de réponse standard.

En résolvant en premier le problème de la mesure, Pironon, De Donato, GeoRessources, le CNRS, l’Université de Lorraine et Solexperts n’ont pas seulement découvert ce qui pourrait être le plus grand réservoir d’hydrogène naturel au monde — ils ont également construit l’instrument dont l’ensemble de l’industrie mondiale de l’exploration a désormais besoin. Le bassin lorrain pourrait se révéler être le plus grand gisement mondial, ou l’un de plusieurs champs majeurs. Quoi qu’il en soit, la technologie utilisée pour le trouver est française, le brevet est européen, et l’opérateur commercial est Solexperts.

Pour une région longtemps associée au déclin de l’industrie lourde — les mines de charbon de la Moselle ont fermé définitivement en 2004 — c’est un retour remarquable sur le devant de la scène de l’histoire énergétique européenne. Les mêmes formations carbonifères qui ont alimenté la révolution industrielle pourraient bien alimenter la prochaine.

Un nouveau chapitre pour la Lorraine. Les mêmes formations carbonifères qui ont alimenté la révolution industrielle pourraient bien alimenter la prochaine. Du charbon à l’hydrogène naturel, la région est en train de devenir discrètement l’un des territoires énergétiques les plus stratégiques d’Europe. Photo : Bailey Zindel / Unsplash (licence libre).