Électrification industrielle : du potentiel technique au projet réellement investissable

L’IEA a évalué, région par région, la part de la consommation fossile qui peut être électrifiée de façon rentable dans les conditions actuelles. Pour la chaleur industrielle basse et moyenne température, c’est-à-dire en dessous de 400 °C dans la définition du rapport, la réponse est proche de 40 %. Les secteurs concernés sont précisément ceux que nous croisons le plus souvent : agroalimentaire, papier, textile et une partie de la chimie.

Ce chiffre doit cependant être lu pour ce qu’il est. L’IEA se place du point de vue de l’investisseur, avec des prix, des coûts et des taux d’utilisation moyens par région. Son analyse n’intègre pas les coûts et bénéfices à l’échelle du système, comme les infrastructures ou la sécurité d’approvisionnement. Le rapport reconnaît d’ailleurs que ce potentiel n’est pas pleinement exploité en pratique, faute d’infrastructures, de connaissance des solutions ou d’accès au financement.

Un potentiel de 40 % ne signifie donc pas que 40 % des projets industriels sont prêts à être financés et construits. Sur un site donné, il faut encore vérifier le niveau de température, le profil de charge, la disponibilité d’une source de chaleur, la compatibilité avec le procédé, la puissance électrique raccordable, le CapEx, le taux d’utilisation et le coût réel de l’électricité, réseau et surcharges compris.

Un potentiel économique global ne constitue pas encore un business case industriel. Le problème n’est plus d’abord technologique, il est devenu un problème d’intégration et de transformation des procédés.

Une chaleur à 70 ou 80 °C peut être compatible avec une pompe à chaleur très performante. Un besoin vapeur, lui, peut être traité par plusieurs architectures très différentes : maintien de la vapeur avec une chaudière électrique ou une pompe à chaleur vapeur, recompression mécanique de vapeur (RMV) lorsque le procédé produit lui-même des buées récupérables, conversion d’une partie des consommateurs vers un réseau d’eau chaude ou récupération directe. Le choix dépend moins de la technologie que de ce dont le procédé a réellement besoin.

À plus haute température, d’autres technologies apparaissent : résistances électriques, induction, fours et arcs électriques. Mais la logique économique change. L’IEA le résume ainsi : l’avantage d’efficacité de l’électricité diminue quand la température augmente. Au-delà de 150 °C, la parité de coût en fonctionnement continu devient plus difficile à atteindre, parce que le rendement des technologies électriques se rapproche de celui des technologies conventionnelles. L’économie du projet dépend alors de plus en plus du prix de l’électricité et de la capacité à profiter des heures où elle est bon marché.

C’est pour cette raison que la première question d’un projet d’électrification n’est pas « quelle machine ? », mais « quelle température ? ». Il faut distinguer la température historique du réseau, celle du fluide utilité et celle réellement nécessaire au procédé. L’écart entre les trois est souvent le premier gisement d’un projet, et parfois la condition de sa faisabilité.

La température n’est plus seulement une donnée process. Elle devient une variable stratégique du business case.

Sur le graphique de l’IEA, la RMV apparaît avec une efficacité relative d’environ 1,7, contre plus de 3 pour une pompe à chaleur. Pourtant, sur une évaporation industrielle, nous avons mesuré une consommation d’énergie finale 25 fois plus faible avec une recompression mécanique de vapeur qu’avec l’évaporateur simple effet qu’elle remplaçait.

Les deux chiffres ne se contredisent pas, ils ne mesurent pas la même chose. L’axe de l’IEA ne représente pas un COP : il compare chaque technologie électrique à la technologie conventionnelle qu’elle remplace, en moyenne mondiale. Or une RMV ne fonctionne ni comme une chaudière électrique, qui transforme de l’électricité en chaleur, ni comme une pompe à chaleur, qui remonte une chaleur basse température au niveau utile. Elle récupère la vapeur produite par le procédé, la recomprime et la réutilise directement dans ce même procédé. Son gain dépend donc entièrement de la référence.

Face à un évaporateur simple effet, le gain peut être spectaculaire, et c’est notre facteur 25. Face à un multi-effets performant ou à une installation déjà équipée de thermocompression, l’écart se réduit fortement. Un chiffre d’efficacité de RMV qui n’annonce pas sa référence n’a donc pas de sens, et c’est précisément pour cela que la RMV ne peut pas être évaluée comme un équipement isolé : elle modifie les pressions, les températures et l’équilibre thermique de toute la chaîne d’évaporation. Nous détaillons ce mécanisme dans notre article sur la recompression mécanique de vapeur.

La RMV n’est pas simplement une technologie de production de chaleur. C’est une transformation du procédé.

Une pompe à chaleur peut être très performante énergétiquement et rester plus chère que le gaz à l’usage. Tout dépend du rapport entre le prix de l’électricité et celui du gaz. Pour livrer 1 MWh de chaleur utile, une chaudière gaz de rendement η consomme 1/η MWh de gaz, tandis qu’une pompe à chaleur consomme 1/COP MWh d’électricité. La pompe à chaleur est donc moins chère à l’usage si son COP dépasse le produit du rendement de la chaudière par le ratio des prix.

Avec une chaudière gaz à 87 % de rendement, le seuil devient très concret :

Prenons une pompe à chaleur industrielle performante, avec un COP de 3,5, qui est l’hypothèse retenue par l’IEA dans son analyse du coût de la chaleur des pompes à chaleur industrielles. Elle ne bat le gaz que si le MWh électrique coûte moins de 4 fois le MWh gaz. Or dans les dossiers industriels belges que nous traitons, le MWh électrique coûte, tout compris, de 3 à 5 fois le MWh gaz. Même avec une bonne machine, on se trouve souvent pile sur la ligne, et quelques dixièmes de COP suffisent à faire basculer le business case.

Ce seuil se traduit directement en températures. Le COP dépend de l’écart entre la température de la source de chaleur et celle du besoin : pour un besoin vers 80 °C, viser un COP de 3,5 revient à limiter cet écart à environ 35 °C. À besoin identique, une source à 45 °C est donc beaucoup plus favorable qu’une source à 20 °C, livrer à 70 °C plutôt qu’à 90 °C change la rentabilité, et chaque pincement supplémentaire dans les échangeurs dégrade la performance. Un bon business case de pompe à chaleur commence rarement par le choix de la machine : il commence par le procédé, la source disponible et la température réellement demandée. Notre sélecteur de pompe à chaleur permet de tester rapidement ces combinaisons.

Ce calcul ne regarde toutefois que l’énergie. Un business case réel intègre aussi le CapEx et le coût du capital, la maintenance et les auxiliaires, le raccordement électrique, les heures de fonctionnement, la redondance nécessaire et les arrêts de production pour l’intégration.

Le ratio « tout compris » cache une structure de coûts très différente entre le gaz et l’électricité. Sur un MWh électrique, la part du réseau et des surcharges est beaucoup plus lourde que sur un MWh gaz, et c’est elle qui pèse sur la compétitivité des solutions électriques.

Nous avons pris ici un COP de 3, plus prudent que les 3,5 de l’IEA. Sur la seule composante énergie, la pompe à chaleur coûte alors 24 % de moins que le gaz (56 contre 73). Sur la facture complète, elle coûte 16 % de plus (116 contre 100). Autrement dit, sur la seule commodité, le ratio électricité/gaz de ce cas n’est que d’environ 2,6 : ce sont les coûts de réseau et les surcharges qui le portent à 4.

Ce constat déplace le levier d’action. Le pilotage horaire, le stockage thermique, la structure tarifaire et la puissance souscrite pèsent autant que le choix de la machine. Pour la chaudière électrique, le calcul est sans appel en fonctionnement continu : avec un rendement proche de 1, elle ne devient intéressante que si elle achète son électricité pendant les heures où celle-ci est très bon marché. L’IEA le rappelle, une technologie électrique dont le rendement est proche de celui de la technologie remplacée a besoin d’un prix de l’électricité proche ou inférieur à celui du combustible. C’est pourquoi le rapport cite l’hybridation, une chaudière électrique ajoutée à la chaufferie existante, et le stockage thermique comme les voies les plus réalistes.

Pour la pompe à chaleur, le surcoût ne vient pas de l’énergie. Il vient du réseau et des surcharges.

Un projet peut être techniquement pertinent, économiquement attractif, et buter sur une contrainte très simple : la puissance électrique n’est pas disponible. Dès que l’on parle de plusieurs MW, le raccordement devient une composante du projet industriel à part entière. Pour remplacer une chaufferie qui livre 10 MW de chaleur utile, il faut de l’ordre de 10 MW électriques avec une chaudière électrique, et de l’ordre de 3,3 MW avec une pompe à chaleur de COP 3, hors auxiliaires. Le besoin thermique est le même, le raccordement n’a rien à voir.

L’IEA souligne que les consommateurs industriels demandent des raccordements beaucoup plus importants que les autres usages. Dans les zones où le réseau est congestionné, l’accès dépend souvent d’études du gestionnaire de réseau ou de renforcements, ce qui introduit un risque pour l’investissement et peut retarder le raccordement de plusieurs années. Les coûts suivent la même logique : un industriel paie typiquement un coût initial lorsqu’il augmente sa puissance de raccordement, un terme de capacité proportionnel à sa puissance maximale et un terme proportionnel à l’énergie consommée. Plus un site fonctionne de manière flexible, plus la part du réseau dans sa facture augmente, puisqu’il paie une capacité qu’il n’utilise pas en permanence.

La question n’est donc plus seulement de savoir quelle technologie remplace le gaz, mais quelle architecture énergétique le site peut réellement alimenter. Cela conduit souvent à réduire d’abord le besoin thermique, à hybrider gaz et électricité, à ajouter du stockage, à écrêter la puissance ou à phaser le projet. Certains pays adaptent déjà leurs règles : l’IEA cite les Pays-Bas, où un consommateur qui accepte d’être limité aux heures de pointe peut être raccordé plus vite, et l’Allemagne, qui donne désormais la priorité aux projets les plus mûrs plutôt qu’à l’ordre d’arrivée.

Le raccordement électrique doit être étudié presque aussi tôt que le procédé lui-même.

Le dernier obstacle n’est pas toujours technique. Même lorsqu’une solution fonctionne et que le business case semble favorable, l’industriel doit encore décider d’investir, et cette décision dépend de l’exposition au prix de l’énergie, de la durée de vie des équipements, du risque d’intégration, des arrêts nécessaires et de la visibilité commerciale du site.

Un business case calculé avec un seul prix du gaz et un seul prix de l’électricité est fragile. Sur les cinq dernières années, le prix du gaz européen est passé par des niveaux extrêmement différents, alors qu’une transformation industrielle se décide pour 10, 15 ou 20 ans.

Il y a là un paradoxe. Quand l’énergie devient chère, les marges se tendent, le cash disponible pour investir diminue et l’incertitude augmente. Au moment où réduire sa dépendance au gaz devient le plus pertinent, les industriels peuvent avoir moins de capacité à investir. La vraie question n’est donc pas seulement le temps de retour aujourd’hui, mais la pertinence du projet dans plusieurs scénarios de prix de l’énergie. Réduire durablement un besoin thermique, récupérer une chaleur aujourd’hui perdue ou améliorer fortement l’efficience d’un procédé crée de la valeur pendant des années, indépendamment du prix du gaz de la semaine.

Le taux d’utilisation joue le même rôle. L’IEA le note pour les pompes à chaleur : elles doivent être installées sur des applications à fort taux d’utilisation, faute de quoi leur coût d’investissement ne se justifie plus. Une pompe à chaleur dimensionnée pour 8 000 heures par an n’a pas la même rentabilité si elle fonctionne finalement 3 000 heures, et le même raisonnement vaut pour une RMV, une chaudière électrique ou un réseau d’eau chaude. Un site soumis à une forte pression commerciale hésitera légitimement à engager plusieurs millions d’euros s’il ne sait pas à quel niveau de production il fonctionnera dans cinq ans. Il faut aussi arbitrer une tension réelle : la flexibilité qui rend l’électricité bon marché réduit les heures de fonctionnement des équipements les plus coûteux.

Dans son scénario de forte électrification, l’IEA prévoit que les investissements annuels dans l’électrification de l’industrie soient multipliés par près de 7 entre 2020-2025 et 2026-2035. C’est la plus forte hausse relative de tous les secteurs, même si elle part d’un niveau bas.

Ce changement d’échelle déplace le goulot d’étranglement. Le prochain défi n’est plus de démontrer que les technologies existent, mais de savoir transformer un potentiel en étude, une étude en décision CapEx, puis cette décision en ingénierie, en chantier, en mise en service et en performance réelle mesurée. La prochaine décennie ne sera pas seulement celle des technologies, elle sera celle des projets capables de démarrer et de fonctionner.

Avant de décider d’électrifier un procédé thermique, nous vérifions systématiquement sept points, qui reprennent les questions de cet article dans l’ordre où elles se posent sur un site.

Cette grille n’a rien d’une checklist administrative. Chaque ligne peut, à elle seule, faire tomber un projet ou au contraire en révéler un meilleur que celui envisagé au départ. C’est en la parcourant avec les équipes procédé, utilités et finance qu’un potentiel devient un projet défendable devant un comité d’investissement. C’est aussi la logique de nos études de scénarios et de faisabilité.

L’électrification industrielle ne consiste pas à remplacer un combustible par un autre. Les projets les plus performants demandent souvent de revoir les températures, les réseaux, les flux, les niveaux de récupération, les équipements, les stratégies de contrôle et l’architecture thermique du procédé.

Le potentiel technologique existe déjà pour de nombreuses applications. Le défi consiste désormais à le transformer en projets techniquement intégrables, économiquement robustes et suffisamment fiables pour recevoir du CapEx.

Le vrai sujet n’est pas seulement d’électrifier. C’est de décider ce que l’on accepte de transformer pour électrifier efficacement.

International Energy Agency (IEA), Special Report on Electrification, 2026, licence CC BY 4.0 : figure 2.3 (potentiel économique d’électrification, p. 52), figure 2.33 (efficacité relative et températures des technologies, p. 90), figure 2.35 (coût de la chaleur des pompes à chaleur industrielles, hypothèse COP 3,5, p. 92), pages 93-94 sur la flexibilité, encadré 2.8 et figure 2.36 sur le raccordement des industriels (p. 95-96), figure 4.17 sur les investissements (p. 145).

CREG : répartition énergie, réseau et surcharges des factures des PME en Wallonie. Yahoo Finance : ICE Dutch TTF Natural Gas (TTF=F), janvier 2022 à septembre 2026.

Exergia : calculs de seuil de COP, de coût de la chaleur utile et de puissance électrique ; ratio électricité/gaz de 3 à 5 observé dans des dossiers industriels belges, à lire comme un ordre de grandeur et non comme une statistique nationale ; mesure de consommation d’énergie finale sur une évaporation, RMV contre évaporateur simple effet.