Le gaz naturel fournit encore ~40% de la chaleur industrielle en Europe, alors que la chaleur représente environ deux tiers de la consommation d’énergie du secteur. Jusqu’en 2022, rien ne poussait à électrifier cet usage : gaz bon marché, carbone EU ETS peu coûteux, marchés électriques peu volatils.
Ce contexte s’est durablement inversé :
- le gaz industriel se négocie désormais autour de 30-60 €/MWh, contre 15-25 €/MWh avant 2022 ;
- le prix du carbone EU ETS a doublé, autour de 50-100 €/tCO2 ;
- la pénétration renouvelable multiplie les heures à prix électrique bas, voire négatif.
Résultat : sur la seule base de l’arbitrage de prix, une chaudière électrique (e-boiler) peut déjà devenir compétitive face au gaz jusqu’à environ 2 000 heures par an dans plusieurs marchés d’Europe de l’Ouest.
Des technologies matures, complémentaires au gaz plutôt que substituts
Les e-boilers affichent un CAPEX et un rendement de conversion comparables à ceux des chaudières gaz, avec une capacité de montée en charge rapide qui leur permet de suivre les signaux du marché électrique sans perturber les process industriels. Dans la majorité des cas, elles ne remplacent pas les actifs gaz existants mais viennent les compléter, dans des configurations hybrides qui préservent la résilience opérationnelle tout en exposant une partie de la consommation aux prix bas de l’électricité.
Couplées à du stockage thermique (TES/ETES), dont le CAPEX reste nettement inférieur à celui des batteries électrochimiques, ces solutions permettent de décaler la chaleur produite aux heures creuses vers les besoins en base, d’augmenter l’impact décarbonant et de renforcer la protection contre les épisodes de tension sur les prix du gaz. Dans les configurations hybrides favorables, ces solutions dégagent des économies de CO2 de 20 à 40% et des retours sur investissement inférieurs à 5 ans, un délai qui peut encore se raccourcir lorsque l’e-boiler valorise en complément les marchés de flexibilité (aFRR, mFRR, intraday).
Quatre conditions cumulatives font, ou défont, un projet
- Une capacité de raccordement électrique disponible, condition de base pour limiter coûts et délais de renforcement du réseau.
- Une exposition réelle au prix du carbone, via l’EU ETS ou un prix interne suffisamment ambitieux.
- Une fiscalité électrique et des frais de réseau limités face au gaz : en Europe de l’Ouest, et en France en particulier, l’électricité peut être plus taxée que le gaz hors régimes spécifiques, ce qui pénalise la compétitivité de l’e-boiler sauf tarifs réduits pour sites électro-intensifs.
- Un besoin de chaleur en base, notamment hors saison hivernale, pour maximiser les heures d’exposition aux prix bas.
Ces critères créent une forte différenciation géographique. Les spreads entre coût gaz+CO2 et prix de l’électricité rendent la France ou l’Espagne structurellement plus attractives que l’Allemagne, où le prix marginal de l’électricité reste plus souvent fixé par des actifs carbonés. La fiscalité électrique demeure par ailleurs très hétérogène au sein de l’UE28 et peut, à elle seule, inverser la rentabilité d’un projet d’un pays à l’autre. Les sites les plus pertinents combinent une consommation électrique significative (>~10 GWh/an) et un raccordement au réseau de transport ou à la HTA, qui permet de bénéficier de frais de réseau réduits.
Au-delà du cas par cas industriel, ces actifs apportent une valeur système : absorption des surplus renouvelables, réduction du curtailment, soutien à des prix moins négatifs en période de surproduction, et renforcement des marchés d’équilibrage. À mesure que le curtailment augmente en Europe, e-boilers et TES devraient gagner en pertinence, à condition que la fiscalité et les tarifs de réseau s’alignent avec la valeur qu’ils apportent au système.
Pour aller plus loin, téléchargez notre analyse complète ci-dessous ou contactez nos experts.
