L’usine, sa chaudière et la sixième année

Une usine a besoin de vapeur demain matin. Elle peut continuer à brûler du gaz, installer une chaudière électrique ou, lorsque ses températures et ses sources de chaleur le permettent, investir dans une pompe à chaleur. Le choix engage des années de production. Il dépend d’une facture d’énergie, d’un raccordement et d’un équipement qu’il faudra payer bien avant d’avoir vendu le premier produit fabriqué avec cette nouvelle chaleur.

L’Europe propose d’ajouter une recette à ce calcul. Le 24 septembre 2026, la Commission a publié les conditions définitives de la deuxième enchère consacrée à la décarbonation de la chaleur industrielle, IF26 Heat Auction. Un budget de 1 milliard d’euros est prévu, avec une ouverture des candidatures attendue début décembre. Les projets retenus pourront recevoir une prime pendant cinq ans à partir de leur mise en service. Au 30 septembre, les documents contraignants de l’appel restent à publier (conditions, p. 5). Commission, annonce du 24 septembre, mise à jour le 30 septembre 2026.

L’intérêt économique du dispositif apparaît lorsqu’on suit ce revenu jusqu’à la chaufferie. Une prime peut rendre l’électricité compétitive pendant les premières années, faciliter un financement et déclencher une commande d’équipement. L’usine doit aussi préparer la suite : à partir de la sixième année d’exploitation, sa facture conserve toute son importance.

Le premier tour révèle le travail à accomplir

La première enchère donne un point de comparaison utile. Les résultats publiés en mai 2026 recensent 85 dossiers, représentant 1,235 milliard d’euros demandés. Après examen de la recevabilité et de l’éligibilité, il restait 69 dossiers pour environ 477 millions. La sélection finale pour préparer les conventions de subvention porte sur 65 projets et 396,5 millions d’euros, face à une enveloppe disponible de 1 milliard. Commission, résultats IF25, diapositives 2–3.

Le montant initialement demandé dépassait donc le budget. Le montant associé aux projets sélectionnés n’en représente que 39,7 %, calculé à partir des résultats détaillés. Ce parcours montre l’écart entre des intentions de candidature et des projets capables de franchir la procédure. Les données agrégées donnent peu de détails sur les causes propres à chaque dossier ; elles permettent en revanche de situer précisément où le volume financier se réduit.

La Commission rapporte aussi un retour de l’industrie : le délai de préparation aurait limité le nombre de propositions déposées. Cette explication concerne le volume initial des candidatures, tandis que les motifs d’exclusion demanderaient un examen dossier par dossier. Conditions IF26, contexte, p. 3.

Ces 65 projets ont été invités à préparer leurs conventions. Les paiements effectifs, la réalisation des installations et la chaleur produite appartiennent à des étapes ultérieures. La Commission avertit elle-même que la liste des projets allant jusqu’à la signature peut évoluer. Commission, page IF25, rubrique « Results ».

L’édition 2026 vise des installations dans l’Espace économique européen et modifie le périmètre. Elle prévoit trois enveloppes : 100 millions d’euros pour la chaleur entre 80 et 100 °C, 600 millions entre 100 et 400 °C, et 300 millions au-delà de 400 °C. L’accès au premier compartiment est réservé à certaines technologies et à des capacités d’au moins 5 MW thermiques ; les deux autres commencent à 3 MW. Les conditions incluent désormais la chaleur issue de technologies nucléaires innovantes. Conditions IF26, §§1.9 et 2.1.

Cette ouverture élargit les solutions susceptibles de candidater. Chaque projet conserve ses propres contraintes de température, de puissance et de calendrier. Un petit réacteur inscrit dans la liste des technologies éligibles doit encore disposer d’un projet industriel et des autorisations nécessaires.

Du compteur de chaleur au compte bancaire

Le dispositif réunit deux circuits. En amont, les recettes de vente des quotas du marché européen du carbone alimentent le Fonds pour l’innovation. En aval, une installation reçoit une aide calculée sur sa production de chaleur. Le marché des quotas continue de fonctionner avec ses propres obligations de restitution et ses propres prix. Commission, fonctionnement de l’EU ETS.

Pour comparer les candidatures, IF26 convertit la chaleur en tonnes de CO₂ à l’aide d’un facteur commun : 0,224 tonne par MWh de chaleur. Ce facteur correspond à la référence d’une chaudière à gaz avec un rendement de 90 %, arrondie dans les conditions. Le candidat renseigne l’aide souhaitée par MWh thermique ; le formulaire la traduit en euros par tonne. La prime est fixe, sans indexation. Sans bonus, la chaleur subventionnée est limitée à 70 % des heures annuelles à pleine puissance, soit 6 132 heures sur une année de 8 760 heures. Les 6 000 heures de l’exemple respectent cette limite. Conditions IF26, §§1.1–1.8.

Prenons un exemple pédagogique, indépendant de tout projet candidat. Une nouvelle installation fournit 10 MW de chaleur à 150 °C pendant l’équivalent de 6 000 heures à pleine puissance par an. Elle produit donc 60 000 MWh thermiques. Avec une demande d’aide correspondant à 160 euros par tonne, la prime atteint 35,84 euros par MWh. Pour cette production annuelle, le revenu d’aide serait de 2,15 millions d’euros, sous réserve de sélection et du respect des conditions.

Ce montant provient d’une quantité de chaleur mesurée, convertie selon une convention commune. La production et sa température doivent être suivies, puis vérifiées par un tiers indépendant. Le paiement est normalement annuel ; certains consortiums comprenant une PME peuvent demander une périodicité semestrielle. Le besoin de trésorerie entre l’achat d’électricité et le versement de l’aide reste donc à financer. Conditions IF26, §§4.4–4.6.

La flexibilité change l’ordre d’arrivée

Le paiement suit le prix offert, une règle dite pay-as-bid.

L’enchère rémunère chaque lauréat selon son offre. Elle applique toutefois une réduction de 25 % au prix utilisé pour le classement lorsque le projet satisfait les critères de flexibilité ou de technologie prévus. Cette réduction améliore sa position dans la compétition ; le paiement conserve le niveau demandé. Conditions IF26, §§1.10 et 3.3–3.6.

Dans un exemple à deux candidats du même compartiment, A demande 160 euros par tonne sans bonus. B demande 200 euros et remplit les critères du bonus. B est classé à 150 euros, devant A, tout en conservant une rémunération équivalente à 200 euros par tonne s’il est retenu. Ce traitement donne une valeur explicite aux caractéristiques que l’enchère cherche à encourager. Les plafonds sont de 400 €/t pour les compartiments basse et moyenne température et de 800 €/t pour la haute température ; ils s’appliquent après bonus.

L’une des voies d’accès consiste à installer du stockage capable de remplacer 20 % de la consommation électrique du projet ou de la demande de chaleur du procédé pendant quatre heures, avec une activation sous une heure. D’autres voies concernent les pompes à chaleur atteignant le coefficient de performance requis, la chaleur renouvelable directe et le nucléaire ; les combinaisons hybrides suivent des restrictions spécifiques. Conditions IF26, §1.10 et notes 15–16.

Le stockage sépare deux horaires que l’on confond souvent : celui auquel l’usine consomme sa chaleur et celui auquel elle achète de l’électricité. Dans un exemple fictif, un procédé demande constamment 10 MW de chaleur. Un stock de 8 MWh utiles peut en fournir 2 MW pendant quatre heures. Il faut le charger auparavant, disposer de puissance supplémentaire et tenir compte des pertes réelles. Cet exemple donne une capacité utile minimale ; le dimensionnement réel doit couvrir les pertes et la recharge.

Cette souplesse peut aussi réduire la facture énergétique. Son intérêt dépend des écarts de prix entre heures, des coûts de réseau, des pertes et de l’investissement nécessaire. L’Agence internationale de l’énergie souligne cette articulation dans son analyse des systèmes industriels hybrides, publiée en décembre 2025 à partir de données de 2024. AIE, analyse du 9 décembre 2025.

Une prime fixe face à deux factures variables

Revenons à l’installation de 10 MW. Pour isoler les mécanismes, supposons un gaz acheté 40 €/MWh de combustible, une électricité à 85 €/MWh électrique et une valeur du carbone de 70 €/tonne. Ces prix sont des hypothèses, hors TVA récupérable, et ne décrivent aucun cours de marché au 30 septembre. Le modèle retient un rendement gaz de 90 %, un rendement électrique de 98 % et une mesure directe de la chaleur utile. L’hypothèse de 98 % est également utilisée par l’AIE pour ses comparaisons de chaudières électriques. AIE, paramètres techniques de l’analyse 2024.

Produire un MWh de chaleur au gaz coûte alors 60,16 euros en combustible et carbone. L’électricité revient à 86,73 euros pour le même service. Avec la prime de 35,84 euros, son coût net descend à 50,89 euros : un avantage d’exploitation de 9,26 euros par MWh de chaleur. L’énergie et le carbone sont ici les seuls postes variables comparés.

Le coût carbone est entièrement valorisé dans cet exemple. Dans un dossier réel, le traitement des quotas gratuits et leurs ajustements peut modifier les flux de trésorerie. La prime IF26 et les économies de quotas doivent être modélisées séparément, sans présumer que toute tonne évitée réduit immédiatement un achat de quota. Commission, EU ETS, allocation et échanges de quotas.

La différence devient visible en faisant varier le prix de l’électricité. Toutes les autres hypothèses maintenues, l’égalité des coûts variables intervient autour de 94,08 €/MWh électrique pendant l’aide, contre 58,95 euros après son expiration. Ce sont des seuils calculés pour cette chaudière, avant investissement et frais fixes.

Une prime en euros constants par unité produite laisse donc le projet exposé aux prix de l’énergie. Une hausse de l’électricité réduit sa marge ; une baisse du gaz rend l’équipement historique plus compétitif. Le financement public absorbe une partie de l’écart initial. Le contrat d’énergie et les possibilités d’ajuster la production déterminent ce qu’il en restera ensuite.

La sixième année arrive dans le modèle du prêteur

Ajoutons 3 millions d’euros d’investissement initial, montant fictif représentant l’ensemble de la dépense supplémentaire de conversion à la mise en service. La chaudière au gaz existe déjà. À 60 000 MWh de chaleur par an, l’avantage calculé pendant l’aide représente environ 556 000 euros par an, avant différence de maintenance, fiscalité et financement.

Cinq années à ce rythme produisent 2,78 millions d’euros d’avantage cumulé : légèrement moins que la dépense initiale, même avant actualisation. Si l’usine continuait ensuite à produire la même chaleur électrique avec les mêmes prix, elle subirait un désavantage de 1,59 million d’euros par an face au gaz. Le graphique prolonge volontairement ces conditions pendant dix ans pour montrer le risque d’après-aide. Il s’agit d’un test de résistance, avec une poursuite d’exploitation imposée au calcul.

Un exploitant dispose parfois d’autres choix : réduire l’usage électrique, modifier ses contrats, utiliser un stockage ou conserver une capacité existante de secours lorsque le montage l’autorise. Ces décisions changeraient la trajectoire du graphique. La simulation sert à repérer les conditions qu’un investissement doit améliorer, plutôt qu’à extrapoler un comportement commercial irrationnel.

Une pompe à chaleur peut, par exemple, déplacer fortement le résultat. Avec un coefficient de performance, ou COP, de 2, elle fournirait deux unités de chaleur pour une unité d’électricité. À 85 euros le MWh électrique, le seul achat d’énergie reviendrait à 42,50 euros par MWh de chaleur, avant aide. L’écart avec une chaudière électrique vient de la récupération de chaleur extérieure au système. Il faut ensuite financer l’équipement, disposer d’une source adaptée et atteindre la température demandée. L’AIE décrit précisément ce compromis entre dépenses d’énergie et investissement plus élevé. AIE, analyse technique et économique.

Le contrepoint est matériel : certaines configurations peuvent fonctionner après l’aide grâce à leur efficacité, à un approvisionnement électrique favorable ou à une meilleure flexibilité. Une aide temporaire peut alors accélérer un investissement durable. Le résultat dépend des caractéristiques du site, que le montant de la subvention, pris isolément, renseigne peu.

Deux comptes carbone à tenir

La règle de paiement apporte une simplicité administrative : tous les MWh admissibles sont convertis avec le même facteur. Elle appelle une lecture attentive du résultat climatique. La quantité retenue pour calculer la subvention suit la référence gaz ; les différences entre combustibles réellement remplacés et les émissions de la production électrique relèvent d’un autre calcul. Les conditions précisent que les émissions indirectes n’entrent pas dans ce calcul d’abattement au-delà du mécanisme de flexibilité. Conditions IF26, §§1.1 et 1.10.

À chaleur et rendement identiques, les émissions opérationnelles changent avec la façon dont l’électricité est produite ; la formule financière reste identique. Pour mesurer un effet climatique, il faut choisir le bon périmètre et un scénario de remplacement, puis examiner les émissions dans le temps. Une moyenne électrique annuelle et la centrale qui répond à une demande supplémentaire à une heure donnée répondent à des questions différentes.

Le secteur électrique est lui-même soumis au marché européen du carbone, élément explicitement invoqué par la Commission (conditions, §1.10). L’effet climatique global dépend donc aussi du fonctionnement de ce marché et de l’évolution du système électrique. L’étude Fraunhofer consacrée à la chaleur industrielle montre également combien le bilan de l’électrification varie avec l’efficacité et la production d’électricité. Fraunhofer ISI, Policy Brief 01/2024, pp. 10–12.

Le financement doit encore rejoindre l’usine

Une convention d’aide promet un revenu sous conditions. Pour transformer ce revenu en installation, IF26 demande notamment une clôture financière dans les deux ans et demi suivant la signature, puis une mise en service dans les cinq ans. Une garantie d’achèvement représente 6 % du montant maximal de la subvention. Ces engagements portent une partie du risque de réalisation sur le porteur du projet et son établissement garant. Conditions IF26, §§2.3 et 4.0.

Le dossier doit aussi rendre crédible le raccordement électrique à la mise en service (conditions, section III). C’est une contrainte économique en soi : l’AIE identifie les coûts de raccordement comme une barrière importante et variable selon les sites. Une machine disponible chez le fabricant et un revenu d’aide attendu peuvent rester sans effet tant que la puissance électrique nécessaire n’est pas accessible. AIE, raccordement et coût de la chaleur.

Enfin, les aides publiques doivent être articulées. Les conditions encadrent le cumul avec des soutiens à l’investissement ou à l’exploitation ; certains dispositifs d’allègement du prix de l’électricité sont notamment exclus, tandis que des exceptions existent pour d’autres catégories. Le prix à mettre dans le modèle est celui réellement accessible au projet après cette vérification. Conditions IF26, section IV.

Pour apprécier les résultats de cette deuxième enchère, le milliard annoncé constitue donc un point de départ. Les prochaines informations utiles seront les conventions signées, les financements bouclés, les installations raccordées et les MWh effectivement vérifiés. Puis viendra une observation plus longue : la capacité des nouvelles chaufferies à continuer de servir l’industrie quand la prime aura pris fin.

Pour prolonger cette lecture : notre enquête sur le prix du refroidissement détaille les contraintes physiques des installations ; celle sur les crédits carbone et les promesses de neutralité examine le périmètre des comptes carbone.

Sources et documents

1. Commission publishes terms and conditions for €1 billion industrial heat decarbonisation auction
2. IF26 Heat Auction
3. Innovation Fund IF26 Heat Auction: Terms and Conditions, version 1.0
4. Innovation Fund 2025: Heat Auction, Results Publication
5. IF25 Heat Auction
6. Can low-temperature heat in factories be electrified competitively?
7. Energy input cost ratio of industrial heat pumps relative to current market benchmarks in selected regions, 2024
8. CO2-neutral process heat using electrification and hydrogen, Policy Brief 01/2024
9. About the EU ETS

Méthode et limites

Analyse arrêtée au 30 septembre 2026. Les règles proviennent des conditions définitives IF26, version 1.0 du 24 septembre ; les documents de l’appel à venir feront foi en cas de divergence. Les résultats IF25 décrivent la sélection annoncée en mai, sans présumer des signatures intervenues depuis. Tous les chiffres d’usine, d’enchères comparées et de stockage sont des exemples construits pour cet article, identifiés dans les figures.

Le modèle économique compare la poursuite d’une chaudière gaz existante à une conversion électrique, à service thermique égal. Il utilise le facteur d’aide publié de 0,224, distinct du quotient exact 0,202 / 0,90 employé pour les émissions de combustion du gaz. Il exclut les différences de maintenance, la fiscalité, la structure de financement, les ajustements de quotas gratuits, les délais de traitement des paiements et la valeur résiduelle. Les calculs d’émissions couvrent la combustion du gaz et la production de l’électricité ; les émissions amont, la construction et le démantèlement restent hors champ. Les flux annuels du scénario sont téléchargeables en CSV. Le coût gaz se calcule par (40 + 70 × 0,202) / 0,90 ; le coût électrique par 85 / 0,98 ; la prime par 160 × 0,224. Le flux d’exploitation annuel est la différence de ces coûts, prime comprise pendant cinq ans, multipliée par 60 000 MWh. L’investissement de 3 millions est placé à l’année zéro.