Nouvelle cogénération au gaz dans un home pour personnes âgées

Préambule

Une étude de faisabilité exemplaire à repositionner

L’étude de faisabilité réalisée en 2005 par l’ICEDD pour un home anderlechtois de 209 places constitue un modèle de rigueur méthodologique et de transparence technique qui conserve une valeur pédagogique vingt ans après sa publication. Cette étude illustre parfaitement la démarche progressive d’évaluation d’un projet de cogénération, depuis l’identification du potentiel jusqu’à l’étude de faisabilité détaillée, en passant par l’étude de pertinence. La qualité des mesures terrain, l’utilisation du logiciel COGENsim pour optimiser le dimensionnement, et la présentation exhaustive des hypothèses techniques, énergétiques, économiques et environnementales en font une référence intemporelle pour comprendre la méthodologie d’analyse d’un projet énergétique.

Cependant, les conclusions de cette étude appartiennent désormais à une époque révolue. En 2005, la cogénération au gaz naturel représentait indiscutablement la solution d’avant-garde pour optimiser l’efficacité énergétique des établissements médico-sociaux, offrant un temps de retour de 3,2 ans, un taux de rentabilité interne de 22% et une réduction de 126 tonnes de CO2 par an. Vingt ans plus tard, le paysage énergétique s’est radicalement transformé sous l’effet conjugué des évolutions réglementaires, technologiques et économiques. La fin programmée des énergies fossiles, l’explosion des performances des pompes à chaleur, et la multiplication par 2,5 des prix du gaz naturel rendent nécessaire une relecture critique de cette solution à la lumière des alternatives modernes disponibles en 2025.

Le contexte 2005

Un établissement au profil énergétique idéal

Le home anderlechtois de 209 places présentait en 2005 toutes les caractéristiques d’un établissement propice à la cogénération. Avec une consommation annuelle de gaz naturel de 3 176 MWh et d’électricité de 846 MWh, représentant une facture énergétique totale de 188 094 euros, l’établissement offrait une base thermique et électrique stable et élevée, conditions essentielles à la rentabilité d’une cogénération. Les besoins thermiques, répartis entre le chauffage des locaux (température de confort 22-24°C pour les personnes âgées) et la production d’eau chaude sanitaire (hygiène, soins, cuisine collective, buanderie), étaient constants tout au long de l’année grâce à une occupation permanente 24h/24 et 365 jours par an.

Cette stabilité des besoins permettait d’envisager un fonctionnement continu de la cogénération, maximisant ainsi les heures de fonctionnement et la rentabilité de l’investissement. L’étude de faisabilité a d’ailleurs démontré que le scénario optimal consistait à faire fonctionner la cogénération 24h/24, 12 mois par an, avec 6 888 heures de fonctionnement annuel. Ce profil énergétique favorable, caractéristique des établissements médico-sociaux, explique pourquoi l’étude du potentiel de développement de la cogénération en Région de Bruxelles-Capitale avait identifié qu’un établissement sur deux dans le secteur tertiaire pourrait installer une unité de cogénération rentable avec un temps de retour inférieur à 5 ans.

Un dimensionnement rigoureux et innovant

La méthodologie de dimensionnement mise en œuvre dans cette étude de faisabilité illustre les meilleures pratiques de l’époque et reste pertinente aujourd’hui dans ses principes. Des mesures terrain précises des besoins thermiques (temps de fonctionnement des chaudières pendant deux semaines) et électriques (profils quart-horaires Sibelga pour l’année 2005) ont permis de construire des profils annuels fiables, indispensables pour optimiser la taille de la cogénération. Le logiciel COGENsim a ensuite simulé le fonctionnement de plusieurs tailles d’unités pour identifier la configuration optimale : un moteur au gaz naturel de 230 kWth et 150 kWé.

Cette puissance, représentant environ 15% des besoins thermiques de pointe (estimés à 1 500 kW pour les trois chaudières existantes), permettait à la cogénération de fonctionner en base un maximum d’heures par an, stratégie classique pour optimiser la rentabilité. L’innovation remarquable de cette étude réside dans l’intégration d’un ballon de stockage thermique de 10 m³, permettant de lisser le fonctionnement de la cogénération et de réduire les cycles d’arrêt-démarrage préjudiciables au rendement et à l’usure mécanique. Cette approche systémique, exploitant intelligemment l’inertie thermique du stockage, constituait une véritable avancée pour l’époque et reste conceptuellement pertinente en 2025, même si les technologies de stockage ont considérablement évolué (matériaux à changement de phase, batteries thermiques).

Un cadre économique exceptionnellement favorable

Le contexte économique et réglementaire de 2005 soutenait fortement le développement de la cogénération, créant des conditions de rentabilité exceptionnelles qui ne se reproduiront plus. Le mécanisme des certificats verts, générant 582 certificats par an valorisés à 90 euros pièce, représentait un revenu annuel de 52 375 euros, soit 95% du gain annuel total de 54 902 euros. Sans ce soutien public massif, la cogénération n’aurait présenté qu’un gain de 2 527 euros par an, conduisant à un temps de retour de 69 ans et rendant le projet totalement non viable. Cette dépendance quasi-totale aux certificats verts révèle rétrospectivement la fragilité du modèle économique de la cogénération fossile, dont la rentabilité reposait davantage sur les incitations publiques que sur les performances intrinsèques de la technologie.

Les prix de l’énergie en 2005 contribuaient également à la rentabilité du projet. Le gaz naturel à 30,9 euros par MWh et l’électricité à 92,76 euros par MWh offraient un ratio électricité/gaz de 3,0, particulièrement favorable à la cogénération qui valorise le gaz en produisant simultanément chaleur et électricité. L’hypothèse d’évolution des prix (+5% par an pour le gaz, +2% par an pour l’électricité) s’est révélée largement sous-estimée, les prix ayant été multipliés par 2 à 2,5 en vingt ans, avec une volatilité considérable liée aux crises géopolitiques et à la transition énergétique.

Le bouleversement 2005-2025 : Une révolution réglementaire, technologique et économique

La fin programmée des énergies fossiles et des soutiens à la cogénération

Le paysage réglementaire européen a connu une transformation radicale depuis 2005, actant la fin des énergies fossiles dans le secteur du bâtiment. L’Union européenne a mis fin aux incitations financières pour les chaudières et systèmes de chauffage fossiles au 1er janvier 2025, avec un objectif de phase-out complet à l’horizon 2040. Cette décision stratégique vise à accélérer la décarbonation du secteur du bâtiment, responsable de 36% des émissions de CO2 en Europe. Les certificats verts, mécanisme central de la rentabilité de la cogénération en 2005, ont été progressivement supprimés ou réorientés vers les énergies renouvelables, rendant la cogénération fossile non viable économiquement.

L’explosion des performances des pompes à chaleur

La technologie des pompes à chaleur a connu des progrès spectaculaires depuis 2005, transformant radicalement l’équation énergétique et économique du chauffage des bâtiments. Les PAC haute température, capables de produire de l’eau chaude à 60-70°C compatible avec les réseaux de chauffage existants, affichent désormais des coefficients de performance (COP) de 3 à 5 pour les PAC air/eau, et de 5 à 7 pour les PAC géothermiques.

L’effondrement du modèle économique de la cogénération

L’évolution des prix de l’énergie depuis 2005 a profondément dégradé la rentabilité de la cogénération. Le gaz naturel, passé de 30,9 euros par MWh en 2005 à 75-85 euros par MWh en 2024-2025, a été multiplié par 2,5. L’électricité, passée de 92,76 euros par MWh à 150-200 euros par MWh, a été multipliée par 2. Le ratio électricité/gaz, déterminant pour la rentabilité de la cogénération, est passé de 3,0 en 2005 à 2,0-2,2 en 2025, réduisant significativement l’avantage économique de produire de l’électricité à partir de gaz.

Si l’on recalcule la rentabilité de la cogénération du home avec les prix 2025 et sans certificats verts (fin des soutiens), le projet présenterait un surcoût d’exploitation important  par rapport aux chaudières gaz existantes, rendant l’investissement totalement non viable.

Que ferait-on différemment aujourd’hui ? Comparaison détaillée des solutions 2025

Solution recommandée 2025 : Géothermie + Solaire thermique ECS

Pour un établissement équivalent au home anderlechtois de 209 places, la solution optimale en 2025 consisterait en une PAC géothermique de 250 kW couplée à une installation solaire thermique de 100 m² pour l’eau chaude sanitaire. Cette configuration offrirait des performances environnementales, économiques et techniques nettement supérieures à la cogénération de 2005 sur tous les critères.

La durée de vie de l’installation géothermique (25 à 30 ans) et du solaire thermique (20 à 25 ans), nettement supérieure à celle de la cogénération (10 à 15 ans), améliore encore le bilan économique sur le cycle de vie complet.

Alternative accessible : PAC air/eau hybride

Pour les établissements où la géothermie est impossible (sous-sol rocheux, espace limité, contraintes urbaines) ou trop coûteuse, une PAC air/eau de 250 kW couplée à une chaudière à condensation de 300 kW en appoint constitue une alternative plus accessible financièrement.

Cette solution hybride présente l’avantage majeur d’assurer la redondance et la continuité de service, critiques pour le secteur médico-social. En cas de défaillance de la PAC ou lors des périodes de grand froid où ses performances se dégradent, la chaudière à condensation peut assurer l’intégralité des besoins thermiques, évitant toute interruption de chauffage préjudiciable aux résidents. Cette sécurité opérationnelle, combinée à un investissement modéré et un temps de retour acceptable, fait de la PAC air/eau hybride une solution particulièrement adaptée aux établissements médico-sociaux aux budgets contraints.

Conclusion

L’étude de faisabilité de 2005 pour le home anderlechtois conserve une valeur pédagogique exceptionnelle qui justifie pleinement sa consultation en 2025. La rigueur de la méthodologie (étude potentiel → pertinence → faisabilité), la qualité des mesures terrain, l’utilisation du logiciel COGENsim pour optimiser le dimensionnement, l’innovation du ballon de stockage thermique de 10 m³, et la transparence financière exhaustive constituent des enseignements précieux qui restent pleinement pertinents. Cette étude illustre parfaitement comment conduire une analyse énergétique rigoureuse, indépendamment de la technologie considérée.

Cependant, la solution elle-même appartient désormais au passé. La cogénération au gaz naturel, technologie optimale en 2005, n’est plus viable en 2025 pour des raisons réglementaires (fin des soutiens, phase-out fossiles 2040), économiques (prix gaz ×2,5, ratio électricité/gaz dégradé) et technologiques (performances PAC supérieures). Les alternatives modernes offrent des performances environnementales, économiques et techniques nettement supérieures sur tous les critères.

Cette étude de cas doit donc être lue comme un témoignage historique d’une époque de transition énergétique, où la cogénération représentait une avancée significative par rapport aux systèmes conventionnels, mais où les technologies de décarbonation complète n’avaient pas encore atteint leur maturité technique et économique actuelle. Elle illustre parfaitement la rapidité des évolutions dans le secteur énergétique et la nécessité de réévaluer régulièrement les solutions en place à la lumière des innovations disponibles.

Introduction : une étude de faisabilité

Présentation du home

Synthèse des résultats

Synthèse des hypothèses

Synthèse du dimensionnement

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