Réduction des consommations, conformité et performance énergétique.
Sur un projet de remplacement de chaufferie par une solution thermodynamique, le dimensionnement thermique prend quelques semaines. La mise à niveau du raccordement électrique peut prendre bien davantage, et son coût n'apparaît dans aucun devis d'installateur. C'est le poste qui décale le plus souvent les plannings, parce qu'il est instruit en dernier.
Une chaufferie gaz consomme de l'électricité pour ses auxiliaires : brûleurs, pompes, régulation. Quelques kilowatts. Une cascade de pompes à chaleur de puissance équivalente appelle une puissance électrique sans commune mesure.
Le calcul de la puissance électrique appelée ne se fait pas en divisant la puissance thermique par un coefficient de performance nominal. Il se fait au point de dimensionnement, c'est-à-dire par la température extérieure la plus basse retenue pour le site, où le coefficient de performance d'une machine air/eau est au plus bas et où le besoin thermique est au plus haut. Les deux effets se cumulent.
À cette puissance s'ajoutent, selon les configurations, un appoint électrique, les auxiliaires hydrauliques et, le cas échéant, le dégivrage des unités extérieures. C'est la somme de ces postes, et non la seule puissance des compresseurs, qui détermine la puissance à souscrire.
Les cinq vérifications à lancer dès le démarrage de l'étude
La structure du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité, le TURPE, dépend du niveau de raccordement. Pour un maître d'ouvrage, cette distinction n'est pas qu'une question de facture : elle détermine le type de contrat et l'interlocuteur.
Niveau de raccordement · Profil type · Contrat · Point de vigilance
Le passage d'un segment à l'autre est le scénario le plus coûteux. Un site raccordé en basse tension qui doit passer en haute tension pour accueillir sa nouvelle production de chaleur engage des travaux de poste de livraison, avec les délais correspondants. Cette éventualité se détecte au premier calcul de puissance, pas au moment de la commande.
Le TURPE 7 est entré en vigueur le 1er août 2025 pour une durée de quatre ans, avec une révision annuelle au 1er août. Au 1er août 2026, l'évolution moyenne a été de 3,04 % pour le tarif de distribution et de 3,34 % pour le tarif de transport, les deux ne se cumulant pas puisque le tarif de distribution intègre déjà celui de transport.
Pour un site professionnel, le tarif se décompose principalement en une composante de gestion, une composante de comptage, une composante de soutirage liée à l'énergie et une composante de puissance souscrite. S'y ajoute, le cas échéant, une composante de dépassement.
Une composante optionnelle d'injection-soutirage s'applique depuis le 1er août 2026 aux capacités de stockage raccordées en haute tension. Elle module le tarif selon que le site injecte ou soutire pendant les pointes locales d'injection, et l'engagement est annuel. Elle intéresse les sites envisageant un stockage électrique, pas les projets thermiques classiques.
Le dimensionnement de la puissance souscrite est un arbitrage économique entre deux pertes.
Souscrire trop de puissance revient à payer chaque mois des kilovoltampères qui ne servent jamais. C'est une dépense invisible, car elle n'apparaît pas comme une anomalie sur la facture.
Souscrire trop peu expose à des pénalités de dépassement, facturées sur la part de puissance excédant la souscription. Sur un site dont la pointe est courte mais marquée, ces pénalités peuvent dépasser le coût d'une souscription supérieure.
Le réglage se fait sur la courbe de charge réelle, disponible auprès du gestionnaire de réseau pour les sites équipés de compteurs communicants. L'exercice consiste à examiner la distribution des puissances appelées sur l'année et à placer la souscription au point où le coût marginal de la puissance souscrite égale le coût marginal attendu des dépassements.
Sur un projet d'électrification, cet exercice doit être refait avec la courbe de charge prévisionnelle, pas avec la courbe historique. C'est une différence de méthode qui change le résultat.
Avant d'augmenter la souscription, trois leviers méritent d'être examinés.
Le premier est le délestage ou le décalage des usages non critiques pendant les pointes. Sur un site industriel, certains équipements peuvent s'effacer quelques minutes sans effet sur la production. Sur un site tertiaire, la production d'eau chaude sanitaire peut être décalée hors des heures de pointe si le stockage est suffisant.
Le deuxième est le stockage thermique. Un ballon correctement dimensionné permet de produire l'eau chaude en heures creuses et de la restituer en pointe, ce qui écrête l'appel de puissance sans dégrader le service. C'est le même raisonnement que celui que nous appliquons à la valorisation de la chaleur fatale, appliqué ici à la contrainte électrique.
Le troisième est la conservation d'un appoint non électrique pour les quelques heures les plus froides de l'année. Dimensionner une installation thermodynamique pour couvrir 100 % du besoin au point de base conduit à une puissance électrique très supérieure à celle nécessaire pour couvrir 90 % de l'énergie annuelle. Cet arbitrage se pose site par site et il a un effet direct sur la puissance à souscrire.
Une demande d'augmentation de puissance se traite selon une procédure qui comporte une étude, une proposition de raccordement, son acceptation, puis les travaux. Chacune de ces étapes a son délai propre, et les travaux peuvent impliquer le réseau en amont du site.
Trois situations se distinguent nettement par leur durée.
Une augmentation de puissance sans modification du branchement ni du poste est la plus simple et la plus rapide.
Une augmentation nécessitant le remplacement ou le renforcement du branchement allonge le délai et engage des travaux sur le domaine public, avec les autorisations correspondantes.
Un changement de niveau de tension, avec création ou reprise d'un poste de livraison, est une opération de plusieurs mois, parfois davantage selon la capacité disponible sur le réseau local.
La conséquence pratique est qu'une demande de raccordement doit être déposée dès que le dimensionnement thermique est stabilisé, et non après la consultation des entreprises. Dans beaucoup de projets, c'est ce décalage qui fait glisser la mise en service d'une saison de chauffe.
Récupérez la courbe de charge du site sur douze mois auprès du gestionnaire de réseau. C'est la donnée de base, et elle est accessible.
Relevez la puissance souscrite actuelle et comparez-la à la puissance maximale réellement appelée. Les écarts dans les deux sens sont fréquents.
Vérifiez la présence de dépassements facturés sur l'année écoulée : ils indiquent une souscription déjà tendue avant même le projet.
Calculez la puissance électrique appelée par la future installation au point de dimensionnement, auxiliaires et dégivrage compris, et non en conditions nominales.
Examinez le capacitif de l'installation intérieure : section des câbles, calibre des protections, place en tableau général. Une puissance disponible au réseau ne sert à rien si l'installation intérieure ne peut pas la transporter.
Déposez enfin la demande de raccordement en parallèle de la consultation des entreprises, pas après. C'est la seule façon de faire du délai réseau un chemin parallèle plutôt qu'un chemin critique.
Sources : Commission de régulation de l'énergie, délibération n° 2026-33 portant modification du TURPE 7 HTB, HTA et BT, https://www.cre.fr · Commission de régulation de l'énergie, tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE 7), entrée en vigueur au 1er août 2025 · Code de l'énergie, article L. 341-4-2 · Enedis, catalogue des prestations et procédures de raccordement, https://www.enedis.fr · RTE, https://www.rte-france.com
