Marché des équipements de cogénération (CHP) Taille et part 2026-2035

Taille du marché des équipements de cogénération

Le marché des équipements de cogénération a atteint 12,5 milliards de dollars (USD) en 2026 et devrait atteindre 22,1 milliards de dollars (USD) d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 6,5 % sur la période 2026–2035, selon Global Market Insights Inc. La production combinée de chaleur et d’électricité, également appelée cogénération, génère de l’électricité et de l’énergie thermique valorisable à partir d’un seul combustible. Le marché comprend les équipements de cogénération à moteur à gaz, à turbine à gaz, à turbine à vapeur, à microturbine, à pile à combustible ainsi que d’autres équipements de cogénération, avec leurs configurations de récupération de chaleur. Il exclut la production autonome dépourvue de rendement thermique valorisable. Les systèmes de cogénération peuvent convertir 75–80 % de l’énergie contenue dans le combustible en énergie utile, contre environ 36 % pour la production conventionnelle d’électricité sur le réseau.^{[1]International Energy Agency - https://www.iea.org}

La valeur de référence de 2025, qui s’établit à 11,6 milliards de dollars (USD), reflète la demande industrielle en matière d’efficacité énergétique sur site, tandis que la valeur de 2026 correspond aux commandes d’équipements qui progressent dans des portefeuilles de projets établis. Les prévisions reposent sur une triangulation des indicateurs liés aux technologies, aux combustibles, à la capacité, aux applications, aux installations et à la demande régionale. Le marché évolue, passant des actifs conventionnels utilisant un seul combustible à des équipements compatibles avec l’hydrogène, capables d’utiliser des combustibles renouvelables, ainsi qu’à des systèmes énergétiques distribués gérés numériquement.

Principaux moteurs

Hausse de la demande d’efficacité énergétique et de réduction des coûts

L’efficacité énergétique constitue le premier moteur commercial. La cogénération peut convertir jusqu’à 80 % de l’énergie contenue dans le combustible en chaleur et en électricité utiles, améliorant la rentabilité des installations à charge continue dans les secteurs de la chimie, de la transformation alimentaire, du papier et de l’industrie pharmaceutique. Les systèmes préfabriqués de moins de 500 kW étendent l’utilisation de la cogénération aux hôpitaux, aux établissements d’hébergement, aux ensembles résidentiels multifamiliaux et aux bâtiments commerciaux. Les projets de moteurs à gaz de taille intermédiaire peuvent offrir des périodes d’amortissement de quatre à sept ans dans les territoires soumis à des tarifs élevés et bénéficiant de prix du gaz stables.

Intérêt croissant pour la décarbonation et la réduction des émissions

Les politiques de décarbonation renforcent cette logique d’investissement. La directive 2023/1791 exige une analyse coûts-avantages pour les nouvelles installations thermiques ou celles faisant l’objet d’une rénovation substantielle, lorsque leur apport thermique total dépasse 20 MW, et fixe un objectif de réduction de 11,7 % de la consommation finale d’énergie dans l’Union européenne d’ici 2030.^{[2]European Commission – Energy - https://energy.ec.europa.eu} La cogénération à haut rendement nécessite des économies d’énergie primaire d’au moins 10 % par rapport à une production séparée de chaleur et d’électricité. Le partenariat CHP de l’EPA des États-Unis et les initiatives de déploiement du DOE présentent également la cogénération comme une mesure en faveur de l’énergie propre et de la résilience.^{[3]US Environmental Protection Agency – CHP - https://www.epa.gov}

Expansion de la production d’énergie distribuée

La production d’énergie distribuée étend la demande au-delà de l’industrie lourde. Le potentiel technique des États-Unis dépasse 240 GW sur les sites industriels et commerciaux, contre environ 82 GW installés sur plus de 4 700 sites opérationnels.³ La cogénération à pile à combustible peut répondre aux besoins des centres de données ; Bloom Energy cite une référence de densité de puissance de 100 MW par acre pour sa plateforme Energy Server. Le développement industriel en Chine, en Inde, en Arabie saoudite et aux Émirats arabes unis soutient la demande dans la plage de 1 à 50 MW.

Principaux freins

Investissement initial élevé

Les coûts d’installation des systèmes de cogénération peuvent varier de 5 millions à plus de 200 millions de dollars (USD), selon la capacité, la complexité du site et les infrastructures d’approvisionnement en combustible.^{[4]IPIECA - https://www.ipieca.org} Cette charge peut limiter l’adoption par les fabricants de taille intermédiaire, les exploitants immobiliers et les autorités responsables des réseaux énergétiques de quartier. Les contrats d’achat d’électricité, les contrats de fourniture de chaleur et le financement fondé sur la performance réduisent cet obstacle, mais les systèmes à pile à combustible restent plus coûteux par kilowatt que les solutions à moteur à gaz.

Exigences réglementaires et de raccordement au réseau complexes

Le raccordement au réseau accroît le risque d’exécution. Aux États-Unis, les autorisations impliquent la FERC et les procédures des autorités étatiques chargées des services publics, tandis que les installations européennes doivent respecter les transpositions nationales de la directive 2023/1791. L’exportation de l’électricité excédentaire peut entraîner des obligations supplémentaires en matière de comptage net, d’équilibrage et de services auxiliaires. Ces contraintes favorisent les développeurs et les fabricants d’équipements d’origine (OEM) disposant de capacités locales d’ingénierie et de services.

Analyse des segments du marché des équipements de cogénération

Par technologie

La cogénération à moteur à gaz représentait 41,1 % des revenus du marché des équipements de cogénération en 2025 et progresse à un CAGR de 6,5 % jusqu’en 2035. Les systèmes Caterpillar Cat G3516 et G3600, les moteurs INNIO Jenbacher J920 FleXtra et J624, les unités EC POWER XRGI et les produits de la série CP de Yanmar couvrent les applications commerciales et industrielles. Les turbines à gaz détenaient une part de marché de 28,1 % et progressent à 6.8 % de taux de croissance annuel composé (CAGR), porté par les turbines GE Vernova 9HA et 7F ainsi que par les systèmes Siemens Energy SGT-800 destinés aux grands projets industriels et aux réseaux énergétiques urbains. Les turbines à vapeur représentaient 17,8 % de part de marché et progressent à un CAGR de 5,7 %, notamment dans les applications industrielles alimentées au charbon et à la biomasse.

Les microréacteurs représentaient 3,4 % de part de marché, les systèmes Capstone C65 et C1000S desservant les sites industriels isolés, les sites pétroliers et gaziers ainsi que les sites commerciaux. La cogénération à piles à combustible représentait 7,3 % de part de marché et constitue le segment technologique à la croissance la plus rapide, avec un CAGR de 7,7 %. Les plateformes SOFC Energy Server de Bloom Energy et SureSource MCFC de FuelCell Energy répondent aux applications exigeant une grande fiabilité et de faibles émissions de NOx. Les unités 9HA.01 de GE Vernova, compatibles avec l'hydrogène, sont entrées en exploitation commerciale dans la centrale de cogénération de Guangdong Huizhou, d'une capacité de 1,34 GW, en juillet 2024, tandis que Caterpillar a démontré le fonctionnement d'un système de cogénération de 2,0 MW alimenté à 100 % par de l'hydrogène à District Energy St. Paul.

Par combustible

Le gaz naturel représentait 68,5 % de part de marché des équipements de cogénération en 2025, car l'accès aux gazoducs, la maîtrise de son fonctionnement et les parcs établis de moteurs et de turbines à gaz favorisent son utilisation. Le biogaz représentait 11,0 % de part de marché et progresse à un CAGR de 7,3 %, tandis que la biomasse représentait 8,4 % de part de marché et progresse à un CAGR de 7,5 %. IEA Bioenergy établit entre 60 et 80 % l'efficacité totale des systèmes de cogénération à la biomasse de petite et très petite taille bien intégrés.^{[5]IEA Bioenergy - https://www.ieabioenergy.com} L'Allemagne exploitait plus de 9 000 unités de production de biogaz en mode cogénération en 2024.^{[6]Eurostat - https://ec.europa.eu/eurostat}

L'hydrogène constitue le segment de combustible à la croissance la plus rapide, avec un CAGR de 7,9 %. MHIET a lancé le SGP M450 de 450 kW en juillet 2025, développé avec Toho Gas et configuré pour une co-combustion d'hydrogène pouvant atteindre 15 %. Le J920 FleXtra d'INNIO peut fonctionner avec jusqu'à 100 % d'hydrogène, tandis que les groupes électrogènes de Caterpillar de 400 kW à 4,5 MW disposent d'équipements montés en usine permettant d'utiliser jusqu'à 25 % d'hydrogène en volume. Le charbon reste un combustible en déclin, avec un recul de 2,5 % par an selon le CAGR.

Par capacité

Le segment>1 MW–10 MW détenait la part la plus importante, à 28,2 %, en 2025. Cette plage correspond aux besoins de chaleur continus des procédés, des parcs industriels et des réseaux énergétiques urbains commerciaux. Les systèmes d'une puissance ≤50 kW répondent aux applications à l'échelle des bâtiments axées sur la production de chaleur grâce à des plateformes telles qu'EC POWER XRGI et Yanmar CP. La plage>50 kW–500 kW permet le déploiement de systèmes de cogénération compacts à moteur à gaz dans les hôpitaux, les hôtels et les immeubles résidentiels collectifs.

Les plages>500 kW–1 MW et>1 MW–10 MW desservent les besoins industriels distribués, tandis que les systèmes>10 MW–50 MW et>50 MW répondent aux grands projets pétrochimiques, de raffinage, de services aux collectivités et de réseaux énergétiques urbains. Le déploiement de 1,34 GW de GE Vernova à Huizhou illustre la limite supérieure de la cogénération à grande échelle. Le choix de la capacité dépend de l'adéquation entre la demande d'électricité, la demande de chaleur récupérable, la disponibilité du combustible et les conditions d'interconnexion au réseau.

Par application

La production d'électricité représentait 38,0 % de part de marché des équipements de cogénération en 2025 et progresse à un CAGR de 6,6 %. Le SOFC Energy Server de Bloom Energy et la série CG de Caterpillar illustrent la production d'électricité sur site avec récupération de chaleur. Le chauffage des procédés représentait 31,2 % de part de marché et progresse à un CAGR de 6,4 %, au service des secteurs de l'alimentation et des boissons, de la chimie, de la pharmacie ainsi que des pâtes et papiers.

Le chauffage urbaindétenait une part de marché de 21,8 % et affiche un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 6,8 %. Les moteurs Wärtsilä W31 et W34 ainsi que les systèmes Rolls-Royce mtu Series 4000 sont utilisés dans des applications de chauffage urbain en Europe. La directive 2023/1791 renforce le rôle des énergies renouvelables et de la chaleur fatale dans les réseaux de chauffage urbain à partir de 2028. La trigénération détenait une part de marché de 9,0 % et affiche un CAGR de 6,2 % ; FuelCell Energy et Toyota Motor North America ont lancé un système de trigénération au port de Long Beach en 2024.

Par installation

Les nouvelles installations se concentrent dans les zones industrielles, les sites de transformation, les microgrids, les centres de données et les extensions de réseaux énergétiques urbains. Les installations de modernisation s'appuient sur le parc installé de moteurs et de turbines nécessitant un renouvellement de puissance, une meilleure récupération de chaleur, des systèmes de commande numériques ou une capacité de cocombustion avec de l'hydrogène. Les travaux de modernisation menés par INNIO et Clarke Energy à Constanta et Arad utilisent huit moteurs Jenbacher J920 FleXtra Ready for H2 afin de fournir une capacité de 85 MW électriques et de 80 MW thermiques.

Analyse régionale du marché des équipements de cogénération

Amérique du Nord

L'Amérique du Nord détenait une part de marché de 22,9 % en 2025 et affiche un CAGR de 5,9 % jusqu'en 2035. Les États-Unis soutiennent la demande grâce au partenariat CHP de l'EPA et à un parc installé d'environ 82 GW réparti sur plus de 4 700 sites. L'accord conclu en novembre 2024 entre Bloom Energy et AEP porte sur un volume pouvant atteindre 1 GW de produits SOFC, dont une commande initiale de 100 MW destinée à répondre à la demande des centres de données dédiés à l'intelligence artificielle. L'activité de cogénération à partir de biogaz au Canada bénéficie des programmes provinciaux d'efficacité énergétique et du cadre de la Norme sur les combustibles propres.

Europe

L'Europe détenait une part de marché de 25,2 % et affiche un CAGR de 6,3 %. L'Allemagne, les Pays-Bas et le Danemark bénéficient de réseaux de chauffage urbain et d'infrastructures de cogénération bien établis. La directive 2023/1791 fournit le fondement réglementaire de l'évaluation de la cogénération à haut rendement. En janvier 2026, la Commission européenne a approuvé une aide d'État espagnole de 3,1 milliards d'euros destinée à soutenir les coûts du CO₂ pour les producteurs d'électricité issue de la cogénération.^{[7]European Commission - https://ec.europa.eu} Le projet EET Hydrogen Power au site de Stanlow, au Royaume-Uni, est conçu comme un système de cogénération déployé par phases, de 49,5 MW à 200 MW, avec une mise en service de la première phase prévue pour 2027.

Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique dominait le marché avec une part de 39,6 % et affiche un CAGR de 7,1 %. La Chine, l'Inde et le Japon constituent les principaux marchés. Le projet de Huizhou, dans le Guangdong, fournit jusqu'à 1,34 GW d'électricité et de vapeur de procédé à un complexe chimique. En Inde, la demande est liée aux secteurs sucrier, chimique et textile, tandis que le cadre politique GX du Japon favorise l'intégration de l'hydrogène. Le SGP M450 de MHIET offre une capacité de mélange avec 15 % d'hydrogène aux acheteurs industriels japonais.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l'Afrique constituent la région affichant la croissance la plus rapide, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,1 %. L'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis soutiennent la demande grâce au développement de zones industrielles, notamment NEOM et le parc énergétique King Salman, ainsi qu'aux investissements dans l'industrie manufacturière. L'Afrique du Sud, l'Égypte et la Turquie constituent d'autres marchés régionaux. Le déploiement dépend de la fiabilité du réseau électrique, de la demande de chaleur industrielle et de l'expansion industrielle, plutôt que d'un cadre de politique régionale uniforme.

Amérique latine

Le Brésil, l'Argentine et le Chili sont les marchés latino-américains mentionnés. L'opportunité régionale repose principalement sur l'énergie distribuée destinée aux sites industriels et sur la cogénération alimentée par des combustibles renouvelables lorsque des ressources en biogaz et en biomasse sont disponibles. La logistique des combustibles, les règles applicables au réseau électrique et l'accès au financement restent déterminants pour la faisabilité des projets et le choix des équipements.

Part du marché des équipements de cogénération et paysage concurrentiel

Le secteur des équipements de cogénération est modérément concentré. Caterpillar domine avec une part de marché de 10,5 % en 2025, tandis que GE Vernova, Caterpillar, Siemens Energy, Bloom Energy et Mitsubishi Heavy Industries détiennent collectivement 40,5 %. Les 59,5 % restants sont répartis entre des fournisseurs spécialisés et régionaux. La concurrence porte principalement sur l'étendue des technologies, la compatibilité avec l'hydrogène, la flexibilité en matière de combustibles renouvelables, les plateformes numériques d'exploitation et de maintenance, ainsi que la couverture géographique des services.

GE Vernova est en concurrence grâce aux turbines à gaz 9HA, 7F, 6F et LM pour les applications de cogénération industrielles, destinées aux services publics et aux réseaux énergétiques urbains. Les moteurs à gaz G3500, G3600 et CG de Caterpillar couvrent une plage de puissance allant de 400 kW à plus de 10 MW. Siemens Energy propose les turbines SGT-800, SGT-600, SGT-400 et SGT-300 et intègre les capacités de Guascor en matière de moteurs à pistons. Bloom Energy se différencie par sa technologie SOFC, son échelle de production et ses logiciels de gestion des services pour ses flottes. Mitsubishi Heavy Industries associe des turbines à gaz de grande puissance aux capacités de MHIET en matière de cogénération à moteurs à pistons.

Évolutions récentes du secteur

Janvier 2026 : La Commission européenne a approuvé une aide d'État espagnole de 3,1 milliards d'euros visant à compenser les coûts du CO₂ pour les producteurs d'électricité issue de la cogénération. Cette décision renforce le rôle de la cogénération à haut rendement dans la politique industrielle européenne.^{[8]US Department of Energy - https://www.energy.gov"""}

Juillet 2025 : MHIET a lancé le système de cogénération au gaz SGP M450 de 450 kW, avec une co-combustion d'hydrogène pouvant atteindre 15 %. Ce produit relie le parc industriel japonais de cogénération à son programme de transition GX.

Juillet 2025 : FuelCell Energy a signé un accord de modernisation de 10 MW d'une durée de sept ans avec CGN-Yulchon Generation en Corée du Sud. Cet accord soutient la continuité de la cogénération MCFC dans un important corridor industriel.

Avril 2025 : Bloom Energy et Conagra Brands ont annoncé un contrat d'achat d'électricité (PPA) de 15 ans portant sur environ 6 MW d'électricité produite par des SOFC dans l'Ohio, avec une réduction prévue de 19 % des émissions de gaz à effet de serre à l'échelle du site. Le projet illustre l'utilisation de la cogénération par piles à combustible dans l'industrie manufacturière.