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Dans la zone PJM, à l’est des États-Unis, le solaire ne compte que pour 12 % de la capacité jugée fiable à la pointe de demande. Pour garantir les 88 % restants, il faut ajouter 37 $/MWh : le coût de production passe de 86 à 123 $/MWh. C’est le fait nouveau du rapport annuel de Lazard : la banque d’affaires mesure désormais le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite, pas seulement celui des électrons produits.
In the PJM region, in the eastern United States, solar accounts for only 12% of capacity considered reliable at peak demand. Guaranteeing the remaining 88% requires adding $37/MWh, bringing the generation cost from $86 to $123/MWh. This is the new element in Lazard’s annual report: the investment bank now measures the additional cost required to guarantee the availability of the electricity produced, not just the cost of the electrons generated.
Cet indicateur, baptisé « Levelized Firming Cost », estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Dans l’exemple de PJM, le solaire ainsi « fermé » — avec ce coût de garantie ajouté — reste dans la fourchette d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné, comprise entre 51–129 $/MWh. Le surcoût est réel ; il ne suffit pas à sortir le solaire du groupe des solutions compétitives.
This metric, called “Levelized Firming Cost,” estimates the additional cost required to guarantee the availability of the electricity produced by each technology. In the PJM example, firmed solar—with this firming cost added—remains within the range of a new combined-cycle gas plant, at $51–129/MWh. The additional cost is real, but it is not enough to push solar out of the group of competitive solutions.
Le calcul complet place le solaire entre 98 et 167 $/MWh, et l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Une centrale à gaz à cycle combiné se situe entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe atteint 144 à 276 $/MWh. Le LCOE, c’est-à-dire le coût actualisé de l’électricité, situe le photovoltaïque entre 40 et 98 $/MWh et l’éolien terrestre entre 37 et 99 $/MWh sans le coût de garantie ; le nucléaire neuf reste entre 175 et 255 $/MWh.
The full calculation puts solar at $98–167/MWh, and wind at $95–155/MWh. A combined-cycle gas plant comes in at $51–129/MWh, while a peaker turbine reaches $144–276/MWh. The LCOE, or levelized cost of electricity, puts photovoltaics at $40–98/MWh and onshore wind at $37–99/MWh without the firming cost; new nuclear remains at $175–255/MWh.
Concrètement, pour les décideurs qui construisent de nouvelles capacités, la conclusion est moins spectaculaire que solide : intégrer le coût de garantie ne suffit pas à sortir les renouvelables du groupe des solutions compétitives. Cela change en revanche la façon de comparer les projets, en faisant apparaître la dépense nécessaire pour rendre leur production disponible quand le système électrique en a besoin.
For decision-makers building new capacity, the practical conclusion is less spectacular than it is solid: including the firming cost is not enough to push renewables out of the group of competitive solutions. It does, however, change how projects are compared by revealing the expense required to make their output available when the power system needs it.
La trajectoire des coûts appelle tout de même à la prudence. Après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les gains se stabilisent sous l’effet de la hausse du coût du capital, des tensions sur les chaînes d’approvisionnement et de l’augmentation des coûts de construction. Le stockage illustre ce ralentissement : pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS, avec « S » pour storage, est passé de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026, soit +15 %.
The cost trajectory still calls for caution. After more than a decade of declining LCOE, gains are stabilizing as a result of higher capital costs, supply chain pressures and rising construction costs. Storage illustrates this slowdown: for a 100 MW lithium-ion battery with four hours of duration, LCOS, with “S” standing for storage, rose from $254/MWh in 2025 to $292/MWh in 2026, or +15%.