Les renouvelables restent compétitives avec un coût de disponibilité ajouté

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.

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.

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.

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.

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 %.