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Le LCOE, l’outil de référence pour comparer les énergies
Avant d’entrer dans le vif du sujet, il est utile de comprendre ce qu’est le LCOE, acronyme anglais de Levelized Cost of Energy, qu’on traduit par coût actualisé de l’énergie. Concrètement, cet indicateur additionne l’ensemble des coûts d’une installation, construction, entretien, financement, sur toute sa durée de vie, puis divise ce total par la quantité d’électricité produite. On obtient ainsi un coût par mégawattheure (MWh), directement comparable d’une filière à l’autre.
Le rapport de Lazard sur ce sujet est attendu chaque année par l’ensemble du secteur énergétique, des investisseurs aux décideurs politiques. C’est une référence mondiale, et ses conclusions pèsent lourd dans les arbitrages industriels. Jusqu’à l’édition précédente, cet indicateur présentait toutefois une limite de taille : il mesurait le coût de chaque filière de manière isolée, sans tenir compte de ce qu’il faut dépenser à l’échelle du réseau pour garantir la livraison effective de l’électricité au consommateur. Et c’est précisément là que les critiques des énergies renouvelables trouvaient leur principal argument.
Le grand reproche fait aux renouvelables : les coûts cachés
L’argument est connu. Le soleil ne brille pas la nuit, le vent ne souffle pas toujours au bon moment. L’électricité produite par le solaire et l’éolien est donc intermittente, ce qui oblige le réseau à mobiliser des ressources complémentaires : batteries de stockage, centrales de secours disponibles à la demande, renforcement des lignes de transport, mécanismes d’équilibrage permanents. Toutes ces briques ont un coût, jusqu’ici absent du LCOE classique.
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Dans son rapport 2026, Lazard a baptisé ce surcoût le Levelized Firming Cost, qu’on pourrait traduire par « coût d’affermissement » : le montant supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité fiable de l’électricité issue de chaque filière. Pour l’illustrer, la banque s’appuie sur l’exemple de la zone PJM, le grand gestionnaire de réseau qui couvre l’est des États-Unis. Dans cette zone, une installation solaire n’est jugée « fiable » qu’à hauteur de 12 % de sa puissance lors des pointes de consommation. Garantir les 88 % restants ajoute 37 dollars par MWh au coût de production. C’est un peu comme calculer le prix d’une voiture sans y inclure l’assurance ni le carburant : le chiffre obtenu est flatteur, mais incomplet.
Les renouvelables résistent, même avec ces coûts ajoutés
C’est là que les conclusions du rapport prennent toute leur valeur. Même en intégrant ce Levelized Firming Cost, les énergies renouvelables restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production. En coût complet, le solaire ressort entre 98 et 167 dollars par MWh, l’éolien terrestre entre 95 et 155 dollars. Ces chiffres sont à mettre en regard d’une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné, entre 51 et 129 dollars, et surtout du nucléaire neuf, entre 175 et 255 dollars par MWh, ce qui en fait de loin la filière la plus coûteuse à construire aujourd’hui.
Si l’on s’en tient au seul coût de production isolé, le photovoltaïque s’affiche entre 40 et 98 dollars par MWh, légèrement devant l’éolien terrestre (37 à 99 dollars), confirmant leur domination dans le classement des énergies les moins chères à produire. Le rapport souligne cependant une tendance à surveiller : la baisse continue des coûts, qui durait depuis plus d’une décennie, est en train de marquer le pas. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction viennent freiner les gains. Sur le stockage par batteries, le signal est particulièrement net : le coût d’une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie est passé de 254 dollars par MWh en 2025 à 292 dollars en 2026, soit une hausse de 15 % en un an.
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Ces chiffres ont des implications directes sur la politique énergétique française et, en bout de chaîne, sur les factures des ménages. La logique est simple : plus l’électricité est produite avec des technologies compétitives, plus le coût de production qui alimente les prix de marché est contenu. C’est l’une des raisons pour lesquelles la France, dans sa Programmation pluriannuelle de l’énergie publiée début 2026, mise massivement sur le solaire et l’éolien, avec un objectif de 48 GW de puissance photovoltaïque installée d’ici 2030.
Les heures de prix négatifs sur le marché de gros de l’électricité, de plus en plus fréquentes en Europe lors des journées très ensoleillées, illustrent ce mécanisme concrètement : quand le solaire produit en abondance, les prix s’effondrent, ce qui pèse favorablement sur le coût moyen de l’électricité supporté par l’ensemble des consommateurs. Le rapport Lazard vient ainsi apporter une caution financière de premier plan à une réalité que le marché constate déjà chaque jour. Les renouvelables ne sont pas seulement vertueuses sur le plan environnemental, elles sont économiquement robustes, y compris lorsqu’on leur attribue l’intégralité des coûts système qui leur reviennent.
