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Deux questions centrales structurent cet article :
- Le LCOE devrait-il comptabiliser le coût « système », c’est-à-dire le coût de l’intermittence ? On peut par exemple tenir compte d’un coût normatif du stockage ou d’un coût normatif du back-up. Cela changerait-il l’ordre de mérite (merit order) des technologies appelées sur le marché ?
- Cette problématique ne relève-t-elle pas d’un enjeu plus large : la distinction entre le coût privé de régression et le coût social de régression, telle qu’elle fut formulée par Jean-Marcel Jeanneney lors de la fermeture des mines de charbon ? Peut-on envisager le LCOE social comme une actualisation contemporaine du coût marginal social défendu dans ce contexte ?
Résumé :
Le LCOE (Levelized Cost of Electricity) est couramment utilisé pour comparer les technologies de production électrique.
Pourtant, dans sa forme classique, il n’intègre ni les coûts système ni les externalités associées à l’intermittence des énergies renouvelables.
Cet article plaide pour une révision méthodologique du LCOE, en y incluant un coût normatif de stockage ou de back-up, afin de restaurer une vérité des prix et d’éviter les distorsions dans le merit order.
1. Le LCOE classique : un indicateur incomplet :
Le LCOE, défini comme le coût moyen actualisé de l’électricité produite sur la durée de vie d’une installation, agrège les coûts de capital, de maintenance, d’exploitation et de combustible.
Il est souvent utilisé pour comparer la compétitivité des différentes filières.
Toutefois, il ignore les coûts collectifs (Percebois & Pommeret, 2022).
2. L’intermittence : une source de coûts système ignorés :
Les EnRI comme le solaire et l’éolien, bien qu’à coût marginal nul, imposent des coûts indirects majeurs :
- Besoin de centrales pilotables en secours (back-up);
- Coûts de stockage/destockage pour garantir l’équilibre offre-demande;
- Adaptation des réseaux et interconnexions accrues.
Ces coûts sont absents du LCOE traditionnel, alors même qu’ils affectent la fiabilité et le coût global du système (IEA, 2018).
3. Effets pervers sur le merit order :
L’appel des centrales se fait par ordre croissant de coût marginal. Les EnRI, à coût marginal nul, sont appelées en priorité, provoquant :
- L’éviction des centrales pilotables (nucléaire, gaz);
- Des prix de marché parfois négatifs;
- Des coûts échoués (stranded costs) pour les producteurs pilotables (Percebois & Pommeret, 2018).
4. Le LCOE « social » : un outil réévalué et pertinent :
Plusieurs économistes défendent un LCOE généralisé ou social (IEA, 2018 ; Graham, 2018) qui intègre :
- Une valeur de réserve pour les sources pilotables;
- Des coûts de stockage normatifs (20–40 €/MWh);
- Une valeur de flexibilité;
- Les externalités carbone et géopolitiques.
Dès que le coût de stockage dépasse 20 €/MWh, le nucléaire devient plus compétitif que les EnRI (Percebois & Pommeret, 2022).
Cette approche rappelle le raisonnement de Jean-Marcel Jeanneney : en 1959, il défendait la notion de coût marginal social pour justifier le maintien temporaire des mines de charbon malgré leur non-rentabilité privée.
Le LCOE social pourrait aujourd’hui actualiser cette distinction entre coût privé de régression et coût social de régression, en prolongeant une logique d’économie politique de long terme.
5. Conséquences politiques et économiques :
Ne pas intégrer ces coûts, c’est :
- Façonner des arbitrages inefficients;
- Subventionner indirectement l’intermittence;
- Fragiliser les opérateurs pilotables.
Il est urgent de corriger les signaux de marché. L’État doit internaliser les externalités via :
- Une taxe carbone frontière;
- Des appels d’offres technologiquement neutres;
- Un mécanisme de rémunération du stockage.
6. Avantages et limites de la notion de LCOE social :
Avantages :
- Fournit une vision élargie du coût pour la collectivité ;
- Corrige les biais de compétitivité des EnRI ;
- Aligne l’investissement sur des objectifs systémiques (climat, souveraineté, stabilité).
Limites :
- Difficulté de valorisation consensuelle des externalités ;
- Risque de subjectivité dans les hypothèses retenues ;
- Sensibilité aux incertitudes technologiques (coût du stockage, innovations futures).
Conclusion :
Le LCOE classique est obsolète.
Pour des choix éclairés et cohérents avec la transition énergétique, il faut intégrer les coûts système de l’intermittence.
Cela permettrait :
- De corriger le merit order ;
- De réduire les rentes cachées ;
- D’orienter les investissements vers les solutions réellement efficaces.
À l’image de Jeanneney pour le charbon, cette approche consacre une vérité simple : l’efficacité sociale doit primer sur la rentabilité privée.
Références bibliographiques :
Graham, P. (2018). Review of alternative methods for extending LCOE to include balancing costs – Towards a method which can be included in the GenCost project. CSIRO, Australia.
IEA (2018). World Energy Outlook 2018: Highlights. International Energy Agency, Paris: OECD.
Percebois, J. & Pommeret, S. (2018). ‘Cross-subsidies Tied to the Introduction of Intermittent Renewable Electricity: An Analysis Based on a Model of the French Day-Ahead Market’, The Energy Journal, 39(3), pp. 245–268. https://doi.org/10.5547/01956574.39.3.jper.
Percebois, J. & Pommeret, S. (2022). Les coûts cachés de l’électricité. Soumis à Reflets de la Physique.
Jeanneney, J.-M. (1959). Pour une politique économique nouvelle. Paris: Calmann-Lévy.
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Par Alexis Vessat, docteur en économie de l’énergie, expert en systèmes énergétiques européens.