Comment calculer le LCOE et savoir quand un projet bat réellement le prix de marché

Fin 2023, un utility américain a signé un PPA solaire (power purchase agreement, contrat de long terme d'achat d'électricité à prix fixe) autour de 30 à 35 $ par mégawattheure (MWh), un prix qui a fait les gros titres parce que l'électricité de gros se négociait plus haut dans cette région. Était-ce vraiment une bonne affaire, ou seulement un bon titre de presse ? Pour répondre, il vous faut un chiffre : le LCOE.

Ce que mesure réellement le LCOE

Le Levelized Cost of Energy (LCOE) est le prix moyen par unité d'électricité qu'un projet doit obtenir sur sa durée de vie pour atteindre l'équilibre, en couvrant construction, financement, exploitation et rendement attendu. Il s'exprime en $/MWh ou €/MWh.

Voyez-le comme le « prix de revient tout compris » d'une centrale, réparti uniformément sur chaque MWh qu'elle produira. Si le prix de vente contracté d'un projet dépasse son LCOE, il est censé être rentable. Sinon, quelqu'un perd de l'argent, ou est subventionné.

La formule, en clair

$$

LCOE = \frac{\text{Coûts totaux sur la durée de vie (actualisés)}}{\text{Production totale sur la durée de vie (actualisée)}}

$$

Plus précisément :

$$

LCOE = \frac{\sum_{t=0}^{n} \frac{CapEx_t + OpEx_t}{(1+r)^t}}{\sum_{t=0}^{n} \frac{Energy_t}{(1+r)^t}}

$$

Où :

• CapExCapExLe Capital Expenditure (CapEx) désigne les dépenses engagées pour acquérir, améliorer ou étendre des actifs de longue durée : équipements, immobilier, logiciels, qui créent de la valeur sur plusieurs années.Voir la définition complète → : dépenses d'investissement (turbines, panneaux, raccordement réseau, construction)
• OpEx : dépenses d'exploitation (maintenance, loyer foncier, assurance, asset management)
• r : taux d'actualisation, reflétant le coût du capitalcoût du capitalLe rendement moyen qu'une entreprise doit générer pour satisfaire ceux qui la financent (prêteurs et actionnaires). Il fixe le seuil que tout investissement doit franchir.Voir la définition complète → et le risque
• n : durée de vie du projet en années
• Energy_t : MWh produits en année t

L'actualisation compte parce qu'1 $ dépensé aujourd'hui n'équivaut pas à 1 $ dépensé en année 15. C'est la même logique de valeur actuelle nette utilisée pour valoriser n'importe quel investissement de longue durée.

Exemple chiffré : un parc éolien terrestre américain hypothétique

Construisons-en un de zéro, avec des fourchettes de benchmark américaines réalistes 2024-2025 (tous les chiffres ci-dessous sont des estimations sectorielles, notamment issues de l'Annual Technology Baseline du NREL, et non des devis propres à un projet).

Hypothèses pour un parc éolien terrestre de 100 MW :

• CapEx : ~1 300 $/kW installé → 130 millions de dollars au total (estimation NREL 2024, milieu de fourchette)
• OpEx : ~28 $/kW-an → 2,8 millions de dollars/an
• Facteur de charge : 35 % (part de la production théorique maximale réellement générée ; typique des bons sites éoliens américains)
• Durée de vie : 25 ans
• Taux d'actualisation : 7 % (reflétant un coût mixte de la dette et des fonds propres, approximation grossière du coût moyen pondéré du capitalcoût moyen pondéré du capitalLe taux moyen qu'une entreprise paie pour se financer par dette et fonds propres. Il fixe le rendement minimum qu'un investissement doit dépasser pour créer de la valeur.Voir la définition complète →, WACC)

Étape 1 : production annuelle

100 MW × 35 % de facteur de charge × 8 760 heures/an ≈ 306 600 MWh/an

Étape 2 : production actualisée sur la durée de vie

La somme de 306 600 MWh/an sur 25 ans à un taux d'actualisation de 7 % donne une valeur actuelle d'environ 3,57 millions de MWh (avec le facteur d'actualisation d'annuité standard).

Étape 3 : coûts actualisés sur la durée de vie

• CapEx (année 0) : 130 millions de dollars
• OpEx actualisés sur 25 ans à 7 % : 2,8 millions × ~11,65 (facteur d'annuité) ≈ 32,6 millions de dollars
• Coûts actualisés totaux ≈ 162,6 millions de dollars

Étape 4 : diviser

$$

LCOE = \frac{162,6\text{ millions de dollars}}{3,57\text{ millions de MWh}} \approx 45,5\ \$/\text{MWh}

$$

On tombe près des estimations réelles de LCOE de l'éolien terrestre américain, environ 30 à 50 $/MWh (NREL, Levelized Cost of Energy Analysis de Lazard, édition 2024, les deux étant des estimations). Bon signe : le calcul tient.

Passons au test du PPA solaire

Revenons à ce PPA solaire américain de 2023 à ~30-35 $/MWh. Les estimations de LCOE du solaire utility-scale aux États-Unis sur cette période allaient d'environ 24 à 40 $/MWh selon la région, le coût de financement et le traitement des crcrLe pourcentage de visiteurs ou de prospects qui réalisent une action attendue (achat, inscription, formulaire de contact), calculé en divisant les conversions par le nombre total d'opportunités.Voir la définition complète →édits d'impôt (estimations Lazard 2023/2024 ; rapport LCOE de Lazard).

Voilà le piège : le LCOE solaire américain est fortement façonné par les incitations fiscales fédérales, notamment l'Investment Tax Credit (ITC) de l'Inflation Reduction Act de 2022, qui peut couvrir 30 % ou plus du CapEx. Retirez-le, et le LCOE non subventionné serait sensiblement plus élevé, souvent estimé dans une fourchette de 40 à 55 $/MWh.

Un PPA à 30-35 $/MWh ne « bat le marché » qu'une fois pris en compte le crédit d'impôt qui réduit le CapEx effectif du développeur. Sans lui, ce prix pourrait être marginal ou déficitaire. C'est pourquoi comparer un prix de PPA affiché à un benchmark LCOE générique sans vérifier les hypothèses de subvention est une erreur d'analyse courante.

Le jugement à porter : un prix de PPA supérieur au LCOE signale un projet bancable. Un PPA proche ou inférieur au LCOE non subventionné signale que le développeur est soit extrêmement efficace, soit adossé à un financement bon marché, soit qu'il parie sur les incitations, soit qu'il accepte une perte stratégique pour gagner des parts de marché.

Le point de comparaison européen

En Europe, les estimations de LCOE de l'éolien offshore pour 2024 vont d'environ 50 à 85 €/MWh selon le pays et les conditions de fonds marins (estimations issues du World Energy Outlook de l'AIE et de sources sectorielles), nettement au-dessus de l'éolien terrestre américain en raison de la complexité de la construction en mer et de coûts de financement plus élevés sur certains marchés. L'éolien terrestre et le solaire en Europe se situent généralement plus près de 30 à 60 €/MWh (estimations).

Le prix de référence européen est souvent le prix de gros day-ahead sur des bourses comme EPEX Spot ou Nord Pool, plutôt qu'un PPA unique. Un contrôle de cohérence utile : si le LCOE d'un projet se situe confortablement sous le prix de gros moyen pluriannuel de son marché, il passe la barre sans soutien public.

Pourquoi le LCOE a ses limites

Le LCOE est un benchmark de coût, pas un prédicteur de prix de marché. Il ignore :

• Le moment de la production : le solaire produit en milieu de journée, quand les prix sont souvent plus bas (effet de « merchant risk » ou de cannibalisation) ; une technologie peut avoir un LCOE bas et un revenu réalisé faible.
• Les coûts de réseau et d'intégration : renforcements du transport, curtailment (réduction de la production quand le réseau ne peut pas l'absorber).
• Le risque politique : les subventions peuvent changer ; la valeur future de l'ITC dépend du maintien de la législation.

Les analystes associent de plus en plus le LCOE à des métriques ajustées comme le « value-adjusted LCOE », ou le comparent au prix réellement capté par une centrale sur les marchés en temps réel. C'est un sujet plus avancé, mais connaître les angles morts du LCOE est un prérequis pour lire n'importe quel pro forma de projet.

Points clés

• LCOE = coûts actualisés sur la durée de vie ÷ production actualisée sur la durée de vie ; il donne le prix minimum dont un projet a besoin pour atteindre l'équilibre, en $/MWh ou €/MWh.
• Les estimations de LCOE de l'éolien terrestre américain vont d'environ 30 à 50 $/MWh ; le solaire utility-scale américain d'environ 24 à 40 $/MWh (estimations Lazard, NREL, 2023-2024). L'éolien offshore européen est nettement plus élevé, environ 50 à 85 €/MWh (estimations).
• Vérifiez toujours si un LCOE ou un prix de PPA inclut des subventions comme l'Investment Tax Credit américain ; les chiffres non subventionnés peuvent être bien plus élevés.
• Un prix de PPA supérieur au LCOE est un bon signal, mais pas la preuve d'une bonne affaire : vérifiez les hypothèses de facteur de charge, le taux d'actualisation, et si le prix de comparaison est subventionné ou merchant (exposé au marché).
• Utilisez le LCOE comme premier filtre, puis comparez-le à de vrais benchmarks de prix de gros (EPEX Spot, Nord Pool, ISO régionaux américains comme ERCOT ou PJM) avant de juger qu'un projet est réellement compétitif en coût.