LCOE
LCOE est le sigle anglais de Levelized Cost of Energy, signifiant « coût actualisé de l’énergie ». Il correspond au prix complet d’une énergie (l’électricité dans la plupart des cas) sur la durée de vie de l’équipement qui la produit.
Les différents modes de production d’électricité ont des coûts très différents. Le calcul de ces coûts peut être fait en différents points : en sortie immédiate du système de production (centrale électrique, éolienne, ensemble de panneaux photovoltaïque...), au point de connexion au réseau électrique, etc. Le coût est généralement donné en unité monétaire par kilowattheure ou mégawattheure. Il intègre à la fois l’investissement initial, les coûts de fonctionnement, de combustible et d’entretien. Pour répartir ces différents coûts et investissements sur une longue période, on applique la technique d’actualisation.
Le coût actualisé de l’énergie est une mesure du coût d’une source d’énergie qui permet de comparer différentes méthodes de production d’électricité sur une base cohérente. Il s’agit d’une estimation économique du coût d’un actif producteur d’énergie, que l’on définit par : somme actualisée des dépenses d’investissement et des coûts d’exploitation et de maintenance de l’actif, divisée par la somme actualisée des quantités annuelles d’énergie (le nombre de kWh) que cet actif produira sur toute sa durée de vie.
Le LCOE peut également être considéré comme le prix minimum moyen auquel l’électricité doit être vendue pour atteindre le seuil de rentabilité pendant la durée de vie du projet. C’est donc un outil qui aide les décideurs et les chercheurs à orienter les discussions et la prise de décision en faveur de tel ou tel système de production d’énergie.
Formule de calcul
La formule mathématique peut s’écrire ainsi[1]:
avec
- = coût actualisé de la production d’énergie
- = dépenses d’investissement durant la période t (en année)
- = dépenses d’opération et de maintenance durant la période t (en année)
- = dépenses de combustible durant la période t (en année)
- = électricité produite durant la période t (en année)
- = taux effectif de réduction annuel
- = durée de vie du système.
La somme obtenue s’exprime en €/kWh et représente ce qu’il aura fallu dépenser pour produire un kWh d’énergie[2].
Pour le photovoltaïque, un rapport de l’EPIA (Association européenne de l’industrie photovoltaïque) fournit la méthode de calcul[3].
Précautions d’utilisation
Une attention particulière doit être portée aux comparaisons de LCOE, dans la mesure où le résultat du calcul est très dépendant des hypothèses de départ[2].
Bien que cet indicateur LCOE soit amplement utilisé, Paul Joskow du MIT a déterminé qu’il était finalement peu signifiant pour comparer les sources d’électricité non pilotables et intermittentes (éolien, solaire) à des sources pilotables puisqu’il occulte les coûts découlant de leur intermittence[4].
Une autre limitation du LCOE est son absence de prise en compte de l’efficacité énergétique et des économies d’énergie[5]. Dans de nombreux pays, les gains d’efficacité énergétique et les économies d’énergie ont eu pour effet de stabiliser, voire réduire la demande en électricité, au lieu de la laisser croître. Le fait de ne considérer que le LCOE aura tendance à maximiser la production et à prendre le risque de surestimer la production requise, en ignorant les gains d’efficacité énergétique des consommateurs finaux, ce qui sous-estimera le LCOE. Par exemple, pour des systèmes de production d’énergie solaire installés au point de consommation finale, il est plus économique d’investir dans les économies d’énergie et l’efficacité énergétique d’abord, puis de n’investir dans l’énergie solaire qu’ensuite (ce qui exigera un système de production solaire plus petit que ce qui aurait été nécessaire sans les mesures d’économies d’énergie et d’efficacité énergétique). Cependant, si l’on ne regarde que le LCOE des deux systèmes (le plus grand et le plus petit), celui du système plus petit aura un LCOE plus élevé (car la production d’énergie [mesurée en kWh] diminue plus vite que le coût du système [mesuré en euros]). Pour contourner cette limitation, il faut prendre en compte l’ensemble du coût du cycle de vie du système, et pas seulement le LCOE de la source d’énergie[5].
Pour tenir compte de l’intermittence et de la priorité d’accès au réseau électrique des sources non pilotables de type énergie éolienne ou solaire, l’Energy Information Administration recommande de comparer leurs coûts normalisés au coût énergétique évité des sources d’énergie pilotables (combustibles fossiles, géothermie...) plutôt qu’au coût total de ces sources pilotables. En effet, l’ajout de sources d’énergie intermittentes et non pilotables ne permet généralement pas d’éviter les coûts d’investissement, d’exploitation et d’entretien des systèmes de production d’énergie présents en soutien. Même s’il peut être plus difficile à calculer avec précision, ce coût actualisé de l’énergie évitée (en anglais, LACE pour Levelized Avoided Cost of Energy) correspond aux coûts évités d’autres sources, divisés par la production annuelle de la source non pilotable[6],[7].
Par ailleurs, le plus souvent, les calculs de LCOE n’incluent pas les autres coûts du système associés à chaque type de système de production, comme par exemple les coûts de connexion au réseau de transport longue distance ou les coûts d’équilibrage et de réserve, ou encore les coûts de démantèlement et de remise en état des sites (qui existent quel que soit le système de production d’électricité). Ils n’incluent pas non plus les externalités de type dommages sur la santé publique du fait de la pollution atmosphérique des centrales au charbon, conséquences des émissions de CO2 sur le changement climatique, acidification des océans, eutrophisation des eaux, modifications de courants océaniques, etc.
LCOE des énergies renouvelables en France
L'ADEME a publié en un rapport sur les coûts des énergies renouvelables en France[8] ; voici le tableau concernant les énergies renouvelables électriques :
| Type d'énergie | Coût de production en €/MWh |
|---|---|
| Géothermie électrique | 43 à 53 |
| Éolien terrestre (nouvelle génération) | 57 à 79 |
| Éolien terrestre (machines standard) | 61 à 91 |
| Photovoltaïque au sol | 74 à 135 |
| Photovoltaïque commercial/industriel | 114 à 199 |
| Éolien en mer posé | 145 à 203 |
| Photovoltaïque résidentiel | 181 à 326 |
| Solaire thermodynamique (cylindro) | 113 à 273 |
| Solaire thermodynamique (Fresnel) | 115 à 142 |
| Solaire thermodynamique (à tour) | 164 à 208 |
| Hydrolien marin | 150 à 507 |
| Éolien en mer flottant | 198 à 329 |
Notes et références
- Nuclear Energy Agency/International Energy Agency/Organization for Economic Cooperation and Development Projected Costs of Generating Electricity (2005 Update)
- K. Branker, M. J.M. Pathak, J. M. Pearce, “A Review of Solar Photovoltaic Levelized Cost of Electricity”, ’’Renewable & Sustainable Energy Reviews’’ 15, p. 4470-4482 (2011). Open access
- (en) [PDF] Solar photovoltaics competing in the energy sector, EPIA, septembre 2011 (voir p.9).
- (en) Paul Joskow, « Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity-Generating Technologies » [PDF], Massachusetts Institute of Technology, (consulté le ).
- (en) Peter Bronski, « You Down With LCOE? Maybe You, But Not Me:Leaving behind the limitations of levelized cost of energy for a better energy metric » [archive du ], Rocky Mountain Institute (RMI), (consulté le ) : « Desirable shifts in how we as a nation and as individual consumers—whether a residential home or commercial real estate property—manage, produce, and consume electricity can actually make LCOE numbers look worse, not better. This is particularly true when considering the influence of energy efficiency ... If you’re planning a new, big central power plant, you want to get the best value (i.e., lowest LCOE) possible. For the cost of any given power-generating asset, that comes through maximizing the number of kWh it cranks out over its economic lifetime, which runs exactly counter to the highly cost-effective energy efficiency that has been a driving force behind the country’s flat and even declining electricity demand. On the flip side, planning new big, central power plants without taking continued energy efficiency gains (of which there’s no shortage of opportunity—the February 2014 UNEP Finance Initiative report Commercial Real Estate: Unlocking the energy efficiency retrofit investment opportunity identified a $231–$300 billion annual market by 2020) into account risks overestimating the number of kWh we’d need from them and thus lowballing their LCOE ... If I’m a homeowner or business considering purchasing rooftop solar outright, do I care more about the per-unit value (LCOE) or my total out of pocket (lifetime system cost)? ... The per-unit value is less important than the thing considered as a whole ... LCOE, for example, fails to take into account the time of day during which an asset can produce power, where it can be installed on the grid, and its carbon intensity, among many other variables. That’s why, in addition to [levelized avoided cost of energy (LACE)], utilities and other electricity system stakeholders ... have used benefit/cost calculations and/or an asset’s capacity value or contribution to peak on a system or circuit level. »
- (en) Energy Information Administration, « Levelized cost of new generation resources »,
- (en) « U.S. Energy Information Administration (EIA) – Source » (consulté le )
- Coûts des énergies renouvelables en France, ADEME, décembre 2016.
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