Le LCOS reste une métrique de coût utile, mais il ne capte pas toute la valeur systémique du stockage dans des marchés de l'électricité de plus en plus complexes.
Le April 28, 2025, une panne générale a touché l'Espagne, le Portugal et certaines parties du sud de la France, coupant l'électricité à environ 55 millions de personnes pendant jusqu'à 23 heures dans certaines zones. Dans les mois qui ont précédé l'effondrement, l'Espagne disposait d'environ 32,043 mégawatts de capacité solaire installée. Et dans les minutes précédant la défaillance du réseau, le solaire fournissait un peu plus de la moitié de l'électricité du pays, les propres données de production de Red Eléctrica le plaçant au-dessus de 53 percent. Cette part reflète l'avancement de la transition énergétique espagnole, et non une cause en soi. De nombreux réseaux fonctionnent avec de fortes parts de solaire sans incident. À l'inverse, le parc espagnol de stockage sur batteries à l'échelle du réseau s'élevait à 28 mégawatts.
Faites la division et le ratio ressort à environ 1,144 pour 1. L'Espagne avait, en pratique, construit plus de mille fois plus de capacité pour produire de l'électricité que de capacité pour l'amortir. La comparaison n'est pas une mesure d'ingénierie précise de la quantité de stockage dont l'Espagne avait besoin. La capacité de production solaire et la capacité de puissance des batteries mesurent des choses différentes, et aucune des deux ne capte à elle seule la durée de stockage. Mais comme mesure du déséquilibre de construction entre produire de l'électricité et pouvoir en faire quelque chose au moment nécessaire, ce ratio est difficile à contester.
Une question à laquelle le LCOS n'a jamais été conçu pour répondre
Ce ratio est lui-même l'énigme au centre de cette histoire, et il vaut la peine de s'y arrêter un instant avant de chercher une explication. Le levelized cost of storage, ou LCOS, la métrique que la plupart des développeurs et investisseurs utilisent depuis dix ans pour comparer les projets de batteries, a été conçu pour répondre à une question précise : combien coûte le stockage et la livraison d'un mégawattheure d'électricité ? Il a bien rempli cette fonction. Lazard's LCOS analysis, désormais dans sa dixième version et toujours la référence la plus citée du secteur, indique clairement que l'économie du stockage varie selon l'application, en répartissant ses estimations entre plusieurs cas d'usage distincts plutôt qu'en donnant un seul chiffre. Même le rapport qui a popularisé la métrique ne prétend pas qu'un chiffre capte tout.
Ce pour quoi le LCOS n'a jamais été conçu, c'est une autre question, plus difficile : combien coûte au système l'absence totale de stockage ? Le modèle financier d'aucun projet individuel ne porte ce coût, car il ne se situe pas au niveau du projet. Il se situe au niveau de l'ensemble du système, et le ratio de l'Espagne montre à quoi ressemble cet écart lorsqu'il finit par être mis en évidence. Le LCOS est une métrique de coût. Il n'a jamais été conçu comme une métrique de résilience.
Le coût lui-même n'a pas été l'obstacle. Les prix des packs de batteries de stockage stationnaire sont tombés à $70 par kilowattheure en 2025, soit 45 percent de moins que l'année précédente, selon l'enquête annuelle de BloombergNEF. C'est la baisse la plus marquée de tous les segments de batteries suivis par le cabinet, après ce qui était déjà la plus forte baisse annuelle des prix des packs lithium-ion dans leur ensemble depuis 2017. Le stockage est devenu rapidement beaucoup plus abordable. La question que cela soulève n'est pas pourquoi davantage de stockage n'a pas été construit pour des raisons de coût. Elle est de savoir pourquoi un système devenu aussi performant dans la construction solaire n'a pas appliqué la même urgence à l'élément qui l'amortit.
Où se situe réellement la valeur : timing, emplacement et services réseau
Une partie de la réponse est que la valeur du stockage n'allait jamais être captée par un seul chiffre de coût, car elle dépend de trois éléments qu'un calcul de coût nivelé ne demande pas : quand l'énergie est livrée, où elle se trouve sur le réseau et ce que le système peut faire d'autre que stocker et restituer l'électricité.
Timing est le plus familier des trois, même s'il faut être précis sur ce qu'il explique ici et ce qu'il n'explique pas. La « duck curve » californienne décrit un problème de soirée : le solaire inonde le réseau à midi puis retombe en début de soirée, au moment où la demande augmente, obligeant d'autres ressources à monter rapidement en puissance. La panne espagnole s'est produite à midi, pas pendant la rampe du soir. Elle a frappé à 12:33 p.m., pendant une période de production solaire très élevée. La leçon pertinente en matière de timing n'est pas la duck curve elle-même. C'est le point plus large que les deux cas illustrent : les moments où un réseau est le plus exposé se déplacent à mesure que son mix de production change, et un système doit pouvoir répondre correctement quel que soit le moment où cette exposition apparaît, pas seulement aux moments anticipés par les planificateurs.
Location compte tout autant, et reçoit souvent moins d'attention. Au sein même de l'Espagne, le déploiement du stockage n'est pas uniforme. Castilla-La Mancha, région du centre de l'Espagne riche en solaire où le photovoltaïque représente environ la moitié du mix de production local, possède la plus grande capacité de stockage sur batteries du pays avec 63 mégawatts. Le chiffre reste faible en valeur absolue, mais il est nettement supérieur à celui d'autres régions avec un déploiement solaire comparable. Le déséquilibre national entre capacité de production et capacité d'amortissement masque de vraies variations sous-jacentes : certaines parties du réseau avaient au moins commencé à développer le stockage parallèlement à leur capacité solaire, tandis que la plupart avaient à peine commencé. Toutefois, comme l'enquête sur la panne l'a ensuite clairement montré, le matériel de stockage seul n'a jamais été toute l'histoire.
Grid services est la partie où le tableau devient plus technique et plus directement lié à ce qu'est réellement une panne générale. Une batterie ne se contente pas de stocker de l'énergie pour plus tard. Elle peut répondre à une perturbation du réseau en quelques millisecondes, fournir un soutien de fréquence et, dans des configurations grid-forming spécifiquement, et non comme fonction par défaut de tout BESS, apporter une capacité de black-start pour aider à redémarrer certaines parties d'un réseau après un effondrement. Les services qu'un système est conçu pour fournir relèvent eux-mêmes d'une décision de conception, et cette décision interagit avec la durée : les batteries conçues pour des réponses rapides et brèves sont très différentes des batteries conçues pour fonctionner pendant de nombreuses heures. Les analyses de marché indépendantes situent généralement le point de croisement entre six et huit heures de durée : en dessous de cette plage, le lithium-ion tend à l'emporter sur le coût installé. Au-dessus, des technologies comme les batteries à flux au vanadium deviennent de plus en plus compétitives ou gagnantes, car leur coût évolue davantage avec la durée qu'avec la capacité de puissance. C'est un rappel que « quelle batterie » est elle-même une question sans réponse unique, avec seulement une réponse adaptée à une tâche précise.
Cela ne plaide pas pour construire du stockage partout et en toutes circonstances. Cela plaide pour reconnaître qu'un seul chiffre de coût par mégawattheure n'allait jamais dire à un opérateur de réseau, ou à un pays, combien de stockage, et quel type, un système résilient nécessite réellement.
La panne : ce que la pensée de type LCOS ne voit pas
C'est ici que le ratio espagnol cesse d'être une curiosité abstraite et commence à expliquer quelque chose de concret. Un réseau construit principalement autour du solaire et de l'éolien est, par nature, exposé à deux types de variabilité qu'une métrique de coût au niveau du projet ne valorise pas. Le premier est simple : l'ensoleillement et le vent ne sont pas contrôlables, et leur production peut changer en quelques minutes avec la météo. Le second est plus structurel. Les centrales conventionnelles, charbon, gaz, nucléaire, hydroélectricité, fonctionnent avec des turbines en rotation qui portent une inertie physique, et cette inertie agit comme un tampon, absorbant les chocs de fréquence du réseau pendant les secondes nécessaires aux systèmes de protection pour réagir. Les ressources basées sur des onduleurs, comme le solaire et l'éolien raccordé par batterie, n'ont pas cette inertie intégrée par défaut. À mesure qu'elles remplacent la production tournante, autre chose doit aider à absorber ce type de choc. Le stockage, avec les compensateurs synchrones, les onduleurs grid-forming et la production flexible, fait partie des outils capables de le faire.
ENTSO-E's Expert Panel, un groupe de 49 membres issus d'opérateurs de transport, de centres de coordination régionaux et de régulateurs nationaux à travers l'Europe, a publié son rapport final sur la panne en March 2026, près d'un an après l'événement. Sa conclusion ne se concentre pas sur une pénurie de matériel de stockage. Le rapport décrit une combinaison de facteurs en interaction : oscillations de tension, lacunes dans le contrôle de la puissance réactive, pratiques de régulation de tension incohérentes entre différents producteurs et déconnexions rapides en cascade qui ont commencé dans le sud de l'Espagne. Un constat précis ressort : une quantité significative de capacité de puissance réactive, présente dans des équipements déjà installés sur le réseau, était disponible dans la période précédant la panne mais n'a pas été activée. Damián Cortinas, président du conseil d'ENTSO-E, l'a dit simplement lors de la publication du rapport, en expliquant que le problème n'était pas l'énergie renouvelable mais plutôt « voltage control, regardless of the type of generation. » L'éolien a été explicitement écarté comme cause, et la production renouvelable en général a reçu relativement peu d'attention dans le rapport par rapport aux défaillances opérationnelles et de coordination.
Cette distinction compte pour la manière de raconter cette histoire. Les éléments disponibles pointent moins vers une pénurie de matériel que vers une défaillance de coordination : des outils disponibles pour stabiliser la tension, dont certains déjà installés, n'ont pas été activés comme l'exige désormais un réseau riche en renouvelables et qui évolue rapidement. Le LCOS n'a toujours rien à dire sur ce type de préparation. Il valorise l'électricité d'un projet de batterie, pas les procédures d'exploitation, les règles de marché et les systèmes de coordination qui déterminent si cette batterie, ou toute autre ressource de flexibilité, est effectivement appelée lorsque le réseau en a le plus besoin. La propre réponse de l'Espagne le reflète : plutôt que de traiter la solution comme un simple « construire plus de stockage », le pays a mis à jour Operational Procedure 7.4 en June 2025 afin d'autoriser formellement le solaire et le stockage sur batteries à participer au contrôle de tension, avec une mise en œuvre complète achevée en March 2026. C'est une évolution réglementaire et opérationnelle, pas une décision d'achat. Et c'est exactement le type de correction qu'une métrique de coût par mégawattheure n'a jamais été conçue pour déclencher.
Le déploiement des batteries s'est aussi fortement accéléré depuis la panne, même si ce n'était pas la recommandation centrale du rapport : la capacité de stockage installée a augmenté de 589 percent dans l'année qui a suivi, passant de 28 mégawatts à 193 mégawatts, selon Red Eléctrica. Le régulateur espagnol de l'énergie, la CNMC, a séparément ouvert 20 procédures de sanction contre l'opérateur de réseau Red Eléctrica et plusieurs grandes utilities, dont Endesa, Iberdrola, Naturgy et Repsol, liées à l'enquête plus large. Même après cette croissance, la capacité absolue de stockage de l'Espagne reste nettement derrière l'Allemagne, l'Italie et le UK. Quelle que soit la combinaison finale de matériel et de correctifs opérationnels dont un réseau comme celui de l'Espagne a besoin, fermer un ratio de 1,144 pour 1 n'allait jamais se faire en une seule année.
La question qu'il vaut mieux poser
Rien de tout cela ne signifie que le LCOS doit être abandonné. Il reste le bon outil pour comparer l'efficacité économique de deux projets de batteries similaires, et la baisse régulière des prix des batteries qu'il suit est réelle et importante. Mais l'expérience de l'Espagne illustre concrètement ce que ce chiffre ne peut pas dire : il ne peut pas dire à un planificateur de réseau si le système dans son ensemble peut réellement faire appel à ses ressources lorsqu'un choc survient, parce que ce n'est pas une question d'économie d'un projet individuel. C'est une question de savoir si le système est construit, opérationnellement et pas seulement physiquement, pour utiliser ce qu'il possède.
Cela suggère qu'une autre question mérite d'être ajoutée à la question standard. À côté de « combien coûte ce projet de stockage par mégawattheure livré », il vaut la peine de demander : lorsque ce système est sous tension, peut-il réellement accéder à la flexibilité qu'il a déjà payée ? L'Espagne a désormais une réponse inhabituellement claire sur le coût d'un apprentissage par l'épreuve. La plupart des réseaux préféreraient ne pas devoir l'apprendre de la même manière.
