Résumé

  • Au T3 2026, les batteries à grande échelle ont fourni 8 % de la production du pic du soir du marché national australien, contre 5,1 % pour le gaz.
  • Elles ont fixé le prix de gros dans près de la moitié des intervalles de dispatch, contre 18 % un an plus tôt ; le prix moyen du NEM est tombé à 63 A$/MWh.

Analyse

À 16 heures, la journée change de métier : le solaire baisse, la demande remonte et la question devient celle de l’énergie disponible maintenant. Au trimestre de septembre, les batteries raccordées au réseau ont couvert 8 % de la production du pic du soir du National Electricity Market, entre 16 h et 21 h. Le gaz en a fourni 5,1 %. AEMO n’avait jamais observé les batteries devant le gaz sur cette mesure pendant un trimestre.

La nouvelle se lit aussi dans le mécanisme des prix. Les batteries ont fixé les prix de gros dans près de la moitié des intervalles de dispatch, contre 18 % un an auparavant. AEMO attribue une partie de la baisse des prix du soir à l’augmentation des cycles de charge et de décharge. Le mégawattheure stocké ne dort donc pas seulement entre deux pointes : il pèse de plus en plus dans la formation du prix.

Sur l’ensemble du NEM, le prix de gros moyen a reculé de 27 % sur un an à 63 A$/MWh, son plus bas niveau pour un trimestre de septembre depuis 2021. Les renouvelables ont atteint 44,3 % de la production, un record pour un T3. Le solaire à grande échelle a progressé de 30 %, l’hydroélectricité de 15 %, et l’énergie déplacée par les batteries a plus que triplé. La production au gaz a baissé de 34 %, au plus bas pour un T3 depuis 2000.

La demande, elle, n’a pas baissé le rideau. La demande sous-jacente du NEM a atteint une moyenne record de 25 471 MW, en hausse de 1,3 %. Victoria explique presque toute l’augmentation ; la consommation des centres de données y a progressé de 65 % à 225 MW en moyenne. C’est une moyenne trimestrielle de consommation, pas une puissance installée. Elle donne une mesure concrète d’une nouvelle charge qui entre dans le système.

L’ouest du pays montre pourquoi les marchés ne doivent pas être mélangés. Dans le Wholesale Electricity Market d’Australie-Occidentale, le prix moyen en temps réel a grimpé de 19 % à 120,72 A$/MWh, un record trimestriel. Le vent plus faible et la disponibilité réduite du charbon ont pesé ; l’activité accrue des batteries a aplati le profil quotidien des prix. Le stockage a un effet visible, mais l’offre disponible reste le premier chiffre à surveiller.

Sources