L’Australie-Occidentale relève son standard de stockage avant la sortie du charbon
AEMO accordera la totalité des crédits de capacité aux batteries de sept heures en Australie-Occidentale. Ce seuil pourrait atteindre 8,5 heures au milieu des années 2030, alors qu’un déficit de 2 161 MW menace le réseau en 2035.
Sept heures deviennent la nouvelle référence de capacité
L’Australie-Occidentale s’oriente vers des batteries de plus longue durée pour préparer la fermeture des centrales à charbon et répondre à un déficit croissant d’approvisionnement. Selon Renew Economy, l’Australian Energy Market Operator (AEMO) accordera la totalité des crédits de capacité aux batteries capables de fournir de l’électricité pendant sept heures, conformément au dernier WEM ESOO.
Les développeurs pourront toujours construire des systèmes plus courts, mais ils ne seront rémunérés que pour la part de la fenêtre de sept heures qu’ils peuvent couvrir. Le mécanisme les incite donc directement à augmenter la durée de stockage, plutôt qu’à dépendre uniquement de courtes périodes de prix de gros élevés.
L’Australie-Occidentale exploite un marché de capacité sur lequel AEMO paie chaque mégawatt ferme disponible. Ce modèle diffère des systèmes reposant principalement sur les prix de gros. Le réseau isolé de l’État ne peut pas recevoir d’électricité d’urgence d’un territoire voisin. Les possibilités limitées de stockage hydraulique par pompage renforcent aussi le rôle des batteries et des moyens de production pilotables.
La rémunération augmente avec le déficit prévu
La valeur des crédits de capacité des batteries progressera de 35 %. Renew Economy indique que le paiement passera de 360 700 dollars par MW et par an en 2026-27 à 488 500 dollars l’année suivante. L’autorité de régulation économique a fondé son calcul sur le coût estimé de construction et de raccordement d’une batterie de 200 MW/1 200 MWh, d’une durée de six heures, le long du corridor Clean Energy Link North.
Les crédits restent facultatifs, mais les conditions commerciales locales rendent ces recettes importantes. Le prix de gros au comptant est plafonné à 1 500 dollars/MW et, selon Renew Economy, le nombre d’acheteurs potentiels sous contrat est limité. Sans revenus de capacité, les développeurs ont davantage de difficultés à financer de grandes batteries.
Le WEM ESOO 2026 prévoit que le déficit électrique de l’Australie-Occidentale pourrait culminer à 2 161 MW en 2035. Les centrales à charbon publiques doivent fermer d’ici 2030. À partir de 2031 suivront la centrale à charbon privée Bluewaters et la centrale de pointe au gaz Pinjar de Synergy. Si environ 600 MW de capacités déjà prévues sont construits à temps, le risque de pénurie sera repoussé à 2031. AEMO anticipe néanmoins un déficit potentiel de 1,6 GW en 2035, à combler par des projets qui ne sont pas encore engagés ou en construction.
Le portefeuille ne répond pas encore aux longues durées
L’Australie-Occidentale a rapidement adopté le stockage lithium-ion. Les batteries de Neoen et Synergy à Collie, destinées à remplacer la centrale à charbon locale, restent les plus grandes batteries lithium-ion en service en Australie, selon Renew Economy. Renewmap recense 78 projets à différents stades, mais seulement 12 disposent d’une durée d’au moins sept heures. Ce total comprend un concept à air comprimé, tandis que 25 autres projets n’indiquent aucune durée.
AEMO estime que la durée donnant droit aux crédits pourrait atteindre huit ou 8,5 heures au milieu des années 2030. Zamien Sumich, responsable du développement commercial de VSUN Energy, juge cette trajectoire conservatrice et estime que le marché pourrait dépasser dix heures d’ici la fin de la décennie. VSUN développe des batteries à flux redox au vanadium et participe à l’appel d’offres pour un projet de dix heures soutenu par l’État à Kalgoorlie.
L’allongement de la durée ne suffira pas à supprimer le risque d’approvisionnement. AEMO rappelle qu’une batterie ne peut réagir rapidement que si elle est suffisamment chargée. La hausse de la consommation et des pointes de demande pourrait laisser les installations sans énergie suffisante au moment critique. L’Australie-Occidentale devra donc ajouter des moyens de production aux capacités de stockage et investir parallèlement dans les réseaux et les technologies capables de fournir durablement de l’électricité.