Les prix pré-dispatch indiquent comment le marché anticipe le règlement des prix avant le dispatch en temps réel. Pour les batteries, les données de prévision montrent ce que les opérateurs voyaient au moment de prendre leurs décisions d’enchères, et pas seulement ce qui a été constaté ensuite.

Les opérateurs utilisent le pré-dispatch pour ajuster l’état de charge, mettre à jour leurs offres et réagir aux événements de prix anticipés. Examiner les prévisions successives permet de voir comment ces signaux se sont formés, renforcés ou ont disparu avant le dispatch.

Vous pouvez désormais interroger Ko pour obtenir l’historique complet des pré-dispatch de 30 minutes et 5 minutes depuis novembre 2020, ainsi que les prix de dispatch réalisés et les données de la pile d’enchères. Cela permet de comparer prévisions, résultats et stratégies d’enchères au même endroit.

Le pré-dispatch est la résolution anticipée des prix par l’AEMO

Le pré-dispatch constitue le signal de prix prospectif en temps réel du NEM. Il s’agit de la résolution réelle du NEMDE pour les intervalles futurs, basée sur la pile d’enchères et les conditions du système disponibles à ce moment-là. Le calcul est identique à celui du prix de dispatch, mais pour des intervalles qui n’ont pas encore eu lieu.

Les opérateurs de batteries utilisent souvent leurs propres prévisions de prix internes, mais le pré-dispatch reste la référence commune du marché. Il montre le signal prospectif accessible à tous les participants au même instant. Les fournisseurs et producteurs-revendeurs l’utilisent aussi pour gérer leur exposition à la couverture à court terme.

Les opérateurs s’appuient sur ce signal pour décider quand charger, décharger ou préserver la charge. Le signal est le plus fiable lorsque la prévision est proche du dispatch et que le système est stable. Des horizons plus lointains comportent davantage d’incertitude, surtout lors de variations rapides de la production solaire en toiture, de l’éolien, de la demande ou des flux d’interconnexion.

​Ko peut interroger l’historique pré-dispatch depuis novembre 2020

• Prévisions pré-dispatch 30 minutes : prévisions régionales de prix d’énergie et FCAS de l’AEMO, publiées toutes les 30 minutes jusqu’à environ 40 heures à l’avance. Couvre les cinq régions du NEM, de novembre 2020 à aujourd’hui.
• Prévisions pré-dispatch 5 minutes : prévisions à court terme, publiées toutes les 5 minutes jusqu’à environ une heure à l’avance. Même couverture régionale et période.
• Prix de dispatch réalisés : prix spot réels toutes les 5 minutes pour chaque région, permettant de comparer les prévisions aux résultats constatés.
• Données de la pile d’enchères : offres de prix et de volume des producteurs pour chaque intervalle de 5 minutes, utilisées pour comparer la stratégie d’enchères au signal pré-dispatch disponible à ce moment.

​Comment analyser les données pré-dispatch du NEM avec Ko

​Les exemples ci-dessous ont été générés en posant des questions à Ko sur les tableaux de prix pré-dispatch du NEM. Ko a généré le SQL, interrogé les données et produit l’interprétation écrite. Tous les graphiques sont construits à partir des mêmes données de base.

Chaque section présente la question posée à Ko, la réponse écrite de Ko et un graphique basé sur les données extraites par Ko. Vous pouvez poser les mêmes questions à Ko, avec des résultats reflétant les données les plus récentes disponibles.

​Résultat : Chaque ligne représente une simulation pré-dispatch pour la Nouvelle-Galles du Sud le 25 mai 2025, avec le RRP final superposé.

Des prix négatifs autour de midi étaient visibles tôt. La simulation de minuit prévoyait déjà des prix négatifs de 10h30 à 12h30, en accord avec le résultat final.

Le creux a été plus court que prévu initialement. Les premières simulations anticipaient des prix négatifs jusqu’à environ 13h30, mais les prix constatés se sont redressés plus tôt.

Le pic du matin a été revu à la hausse à l’approche du dispatch. Les premières simulations prévoyaient 65-75 $/MWh, alors que les prix réalisés ont atteint 72-77 $/MWh.

​​Résultat : L’intervalle de 19h30 du Victoria le 3 février 2025 était prévu proche du plafond du marché la majeure partie de la journée, avant que le signal ne soit révisé à la baisse à l’approche du dispatch.

Le pré-dispatch est resté proche du plafond toute la journée. De 7h30 à 16h30, les simulations prévoyaient l’intervalle de 19h30 autour de 17 500 $/MWh, avec un creux en milieu de matinée à environ 13 300 $/MWh.

La prévision a été corrigée vers 17h00. À environ 150 minutes de l’échéance, la prévision est passée de 12 600 $/MWh à 565 $/MWh.

Les simulations ultérieures sont restées basses. Les runs suivantes jusqu’au dernier pré-dispatch de 18h00 sont restées autour de 313-370 $/MWh, suggérant que la rareté attendue s’était largement dissipée avant le dispatch.

​À noter : Le prix réglé sur 30 minutes pour cet intervalle était de 6 034 $/MWh, porté par des prix de dispatch de plus de 11 000 $ dans les premières minutes. Les prévisions pré-dispatch donnent un prix unique pour l’intervalle de trading et ne peuvent pas refléter ce type de volatilité intra-intervalle.

Résultat : L’écart pré-dispatch à quatre heures d’avance dans la fenêtre de midi en Australie-Méridionale a traversé trois régimes depuis 2021.

2021 : sous-prévision. Les prévisions anticipaient plus de prix négatifs à midi que ce qui a été constaté, avec un pic d’écart à +81 $/MWh au T3 2021.

2022 : sur-prévision. Le signe s’est inversé pendant la crise énergétique. Le T2 2022 a enregistré le plus grand écart, à environ 860 $/MWh, avec une prévision à quatre heures d’avance moyenne de 1 001 $/MWh contre un règlement de 138 $/MWh.

2023-2026 : la sur-prévision structurelle s’atténue. Les prévisions sont restées supérieures au règlement à midi, mais l’écart s’est réduit de -149 $/MWh au T3 2023 à entre -13 $/MWh et +8 $/MWh en 2026.

La tendance vers zéro suggère que le pré-dispatch s’est mieux calibré à la suppression solaire de midi en Australie-Méridionale, ou que l’impact additionnel du solaire sur les prix de midi a atteint un plateau.

​Résultat : Les offres de Wallgrove le 14 mai 2025 ont suivi les signaux pré-dispatch, avec de la capacité de décharge proposée uniquement lorsque les prix prévus augmentaient.

Les offres nocturnes sont restées retirées. De minuit à 6h15, la bande de décharge la moins chère de Wallgrove était positionnée près du plafond du marché, tandis que les prix pré-dispatch de la Nouvelle-Galles du Sud restaient autour de 87-110 $/MWh.

Les offres du matin sont montées dans la rampe. À partir de 6h20, Wallgrove a abaissé sa bande la moins chère à mesure que les prix pré-dispatch grimpaient vers le pic du matin, puis l’a retirée après la baisse des prix.

Les offres du soir ont été abaissées avant la rampe. À partir de 15h55, Wallgrove a progressivement abaissé son offre la moins chère de 450 $/MWh à 35 $/MWh à mesure que les prix pré-dispatch montaient, avant de la retirer à nouveau après 18h25.

Ce schéma indique une stratégie d’enchères ciblant les prix, avec une capacité proposée lorsque le pré-dispatch signalait des prix élevés.

​Analysez les données pré-dispatch du NEM avec Ko

• Comment la prévision pré-dispatch pour le pic du soir dans le Queensland [date] a-t-elle évolué dans les six heures précédant le dispatch ?
• Quels jours en Nouvelle-Galles du Sud ont connu les plus fortes révisions pré-dispatch entre la prévision à six heures et celle à 30 minutes cette année ?
• Comment l’écart entre la prévision pré-dispatch du Victoria et le prix constaté a-t-il évolué trimestre par trimestre depuis 2021 ?
• Pour [une batterie du NEM], tracez comment ses offres se sont alignées sur les prix pré-dispatch un jour donné.
• Comment la prévision pré-dispatch 5 minutes pour [une région] a-t-elle convergé dans l’heure précédant un pic de prix ?