​Le marché des batteries devient de plus en plus compétitif, et une performance solide dépend de la compréhension des facteurs qui l’influencent au niveau du marché, de l’actif et de l’opérateur. Riverina 1 et 2 sont deux batteries quasi identiques, partageant un point de connexion en Nouvelle-Galles du Sud, le même propriétaire, la même durée et des conditions de marché similaires. Pourtant, Riverina 1 a généré environ 14 000 $/MW de plus au cours de l'exercice 2026.

​Ko facilite la comparaison des performances entre actifs et permet d’isoler les indicateurs qui expliquent l’avantage concurrentiel, afin que vous puissiez appliquer ce qui fonctionne à votre propre batterie. L’outil compare les revenus avec les taux de capture, la valeur perdue, le cyclage, les prix locaux et le comportement des offres pour mettre en évidence les opportunités.

Cet article détaille cette démarche avec Riverina 1 et 2, en utilisant Ko pour identifier ce qui distingue l’une de l’autre.

Comparez votre actif à l’ensemble du parc avec Ko

​Comparer Riverina 1 au reste du parc permet de voir son classement en termes de revenus. Ko détaille comment chaque batterie de Nouvelle-Galles du Sud a généré des revenus au cours de l’exercice 2026 et quels marchés ont apporté ces revenus.

​L’arbitrage énergétique a dominé le parc, représentant généralement 95 % ou plus des revenus. Riverina 1 a généré 76 285 $/MW, soit le montant le plus élevé parmi les batteries ayant fonctionné toute l’année, et presque entièrement grâce à l’énergie. Wallgrove fait exception avec le FCAS, générant environ 14 500 $/MW dans ce segment, soit près d’un cinquième de son total.

Riverina 1 a atteint 72,3 %, devant Darlington Point à 64,9 % et Riverina 2 à 63,3 %, puis Wallgrove à 53,7 %, Capital à 51,0 % et Broken Hill à 50,0 %. Les actifs encore en phase de mise en service sont bien en dessous, Waratah étant le plus bas à 6,5 % après une perte exceptionnelle de 273 672 $/MW liée à l’indisponibilité.

Les revenus non capturés constituent la plus grande perte pour presque tous les actifs ayant fonctionné toute l’année. Il s’agit de la valeur comprise dans le potentiel ajusté qu’une batterie n’a pas réalisée. Le cluster Riverina partage une signature de contrainte presque identique d’environ 24 600 $/MW, ce qui indique un goulet d’étranglement commun sur ce corridor de transmission. Riverina 1 subit également une importante réduction liée au facteur de perte marginale (loss-factor) de 15 579 $/MW, reflétant le facteur de perte marginale inférieur à l’unité de la région.

Utilisez Ko pour identifier le moment où l’écart de performance s’est creusé

Une fois que Ko a séparé les pertes structurelles des résultats de trading, Riverina 1 devient la référence la plus utile pour Riverina 2. Les deux actifs partagent le même point de connexion et la même durée, mais ont des opérateurs différents.

Riverina 1 a effectué 322 cycles complets équivalents contre 272 pour Riverina 2. Elle a été en tête chaque mois de juillet à décembre. Riverina 2 a ensuite pris l’avantage de janvier à avril. En termes de revenus, l’écart s’est creusé progressivement à partir de juillet, et à la fin janvier, Riverina 1 avait 14 825 $/MW d’avance. À partir de février, l’écart a peu évolué, terminant l’année à 13 974 $/MW.

Remontez l’écart à une seule journée de trading

​La comparaison s’accentue en janvier, lorsque Riverina 2 a déchargé plus que Riverina 1 mais a tout de même gagné 2 907 $/MW de moins. La majeure partie de cet écart provient du 10 janvier, la journée la plus lucrative de l’année pour les batteries de Nouvelle-Galles du Sud, qui a à elle seule ajouté 3 363 $/MW à l’avance de Riverina 1.

Riverina 1 s’est chargée presque complètement vers 10h15, est restée pleine l’après-midi, puis a déchargé progressivement à partir de 17h40 pour atteindre un niveau très bas vers 20h00. Riverina 2 est restée à un niveau de charge élevé à partir de 15h30 et n’a déchargé que pendant le pic du soir entre 19h00 et 20h20, finissant vide à la fin.

Les deux batteries ont vu des prix locaux identiques, car elles partagent la même contrainte réseau. Dès 16h00, elles étaient fortement contraintes à environ -1 000 $/MWh, même si le prix de la Nouvelle-Galles du Sud dépassait les 300 $. Pendant le pic, le prix régional a atteint 11 938 $/MWh. Le prix local de Riverina est resté quasiment inchangé, proche de -1 000 $. La contrainte s’est atténuée à partir de 19h45. Le prix local détermine si une unité est dispatchée ; ce n’est pas le prix de règlement.

Riverina 1 a abaissé son offre de 326,79 $/MWh jusqu’au plancher à 17h40 et y est restée jusqu’à être vidée à 20h05. Riverina 2 est restée à une offre de 1 298,89 $ et n’a rejoint le plancher qu’à 18h30. Riverina 1, avec l’offre la plus basse, a été dispatchée avant Riverina 2. Les deux unités sont restées au plancher ensemble à partir de 19h00.

Ce que les propriétaires d’actifs doivent retenir

​Riverina 1 et 2 semblaient être un cas de comparaison idéal, partageant un point de connexion, une durée et des prix régionaux. Une fois que Ko a séparé les facteurs structurels des résultats opérationnels, l’écart s’est expliqué par la manière dont chaque actif a été exploité. L’essentiel de la différence s’est accumulé sur la première moitié de l’année, et le 10 janvier en a révélé le mécanisme le plus net.

Le taux de capture, la valeur perdue et une comparaison rapprochée offrent une lecture claire des axes d’amélioration pour un opérateur, en distinguant ce que le marché et l’actif imposent de ce que l’on gagne grâce au trading. Pour Riverina 2, cela a mis en lumière les jours à plus forte valeur, où Riverina 1 a atteint le plancher du marché 50 minutes plus tôt et a profité la première de la capacité limitée sur un corridor contraint.

Vous pouvez appliquer la même démarche à n’importe quelle batterie : comparez-la au parc, mesurez-la à un actif similaire, puis remontez l’écart à la journée, au signal de prix et à la stratégie d’enchères sous-jacente.