​À mesure que de plus en plus de batteries rejoignent le NEM, les propriétaires ont besoin d’un moyen de distinguer si la performance reflète le marché, l’actif ou l’opérateur. Riverina 1 et Riverina 2 sont deux batteries quasi identiques, partageant un point de connexion en Nouvelle-Galles du Sud, le même propriétaire, la même durée et les mêmes conditions de marché, pourtant Riverina 1 a généré environ 14 000 $AU/MW de plus sur l’exercice 2026.

Le revenu seul n’explique pas un tel écart. Comparer les deux actifs entre eux et avec l’ensemble du parc, oui. Ko rassemble les revenus du parc, les taux de capture, la valeur perdue, le cyclage, les prix locaux et le comportement des offres pour montrer où l’écart s’est creusé.

​Cet article analyse l’écart au sein du parc de Nouvelle-Galles du Sud, une comparaison directe entre Riverina 1 et Riverina 2, ainsi que la journée qui en a été le principal moteur.

Comparez votre actif au reste du parc avec Ko

Riverina 1 ne se distingue que lorsque sa performance est comparée à celle du parc de Nouvelle-Galles du Sud. Ko montre d’abord comment chaque batterie a généré des revenus au cours de l’exercice 2026, et quels marchés y ont contribué.

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

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

Les revenus non capturés, c’est-à-dire la valeur potentielle ajustée non réalisée par une batterie, constituent la plus grande perte pour presque tous les actifs sur l’année entière. Le cluster Riverina partage une contrainte quasi identique d’environ 24 600 $AU/MW, indiquant un goulet d’étranglement commun sur ce corridor. Riverina 1 subit aussi une importante décote due au facteur de perte marginal, soit 15 579 $AU/MW, reflétant un facteur de perte marginal inférieur à l’unité dans la région.

Utilisez Ko pour identifier quand l’écart de performance est apparu

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 sont opérés par des entités différentes.

Riverina 1 a effectué 322 cycles complets équivalents contre 272 pour Riverina 2, menant chaque mois de juillet à décembre avant que Riverina 2 ne prenne la tête de janvier à avril. Côté revenus, l’écart s’est creusé régulièrement dès juillet, et fin janvier, Riverina 1 avait 14 825 $AU/MW d’avance. À partir de février, l’écart n’a presque pas bougé, l’année se terminant à 13 974 $AU/MW.

Remontez l’écart à une seule journée de trading

Janvier a été le mois où la comparaison est devenue la plus pertinente. Riverina 2 a plus déchargé que Riverina 1 durant ce mois, mais a tout de même perdu 2 907 $AU/MW d’écart.

La majeure partie de cet écart provient du 10 janvier. Ce fut la journée la plus rémunératrice de l’année pour les batteries de Nouvelle-Galles du Sud, et elle a ajouté 3 363 $AU/MW à l’avance de Riverina 1.

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

Les deux batteries ont vu des prix locaux identiques, car elles partagent la même contrainte réseau. À partir de 16h00, elles étaient fortement contraintes à environ -1 000 $/MWh alors que le prix de la Nouvelle-Galles du Sud dépassait 300 $. Pendant le pic, le prix régional a atteint 11 938 $/MWh tandis que le prix local à Riverina restait proche de -1 000, avant que la contrainte ne se relâche 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 au plancher du marché de -1 000 $/MWh à 17h40, et est restée à ce niveau jusqu’à être vide vers 20h05. Riverina 2 est restée à une offre de 1 298,89 $ puis n’est descendue au plancher qu’à 18h30. Les deux unités se sont retrouvées ensemble au plancher vers 19h00.

Ce que les propriétaires d’actifs doivent retenir

Riverina 1 et Riverina 2 semblaient offrir une comparaison parfaite : même point de connexion, même durée et mêmes prix régionaux. Une fois que Ko a séparé les facteurs structurels du résultat opérationnel, l’écart restant s’expliquait par la stratégie de trading plutôt que par la localisation. L’essentiel s’est creusé sur la première moitié de l’année, et le 10 janvier illustre le mécanisme de façon nette.

Trois points à retenir :

• Comparez-vous à des actifs similaires. Le revenu seul ne suffit pas. Le taux de capture, la valeur perdue et la comparaison avec des actifs équivalents montrent si la performance reflète le marché, l’actif ou l’opérateur.
• Distinguez les pertes structurelles des résultats de trading. Contraintes, facteurs de perte et disponibilité fixent l’opportunité ; la valeur non capturée montre ce qui a été laissé de côté.
• Remontez les journées à forte valeur jusqu’au dispatch et aux offres. Riverina 1 a atteint le plancher du marché 50 minutes plus tôt le 10 janvier, et dans un corridor contraint ce timing a suffi pour prendre la place disponible en premier.

Ko rend le processus reproductible : comparez-vous au parc, analysez avec des batteries similaires, puis remontez l’écart jusqu’au jour, au signal de prix et au comportement d’offre qui l’expliquent.