La version de novembre 2025 des prévisions de revenus des batteries de Modo Energy pour le NEM est désormais disponible. Cette édition introduit de nouvelles fonctionnalités de prévision : la co-localisation solaire, les contrats « cap » et les options de cycles annuels maximum sont désormais disponibles dans le terminal.
Nous avons également révisé nos hypothèses concernant :
- La demande des centres de données ;
- Les dates de construction et de retrait de la production ;
- Les perspectives de capacité des batteries résidentielles ;
- Les prix des matières premières.
L’indice ME NEM BESS a été utilisé pour recalibrer la prévision afin de refléter le comportement réel du trading de batteries.
Pour en savoir plus sur la prévision, consultez notre méthodologie ou réservez une démonstration.
Résumé exécutif :
Nouvelles fonctionnalités de prévision disponibles :
- Solaire hybride et stockage (AC et DC couplés) ;
- Possibilité d’inclure la valeur des contrats « cap » dans les revenus prévisionnels ;
- Optimisation améliorée des cycles grâce à la limitation annuelle maximale.
Changements dans les paramètres
- La capacité des batteries résidentielles atteindra 6 GW d’ici 2030, avec une augmentation coordonnée du stockage qui réduit la valeur pour le stockage à grande échelle.
- La demande industrielle lourde en Australie-Méridionale double entre 2029 et 2034. La demande totale augmente de 8 % d’ici 2035 par rapport à la dernière édition. Cela soutient les spreads en SA à moyen terme.
- La demande des centres de données sera multipliée par 4 d’ici 2030, soutenant les spreads à court terme, en particulier en Nouvelle-Galles du Sud.
- Baisse des prix des matières premières et des LGC (de 2 à 6 % pour le gaz et le charbon, et de 45 % pour les LGC).
- Modifications des retraits des centrales thermiques et retards dans l’achèvement des nouveaux projets d’hydroélectricité par pompage et de transmission.
Nouvelles fonctionnalités de prévision
L’édition de novembre 2025 propose plusieurs nouveautés, notamment :
Projets hybrides solaire et stockage
Les simulations de prévision prennent désormais en charge les projets hybrides couplés AC et DC hybrides, où le modèle co-optimise les opérations de la batterie et du solaire pour maximiser les revenus totaux du site.
Contrats « cap »
Les contrats « cap » sont des produits financiers qui protègent les acheteurs contre la volatilité des prix de l’énergie. Lorsque le prix de gros dépasse le prix d’exercice (généralement 300 $/MWh), le vendeur reverse la différence à l’acheteur. En échange, le vendeur reçoit une prime au début du trimestre. Ce flux de revenus permet de lisser la trésorerie trimestrielle et d’augmenter la prévisibilité des revenus. Historiquement, cette prime dépassait souvent la charge, rendant la vente de contrats « cap » rentable.
Les batteries sont idéales pour défendre ces contrats grâce à leur réactivité et flexibilité de dispatch. Elles sont généralement sollicitées lors des pics de prix où les « caps » sont déclenchés, leur permettant de couvrir leur propre exposition grâce aux revenus du marché spot.
Les utilisateurs peuvent désormais intégrer la valeur du trading de contrats « cap » dans les prévisions, incluant la prime (en $/MW) et le nombre de contrats vendus (en MW). Ce dernier est calculé selon la durée de la batterie modélisée par rapport à la durée des épisodes de volatilité chaque trimestre.
Cycles annuels maximum pour optimiser le dispatch des batteries
La plupart des garanties sur batteries spécifient un nombre maximal de cycles charge-décharge par an, ou une moyenne par jour. Nous avons remplacé le paramètre de cycles journaliers maximum par un paramètre annuel pour mieux refléter ces garanties. Les cycles sont optimisés sur l’année, ce qui maximise les revenus.
Les dynamiques d’îlotage FCAS devraient soutenir les revenus en 2026
Les pannes de lignes de transport ont généré d’importantes opportunités de revenus FCAS. Depuis 2023, elles ont représenté 19 % des revenus des batteries dans le Queensland et 23 % en Australie-Méridionale. Les prévisions simulent désormais les pics de prix dus à l’îlotage FCAS et aux événements extrêmes de prix FCAS.
Cela augmente les revenus FCAS en 2026, mais l’effet devient négligeable à partir de 2027 avec la saturation des marchés par un large pipeline BESS (<100 MW de volume). Le renforcement de l’interconnexion régionale, comme Project EnergyConnect, réduit également le risque d’îlotage.
La croissance des centres de données et des investissements miniers augmente la demande de 10 %
L’essor de l’IA fait des centres de données et de leur consommation un enjeu clé pour l’avenir énergétique. En 2024-2025, les centres de données ont consommé 4 TWh, soit environ 2,2 % de la demande totale du réseau.
Nous avons mis à jour nos prévisions de demande des centres de données selon le dernier Electricity Statement of Opportunities (ESOO), en utilisant le scénario dédié. Dans ce scénario, la demande quadruple d’ici 2030 et continue de croître fortement jusqu’au milieu des années 2030 et 2055.
L’Australie-Méridionale connaîtra la plus forte croissance de la demande, portée par l’investissement de 840 millions $ de BHP dans plusieurs projets miniers à Olympic Dam. La demande industrielle y doublera entre 2029 et 2034, atteignant 7,8 TWh avant de se stabiliser.
La construction de centres de données et la croissance minière augmentent la demande totale du NEM de 8 % en 2035. Cette hausse devrait atteindre 10 % dans les années 2040.
La croissance des batteries résidentielles pourrait réduire la valeur du stockage à grande échelle
La capacité des batteries résidentielles dans le NEM devrait presque tripler pour atteindre 6 GW d’ici 2030, grâce à l’adoption rapide du programme gouvernemental « Batteries domestiques moins chères ». Lancé le 1er juillet 2025, il subventionne 30 % du coût des systèmes de batteries à domicile. Plus de 55 000 demandes ont été déposées selon le rapport trimestriel Q2 du CER sur le marché du carbone.
- Nouvelle-Galles du Sud et Victoria : cela double les incitations actuelles à l’installation de batteries domestiques, pour un système au coût moyen.
- Queensland : le programme remplace une ancienne prime de 3 000 à 4 000 $ pour l’installation de batteries, qui s’est terminée en mai 2024.
- Australie-Méridionale : il s’ajoute à la subvention existante de 2 000 $ du Home Battery Scheme.
Ce changement offre aux consommateurs un accès élargi aux incitations VPP (centrale électrique virtuelle) à l’échelle nationale – notamment en Nouvelle-Galles du Sud, où l’incitation à rejoindre une VPP a doublé au 1er juillet. Une proportion croissante devrait se connecter à des VPP pour bénéficier de ces avantages, à mesure que le nombre de batteries domestiques augmente.
Les prix des matières premières en Australie baissent, reflétant la tendance mondiale
Nous utilisons désormais le rapport final 2025 d’AEMO sur les entrées, hypothèses et scénarios (IASR) au lieu du projet 2 précédent pour les prix annuels des matières premières par site. Nous avons aussi mis à jour nos prix des matières premières pour les nouveaux projets.
Changements de calendrier de construction et de retrait à court et moyen terme
Les calendriers de construction et de retrait des infrastructures de transport et de production ont été mis à jour selon les données NEM Generation Information et les annonces récentes du marché.
Le nouveau planning de Transmission Company Victoria prévoit la mise en service de VNI West (Victoria – Nouvelle-Galles du Sud, 1,9 GW) fin 2030, nous amenant à supposer une mise en service en 2031.
La mise en service du Phoenix Pumped Hydro Project (Nouvelle-Galles du Sud, 800 MW) est reportée de 2029 à 2031, avec un début de construction désormais prévu en 2027 au lieu de 2025.
Plusieurs retraits ont également été modifiés :
- Torrens Island B (Australie-Méridionale, 800 MW OCGT) : retrait reporté de 2026 à mi-2028 suite à un accord de financement du gouvernement SA avec AGL pour garantir la sécurité énergétique.
- Eraring (Nouvelle-Galles du Sud, 1,4 GW charbon) : deux de ses quatre unités seront retirées en 2029 au lieu de 2027. Cette hypothèse tient compte de l’incertitude persistante autour des discussions d’extension entre Origin Energy et le gouvernement NSW.
- Gladstone (Queensland, 1,6 GW charbon) : bien que CS Energy ait annoncé une possible fermeture en 2029, une intervention gouvernementale est anticipée. Nous prévoyons donc le retrait de deux unités sur six en 2032 et le reste en 2035.
Enfin, nous avons actualisé le pipeline BESS avec les dernières données de la base d’actifs Modo Energy.
