​Le Statement of Opportunities (ESOO) 2026 sur l’électricité de l’AEMO montre que les perspectives de fiabilité du NEM sur 10 ans se sont améliorées, mais qu’un écart de livraison subsiste.

Depuis l’ESOO 2025, le stockage et les énergies renouvelables se sont développés, tandis que la prolongation de la durée de vie des centrales à charbon a réduit la pression à court terme. Le pipeline comprend désormais suffisamment de « capacité avancée et soutenue par le gouvernement » pour accompagner les retraits de centrales thermiques et la hausse de la demande jusqu’au début des années 2030.

Cependant, il existe un écart entre cette capacité et les projets « engagés et anticipés ». La fiabilité dépend de l’avancement des projets selon les jalons financiers, de l’arrivée à temps des grandes lignes de transport, du foisonnement et du maintien de la disponibilité du parc thermique vieillissant.

Pour les développeurs et investisseurs, ces risques ouvrent des opportunités pour des projets associant production renouvelable, stockage longue durée, accès au réseau, services de réseau et revenus contractuels. Cet article présente cinq de ces opportunités clés.

Résumé exécutif

• NSW et Victoria représentent 80 % de l’écart de fiabilité en 2036 dans le scénario soutenu par le gouvernement, en faisant les marchés clés alors que le charbon se retire et que la demande des data centers augmente.
• L’éolien présente le plus grand écart de livraison entre les évaluations CAD et GSAD avec 10,5 GW, soulignant le besoin de nouveaux projets pour compléter le solaire et le stockage.
• Les épisodes de pénurie nécessitent un stockage de plus longue durée. La plupart des épisodes de déficit dureront plus de quatre heures d’ici 2030, les durées plus courtes pouvant être couvertes par le parc existant et le pipeline.
• L’hiver représente 75 % du déficit de fiabilité précoce en 2034, mais sa part tombe sous les 40 % en 2035-36, le risque de fiabilité se répartissant sur toute l’année.

La Nouvelle-Galles du Sud et le Victoria sont les marchés d’opportunité pour combler les écarts de fiabilité de l’ESOO

La Nouvelle-Galles du Sud fait face à des défis de fiabilité après la fermeture d’Eraring (2,9 GW) en 2029, suivie de Bayswater (2,7 GW) et Vales Point B (1,3 GW) en 2033. La demande des data centers de Sydney croît également rapidement. Le Victoria doit gérer la fermeture de Yallourn (1,5 GW) en 2028 et de Loy Yang A (2,2 GW) en 2035, en plus de l’électrification hivernale et de la demande croissante des data centers.

Les écarts de fiabilité de l’ESOO dans les deux États démontrent la nécessité de combiner nouvelle production d’énergie et capacité de foisonnement.

Les data centers stimulent aussi la hausse de la demande. D’ici 2036, Modo Energy prévoit une charge informatique supplémentaire de 5,2 GW. La Nouvelle-Galles du Sud représente 46 % de la demande réseau des data centers, et le Victoria, 39 %.

La Commission australienne de l’énergie (AEMC) recommande que les nouveaux grands data centers s’approvisionnent en énergie renouvelable garantie. Bien que le gouvernement fédéral n’ait pas imposé de spécification renouvelable, les data centers doivent tout de même garantir l’approvisionnement et agir comme générateurs nets. Ces mesures créent une nouvelle source de demande contractuelle dans les deux États.

La fiabilité du NEM dépend de l’essor de l’éolien

Le NEM dispose d’un solide pipeline de batteries et de solaire, mais l’éolien est moins avancé. Dans le scénario GSAD de l’ESOO, l’AEMO prévoit 16,7 GW de nouvel éolien terrestre sur cinq ans. Mais seuls 6,8 GW sont inclus dans le scénario CAD. L’écart de 10,5 GW est la plus grande différence relative entre les trois grandes technologies en croissance : solaire, éolien et stockage.

L’éolien complète le développement du solaire et du stockage. L’éolien produit davantage en dehors du milieu de journée, tandis que les batteries déplacent l’énergie existante plutôt qu’elles n’en créent de nouvelle. À mesure que le charbon se retire, les projets éoliens bancables avec accès au réseau deviennent un des principaux manques identifiés, notamment pour l’approvisionnement hivernal.

L’AEMO identifie l’économie, la contractualisation, l’accès au réseau, les autorisations, l’acceptabilité sociale et les exigences de raccordement comme obstacles majeurs. Améliorer les revenus des projets ne suffit pas : il faut aussi des sites viables, des connexions et une acceptabilité locale.

Des pénuries plus longues dans l’ESOO appellent un stockage de plus longue durée

Les batteries à courte durée restent précieuses pour la capacité de pointe, l’arbitrage, les services auxiliaires et la gestion de la congestion. Mais selon l’ESOO, les déficits de fiabilité à venir dureront souvent bien au-delà du pic du soir.

En Nouvelle-Galles du Sud, la durée médiane des épisodes d’énergie non desservie attendus est inférieure à 4 heures. À partir de 2033, elle dépasse 8 heures. Cela met en avant l’opportunité du stockage longue durée.

Le marché s’adapte pour combler ces écarts de fiabilité. Le Long-Term Energy Service Agreement (LTESA) en Nouvelle-Galles du Sud exige un stockage capable de décharger au moins huit heures. Le Capacity Investment Scheme cible les durées de quatre heures et soutient les plus longues.

L’hiver, première saison sous pression de fiabilité

Le problème de fiabilité à court terme selon l’ESOO se concentre en hiver. La production solaire y est minimale, tandis que l’éolien est généralement plus performant, rendant ce dernier particulièrement précieux face à l’écart émergent.

Les écarts s’étendent progressivement aux autres saisons. L’hiver représente environ les trois quarts du déficit lors de la première année d’apparition, pour tomber sous les deux cinquièmes en 2035-36, le déficit se répartissant alors plus uniformément sur l’année.

L’ampleur de l’écart dépend à nouveau de la livraison. Si les projets soutenus par le gouvernement arrivent à temps, l’énergie non desservie attendue dans le NEM reste sous 1 GWh par an jusqu’en 2033-34, avant de grimper à 3,5 TWh en 2035-36.

Pour les développeurs et investisseurs, la temporalité et la saisonnalité de ce déficit doivent être prises en compte dans le business plan. Les projets capables de fournir de l’énergie de façon fiable en hiver, notamment l’éolien et le stockage longue durée, seront mieux positionnés pour saisir l’opportunité émergente. À plus long terme, l’opportunité se diversifie à mesure que la pénurie se répartit sur l’année.

L’opportunité sud-australienne est de plus en plus liée à l’industrie

La consommation industrielle en Australie-Méridionale devrait plus que doubler, passant de 3,3 TWh à 7,5 TWh d’ici 2035-36. L’exploitation minière, la métallurgie et les data centers alimentent cette croissance. La demande résidentielle reste, elle, dans une fourchette de 23 % de la valeur actuelle.

La principale opportunité en Australie-Méridionale réside donc dans l’adéquation entre l’offre et la nouvelle demande industrielle. La production contractée auprès de clients industriels, le stockage tirant parti des périodes de forte production renouvelable, et les projets exploitant efficacement Project EnergyConnect, prennent de la valeur.

L’ESOO montre que les opportunités résident dans les projets à la meilleure capacité de livraison

L’ESOO 2026 montre que le NEM dispose d’un solide pipeline de développement, mais que le défi réside dans la capacité de livraison. Pour les investisseurs, les projets les plus solides ajoutent de l’énergie renouvelable, disposent d’un accès réseau sécurisé, offrent une énergie ferme sur de longues durées, fournissent des services réseau et assurent leurs revenus via des contrats hors du marché spot. Les dispositifs de soutien public accordent une importance croissante à la capacité de livraison et au calendrier des projets en plus de la valeur financière.