​L’État des opportunités électriques 2026 (ESOO) de l’AEMO montre que les perspectives de fiabilité du NEM sur 10 ans se sont améliorées, mais qu’un écart de mise en œuvre 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 portefeuille comprend désormais suffisamment de « capacités avancées et soutenues par le gouvernement » pour accompagner les retraits 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 étapes financières, de l’arrivée à temps des grandes infrastructures 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 combinant production renouvelable, stockage longue durée, accès au réseau, services système et revenus contractuels. Cet article présente cinq de ces opportunités à saisir.

Résumé exécutif

• NSW et Victoria concentrent 80% de l’écart de fiabilité 2036 dans le scénario soutenu par l’État, faisant de ces régions des marchés prioritaires alors que le charbon se retire et que la demande des centres de données augmente.
• L’éolien présente le plus grand écart de capacité entre les scénarios CAD et GSAD, soit 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 et les projets existants.
• L’hiver représente 75% du déficit de fiabilité précoce en 2034, mais cette part tombe sous les 40% en 2035-36, le risque de fiabilité se répartissant sur toute l’année.

La Nouvelle-Galles du Sud et Victoria sont les marchés clés 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 centres de données à Sydney augmente également rapidement. Victoria anticipe la fermeture de Yallourn (1,5 GW) en 2028 et de Loy Yang A (2,2 GW) en 2035, avec une électrification hivernale croissante et une demande accrue des centres de données.

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

Les centres de données stimulent aussi la hausse de la demande. D’ici 2036, Modo Energy prévoit 5,2 GW supplémentaires de charge IT. La Nouvelle-Galles du Sud représente 46% de la demande réseau des centres de données, et Victoria 39%.

La commission AEMC recommande que les nouveaux grands centres de données s’approvisionnent en énergie renouvelable garantie. Même si le gouvernement fédéral n’impose pas de spécification renouvelable, les centres de données doivent 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 d’un développement éolien accru

Le NEM dispose d’un solide portefeuille de batteries et de solaire, mais l’éolien progresse moins vite. Dans le scénario GSAD de l’ESOO, l’AEMO prévoit 16,7 GW de nouvelle éolien terrestre sur cinq ans. Mais seuls 6,8 GW sont comptabilisés 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 solaire et stockage. Il produit plus d’énergie hors du milieu de journée, alors que les batteries déplacent l’énergie existante sans créer de nouvelle offre. Avec la sortie du charbon, l’éolien « bancable » avec accès au réseau devient l’un des principaux leviers, notamment pour l’approvisionnement hivernal.

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

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

Les batteries courte durée restent précieuses pour la capacité de pointe, l’arbitrage, les services système et la gestion de la congestion. Mais selon l’ESOO, les déficits de fiabilité à venir dureront bien plus longtemps que le pic du soir.

En Nouvelle-Galles du Sud, la durée médiane des épisodes d’énergie non servie 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. L’accord de service énergétique à long terme (LTESA) de Nouvelle-Galles du Sud exige un stockage capable de décharger au moins huit heures. Le Capacity Investment Scheme cible des durées de quatre heures et soutient les durées plus longues.

L’hiver, première saison sous pression en fiabilité

Le problème de fiabilité à court terme de l’ESOO se concentre sur l’hiver. La production solaire y est la plus faible, tandis que les ressources éoliennes sont généralement plus fortes, rendant l’éolien particulièrement stratégique pour combler le déficit.

Les écarts s’étendent à d’autres saisons avec le temps. L’hiver représente environ trois quarts du déficit la première année, puis moins de deux cinquièmes en 2035-36, à mesure que le déficit se répartit sur l’année.

L’ampleur du déficit dépend encore de la mise en œuvre. Si les projets soutenus par l’État arrivent à temps, l’énergie non servie dans le NEM reste sous 1 GWh par an jusqu’en 2033-34, puis grimpe à 3,5 TWh en 2035-36.

Pour les développeurs et investisseurs, le calendrier et la saisonnalité de ce déficit doivent être intégrés dans l’analyse économique. Les projets capables de fournir de l’énergie de façon fiable en hiver, notamment l’éolien et le stockage longue durée, seront les mieux placés pour saisir l’opportunité de fiabilité. À plus long terme, l’opportunité s’élargit à mesure que la pénurie se répartit sur l’année.

L’opportunité d’Australie-Méridionale est de plus en plus industrielle

La consommation industrielle sud-australienne devrait plus que doubler, passant de 3,3 TWh à 7,5 TWh d’ici 2035-36. L’exploitation minière, la métallurgie et les centres de données tirent cette croissance. La demande résidentielle, elle, reste dans une fourchette de 23% par rapport à aujourd’hui.

La plus grande opportunité en Australie-Méridionale réside donc dans l’adéquation de l’offre aux nouvelles charges industrielles. La production contractée auprès des industriels, le stockage valorisant les périodes de forte production renouvelable, et les projets tirant parti de Project EnergyConnect, prennent de la valeur.

L’ESOO montre que les opportunités reposent sur les projets les plus livrables

L’ESOO 2026 montre que le NEM dispose d’un solide portefeuille de projets, mais que la difficulté réside dans la concrétisation. Pour les investisseurs, les projets les plus solides ajoutent de l’énergie renouvelable, sécurisent l’accès au réseau, fournissent de l’énergie garantie sur de longues durées, offrent des services réseau et obtiennent des revenus contractuels hors marché spot. Les soutiens publics mettent de plus en plus l’accent sur la livrabilité et le calendrier des projets en plus de la valeur financière.