​La version de juillet 2026 des prévisions de revenus du stockage d'énergie par batterie de Modo Energy pour le NEM australien est désormais disponible.

Il s'agit de la plus grande mise à niveau structurelle des prévisions depuis leur lancement. Le modèle résout désormais le NEM comme un réseau nodal de plus de 200 nœuds, au lieu de neuf zones, de sorte que les prix et les revenus des batteries reflètent l'endroit où un actif est réellement connecté.

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Principales nouveautés :

• Prévision des prix nodaux : le modèle gère désormais plus de 200 nœuds du réseau, capturant la congestion intra-étatique et les différences de revenus des batteries selon la localisation, une première.
• Hypothèses reconstruites sur la base de l’ISP 2026 de l’AEMO : les coûts de construction à court terme augmentent, mais le capex solaire à grande échelle diminue de 26 % d’ici 2035-36.
• Futures gazières en baisse d’environ 1 $/GJ à court terme.
• La demande des centres de données suit désormais la prévision propre de Modo Energy, passant de 5,5 TWh en 2026 à 36,8 TWh en 2050.
• La capacité des batteries domestiques augmente de 59 % d’ici 2030, atteignant 28,7 GWh, reflétant la mise à jour des prévisions de ressources énergétiques des consommateurs de Modo Energy.

Évolutions du modèle

La prévision est désormais nodale

Les versions précédentes modélisaient le NEM en neuf zones. La version de juillet 2026 résout un réseau de transport avec plus de 200 nœuds, avec des prix établis au nœud de référence de chaque région : Sydney Ouest, South Pine, Thomastown, Torrens Island et George Town.

La localisation a désormais un impact sur le prix. Le modèle nodal produit des facteurs de perte marginale (MLF) prévisionnels pour chaque point de connexion, qui affectent chaque dollar de revenu de marché généré par un actif. En 2026, les MLF solaires prévus varient de 0,82 au nœud le plus faible à 1,05 au plus fort, et d'ici 2040, un dixième des nœuds descend en dessous de 0,81 à mesure que le développement des renouvelables accentue les pertes locales. Les prévisions spécifiques aux actifs reflètent désormais le nœud précis du point de connexion.

Évolutions des hypothèses

Hypothèses reconstruites pour intégrer l’ISP 2026

La prévision intègre les mises à jour des hypothèses de prévision 2026 de l’AEMO et les coûts technologiques qui les sous-tendent, issus du GenCost 2025-26 du CSIRO. Les coûts de construction à court terme augmentent, avec un capex pour les turbines à gaz en 2026 environ 32 % supérieur à celui supposé en avril. Sur le plus long terme, la tendance s’inverse : les coûts projetés baissent plus fortement que dans les hypothèses d’avril, le capex solaire à grande échelle étant 26 % inférieur d’ici 2035-36 et les petites turbines à gaz 27 % en dessous. Les hypothèses de capex BESS restent définies par l’intelligence de marché propre à Modo Energy.

Le gaz en baisse depuis la version d’avril

Les futures gazières de Wallumbilla à court terme ont baissé d’environ 1 $/GJ depuis la version d’avril : la moyenne pour 2027 est de 11,35 $/GJ, contre 12,01 $/GJ auparavant.

Centres de données : désormais la prévision Modo Energy

La charge des centres de données est désormais basée sur la prévision propre de Modo Energy, remplaçant l’hypothèse AEMO utilisée auparavant. Elle reste un bloc de demande dédié et plat 24h/24, 7j/7, concentré en Nouvelle-Galles du Sud et dans le Victoria, reflétant la nature largement inflexible de la charge des centres de données australiens, des services cloud et des tâches d’IA qui fonctionnent en continu, sans adaptation au prix. Elle passe de 5,5 TWh en 2026 à 14,2 TWh en 2030, puis à 36,8 TWh en 2050, soit environ 15 % de la consommation actuelle du NEM.

Cette charge constante est précieuse pour les batteries à la fin de l’horizon. Elle accentue la demande nocturne tandis que le solaire continue de faire baisser les prix à midi, soutenant les écarts de prix dans les années 2040.

Batteries domestiques : nouvelle révision à la hausse

Portée par la dynamique continue des installations de batteries à domicile et des durées de stockage plus longues, la prévision des ressources énergétiques des consommateurs de Modo Energy atteint désormais 28,7 GWh de capacité de batteries domestiques d’ici 2030. C’est une hausse de 59 % par rapport aux 18,1 GWh de la version d’avril, et le chiffre atteint 47,2 GWh en 2050. Les batteries domestiques coordonnées restent un stockage pilotable explicite dans le modèle, tandis que les unités passives sont déduites de la demande.

Évolutions des résultats

La montée en puissance privilégie le solaire

L’expansion de la capacité favorise désormais le solaire par rapport à l’éolien terrestre : 77 GW de solaire d’ici 2050, contre 69 GW dans la version d’avril, face à 31 GW d’éolien, contre 42 GW auparavant. La baisse du capex solaire GenCost et la meilleure représentation des zones d’énergie renouvelable dans le réseau nodal expliquent ce basculement. Les BESS à grande échelle atteignent environ 47 GW d’ici 2050, conformément à avril.

Le développement des batteries s’accélère à court terme. Le pipeline atteint 22,8 GW d’ici 2030, soit environ 3 GW de plus que les perspectives d’avril, grâce à la progression continue des dispositifs CIS et LTESA.

Prix et spreads : plus bas jusqu’au milieu des années 2030, puis en hausse

Les prix de gros à court terme sont inférieurs à ceux de la version d’avril. Un gaz moins cher, davantage de batteries domestiques et un pipeline BESS renforcé compriment les prix et les spreads jusqu’au début des années 2030. Les spreads de trading en 2030 sont environ 40 % inférieurs aux perspectives d’avril.

À partir de la fin des années 2030, la tendance s’inverse. Une montée en puissance du solaire, une demande croissante des centres de données et un plafond de prix de marché plus élevé tirent à la hausse les prix et les spreads au-dessus de la trajectoire d’avril dans les années 2040 et 2050.

Ce que cela signifie pour les utilisateurs des prévisions

La localisation est désormais plus importante que jamais. Deux batteries dans le même État peuvent avoir des perspectives de revenus différentes, et le choix du site devient un critère quantifiable par la prévision, et non plus seulement un risque qualitatif.

La dynamique des revenus est une question de timing. Les revenus de marché jusqu’au milieu des années 2030 sont inférieurs à nos perspectives d’avril, tandis que le long terme se renforce grâce à la demande des centres de données et à un mix fortement solaire, des conditions qui favorisent aussi la co-localisation du stockage avec le solaire.