​La version d'octobre 2026 des prévisions de revenus de Modo Energy pour le NEM australien est désormais disponible sur la plateforme.

Cette publication ajoute cinq configurations d’actifs aux prévisions : solaire seul, éolien seul, et éolien associé à du solaire, une batterie ou les deux. Elle modifie également la manière dont le modèle limite les flux sur le réseau, la façon dont les batteries enchérissent et la gestion de l'état de charge du stockage longue durée tout au long de l'année.

Les données sur la transmission, la demande et les coûts sont mises à jour selon la version finale de l’ISP 2026 de l’AEMO, l’ESOO 2026 et le rapport GenCost 2025-26 finalisé par le CSIRO. Les propres prévisions de Modo Energy sur les centres de données, les batteries domestiques et les coûts des batteries ont également été révisées.

Consultez le changelog pour un aperçu détaillé de toutes les modifications apportées dans cette version. Pour en savoir plus sur les prévisions, découvrez notre méthodologie ou réservez une démonstration.

Mises à jour clés

• L’éolien et le solaire sont désormais disponibles : l’éolien et le solaire seuls, ainsi que tous les sites hybrides (éolien + solaire, éolien + BESS, éolien + solaire + BESS), peuvent être simulés dans la plateforme.
• La transmission respecte des limites de transfert sécurisées : les flux sur les principaux corridors intra-étatiques sont plafonnés à ce que le réseau peut supporter en toute sécurité lors d’un incident crédible (N-1).
• Les batteries enchérissent face au parc thermique : les BESS suivent les offres des centrales à charbon et à gaz concurrentes, de sorte que leurs offres suivent le marché dans lequel elles opèrent.
• Les échéanciers de transmission correspondent à l’ISP 2026 final : les principaux liens incluent HumeLink (2027), VNI West (2031) et QNI Connect (2041).
• La demande et les coûts suivent les dernières données AEMO et CSIRO : la demande sous-jacente est 2,4 % plus élevée en 2030 que dans la version de juillet, et le capex solaire utilitaire 2030 est en hausse de 39 %.
• La demande des centres de données pour 2050 augmente de 9 % La prévision de Modo Energy atteint 40,1 TWh d’ici 2050, contre 36,8 TWh dans la version de juillet.

Nouvelles fonctionnalités

Prévisions sur l’éolien, le solaire et davantage de configurations hybrides

La publication d’octobre ajoute cinq configurations d’actifs aux prévisions du NEM. Cela inclut l’éolien seul, le solaire seul, ainsi que les combinaisons hybrides entre éolien, solaire et BESS. Alors que le NEM évolue vers des projets hybrides et des parcs énergétiques, Modo Energy peut prévoir les revenus de projets complets.

Modifications du modèle de prévision

Les limites de transfert sécurisées plafonnent les flux sur les corridors

Les prévisions appliquent les limites de transfert sécurisées de l’AEMO à 19 corridors, y compris des itinéraires intra-étatiques. Ce sont les limites officielles publiées par l’AEMO, définies pour garantir la sécurité du réseau en cas d’incident crédible (N-1).

Les batteries enchérissent face au reste du parc de production

Les batteries ajustent leurs offres juste en dessous de celles des centrales à charbon et à gaz qu’elles peuvent remplacer dans chaque État. Les offres s’adaptent chaque jour à mesure que le parc évolue, avec des fermetures de charbon et une part croissante du gaz dans la fixation des prix, de sorte que la prévision de l’utilisation et des revenus des batteries suit l’évolution du parc thermique de chaque État.

Le stockage longue durée suit un plan d’état de charge annuel

L’hydroélectricité de pompage et les autres stockages longue durée suivent un plan d’état de charge sur toute l’année, chaque journée débutant là où la précédente s’est terminée. Le stockage se charge donc grâce au surplus éolien et solaire lors des jours à faible charge nette, et conserve cette énergie pour les jours les plus tendus, atténuant ainsi les pics de prix lors des périodes de tension maximale du système.

Le plan d’état de charge est piloté par la charge nette : la demande moins la production éolienne, solaire et hydroélectrique au fil de l’eau. Le stockage accumule de l’énergie lors des jours à charge nette inférieure à la moyenne et la restitue lors des jours de charge nette la plus élevée, avec des décharges qui augmentent entre les 80e et 95e percentiles de l’année.

Avant les jours les plus tendus, soit les 5 % de jours à la charge nette la plus élevée, le plan remplit le stockage, le maintenant entre 5 % et 95 % de sa capacité.

Modifications des données d’entrée

Les échéanciers de transmission reflètent l’ISP 2026 le plus récent

HumeLink (décembre 2027) renforce l’axe sud vers Sydney, et VNI West (décembre 2031) relie plus étroitement le Victoria et la Nouvelle-Galles du Sud, réduisant les prix dans le Victoria et l’Australie-Méridionale à sa mise en service. QNI Connect ajoute de la capacité entre le Queensland et la Nouvelle-Galles du Sud à partir de juillet 2041.

Prévision de la demande mise à jour selon l’ESOO 2026

La consommation annuelle dans chaque État suit le scénario Step Change de l’ESOO 2026 de l’AEMO pour la consommation résidentielle et professionnelle, l’électrification, les charges industrielles lourdes, le GNL et les pertes réseau. La production d’hydrogène suit le scénario Slower Growth de l’ESOO. La recharge des véhicules électriques suit les tendances de l’ISP de l’AEMO, et le solaire résidentiel est modélisé selon les projections de capacité de l’AEMO. Les batteries domestiques suivent la courbe d’adoption propre à Modo Energy. Hors centres de données, la consommation est 2,4 % plus élevée qu’en juillet 2030, et 7 % plus élevée en 2050.

La demande des centres de données suit les propres prévisions de Modo Energy, désormais révisées à la hausse, alors que les développeurs de centres de données ont accéléré leurs ambitions ce trimestre. Elle atteint 15,2 TWh en 2030 et 40,1 TWh en 2050, soit 7 % et 9 % de plus que dans la version de juillet. Le Queensland et l’Australie-Méridionale prennent une part plus large, ces États cherchant à saisir les opportunités jusqu’ici menées par la Nouvelle-Galles du Sud et le Victoria. À mesure que les centres de données s’implantent dans des zones plus régionales, loin des centres de demande, ces États s’ouvrent.

Prévision des coûts d’investissement mise à jour selon le GenCost 2025-26 final

Le capex solaire utilitaire pour 2030 s’élève à 1 351 $AU/kW, soit 39 % de plus que dans la version de juillet, et l’écart s’élargit à 63 % d’ici 2035-36. Le CSIRO a revu à la hausse les coûts actuels du solaire sur la base des données actualisées de GHD, et prévoit que les coûts d’installation en Australie continueront d’augmenter. Les coûts des turbines à gaz à court terme augmentent de 17 %, tandis que l’éolien terrestre reste globalement stable.

Le capex BESS continue d’être défini selon l’intelligence marché et les retours de l’industrie recueillis par Modo Energy.

Gaz et charbon mis à jour selon les derniers contrats à terme

Les contrats à terme sur le gaz Wallumbilla pour 2027 s’établissent en moyenne à 10,74 $AU/GJ, en baisse de 5 % par rapport à 11,35 $AU/GJ en juillet. Le gaz victorien baisse davantage, de 15 % à 9,78 $AU/GJ. Les contrats à terme sur le charbon de Newcastle pour 2027 sont en baisse de 6,5 %, à 139 $US/t. La baisse des prix du gaz réduit les prix du soir lorsque le gaz fixe le prix, ce qui rétrécit les spreads des batteries à court terme.

Modifications des résultats

Un système renouvelable fondé sur le solaire et le stockage

D’ici 2050, le solaire et le stockage représenteront 61 % des 229 GW de capacité installée du NEM, hors hydro-réservoir. L’éolien et le solaire fourniront 59 % de la production d’ici 2035 et 78 % d’ici 2050, alors que le charbon passera de 21 GW aujourd’hui à moins de 1 GW.

L’éolien et le solaire seront équilibrés jusqu’en 2035, puis la part de l’éolien augmentera. En 2050, l’éolien représentera 41 % de la production et le solaire 37 %, contre 30 % et 36 % dans la version de juillet, où le solaire dominait. Cela reflète principalement la hausse des coûts d’investissement solaire selon le GenCost final du CSIRO.

Les prix augmentent à chaque vague de fermeture de centrales à charbon

Les prix de gros suivent le calendrier des fermetures de centrales à charbon. Ils montent à 103 $AU/MWh dans les cinq régions en 2029 lors de la fermeture de Yallourn et Eraring. La Nouvelle-Galles du Sud atteint un pic à 113 $AU/MWh en 2033 avec le début de la fermeture de Bayswater.

Les prix s’assouplissent à la fin des années 2030 avec la mise en service de nouveaux moyens de stockage et d’appoint. Ils repartent à la hausse lors des dernières fermetures : Mt Piper et Callide C au début des années 2040, puis Stanwell et Loy Yang B jusqu’en 2047.

Les spreads des batteries atteignent un premier pic en 2029-31 lors des fermetures de Yallourn et Eraring, puis en Nouvelle-Galles du Sud en 2033. Ils diminuent au milieu des années 2030 avec l’arrivée de nouveaux stockages, puis s’élargissent à nouveau dans les années 2040 à mesure que le charbon disparaît. Pour les quatre États continentaux, les spreads TB2 s’élèvent en moyenne à 122 $AU/MWh jusqu’en 2035 et à 144 $AU/MWh de 2041 à 2050.

Les taux de captation de l’éolien et du solaire se maintiennent sur l’horizon. De 2027 à 2050, l’éolien gagne environ 87 % du prix de gros moyen et le solaire environ 36 %. La captation solaire est la plus faible en Nouvelle-Galles du Sud, à environ 27 % à la fin des années 2040.

Ce que cela signifie pour les utilisateurs des prévisions

Les revenus des batteries suivent le calendrier des fermetures de centrales à charbon. Les spreads culminent autour des premières fermetures et s’élargissent dans les années 2040 à mesure que les dernières unités disparaissent.

Les développeurs de projets solaires et éoliens peuvent désormais prévoir des projets autonomes ou co-localisés à leur nœud.