Les États du sud-est de l’Australie ont connu une vague de chaleur intense du 23 au 27 janvier 2026, avec des températures atteignant jusqu’à 44,7°C à Adélaïde le 26 janvier. Ces températures élevées ont entraîné une hausse de la demande dans tous les États, provoquant une forte volatilité des prix en Australie-Méridionale et, dans une moindre mesure, dans le Victoria.

Les prix en Australie-Méridionale ont atteint 20 300 $/MWh le 26 janvier, la rareté de l’offre ayant poussé les prix au plafond du marché. Le parc de batteries de 921 MW de l’Australie-Méridionale a généré 19 100 $ par MW en une seule journée, soit plus de 10 fois le taux de revenus des batteries dans les autres régions du NEM.

Cet article passe en revue brièvement les conditions ayant mené à ces pics de prix et la façon dont les batteries y ont répondu pour générer des revenus lors de ces événements.

Comment les batteries ont-elles réagi à l’extrême volatilité des prix lors de la vague de chaleur en Australie-Méridionale et dans le Victoria ?

À Adélaïde, les températures ont grimpé à 44,7°C le 26 janvier, poussant la demande à un pic de 3,1 GW. Alors que la production solaire diminuait en soirée, les prix ont augmenté, avec 77 créneaux dépassant 300 $/MWh et 33 au-dessus de 10 000 $/MWh. Les prix en Australie-Méridionale ont atteint en moyenne 2 457 $/MWh sur la journée entière.

Le parc de batteries de 921 MW en Australie-Méridionale a déchargé en moyenne 169 MW lors des créneaux à prix élevé, avec un pic de 613 MW (67 % d’utilisation). La production des batteries est tombée à presque zéro lors de la dernière heure de la flambée des prix, le parc ayant épuisé son énergie, et les turbines à gaz ont alors pris le relais alors que les prix extrêmes se poursuivaient. Malgré cette baisse de production, les revenus des batteries dans l’État ont atteint en moyenne 19 k$/MW sur la journée, soit 11,2 % des revenus annuels de l’État en 2025.

De nouveaux pics de prix ont suivi plus tard dans la soirée et le lendemain matin, alors que les températures restaient élevées. Toutefois, le parc de batteries est resté à faible niveau d’énergie, et la production est restée minimale sur ces périodes. Les revenus moyens des batteries en Australie-Méridionale n’ont atteint que 269 $/MW le 27 janvier.

Une demande record d’électricité dans le Victoria a entraîné une flambée des prix le 27 janvier

Les températures extrêmes se sont propagées vers l’est, atteignant 42,7°C à Melbourne. Cela a entraîné un nouveau record de demande d’électricité dans l’État, à 10,8 GW. Cela a provoqué une flambée des prix au-dessus de 3 000 $/MWh ; toutefois, la volatilité des prix est restée plus modérée qu’en Australie-Méridionale.

La production du parc de batteries du Victoria a atteint un pic de 897 MW (61 % de la capacité) lors des prix les plus élevés, mais a pu continuer à décharger jusqu’à ce que les prix baissent. Des prix plus faibles et une production moins ciblée ont abouti à des revenus moyens de 889 $/MW pour les batteries de l’État sur la journée, bien en dessous du niveau atteint en Australie-Méridionale la veille.

Des pics de prix isolés ont entraîné d’importantes différences de revenus entre les États

Les batteries d’Australie-Méridionale ont généré 20 200 $ par MW sur la semaine, soit 11 fois le taux de revenus du Victoria (1 760 $/MW), 13 fois celui du Queensland (1 550 $/MW) et 26 fois celui de la Nouvelle-Galles du Sud (790 $/MW). 95 % de cette valeur a été réalisée le seul 26 janvier.

Sur la période de sept jours, la Nouvelle-Galles du Sud n’a enregistré aucun créneau au-dessus de 300 $/MWh. Le Queensland n’a connu qu’un seul créneau à prix élevé. Les batteries de ces deux États ont généré de la valeur grâce à une participation régulière au marché lors de périodes de prix normaux, plutôt qu’en captant la volatilité extrême.

Au niveau individuel, l’écart de revenus entre batteries était encore plus marqué, la batterie la plus performante générant près de 100 fois plus que la moins performante. Rien qu’en Australie-Méridionale, la batterie la plus rentable a gagné près de 10 fois plus que la moins performante.

La durée joue un rôle clé, mais l’optimisation explique 38 % d’écart de revenus

La durée explique la majeure partie des différences de performance entre les marchés régionaux. En Australie-Méridionale, les batteries d’une durée de deux heures ou plus ont gagné plus de 25 000 $/MW (sauf Lake Bonney), soit plus du double des batteries de plus courte durée. La moins performante, Dalrymple, avec seulement 18 minutes de stockage, n’a pas pu participer efficacement lors du pic de prix et n’a gagné que 3,5 k$/MW.