Le paysage de l’investissement dans le NEM a évolué rapidement au cours des six derniers mois. Les revenus issus des batteries ont chuté plus vite que prévu, en raison d’une météo clémente, du report des fermetures de centrales à charbon et du développement des batteries domestiques, ce qui a réduit les prix de rareté et comprimé les spreads.

La capacité BESS a atteint 7,7 GW au T2 2026 et devrait atteindre 20,6 GW d’ici 2030. Les projets qui prennent aujourd’hui des décisions d’investissement entrent sur un marché plus tendu que celui sur lequel beaucoup avaient été initialement modélisés.

Pour l’investissement dans le NEM, la question a changé. Les développeurs doivent décider quelle durée construire, où implanter leurs projets, et si les projets hybrides offrent une meilleure diversification des risques et une meilleure valorisation dans un marché en mutation.

En août 2026, nos ateliers Australie T3 ont abordé les facteurs expliquant la chute des revenus, les différences régionales de volatilité, l’intérêt d’investir dans des durées plus longues, et comment les contrats hybrides, la demande des data centers et les conditions du réseau redéfinissent la valeur des projets.

Les abonnés Modo Energy peuvent accéder à la présentation complète à la fin de cet article.

Moins de périodes de rareté expliquent deux tiers de la baisse des spreads

Les spreads de prix se sont resserrés dans la plupart des régions continentales. L’ajout de batteries domestiques et de BESS à grande échelle a augmenté la marge de capacité, réduisant la probabilité de pics de prix. Moins d’événements de rareté ont ainsi supprimé une grande partie de la valeur de marché que les batteries captaient les années précédentes.

Le spread de prix sur quatre heures à l’échelle du NEM est passé de 309 $/MWh à 106 $/MWh (en juillet 2026). Un peu moins des deux tiers de cette baisse provient d’un nombre réduit d’intervalles au-dessus de 300 $/MWh, plutôt que d’une diminution des spreads quotidiens.

Les prix quotidiens se sont également comprimés. Davantage de batteries enchérissent sur le même pic du soir, la demande plus faible due à une météo clémente et une capacité charbon supplémentaire réduisent le spread disponible pour l’ensemble du parc.

Pour les investisseurs, le marché a changé de deux façons. La valeur de rareté est devenue moins fréquente, tandis que le spread quotidien s’est resserré. Les batteries continuent de cycler, mais chaque cycle rapporte désormais moins.

Les moteurs de la volatilité évoluent

Les prix de rareté ont baissé, mais la volatilité n’a pas disparu. Les événements qui créent du potentiel à la hausse varient selon les régions, à mesure que le mix de production évolue et que la disponibilité du charbon devient plus importante.

En utilisant les prévisions de Modo Energy, nous avons modélisé les revenus de batteries sur quatre heures à travers 1 000 années météorologiques et analysé les conditions qui génèrent la volatilité dans chaque région.

En Australie-Méridionale et dans le Victoria, les périodes de faible vent en hiver deviennent la principale source de volatilité. Une faible production renouvelable resserre l’offre lorsque la demande reste à satisfaire.

En Nouvelle-Galles du Sud et dans le Queensland, la volatilité est plus exposée au risque de pannes. La demande élevée et la disponibilité des unités thermiques déterminent la fréquence des prix de rareté sur le marché.

Les investisseurs doivent comprendre comment ces facteurs influencent la rentabilité, car le potentiel de hausse se concentre sur un petit nombre d’événements à forte valeur. La conception de l’actif, son emplacement et la stratégie contractuelle déterminent alors quel niveau d’exposition peut être capté.

Une durée plus longue capte davantage de valeur de rareté

À mesure que les événements de rareté s’allongent, l’énergie stockée devient la contrainte principale. Les batteries de courte durée captent le début d’un événement de prix, mais les batteries de plus longue durée continuent de décharger tant que l’événement se prolonge.

Entre 2029 et 2050, les batteries de quatre heures captent moins de la moitié de la valeur annuelle au-dessus de 300 $/MWh. Les batteries de six heures en captent environ la moitié à deux tiers, tandis que celles de huit heures atteignent près de 80 %.

Le gain marginal diminue à mesure que la durée augmente, tandis que le coût du capital s’accroît. Le choix entre six et huit heures dépend donc de la valorisation de l’exposition supplémentaire à la rareté face à un capex initial plus élevé.

Une durée plus longue permet également de mieux se prémunir contre les événements extrêmes, notamment les périodes prolongées de sécheresse renouvelable, qui peuvent ne pas figurer dans le scénario central. Ces périodes sont rares, mais peuvent représenter une part importante du potentiel de hausse.

Une durée supérieure modifie aussi le cas des contrats cap. Une batterie avec plus d’énergie stockée peut vendre et défendre une position cap plus importante, car elle peut rester mobilisée sur une plus grande partie de l’intervalle au-dessus du seuil.

La demande d’électricité verte pilotable redéfinit les contrats d’achat

La demande croissante pour une électricité plus propre et plus pilotable modifie la contractualisation des projets hybrides. Les contrats de péage physiques restent importants pour la bancabilité, mais les data centers et autres charges industrielles et commerciales recherchent de plus en plus des produits combinant production renouvelable et stockage.

Cette demande modifie la structure des contrats d’achat. Un péage BESS autonome contractualise une capacité flexible. Un swap conserve une exposition au marché, mais laisse le propriétaire plus vulnérable à des résultats de marché faibles. Le compromis est une plus grande participation à la surperformance du marché, avec moins de protection contre la baisse qu’un péage. Un PPA hybride assemble solaire et stockage dans un produit plus vert, mieux adapté à la charge du client.

Le compromis commercial diffère dans chaque cas. Les péages conviennent aux acheteurs souhaitant contrôler l’appel de puissance. Les swaps conviennent aux parties prêtes à partager l’exposition au marché. Les PPA hybrides conviennent aux acheteurs cherchant à s’approvisionner en électricité verte avec une forme plus adaptée qu’un PPA solaire seul.

Les data centers deviennent une source croissante de demande pour de l’électricité verte pilotable. La majorité de la demande déclarée se concentre autour de Sydney et Melbourne, où les principaux opérateurs prévoient déjà de nouvelles capacités.

Pour les développeurs, la structuration des contrats d’achat est désormais étroitement liée à la conception de l’actif. Le contrat détermine quels risques sont transférés, quelle part du potentiel de hausse reste, et si le projet est valorisé comme flexibilité, exposition au marché ou fourniture verte pilotable.

Le calendrier des transmissions modifie le cas d’investissement NEM

Le calendrier des transmissions est central dans la rentabilité de tout actif. Les retards dans les mises à niveau du réseau peuvent augmenter sensiblement la congestion, réduire l’accès aux événements de prix et modifier la perspective de revenus à un point de connexion donné.

Le graphique montre comment la congestion intra-régionale évolue selon différents scénarios de développement du réseau. Les renforcements du réseau peuvent réduire les contraintes pendant un temps, mais la capacité renouvelable croissante et l’évolution des flux font que la congestion réapparaît ailleurs sur le réseau.

Cela rend le risque de connexion plus granulaire qu’une simple prévision à l’échelle de l’État. Deux projets dans la même région peuvent avoir des revenus différents selon leur exposition aux contraintes, le calendrier du réseau et le développement renouvelable à proximité.

Le modèle nodal de Modo Energy capture ces dynamiques à une granularité de cinq minutes. Il permet aux développeurs et investisseurs de tester l’évolution des contraintes autour d’un projet et d’évaluer comment le calendrier des transmissions modifie la rentabilité avant tout engagement de capital.