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

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

Pour l’investissement dans le NEM, la question a changé. Les développeurs doivent décider de la durée à construire, de l’emplacement, et si les projets hybrides offrent une meilleure façon de diversifier les risques et de capter la valeur dans un marché en mutation.

En août 2026, nos ateliers Australie T3 ont couvert les facteurs à l’origine de la baisse 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.

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Moins de périodes de rareté ont causé les deux tiers de la baisse des spreads

Les écarts 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 donc supprimé une grande partie de la valeur marchande que les batteries captaient les années précédentes.

L’écart de prix sur quatre heures à l’échelle du NEM est passé de 309 $/MWh à 106 $/MWh (juillet 2026). Près des deux tiers de cette baisse proviennent de moins d’intervalles au-dessus de 300 $/MWh, plutôt que de spreads quotidiens plus faibles.

Les prix quotidiens se sont également comprimés. Plus de batteries enchérissent sur le même pic du soir, une demande plus faible due à une météo clémente et davantage de capacité charbonnière ont réduit l’écart sous-jacent disponible pour le parc de batteries.

Pour les investisseurs, le marché a changé de deux façons. La valeur de rareté est devenue moins fréquente, tandis que l’écart quotidien ordinaire 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 générant des hausses de prix changent selon les régions, à mesure que le mix de production évolue et que la disponibilité du charbon devient plus importante.

À l’aide des prévisions de Modo Energy, nous avons modélisé les revenus de batteries sur quatre heures sur 1 000 années météorologiques et analysé les conditions qui ont généré la volatilité dans chaque région.

En Australie-Méridionale et dans le Victoria, les sécheresses éoliennes hivernales deviennent la principale source de volatilité. Une faible production renouvelable réduit l’offre durant les périodes où la demande doit toujours être satisfaite.

En Nouvelle-Galles du Sud et dans le Queensland, la volatilité est davantage exposée au risque de panne. Une demande plus élevée et la disponibilité des unités thermiques déterminent la fréquence des périodes de prix de rareté.

Les investisseurs doivent comprendre comment ces facteurs influencent le modèle économique, car la valeur se concentre sur un petit nombre d’événements à forte valeur ajoutée. La conception de l’actif, son emplacement et la stratégie contractuelle déterminent alors quelle part de cette exposition ils peuvent capter.

Des durées plus longues captent plus de valeur de rareté

À mesure que les événements de rareté s’allongent, l’énergie stockée devient la contrainte. Les batteries de plus courte durée captent le début d’un événement de prix, mais les batteries plus longues continuent de décharger à mesure 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 supplémentaire 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 façon dont les investisseurs évaluent l’exposition supplémentaire à la rareté par rapport à un capex initial plus élevé.

Une durée plus longue préserve aussi davantage d’exposition aux événements extrêmes, notamment les sécheresses renouvelables prolongées qui peuvent ne pas figurer dans les prévisions centrales. Ces périodes sont rares, mais peuvent générer une part importante de la valeur.

La durée plus longue change aussi le cas du contrat cap. Une batterie disposant de plus d’énergie stockée peut vendre et défendre une position cap plus importante, car elle peut rester activée pendant une plus grande partie de l’intervalle supérieur au seuil.

La demande pour une électricité verte garantie redéfinit les contrats hybrides

La demande croissante pour une électricité plus propre et garantie transforme la contractualisation des projets hybrides. Les péages physiques restent importants pour la bancabilité, mais les data centers et d’autres charges commerciales et industrielles suscitent un intérêt accru pour des produits combinant production renouvelable et stockage.

Cette demande modifie la structure des contrats d’achat. Un péage BESS autonome contracte une capacité flexible. Un swap conserve l’exposition au marché, mais laisse le propriétaire plus exposé à l’éventualité de revenus marchands plus 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 regroupe solaire et stockage dans un produit plus propre, mieux adapté au profil de consommation du client.

Le compromis commercial diffère dans chaque cas. Les péages conviennent aux acheteurs souhaitant contrôler l’activation. Les swaps s’adressent 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 une électricité verte garantie. La majorité de la demande déclarée se concentre autour de Sydney et Melbourne, où les plus grands opérateurs prévoient déjà de nouvelles capacités.

Pour les développeurs, la conception des contrats d’achat est désormais étroitement liée à la conception des actifs. Le contrat détermine les risques transférés, la part de valeur conservée, et si le projet est valorisé pour sa flexibilité, son exposition marchande ou son approvisionnement vert garanti.

Le calendrier des transmissions modifie la rentabilité des investissements dans le NEM

Le calendrier de la transmission est central dans la rentabilité de tout actif. Les retards dans les mises à niveau prévues du réseau peuvent augmenter sensiblement la congestion, limitant l’accès aux événements de prix et modifiant les perspectives 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 l’augmentation des capacités renouvelables et l’évolution des flux font réapparaître la congestion ailleurs sur le réseau.

Cela rend le risque de connexion plus granulaire qu’une prévision à l’échelle de l’État ne peut le montrer. Deux projets dans la même région peuvent avoir des perspectives de revenus différentes 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 comment le calendrier de transmission modifie la rentabilité avant d’engager des capitaux.