Le système énergétique australien est en pleine transition – tout comme ses marchés. Fin 2024, une révision du NEM et de ses paramètres de marché de gros a été lancée par un panel de quatre experts dirigé par Tim Nelson. Les premières recommandations de ce qui est désormais couramment appelé la « Revue Nelson » ont été publiées en août 2025, pour consultation avant la publication des recommandations finales en fin d’année.

Pour notre analyse des recommandations initiales de la revue, lisez notre article ici.

Nous avons récemment accueilli Tim Nelson dans Transmission pour discuter de la revue, notamment :

• Les avancées et recommandations de la revue à ce jour ;
• L’influence des marchés et réformes internationaux sur le panel ;
• Pourquoi certaines décisions ont été prises pour conserver ou modifier différents éléments du marché ;
• Comment le mécanisme d’entrée des services électriques (ESEM) soutiendra la nouvelle capacité en énergies renouvelables et stockage par batteries.

Points clés à retenir

1. Le profil de risque du NEM évolue fondamentalement

L’hypothèse de départ de la revue est que le marché « énergie seule » n’est pas « défaillant », mais que les contours du risque ont changé. Désormais, l’offre et la demande dépendent de la météo, rendant les prix moins dépendants du charbon et plus liés à la dynamique des renouvelables.

Un message clé : il ne faut pas étouffer la volatilité mais mieux la gérer. Cela conduit à certaines recommandations majeures du rapport.

2. Une grande avancée sur la visibilité des ressources distribuées

Les batteries derrière le compteur, les VPP et autres charges réactives aux prix deviennent trop importantes pour rester « invisibles » sur le réseau. Cela cause de vraies distorsions dans la prévision de la demande opérationnelle et la répartition.

La revue indique que la visibilité sera imposée avant la dispatchabilité, revenant sur l’idée initiale d’obliger les petits acteurs à enchérir comme des producteurs.

3. Les produits dérivés sont modernisés pour s’adapter aux risques de l’ère renouvelable

Le panel est clair : les swaps et caps ont été conçus pour le charbon, pas pour un système dominé par l’éolien, le solaire et les batteries. Une nouvelle gamme de contrats standardisés de modelage et d’appoint est co-conçue avec l’industrie, et sera mise à jour tous les quelques années.

C’est important car :

• Cela augmente la liquidité pour la gestion des risques ;
• Cela offre aux batteries des instruments de couverture de revenus plus fiables ; et
• Cela réduit le risque de base entre opérations et structures contractuelles.

C’est l’une des réformes les plus importantes et les moins discutées, avec un impact financier direct sur les actifs BESS.

4. L’ESEM (Mécanisme d’entrée des services électriques) cible directement le manque de contrats longs

Le principal obstacle à de nouveaux investissements dans le NEM est le manque d’acheteurs à long terme. Les fournisseurs anticipent une baisse des coûts et évitent donc les PPA longs, mais les investisseurs ont besoin de visibilité à long terme pour financer les actifs.

L’ESEM :

• Exige que chaque projet obtienne au moins 3 ans de contrats sur le marché ;
• Puis permet de candidater à un contrat d’assurance à long terme via une enchère inversée ;
• Utilise des contrats dérivés, et non des planchers de revenus, pour gérer temporairement le risque ; et
• Permet aux développeurs de racheter le contrat et de passer à des stratégies marchandes/autres par la suite.

Il s’agit d’une version plus souple et allégée du CIS/LTESA qui inclura les services de modelage et d’appoint.

5. Des enchères ESEM fréquentes et une plus grande transparence amélioreront la découverte des prix

Tim souligne que l’objectif est d’organiser des enchères ESEM fréquemment, avec publication des prix à chaque tour, pour maximiser la concurrence.

« Nous pensons que ces processus devraient être assez fréquents… nous voulons créer de la concurrence entre les tours, pas seulement à l’intérieur de ceux-ci. »

La transparence des prix n’est pas offerte aujourd’hui par le CIS et le LTESA. Cela permettrait :

• Aux investisseurs de comparer la compétitivité de leurs offres ;
• Aux opérateurs de stockage d’anticiper la valeur attendue dans les années à venir ;
• Aux développeurs de construire des portefeuilles multi-actifs avec confiance ; et
• Aux financeurs d’obtenir des prix éprouvés sur le marché plutôt que des PPA sur mesure.

C’est sans doute l’un des développements les plus importants pour la clarté des investisseurs dans le NEM.

6. Les paramètres de prix du marché (MPC, CPT) pourraient évoluer

La revue suggère une différenciation future des plafonds de prix selon les conditions du système. Au lieu d’un seul plafond, le système pourrait aller vers des limites de prix basées sur les conditions — ce qui modifierait la valeur d’arbitrage des BESS lors d’événements volatils.

Un cycle de quatre ans de révision de la structure et de la forme des MPC/CPT (pas seulement des valeurs) est proposé.

Cela ouvre la voie à :

• Des événements de prix élevés plus longs (meilleur pour le stockage longue durée et la production de pointe) ;
• Une tarification de rareté plus adaptée ; et
• Un meilleur alignement avec les risques liés aux renouvelables.

7. Une obligation formelle de tenue de marché (MMO) arrive

Le panel est catégorique : la liquidité sur le marché des dérivés est problématique, surtout en Australie du Sud. Une nouvelle obligation de tenue de marché devrait être maintenue après la consultation, même si elle est modifiée. Cela devrait améliorer la liquidité des contrats dérivés négociés sur l’ASX.

Pour les opérateurs de batteries, plus de liquidité signifie plus de transparence et d’accès à des opportunités de couverture via des produits comme les caps.

8. Il y aura une feuille de route d’implémentation dans le rapport final

Tim précise qu’il ne s’agit pas seulement d’une revue conceptuelle. Le panel doit présenter un plan d’action étape par étape aux ministres :

« nous devons publier une feuille de route d’implémentation… proposer un calendrier pour… l’adoption de la législation, des règles, la co-conception des contrats… »

Ainsi, le rapport final ne dira pas seulement quoi faire, mais aussi environ quand et dans quel ordre :

• Législation pour établir l’ESEM et les cadres associés ;
• Modifications des règles concernant les produits dérivés, les obligations de tenue de marché, la visibilité, et les processus de fixation des prix ;
• Mise en place et gestion du processus de co-conception des contrats sur un cycle récurrent ; et
• Lancement effectif des enchères ESEM avec les nouveaux contrats.

9. Calendrier indicatif de Tim : l’ESEM pourrait démarrer fin 2026

Finalement, les premières recommandations de la revue pourraient être mises en œuvre en 2026. Tim donne une estimation assez explicite :

« une fois la feuille de route validée par les ministres, nous pensons qu’il n’y a pas de raison pour que tout cela ne soit pas opérationnel d’ici la fin de l’année prochaine ou le début de l’année suivante. »

L’argument de Tim : il s’agit d’une évolution, pas d’une nouvelle institution à créer de zéro. Les structures existent déjà et peuvent être réutilisées. Il cite les équipes CIS/LTESA d’ASL qui peuvent gérer l’ESEM, ainsi que des équipes similaires à l’AER pouvant se concentrer sur la MMO.

Cependant, il reste prudent et ne présente pas ce calendrier comme définitif ; il dépendra de l’accord politique.

Donc : aller vite est possible, mais seulement si les ministres sont convaincus que l’ESEM et les réformes associées réduisent vraiment les coûts du système et sécurisent la transition.