Les batteries fixent désormais le prix du marché de gros de l’électricité (WEM) plus souvent que toute autre technologie. En juillet 2026, les batteries ont fixé le prix dans 90,7 % des intervalles de dispatch, contre 17,6 % en janvier 2025.

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La plupart des prix fixés par les batteries proviennent désormais du côté charge. Dans 58 % des intervalles où les batteries fixent le prix, l’offre marginale provenait d’une offre de charge de batterie.

En juillet 2026, le gaz et le charbon fixaient le prix dans moins de 4 % des intervalles chacun. Le prix du marché reflète de plus en plus ce qu’une batterie est prête à payer pour se charger, plutôt que ce qu’un générateur doit gagner pour fonctionner.

L’Autorité de régulation économique (ERA) a ouvert sa Directive sur la construction des offres à la consultation. L’examen porte sur la façon dont les batteries doivent valoriser la charge alors que les opportunités futures d’énergie et de FCESS restent incertaines, sur la prise en compte de la révision répétée des offres en fonction du coût d’opportunité actualisé, et sur la question de savoir si les offres de charge doivent refléter uniquement le coût efficace propre à l’actif ou les incitations du portefeuille global.

Cet article analyse comment les offres de charge des batteries, les révisions d’offres, les comportements de fixation des prix et les résultats au niveau des portefeuilles ont évolué de janvier 2025 à août 2026.

Résumé exécutif

• ​Les batteries ont fixé le prix du WEM dans 90,7 % des intervalles de dispatch en juillet 2026, contre 17,6 % en janvier 2025.
• Les offres de charge sont désormais centrales dans la formation des prix. Elles représentaient 58 % des intervalles fixés par les batteries en juillet 2026, ce qui signifie que le prix reflète de plus en plus ce que les batteries sont prêtes à payer pour se charger.
• Le coût de charge des batteries dépend du coût d’opportunité anticipé. Le 12 juillet, les prévisions de pré-dispatch pour un seul intervalle ont varié de plus de 300 $/MWh au cours de la journée.
• La détention d’un portefeuille modifie l’économie de la charge à prix élevé. Sur 71 jours de charge à prix élevé, les batteries de Synergy ont payé 7,3 M$ pour se charger tandis que sa production a généré 18,4 M$.
• Des règles plus claires sur les offres de charge changeraient la justification des enchères par les opérateurs. Les opérateurs pourraient avoir besoin de preuves plus solides concernant les hypothèses de coût d’opportunité, les révisions d’offre et les comportements de charge liés au portefeuille.

Problème 1 : le coût de charge des batteries dépend du coût d’opportunité anticipé

L’ERA doit définir comment les batteries doivent transformer une valeur future incertaine en une offre de charge.

Les règles actuelles du WEM exigent que les générateurs proposent leur capacité au coût variable efficace (EVC). Pour les unités thermiques, ce coût est principalement lié au carburant et à l’exploitation.

Pour les batteries, le coût variable efficace est plus difficile à définir. Une offre de charge doit tenir compte de ce que l’énergie stockée pourrait rapporter plus tard via le dispatch d’énergie, la FCESS ou l’évitement d’une charge à prix élevé. Un opérateur décidant combien payer pour l’énergie à 10 h forme aussi une opinion sur la valeur potentielle de cette énergie plus tard dans la journée.

Les prévisions de pré-dispatch montrent à quel point cette vision peut évoluer. Le 12 juillet, les prévisions pour un seul intervalle ont varié de plus de 300 $/MWh au cours de la journée, alors que le prix final est resté proche de 110 $/MWh.

La variation des prévisions est importante pour la révision de l’ERA. Si les offres de charge doivent être basées sur le coût d’opportunité, la directive doit définir jusqu’où un opérateur peut anticiper et quelles preuves doivent étayer cette prévision.

L’incertitude des prévisions se retrouve aussi dans les résultats de trading réalisés. Une batterie ne gagne de l’argent grâce à l’arbitrage que lorsqu’elle décharge à un prix supérieur à celui payé pour la charge, après prise en compte des pertes de rendement.

​Le spread réalisé par Synergy s’est rapproché de zéro et a enregistré des résultats négatifs sur trois des quatre derniers mois. Celui de Neoen est resté positif sur la même période.

Les deux portefeuilles déchargent sur le même marché. La différence se situe lors de la charge, où les batteries de Synergy ont payé plus cher pour l’énergie et capté une moindre part du spread disponible.

Cela n’indique pas en soi une violation des règles. Cela montre pourquoi les offres de charge sont désormais centrales dans l’économie des batteries, et pourquoi la révision de l’ERA nécessite des orientations plus claires sur la formation du coût d’opportunité de charge. Cette question devrait devenir plus importante avec le mandat proposé par Energy Policy WA sur l’état de charge. Selon cette proposition, l’AEMO pourrait demander aux batteries de se charger avant un événement de tension sur le système, ce que l’ERA note comme pouvant « également augmenter les prix du marché avant une période ESROI ».

Problème 2 : les révisions fréquentes des offres nécessitent une justification plus claire

L’ERA doit clarifier quelles preuves justifient une offre révisée lorsque celle-ci peut influencer le prix du marché.

Les offres des batteries changent plus souvent que celles des unités thermiques car leur coût d’opportunité évolue au fil de la journée. Les prévisions varient, l’état de charge évolue, et la valeur de la charge ou de la décharge change à chaque intervalle.

Cela rend les révisions fréquentes normales dans le fonctionnement d’une batterie.

Les batteries révisent leurs offres deux fois plus souvent que le reste du parc, à capacité équivalente. Cela reflète la différence entre le coût du carburant et le coût d’opportunité. Le coût d’une unité thermique évolue lentement, tandis que celui d’une batterie change dès que la valeur de l’énergie stockée varie.

La question politique n’est pas le nombre de révisions. L’ERA a déjà indiqué que de fréquents changements ne constituent pas, à eux seuls, un problème. La question est de savoir quelles preuves soutiennent chaque offre révisée lorsqu’elle influence le prix du marché.

​Le 12 juillet, l’offre de charge de Synergy est restée proche du prix d’équilibre pendant une grande partie de la journée car elle était souvent l’offre marginale. Lorsque Synergy a relevé son offre de charge, le prix d’équilibre a suivi, et le parc a continué à se charger malgré le prix plus élevé.

Cela crée la circularité que la révision de l’ERA doit traiter.

L’offre de charge d’une batterie devrait refléter le coût d’opportunité, mais dans ces intervalles, le prix du marché observé est fixé par la même offre qui sert à le justifier.

Synergy et Neoen ont révisé leurs offres à des rythmes similaires. La différence résidait dans le niveau de ces révisions. Les offres de charge de Synergy étaient plus souvent à la marge, donc le même type de comportement avait un impact plus important sur les prix du marché.

Problème 3 : les incitations de portefeuille peuvent influencer les offres de charge

L’ERA doit distinguer le coût d’exploitation de la batterie de la valeur créée ailleurs dans le portefeuille.

​Une offre de charge élevée augmente le prix payé par la batterie, mais peut aussi augmenter le prix obtenu par la production du même portefeuille. Cela concerne surtout les acteurs qui possèdent à la fois des batteries et des unités de production.

​Le 12 juillet, les batteries de Synergy se sont chargées lors des deux pics de prix. Ses unités gaz et charbon produisaient au même moment, le portefeuille achetant et vendant ainsi lors du même événement de prix.

Pour une batterie indépendante, charger lors d’un intervalle à prix élevé est un coût. Pour un portefeuille avec production, ce coût peut être compensé par des revenus de production plus élevés ailleurs dans le portefeuille.

La question est de savoir si l’offre de charge a contribué à maintenir le prix. L’offre publiée par l’AEMO permet de recalculer la même journée avec les offres de charge de Synergy aplaties, tout en maintenant constante l’énergie achetée.

​Avec les offres soumises, Synergy s’est chargée pendant le pic d’après-midi. Avec une offre de charge plate, la même énergie a été achetée lors d’intervalles moins chers, et le prix de pointe était plus bas.

L’offre de charge a contribué à soutenir le prix lors de la même fenêtre où la production de Synergy était vendue.

Sur les jours de charge à prix élevé, la production de Synergy a gagné plus que ce que ses batteries ont payé pour se charger dans presque tous les cas. Une batterie indépendante ne peut pas compenser des coûts de charge élevés par des revenus de production issus du même événement de prix.

​Les données de dispatch ne permettent pas de prouver pourquoi une batterie se charge au-dessus du prix moyen de la journée. Les obligations de capacité, les erreurs de prévision et les incitations de portefeuille peuvent toutes conduire à des offres de charge plus élevées.

Le rôle de l’ERA est de clarifier quels coûts doivent être inclus dans le coût variable efficace d’une batterie. Les bénéfices de portefeuille sont déjà exclus de l’EVC. La question est de savoir dans quelle mesure la directive teste cela dans les offres de charge.

Conséquences pour les revenus des batteries sur le WEM

Les offres de charge des batteries influencent désormais la formation des prix à l’échelle du marché. En juillet 2026, les batteries ont fixé le prix du WEM dans plus de 90 % des intervalles de dispatch, les offres de charge représentant la plus grande part.

Des directives plus claires changeraient la façon dont les opérateurs justifient leur comportement de charge. Les hypothèses de coût d’opportunité, les révisions d’offres et les offres de charge liées au portefeuille devront probablement être étayées par des preuves plus solides.

Les batteries indépendantes bénéficieraient le plus de prix de charge plus bas. Si des directives plus strictes abaissent le plancher des prix, le spread réalisé s’élargirait pour les batteries qui ne gagnent que par l’arbitrage et la FCESS.

Les batteries adossées à un portefeuille font face à un arbitrage différent. Des prix de charge plus bas réduiraient le coût de charge de la batterie, mais pourraient aussi diminuer les revenus de production générés ailleurs dans le portefeuille.

La principale question politique est de savoir où s’arrête le coût variable efficace. Si l’ERA resserre le traitement du coût d’opportunité, des preuves de révision et des incitations de portefeuille, les offres de charge des batteries deviendront plus faciles à évaluer et plus difficiles à justifier par des bénéfices au niveau du portefeuille.