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 dispatching, contre 17,6 % en janvier 2025.

La majorité 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.

Le gaz et le charbon ont fixé le prix dans moins de 4 % des intervalles chacun en juillet 2026. 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 lancé une révision de sa directive sur la construction des offres. Cette révision porte sur la manière dont les batteries doivent valoriser la charge lorsque les opportunités futures d’énergie et de FCESS restent incertaines, lorsque des révisions répétées des offres reflètent un coût d’opportunité actualisé, et si les offres de charge doivent refléter uniquement le coût efficace propre à l’actif ou prendre en compte les incitations du portefeuille global.

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

Résumé exécutif

• ​Les batteries ont fixé le prix du WEM dans 90,7 % des intervalles de dispatching 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.
• Les coûts de charge des batteries dépendent du coût d’opportunité anticipé. Le 12 juillet, les prévisions avant dispatch pour un seul intervalle ont varié de plus de 300 $/MWh au cours de la journée.
• La propriété 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 millions de dollars pour se charger tandis que sa production a généré 18,4 millions de dollars.
• Des règles plus claires sur les offres de charge changeraient la façon dont les opérateurs justifient leurs offres. Les opérateurs pourraient devoir fournir des preuves plus solides pour les hypothèses de coût d’opportunité, les révisions d’offres et le comportement de charge lié au portefeuille.

Problème 1 : les coûts de charge des batteries dépendent du coût d’opportunité anticipé

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

Les règles actuelles du WEM exigent que les générateurs proposent leur capacité à un coût variable efficace (EVC). Pour les unités thermiques, ce coût est principalement lié au carburant et aux coûts d’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, le FCESS, ou l’évitement d’une charge à prix élevé. Un opérateur décidant combien payer pour l’énergie à 10h du matin forme aussi une opinion sur la valeur potentielle de cette énergie plus tard dans la journée.

Les prévisions avant 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 un enjeu pour la révision de l’ERA. Si les offres de charge doivent être fondées 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 reflète aussi dans les résultats réels du trading. Une batterie ne gagne de l’arbitrage que lorsqu’elle se décharge à un prix supérieur à celui payé pour se charger, après prise en compte des pertes de rendement.

​Le spread réalisé de 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 flottes se déchargent sur le même marché. La différence se situe au niveau de la charge, où les batteries de Synergy ont payé plus cher l’énergie et capté une moindre part du spread disponible.

Cela n’indique pas en soi un non-respect 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. Ce point deviendra probablement plus important avec le mandat de niveau de charge proposé par Energy Policy WA. Selon cette proposition, l’AEMO pourrait demander aux batteries de se charger avant un événement de tension sur le système, ce qui, selon l’ERA, « pourrait également augmenter les prix du marché avant une période d’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 varie au fil de la journée. Les prévisions évoluent, l’état de charge change, et la valeur de la charge ou de la décharge varie à chaque intervalle.

Cela rend les révisions fréquentes normales dans l’exploitation des batteries.

Les batteries révisent leurs offres deux fois plus souvent que le reste de la flotte, rapporté à la capacité. 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 évolue.

La question de politique n’est pas le nombre de révisions. L’ERA a déjà indiqué que les changements fréquents ne sont pas, en soi, problématiques. 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 de compensation la majeure partie de la journée car elle était souvent l’offre marginale. Lorsque Synergy a relevé son offre de charge, le prix de compensation a évolué en conséquence, et la flotte a continué à se charger malgré le prix plus élevé.

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

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 utilisée pour le justifier.

Synergy et Neoen ont révisé leurs offres à des rythmes similaires. La différence réside dans le niveau où ces révisions se situaient. 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 du portefeuille peuvent influencer les offres de charge

L’ERA doit dissocier 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 possédant à la fois des batteries et de la production.

​Le 12 juillet, les batteries de Synergy se sont chargées pendant les deux fenêtres de prix élevé. Ses unités gaz et charbon produisaient en même temps, donc le portefeuille achetait et vendait au même moment sur le même événement de prix.

Pour une batterie indépendante, se charger pendant un intervalle à prix élevé est un coût. Pour un portefeuille avec de la 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 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 de l’après-midi. Avec une offre de charge plate, la même énergie a été achetée dans des intervalles moins chers et le prix de pointe était plus bas.

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

Sur les jours de charge à prix élevé, la production de Synergy a presque toujours généré plus de revenus que ce que ses batteries ont payé pour se charger. 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 du portefeuille sont déjà exclus de l’EVC. La question est de savoir à quel point 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 dispatching, les offres de charge représentant la plus grande part.

Des orientations plus claires changeraient la façon dont les opérateurs justifient le comportement de charge. Les hypothèses de coût d’opportunité, les révisions d’offres et les offres de charge liées au portefeuille nécessiteraient probablement des preuves plus solides.

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

Les batteries adossées à un portefeuille font face à un compromis différent. Des prix de charge plus bas réduiraient les coûts de charge de la batterie, mais pourraient aussi réduire les revenus de production obtenus ailleurs dans le portefeuille.

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