L’examen de la technologie de référence du WEM identifie le gaz comme l’option la moins coûteuse à partir de 2029-30. Selon la méthodologie actuelle, la technologie utilisée pour fixer les prix de capacité pourrait passer des batteries au gaz à partir de 2029-30.

L’écart de coûts s’est creusé lorsque l’exigence de durée ESR est passée de six à sept heures. Le coût des batteries augmente avec la durée, tandis que les coûts fixes des turbines à gaz restent largement inchangés dans le test de référence.

Un benchmark gazier réduirait le Prix de Référence de Capacité de Réserve (BRCP) et diminuerait les revenus de capacité futurs pour les nouvelles batteries.

Le BRCP 2028-29 est déjà fixé à 488,5k$/MW/an, basé sur une batterie de six heures. À partir de 2029-30, le choix de la technologie de référence devient plus déterminant.

Le revenu de capacité constitue la base du modèle économique du stockage WEM, notamment lors des mois où les revenus de marché sont faibles. Un benchmark plus bas imposerait de récupérer davantage l’investissement via l’énergie, le FCESS et les contrats.

Cet article analyse comment l’examen de la technologie de référence pourrait modifier les prix de capacité du WEM, ce que signifierait un benchmark gazier pour les revenus des batteries, et pourquoi la dynamique des appels d’offres s’oriente vers la production plutôt que le stockage.

Résumé exécutif

• Le gaz pourrait remplacer les batteries comme technologie de référence du WEM dès 2029-30. Selon la méthodologie actuelle, cela réduirait les prix de capacité pour les nouvelles batteries.
• L’exigence ESR de sept heures accentue la comparaison des coûts en faveur du gaz. Les coûts des batteries augmentent avec la durée, tandis que les coûts fixes des turbines à gaz restent globalement inchangés dans le test de référence.
• Un BRCP plus bas réduirait la base de revenus pour les batteries WEM. Les nouvelles batteries devraient donc générer plus de valeur via l’énergie, le FCESS et les contrats pour assurer la rentabilité de l’investissement.
• Selon la méthodologie actuelle, le gaz est 26 % moins cher qu’une batterie de sept heures. Le test de référence est basé sur le coût fixe par MW et ne prend pas en compte un filtre d’émissions.
• L’Appel d’Offres CIS 11 oriente la commande vers la production plutôt que le stockage. L’appel vise 1,8 GW de production renouvelable sans objectif spécifique pour le stockage autonome.

​Le revenu de capacité laisse encore un déficit de financement

Le revenu RCM constitue la base du modèle économique des batteries WEM. Il assure un soutien de capacité lors des périodes de faiblesse des marchés marchands, réduisant la dépendance aux revenus d’énergie et de FCESS seuls.

En juillet 2026, ce soutien portait la structure des revenus. Les batteries à l’échelle du réseau ont enregistré 38k$/MW/an, les paiements RCM représentant 115 % du revenu total alors que les revenus marchands tombaient à -6k$/MW/an.

Un BRCP plus bas aurait donc un impact direct sur la bancabilité des nouvelles batteries. Le revenu de capacité constitue la base de la structure de revenus, et l’énergie, le FCESS et les contrats doivent couvrir l’écart restant.

Une batterie de sept heures a besoin de 517k$/MW/an pour couvrir les CAPEX annualisés et les coûts fixes d’exploitation. Même dans un scénario de prix de capacité élevé, le revenu de capacité laisse un déficit sur la durée de vie de l’actif.

​Un critère de sept heures modifie la comparaison des coûts de référence

Le passage au gaz est envisagé car l’exigence de stockage a évolué. Le WEM ESOO 2026 a relevé l’exigence de durée ESR de six à sept heures, ce qui modifie le coût du benchmark batterie.

Les coûts des batteries augmentent directement avec la durée. Une batterie de sept heures nécessite plus de cellules, plus d’énergie stockée et un capital initial plus important qu’une batterie de six heures. Les coûts des turbines à gaz restent largement constants, car le test de référence est basé sur le coût fixe par MW.

La flotte opérationnelle n’a pas déchargé sur l’ensemble de la fenêtre de sept heures en moyenne. D’août 2025 à juillet 2026, les batteries WEM ont principalement déchargé pendant le pic du soir, mais la puissance diminuait avant la fin de la fenêtre ESR.

Cela complique la comparaison des coûts pour les batteries. Selon la méthodologie actuelle, l’option de référence la moins coûteuse n’est plus la batterie, mais la turbine à gaz.

​Le gaz est 26 % moins cher selon la méthodologie actuelle

Le benchmark est choisi sur la base du coût fixe annualisé le plus bas par MW. Il prend en compte les coûts d’investissement et d’exploitation fixes, mais pas les émissions ni l’exploitation attendue sur le marché de l’énergie.

Selon cette méthodologie, une turbine à gaz de classe E fonctionnant au gaz avec du distillat en secours est la candidate la moins chère. Les estimations de coûts du Benchmark Technology Review l’évaluent à 345k$/MW/an, soit 26 % de moins qu’une batterie de sept heures à 467k$/MW/an.

En utilisant la base de coûts spécifique à l’Australie-Occidentale de l’ERA, les coûts absolus sont plus élevés, mais la relation reste la même. Le benchmark gazier s’établit à 398k$/MW/an, contre 517k$/MW/an pour une batterie de sept heures.

L’approvisionnement en combustible explique le résultat pour le gaz. Les configurations gaz fermes avec des connexions latérales plus grandes sont plus coûteuses, tandis que l’option adossée au distillat maintient des coûts fixes plus bas. Chaque heure supplémentaire de durée de batterie ajoute un coût d’énergie stockée, ce qui affaiblit la compétitivité du benchmark batterie avec l’exigence de sept heures.

​Un marché excédentaire abaisse encore le RCP

Un benchmark gazier réduirait le BRCP, mais le prix de capacité de réserve baisse aussi lorsque le marché dispose de plus de capacité que nécessaire. La courbe de demande applique une décote au BRCP lorsque les crédits de capacité attribués dépassent le besoin de réserve.

Cet effet s’amplifie dans les prévisions à mesure que de nouvelles capacités renouvelables, de stockage et soutenues par le CIS entrent sur le marché. Les crédits de capacité dépassent le besoin en 2028-29, puis l’excédent s’accroît sur la décennie suivante.

Un marché de capacité bien approvisionné tire donc le RCP en dessous du BRCP. Si le gaz devient la référence, le WEM cumule deux effets : un benchmark moins cher et une décote accrue due à la surcapacité.

​L’Appel d’Offres CIS 11 vise la production renouvelable

Le dernier appel d’offres CIS révèle une nouvelle priorité d’achat dans le WEM. Les précédentes vagues soutenaient le stockage et les projets hybrides, mais l’Appel 11 cible la production renouvelable pouvant être adossée à du stockage, plutôt que le stockage autonome.

L’Appel 2 a attribué 654 MW / 2,6 GWh de stockage pilotable en mars 2025. Les Appels 5 et 6 ont attribué 1,9 GW de nouvelle production éolienne et solaire ainsi que 482 MW / 3,7 GWh de stockage en mai 2026.

L’Appel 11 vise 1,8 GW de production renouvelable. Les candidatures ont ouvert le 27 août 2026, se clôturent le 22 octobre 2026, et les résultats sont attendus pour mars 2027.

L’approvisionnement s’oriente donc vers la fourniture d’énergie. Le stockage conserve un rôle pour fiabiliser cette production, mais le déficit de capacité autonome n’est plus la cible principale du CIS dans le WEM.

​La décision sur le benchmark reste ouverte

Le passage au gaz reste une recommandation. Il passe désormais en consultation avant une décision finale, donc la technologie de référence pour 2029-30 n’est pas encore confirmée.

Le choix final dépendra de l’hypothèse de coût du gaz, du traitement des émissions et de la décision finale du Coordinateur.

Une exigence de sept heures oriente la comparaison en faveur du gaz, tandis que la commande CIS privilégie la production à la place du stockage. Ces deux éléments dessinent un modèle d’investissement WEM où les batteries doivent générer plus de valeur via l’énergie, le FCESS et les contrats.

Pour les investisseurs, la décision sur la technologie de référence modifie la part de revenu que les batteries devront récupérer en dehors du RCM. Le revenu de capacité reste central pour les batteries WEM, mais il ne suffit plus à assurer la viabilité du modèle économique à lui seul.