​Le gaz est désormais l’option la moins coûteuse dans l’examen de la technologie de référence du WEM. 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 coût s’est creusé alors que l’exigence de durée ESR est passée de six à sept heures. Les coûts des batteries augmentent avec la durée, tandis que les coûts fixes des turbines à gaz restent en grande partie inchangés dans le test de référence.

Un indice basé sur le gaz réduirait le prix de référence de la capacité de réserve (BRCP) et diminuerait les revenus futurs de capacité pour les nouvelles batteries.

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

Les revenus de capacité constituent la base du modèle économique du stockage dans le WEM, en particulier pendant les mois où les revenus de marché sont faibles. Un niveau de référence plus bas signifie que davantage de l’investissement devra être récupéré via l’énergie, le FCESS et les contrats.

Cet article explore comment la révision de la technologie de référence pourrait modifier les prix de capacité du WEM, ce que signifierait un indice gaz pour les revenus des batteries, et pourquoi les achats se tournent davantage vers la production que vers le stockage.

Résumé exécutif

• Le gaz pourrait remplacer les batteries comme technologie de référence du WEM à partir de 2029-30. Selon la méthodologie actuelle, cela réduirait les prix de capacité pour les nouvelles batteries.
• L’exigence ESR de sept heures favorise encore davantage le gaz dans la comparaison des coûts. Les coûts des batteries augmentent avec la durée, alors que les coûts fixes des turbines à gaz restent stables dans le test de référence.
• Un BRCP plus bas réduirait la base des revenus des batteries dans le WEM. Les nouvelles batteries devront donc tirer plus de valeur de l’énergie, du FCESS et des contrats pour boucler leur modèle d’investissement.
• Le gaz est 26 % moins cher qu’une batterie de sept heures selon la méthodologie actuelle. Le test de référence se base sur le coût fixe par MW et n’intègre pas de critère d’émissions.
• L’appel d’offres CIS 11 oriente les achats vers la production plutôt que le stockage. L’appel d’offres vise 1,8 GW de production renouvelable sans objectif de stockage autonome.

​Les revenus de capacité laissent toujours un déficit de financement

​Les revenus du RCM constituent la base du modèle économique des batteries dans le WEM. Ils assurent un soutien de capacité lors des périodes où les marchés de gré à gré sont faibles, réduisant la dépendance aux seuls revenus d’énergie et de FCESS.

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

​Un BRCP plus bas aurait donc un impact direct sur la bancabilité des nouvelles batteries. Les revenus de capacité forment la base du modèle de revenus, et l’énergie, le FCESS et les contrats doivent combler le reste du déficit.

Une batterie de sept heures a besoin de 517 k$/MW/an pour couvrir le capex annualisé et les coûts fixes d’exploitation. Même dans le scénario de prix de capacité élevé, les revenus de capacité laissent un manque à gagner sur toute la durée de vie de l’actif.

​Une exigence de sept heures modifie la comparaison des coûts de référence

​Le passage au gaz est envisagé car l’exigence de stockage a changé. Le WEM ESOO 2026 a relevé l’exigence de durée ESR de six à sept heures, ce qui modifie le coût de référence des batteries.

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

​Le parc opérationnel n’a pas déchargé en moyenne sur l’ensemble de la fenêtre de sept heures. D’août 2025 à juillet 2026, les batteries du WEM ont principalement déchargé pendant le pic du soir, mais la production a diminué avant la fin de la fenêtre ESR.

Cela rend la comparaison de coûts plus difficile pour les batteries. Selon la méthodologie actuelle, l’option de référence la moins chère n’est plus une batterie, mais une turbine à gaz.

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

​La technologie de référence est choisie sur la base du coût fixe annualisé le plus bas par MW. Elle inclut les coûts d’investissement et d’exploitation fixes, mais ne prend pas en compte 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. Energy Policy WA (EPWA) l’a estimée à 345 k$/MW/an, soit 26 % de moins qu’une batterie de sept heures à 467 k$/MW/an.

​En utilisant la base de coûts spécifique à l’Australie occidentale de l’ERA, les coûts absolus sont plus élevés, mais la même relation s’applique. La référence gaz entre à 398 k$/MW/an, contre 517 k$/MW/an pour une batterie de sept heures.

L’approvisionnement en carburant explique le résultat du gaz. Les configurations gaz fermes avec de plus grandes connexions latérales sont plus coûteuses, tandis que l’option de secours au distillat maintient les coûts fixes plus bas. Chaque heure supplémentaire de durée de batterie ajoute un coût d’énergie stockée, donc l’exigence de sept heures affaiblit la compétitivité de la batterie comme référence.

​Un marché plus long réduit encore le RCP

​Un indice gaz ferait baisser le BRCP, mais le prix de capacité de réserve diminue 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 capacité de réserve.

​Cet effet s’amplifie dans les prévisions à mesure que de nouvelles capacités renouvelables, de stockage et soutenues par le CIS arrivent 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 combine les deux effets : un coût de référence plus bas et une décote plus importante liée à l’excédent de capacité.

​L’appel d’offres CIS 11 vise la production renouvelable

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

L’appel d’offres 2 a attribué 654 MW / 2,6 GWh de stockage pilotable en mars 2025. Les appels d’offres 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 d’offres 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 en mars 2027.

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

​La décision sur la technologie de référence reste ouverte

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

Plusieurs facteurs peuvent encore influencer l’issue. Le coût final de la référence gaz n’est pas public, les émissions pourraient être davantage prises en compte dans la méthodologie, et le coordinateur doit encore décider si le gaz ou les batteries servent de référence.

La tendance est plus claire que le chiffre final. Une exigence de sept heures affaiblit la compétitivité des batteries comme référence, tandis que la politique d’achats du CIS se tourne vers la production renouvelable. Les deux éléments indiquent que l’investissement dans le WEM nécessitera pour les batteries plus de valeur issue de l’énergie, du FCESS et des contrats.

Pour les investisseurs, la décision sur la référence modifie l’ampleur du déficit, mais ne le supprime pas. Les revenus de capacité restent essentiels pour les batteries du WEM, mais ils ne suffisent pas à eux seuls à garantir la viabilité du modèle économique.