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 dès 2029-30.

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L’écart de coût s’est creusé à mesure 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 benchmark gazier 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 du benchmark devient plus important.

Les revenus de capacité constituent la base du business case du stockage WEM, notamment durant les mois où les revenus de marché sont faibles. Un benchmark plus bas impliquerait que davantage de rentabilité doit être récupérée 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 qu’un benchmark gazier implique pour les revenus des batteries, et pourquoi les appels d’offres s’orientent 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 renforce l’avantage coût du gaz. 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 BRCP plus bas réduirait la base des revenus des batteries WEM. Les nouvelles batteries auraient besoin de plus de valeur issue de l’énergie, du FCESS et des contrats pour boucler leur business case.
• 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 les 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 ne comblent pas totalement l’écart de financement

​Les revenus RCM constituent la base du business case des batteries WEM. Ils assurent un soutien de capacité pendant les périodes où les marchés de gré à gré sont faibles, réduisant la dépendance aux revenus énergétiques et FCESS seuls.

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

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

Une batterie de sept heures a besoin de 517 k$/MW/an pour couvrir les CAPEX annualisés et les coûts fixes d’exploitation. Même dans le scénario de prix de capacité élevé, les revenus de capacité ne couvrent pas entièrement le déficit sur 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 évolué. Le WEM ESOO 2026 a porté la 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 toute la fenêtre de sept heures. D’août 2025 à juillet 2026, les batteries du WEM ont surtout déchargé pendant le pic du soir, mais la production diminuait avant la fin de la période ESR.

Cela rend la comparaison de coûts plus difficile 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 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. Les estimations de coûts du Benchmark Technology Review l’évaluent 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 relation reste la même. Le benchmark gazier arrive 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 à gaz ferme avec de plus grandes connexions latérales sont plus coûteuses, tandis que l’option avec distillat en secours maintient les coûts fixes plus bas. Chaque heure supplémentaire de durée de batterie augmente le coût d’énergie stockée, ce qui affaiblit l’argument en faveur du benchmark batterie.

​Un marché excédentaire fait baisser 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 capacité de réserve.

​Cet effet s’amplifie au fil des 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 la capacité bien approvisionné tire donc le RCP en dessous du BRCP. Si le gaz devient le benchmark, le WEM subit les deux effets : un coût de référence plus bas et une décote plus importante due 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’achat dans le WEM. Les tours précédentes soutenaient le stockage et les projets hybrides, mais l’appel d’offres 11 vise la production renouvelable pouvant être garantie par 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 nouvelles capacités éoliennes et solaires, 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 soumissions ont ouvert le 27 août 2026, se clôturent le 22 octobre 2026, et les attributions sont attendues en mars 2027.

L’approvisionnement s’oriente 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 le benchmark reste ouverte

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

Le benchmark 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 du benchmark vers le gaz, tandis que la politique d’achat CIS favorise la production sur le stockage. Ces deux éléments dessinent un business case WEM où les batteries doivent trouver plus de valeur via l’énergie, le FCESS et les contrats.

Pour les investisseurs, la décision sur le benchmark modifie le montant des revenus que les batteries doivent récupérer hors RCM. Les revenus de capacité restent centraux pour les batteries WEM, mais ils ne suffisent pas à eux seuls à justifier l’investissement.