La charge minimale du système devient un défi opérationnel pour l’AEMO alors que le réseau évolue vers des niveaux élevés de production renouvelable. L’énergie solaire sur toiture, en particulier, fait chuter la demande opérationnelle à des niveaux historiquement bas, parfois même négatifs, ce qui laisse moins de production synchrone en ligne pour fournir les services essentiels de stabilité. Lorsque le système dépend trop fortement des ressources à base d’onduleurs, il devient plus vulnérable aux perturbations de tension et de fréquence.

Pour gérer cette situation, l’AEMO s’appuie sur diverses mesures de précaution, dont certaines impliquent des interventions hors marché. Cela permet de maintenir la sécurité du système lors des périodes de faible demande. Cela a des conséquences sur la façon dont les batteries fonctionnent et génèrent des revenus.

Cet article explique ce qu’est la charge minimale du système, comment l’AEMO la gère, donne des exemples récents du NEM et ce que cela signifie pour la performance et les coûts des batteries.

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Qu’est-ce que la charge minimale du système ?

La charge minimale du système (MSL) se produit lorsque la demande opérationnelle, soit la demande totale moins la production d’énergie distribuée, chute à un niveau si bas que la sécurité du système est menacée. Un temps doux, une forte production photovoltaïque sur toiture et une faible consommation en journée favorisent ces situations. Pendant ces périodes, il peut ne pas y avoir suffisamment de production synchrone en ligne pour fournir des services essentiels comme l’inertie, la régulation de fréquence ou de tension. L’AEMO doit alors intervenir hors marché pour stabiliser le réseau et éviter que le système ne devienne vulnérable aux perturbations ou aux coupures.

L’AEMO gère trois niveaux de charge minimale du système

Lorsque la demande opérationnelle approche des niveaux de charge minimale, l’AEMO utilise des mesures ciblées pour maintenir la tension, la fréquence et la robustesse du système dans des limites sûres. Les actions spécifiques varient selon la région, les conditions météorologiques, la production solaire sur toiture et la flexibilité de la demande disponible à ce moment-là.

Chaque niveau de MSL correspond à un seuil de demande prévisionnel que l’AEMO calcule pour chaque région, selon le niveau auquel la demande peut tomber sans mettre en danger la sécurité du système. Ces seuils donnent à l’AEMO une méthode structurée pour décider quand intervenir à mesure que la demande baisse et que la stabilisation du réseau devient plus difficile.

Une forte production solaire et une interconnexion limitée exposent particulièrement l’Australie-Méridionale

L’Australie-Méridionale est la région la plus exposée à la MSL car sa demande sous-jacente est faible par rapport à son mix de production.

L’Australie-Méridionale dispose également de peu de générateurs synchrones et dépend fortement de deux interconnexions avec les États de l’Est pour le soutien du système. Lorsque l’une de ces liaisons est contrainte, le soutien synchrone diminue, ce qui augmente la probabilité d’événements de charge minimale.

Depuis le début de 2025, l’Australie-Méridionale a enregistré 112 heures de demande opérationnelle négative. Cela se produit lorsque la production locale dépasse la demande sous-jacente, forçant l’arrêt de certaines unités programmées et limitant le nombre de générateurs thermiques qui assurent normalement les services essentiels du système.

Ces situations surviennent le plus souvent au printemps, lorsque des températures douces réduisent la demande.

Les batteries perdent des revenus avec les interventions actuelles sur la charge minimale

Lorsque la demande opérationnelle passe sous les seuils de charge minimale, l’AEMO doit prendre des mesures hors marché pour assurer la sécurité du système. Cela implique souvent d’ordonner à un actif de suivre une trajectoire d’envoi spécifique, l’empêchant ainsi d’optimiser son fonctionnement économique. Lorsqu’il existe un écart de prix important entre le profil imposé et le fonctionnement économique, l’impact financier peut être significatif.

Les 11, 12 et 15 novembre 2025, l’AEMO a ordonné à Torrens Island de suivre des consignes pour la gestion de la charge minimale du système. C’est la première fois qu’une telle directive concernait une batterie.

En empêchant la charge de 7h30 à 15h00 le 11 novembre et de 7h00 à 14h30 le 12 novembre, Torrens Island a manqué les fenêtres de charge les moins chères d’une heure sur les deux jours. Cela s’est traduit par 5 354 $ et 3 876 $ de revenus perdus respectivement.

Selon les règles nationales de l’électricité, Torrens Island pourrait être éligible à une compensation lorsque son fonctionnement est modifié par une intervention hors marché. La formule de compensation est la suivante :

Compensation = Prix de référence × Quantité dirigée

Où :

• Prix de référence = le prix du 90e percentile sur les 12 derniers mois pour cette région
• Quantité dirigée = la différence d’énergie (MWh) de l’unité avec la consigne par rapport à sans sur les intervalles de trading

Pour ces événements, la formule suggère que Torrens Island pourrait recevoir jusqu’à 37 895 $ et 28 091 $. Ces montants sont bien supérieurs aux pertes financières réelles subies. Cependant, la compensation n’est pas garantie et son évaluation peut être difficile à anticiper.

Comment cela évoluera-t-il à l’avenir ?

Le cadre de compensation actuel a été conçu pour les générateurs traditionnels et peut être difficile à appliquer au stockage. Il s’appuie sur un prix de référence plutôt que sur les prix spot, ce qui peut aboutir à des résultats qui ne reflètent pas toujours la perte financière réelle. En novembre, la formule aurait pu conduire à un paiement bien supérieur à la perte de trading constatée.

L’AEMO et l’AEMC ont tous deux identifié des domaines où une clarification serait bénéfique à mesure que le stockage devient plus courant.

Les discussions actuelles portent sur :

• une meilleure prise en compte des impacts liés aux prix pour le stockage,
• l’amélioration de la modélisation contrefactuelle pour les unités bidirectionnelles, et
• la création d’un processus de compensation additionnelle plus cohérent et prévisible.

Aucun changement de règle n’a encore été mis en œuvre, mais des réformes sont largement attendues alors que les batteries prennent une place croissante dans l’exploitation du système.

L’exposition de l’Australie-Méridionale à la charge minimale du système devrait également diminuer avec le temps. À mesure que le projet EnergyConnect – Étape 2 renforce l’interconnexion avec la Nouvelle-Galles du Sud, l’Australie-Méridionale bénéficiera d’un meilleur soutien système et d’un risque d’îlotage réduit. Cela devrait diminuer la fréquence des événements de charge minimale et leur impact sur les batteries.