Les batteries en fonctionnement sur le National Electricity Market (NEM) offrent en moyenne 2,2 heures de stockage. Cependant, les BESS de quatre heures représentent 54 % des 12,5 GW prévus d’ici 2030 et le prochain appel d’offres longue durée de la Nouvelle-Galles du Sud vise 12 GWh de stockage de plus de huit heures. Comment le modèle économique de ces actifs à plus longue durée se compare-t-il à celui de la flotte existante à plus courte durée ?

Selon les prévisions de Modo Energy, les batteries de huit heures génèrent les meilleurs rendements, dans toutes les régions et tous les scénarios. Dans le scénario central, une batterie de huit heures mise en service en 2030 offre un rendement de 11,1 % dans les quatre régions continentales, et de 12,1 % en Nouvelle-Galles du Sud (hors effet de levier, avant impôts). Au-delà de huit heures, les rendements diminuent : une batterie de 12 heures génère 17 % de revenus supplémentaires par rapport à une batterie de huit heures, mais coûte 37 % de plus à construire.

​Points clés à retenir

• Les BESS de huit heures offrent les meilleurs rendements : 11,1 % dans le scénario central de Modo Energy, contre 8,7 % pour quatre heures.
• La baisse des coûts projetés incite à différer la mise en service. Comme le capex diminue plus vite que les revenus, viser une construction en 2030 améliore l’IRR prévisionnel.
• Augmenter la capacité de stockage plus tard est une option viable : une batterie de quatre heures construite pour 2030 et portée à huit heures en 2032 rapporte 11,2 %, soit un niveau comparable aux 11,1 % d’une batterie de huit heures dès le départ.
• Il existe un écart de 9 points d’IRR entre les scénarios haut et bas de Modo Energy, et un écart de 4 points entre les années de référence météo p10 et p90.
• Les rendements entre les meilleurs et les pires points de connexion d’un État varient jusqu’à 3,4 %, soulignant l’importance de modéliser les contraintes à l’échelle du nœud.

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​Jusqu’à 8 heures, les BESS longue durée valent le surcoût en capex

Augmenter la durée permet plus d’arbitrage, mais augmente le capex énergétique (coût des MWh supplémentaires). Doubler la durée d’une batterie de quatre à huit heures augmente le capex total de 58 % (195 000 $/MWh pour chaque MWh additionnel contre 337 000 $/MWh pour les quatre premiers).

Le profil journalier des prix couvre ce surcoût. Sur 2030–2049, la cinquième et la sixième heure les plus chères de la journée rapportent un spread de 126 $/MWh, et la septième et huitième, 90 $/MWh. Cela couvre le coût du stockage additionnel et explique pourquoi les batteries de huit heures sont les plus rentables dans tous les scénarios.