​Le mercredi soir 8 juillet, le prix de l'électricité en Victoria a atteint 19 070 $/MWh, juste en dessous du plafond du marché fixé à 20 300 $/MWh. L'Australie-Méridionale a suivi de près, avec un pic à 16 971 $/MWh.

Cette envolée a eu lieu alors qu'une demande hivernale record coïncidait avec une chute de la production éolienne à 10 % de la normale. Les centrales à gaz, à charbon et hydroélectriques ont pris le relais, tandis que les batteries n'ont pu couvrir qu'une fraction du déficit.

Le réseau très renouvelable d'Australie-Méridionale est réputé pour sa sensibilité à la forte demande et aux faibles vents. La Victoria présente de plus en plus les mêmes caractéristiques. Ensemble, ces États du sud deviennent plus exposés à la volatilité des prix liée à la météo, alors que la Nouvelle-Galles du Sud et le Queensland restent relativement protégés grâce à leur mix de production et à des hivers plus doux.

Cet article explique les causes de l'événement tarifaire du 8 juillet, la réaction des batteries, et pourquoi la Victoria et l'Australie-Méridionale connaissent de plus en plus ces épisodes extrêmes de prix.

Résumé exécutif

• Le prix moyen journalier en Victoria a atteint 359 $/MWh le mercredi 8 juillet, avec un pic en soirée à 19 070 $/MWh. L'Australie-Méridionale a affiché 336 $/MWh en moyenne et un pic à 16 971 $.
• La demande vespérale en Victoria était 26 % au-dessus de la moyenne trimestrielle, tandis que la production éolienne a chuté de 94 % par rapport à la normale. L'Australie-Méridionale n'a pas pu soulager la situation, avec une demande 9 % au-dessus de la moyenne et une production éolienne 81 % en dessous de son niveau de référence.
• Le pré-dépêche a signalé la flambée des prix une heure à l'avance, poussant certaines batteries à se décharger avant le pic des prix.
• Les batteries victoriennnes ont généré en une seule journée l'équivalent de 17 jours de revenus moyens. L'Australie-Méridionale a vu ses revenus moyens multipliés par 10 le 8 juillet.
• La volatilité liée à la météo devient de plus en plus cruciale pour les revenus des batteries. À mesure que les spreads standards se réduisent, les événements extrêmes du système représentent une part croissante de la valeur des batteries, notamment en Victoria et en Australie-Méridionale.

L'éolien tournait à 10 % de la normale, alors que la demande de chauffage augmentait

Un système anticyclonique lent a apporté des températures froides, du brouillard et des vents exceptionnellement faibles dans le sud-est de l'Australie. Cette combinaison a fait grimper la demande de chauffage tout en réduisant la production éolienne et solaire.

La Victoria a enregistré une demande hivernale d'environ 9 GW le 7 juillet. Même si la demande a légèrement diminué le 8 juillet, elle est restée au-dessus de 8 GW en soirée—soit environ 26 % au-dessus de la moyenne trimestrielle. Dans le même temps, la production éolienne s'est effondrée à seulement 6 % de sa production normale du soir.

Les importations ont relié les deux États. La Victoria a importé environ 1 GW tout au long de la soirée, l'Australie-Méridionale fournissant une partie de cette énergie. Cependant, la production éolienne de l'Australie-Méridionale était tombée à un cinquième de son niveau normal. La production au gaz a donc dépassé 1,9 GW pour répondre à la fois à la demande locale et aux exportations vers la Victoria.

En conséquence, les deux régions ont dû s'appuyer sur le même parc limité de production flexible au gaz, provoquant une flambée simultanée des prix de l'électricité.

Ce n'était pas un événement isolé. Il a marqué le point le plus bas d'une semaine entière de pénurie de vent, dont les États de l'Est prévoyaient la fin pour vendredi et samedi.

Les batteries se sont activées sur des signaux de prix arrivés une heure trop tôt

Les batteries ont suivi leur schéma quotidien habituel, se rechargeant pendant la journée riche en solaire avant de se décharger au pic du soir. Cependant, cet événement a récompensé une synchronisation précise.

La flambée des prix n'a duré qu'un seul intervalle de négociation d'une demi-heure. Les batteries qui avaient encore de l'énergie à 19h ont capturé la majorité de la valeur disponible, tandis que celles qui s'étaient déchargées plus tôt ont en grande partie manqué l'opportunité.

Les batteries qui se sont déchargées tôt ont majoritairement suivi le pré-dépêche. Pendant la majeure partie du 8 juillet, la prévision de l'AEMO anticipait des prix du soir compris entre 250 $/MWh et 700 $/MWh. Lorsque les prévisions ont finalement augmenté, elles prévoyaient le pic environ une heure avant qu'il ne se produise réellement.

Le dispatch des batteries a suivi ces signaux. Plusieurs batteries se sont déchargées entre 16h et 17h, laissant peu d'énergie disponible lorsque les prix ont grimpé à 19h. Celles qui ont attendu ont capté la majorité de la valeur de l'événement.

Pourquoi la Victoria et l'Australie-Méridionale sont plus exposées aux événements de prix de l'électricité

L'éolien représente une part plus importante de la production d'électricité en Australie-Méridionale et en Victoria qu'en Nouvelle-Galles du Sud et au Queensland, dans cet ordre. À mesure que la part de l'éolien diminue, les prix du sud grimpent fortement, tandis que la Nouvelle-Galles du Sud est à peine affectée et le Queensland presque pas.

L'interconnexion accentue encore cette sensibilité. À mesure que la capacité de transmission entre la Victoria et l'Australie-Méridionale augmente, les deux régions deviennent de plus en plus exposées lorsqu'elles connaissent simultanément de faibles vents et une demande élevée.

Le mix de production joue également un rôle. Lorsque la production éolienne chute, les centrales à gaz et hydroélectriques, plus coûteuses, sont plus susceptibles de fixer les prix du marché que les centrales à charbon, entraînant des pics de prix beaucoup plus prononcés.

À surveiller pour la suite

Les écarts de prix continuent de se resserrer à mesure que la capacité de batteries augmente dans le NEM, rendant la volatilité liée à la météo une source de revenus de plus en plus importante.

La Victoria et l'Australie-Méridionale devraient connaître ces événements plus fréquemment que les États du nord. Leur plus grande dépendance à l'éolien, des hivers plus froids et un parc charbonnier plus réduit les rendent particulièrement sensibles aux périodes prolongées de faible vent.

La production éolienne devrait se redresser d'ici vendredi et le week-end en Australie-Méridionale et en Victoria. Tandis que la Nouvelle-Galles du Sud et le Queensland devraient voir la fin de la pénurie de vent, leur mix de production plus large devrait atténuer l'impact sur les prix de l'électricité.