Flambée de juin en Australie-Méridionale : combien de temps les batteries peuvent-elles fournir de l’électricité ?

Les pointes de prix observées en Australie-Méridionale les 21 et 22 juin 2026 offrent un cas concret pour comprendre le stockage lors de périodes successives de tension sur l’approvisionnement. Dans son rapport du deuxième trimestre, publié le 31 août, le régulateur australien de l’énergie, l’AER, relie l’envolée des prix de gros à la combinaison du froid, d’une production éolienne extrêmement faible, de la baisse de charge des batteries et de contraintes sur les échanges entre États. Il précise également qu’aucun déficit effectif de réserve n’a été constaté pendant les périodes concernées.¹

Illustration générée par IA : armoires de batteries, éolienne et sablier évoquant la durée de fourniture des systèmes de stockage.

Comprendre un prix qui atteint le plafond

Sur les deux jours, l’Australie-Méridionale a enregistré cinq prix calculés sur 30 minutes supérieurs à 3 000 dollars australiens par mégawattheure, compris entre 3 836 et 20 300 dollars. Le maximum a été atteint le matin du 22 juin. Le montant de 20 300 dollars australiens correspondait aussi au plafond de marché applicable du 1er juillet 2025 au 30 juin 2026. Il s’agit de prix de gros, et non des tarifs de détail facturés aux ménages.¹²

Les 30 minutes constituent ici une période d’agrégation utilisée pour l’analyse du rapport. Le marché national de l’électricité est passé à un règlement financier par périodes de cinq minutes le 1er octobre 2021, en l’alignant sur le pas de dispatching. Les chiffres sur une demi-heure du rapport ne signifient donc pas que le marché fonctionne encore avec un règlement toutes les 30 minutes.³

Les tensions se sont accumulées à la fois du côté de l’offre et de la demande. Le rapport fait état de températures comprises entre 4 et 15°C sur les deux jours et d’une demande de 2 188 MW le matin du 22 juin. Malgré une capacité éolienne enregistrée de 2 766 MW, la production moyenne sur ces deux jours n’a été que de 85 MW, avec un minimum de 3 MW dans l’après-midi du 21 juin. Ce minimum ne représente pas la production éolienne sur l’ensemble des périodes de prix élevés.¹

Une décharge préalable, puis peu d’occasions de recharger

Les batteries avaient déjà fourni une quantité importante d’électricité pendant la pointe du soir du 21 juin. Les exploitants ont ensuite réduit les capacités offertes à mesure que leurs prévisions de charge restante évoluaient. Le faible vent s’est prolongé pendant la nuit, limitant les possibilités de recharge à partir de la production renouvelable. Lorsque les prix élevés sont apparus le lendemain matin, la puissance totale offerte par les batteries est brusquement passée de 326 MW à 1 MW, puis à zéro pendant deux intervalles ultérieurs de cinq minutes.¹

Les valeurs de 326 MW et de zéro décrivent la capacité offerte au marché. Elles ne signifient pas que la puissance installée des batteries a disparu et ne constituent pas une mesure directe et uniforme de la charge physique de chaque installation. L’AER considère la baisse de charge comme une cause importante, tout en détaillant les révisions d’offres liées aux capacités techniques, aux prévisions de prix et à d’autres facteurs. Résumer l’ensemble à une défaillance de toutes les batteries ferait disparaître des conditions essentielles de marché et d’exploitation.¹

Le transport et les offres ont aussi pesé

L’Australie-Méridionale est restée principalement importatrice nette d’électricité depuis le Victoria. Toutefois, les importations par Heywood étaient limitées, tandis que les contraintes sur Murraylink imposaient des flux à contre-sens du signal de prix : de l’Australie-Méridionale, plus chère, vers le Victoria, moins cher. L’accès réduit aux importations bon marché augmentait la probabilité de devoir recourir à une production locale coûteuse pour satisfaire la demande. Les révisions d’offres des centrales à gaz et des batteries ont également influencé les prix.¹

L’épisode s’explique donc par l’interaction entre faible vent, demande, énergie stockée, transport et offres de marché. Il révèle les contraintes d’approvisionnement de la configuration alors en service. À lui seul, il ne démontre pas que tout stockage par batteries est incapable de contribuer à une alimentation fiable, ni que la capacité nominale d’une interconnexion est toujours disponible.

Planifier ensemble puissance, durée et recharge

La puissance d’un système de stockage, exprimée en mégawatts, décrit son débit instantané ; les mégawattheures décrivent la quantité d’énergie pouvant être stockée et restituée. Le guide de l’AEMO sur les offres des unités bidirectionnelles distingue également ces deux grandeurs : la puissance appelée peut être limitée pour que l’énergie stockée à la fin d’un intervalle reste entre les bornes minimale et maximale définies.⁴ Évaluer un projet exige donc davantage que le nombre de mégawatts installés. Il faut aussi connaître la charge disponible au début d’une pointe, la durée de fourniture nécessaire et l’origine de l’énergie de recharge entre deux pointes successives.

Il convient également de distinguer les épisodes extrêmes de l’ensemble du trimestre. L’AER estime que les prix supérieurs à 5 000 dollars australiens par MWh lors de ces deux journées ont ajouté 13 dollars par MWh au prix trimestriel moyen de l’Australie-Méridionale, pondéré par les volumes échangés. Cette moyenne a atteint 95 dollars par MWh, contre 166 dollars un an auparavant. Le risque de flambées ponctuelles peut donc coexister avec une baisse globale des prix.¹

La leçon pratique consiste à tester conjointement un faible vent prolongé, une recharge nocturne limitée et des échanges interrégionaux contraints, tout en évaluant des combinaisons de stockage de plus longue durée, de production pilotable et d’effacement de la demande. L’enjeu est de maintenir l’approvisionnement à un coût acceptable pendant plusieurs périodes tendues successives, plutôt que de considérer seulement la capacité disponible à un instant donné.

Notes et sources

1. 31 août 2026 · « Prix significatifs de l’électricité d’avril à juin 2026 » (Significant electricity prices for April to June 2026) · Australian Energy Regulator (AER), p. 17–23 ; date de publication confirmée sur la page du rapport. Rapport source © Commonwealth of Australia 2026, sous licence CC BY 4.0. ↩ ↩² ↩³ ↩⁴ ↩⁵ ↩⁶ ↩⁷

2. 27 février 2025 · « Barème des paramètres de fiabilité pour l’exercice 2025–2026 » (Schedule of reliability settings – 2025-26 financial year) · Australian Energy Market Commission (AEMC). ↩

3. 1er octobre 2021 · « Le marché de l’énergie entre dans une nouvelle phase » (Energy market’s time to shine) · Australian Energy Market Operator (AEMO). ↩

4. Consulté le 5 octobre 2026 ; date de publication non indiquée · « Limite d’énergie dans les offres des unités bidirectionnelles » (Energy Limit in BDU Bids) · AEMO. ↩