La dernière édition du rapport Quarterly Energy Dynamics, publiée par l’Australian Energy Market Operator (AEMO), met en lumière la progression constante des investissements dans les énergies renouvelables sur le marché national de l’électricité (National Electricity Market, NEM). Cette évolution se traduit par une hausse notable de la production solaire et de batteries, tandis que la disponibilité des centrales à charbon poursuit son repli.
Accélération des capacités renouvelables et baisse du charbon
Au premier trimestre 2025, la production solaire à grande échelle a progressé de 10 %, accompagnée d’une augmentation de 86 % de la production des batteries, atteignant de nouveaux sommets historiques. La production solaire résidentielle a, pour sa part, grimpé de 16 %, et l’éolien de 18 %. Parallèlement, l’offre de charbon noir et brun a enregistré une diminution, touchant un point bas pour un premier trimestre. La demande sous-jacente sur l’ensemble du NEM a atteint 25 162 mégawatts (MW), un record, même si la demande opérationnelle a reculé de 0,8 %, sous l’effet de conditions climatiques modérées en Nouvelle-Galles du Sud et au Queensland.
Le Queensland s’est distingué comme le seul État à avoir enregistré un nouveau pic de demande, atteignant 11 144 MW le 22 janvier, malgré des températures généralement inférieures à la moyenne.
Records de production renouvelable et ajustements des prix
Des records de demande opérationnelle minimale ont été enregistrés en Victoria (1 504 MW) et en Nouvelle-Galles du Sud (2 718 MW), principalement grâce à l’essor du solaire sur toiture, qui a permis d’atteindre 11 680 MW au niveau national pour le trimestre. Selon Violette Mouchaileh, directrice générale des politiques et affaires institutionnelles de l’AEMO, la montée en puissance des renouvelables et la moindre utilisation du charbon et du gaz ont permis une réduction de 5,1 % des émissions totales dans le NEM.
Le prix moyen de gros de l’électricité s’est établi à 83 $AUD/MWh (54,89 $USD/MWh), porté par une hausse de 67 % des prix en Tasmanie, tandis que la moyenne continentale a légèrement reculé à 76 $AUD/MWh (50,27 $USD/MWh). Les prix fixés par les centrales à charbon ont atteint 84 $AUD/MWh (55,48 $USD/MWh), ceux de l’hydroélectricité 123 $AUD/MWh (81,18 $USD/MWh). Les installations solaires et éoliennes à grande échelle ont déterminé les prix lors de 15 % des périodes, contre 10 % sur la même période en 2024.
Tensions sur le marché du gaz et dynamique en Australie-Occidentale
La fréquence des prix négatifs s’est accentuée, particulièrement dans les régions nord du NEM, sous l’effet de la montée de la production solaire et éolienne à grande échelle. Dans le secteur du gaz sur la côte est, le prix de gros a progressé à 13,26 $AUD/GJ (8,77 $USD/GJ) sur le trimestre, contre 11,60 $AUD/GJ (7,68 $USD/GJ) l’an dernier. La demande a diminué de 2 %, conséquence d’un léger recul des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) du Queensland et d’une baisse de la consommation liée à la production électrique.
Le marché de l’électricité en Australie-Occidentale (Wholesale Electricity Market, WEM) a affiché une part renouvelable moyenne record de 41,6 %, tandis que la production issue du charbon a reculé de 4,6 %. L’entrée en service du site hybride de Cunderdin, combinant batteries et solaire, ainsi que la croissance de la production solaire sur toiture (20,5 % du mix), ont contribué à cette tendance. L’intensité des émissions y a reculé de 5,7 % par rapport à l’an dernier.
La demande sous-jacente a atteint un nouveau record à 4 486 MW le 20 janvier, avec une hausse du prix moyen à 89,03 $AUD/MWh (58,89 $USD/MWh). Dans le secteur gazier, la consommation domestique a baissé de près de 6 %, tandis que la production a progressé de 1,1 % sur la période.
