La Nouvelle-Galles du Sud (NSW), en Australie, vient d’activer l’intégralité des projets sélectionnés dans son tender firming Round 2, portant à 1 GW/3 GWh la capacité de stockage par batteries désormais opérationnelle. Ces installations, équivalant à 8 % de la demande de pointe estivale 2026 de l’État, représentent un investissement de plus de 1,8 milliard de dollars australiens (1,26 milliard de dollars américains) et ont généré plus de 1 500 emplois pendant leur construction.
Selon le ministre de l’Énergie de NSW, Penny Sharpe, et AusEnergy Services Limited (ASL), ces quatre projets attribués à AGL Energy, Akaysha Energy, Iberdrola Australia et Enel X s’ajoutent à un premier projet de 8 heures de stockage lithium-ion sélectionné par RWE lors d’un appel d’offres antérieur. Le tender Round 2 s’inscrit dans le cadre du NSW Electricity Infrastructure Roadmap, qui vise à sécuriser l’approvisionnement électrique face à la croissance des énergies renouvelables intermittentes.
Données clés
- Capacité totale : 1 GW/3 GWh de stockage dispatchable
- Part de la demande estivale NSW 2026 : 8 %
- Investissement : 1,8 milliard de dollars australiens (1,26 milliard de dollars américains)
- Emplois créés : plus de 1 500 pendant la construction
- Nombre de projets : 4 (AGL Energy, Akaysha Energy, Iberdrola Australia, Enel X)
Ces batteries joueront un rôle central dans la stabilisation du réseau électrique de NSW, où la part des énergies renouvelables atteint désormais près de 30 % de la production totale. Leur mise en service marque une étape concrète vers l’objectif de l’État : atteindre 50 % d’électricité renouvelable d’ici 2030, tout en garantissant la fiabilité du système.
Le tender Round 2, attribué en novembre 2023 par ASL, s’appuie sur des accords de service énergétique à long terme (LTESA) qui sécurisent la rentabilité des projets sur 15 ans. Une approche qui contraste avec les modèles de marché spot traditionnels, souvent volatils pour les investisseurs dans les infrastructures de stockage.
Pour l’Afrique, où les défis de stabilité des réseaux et d’intégration des renouvelables se posent avec acuité, ce projet australien offre une preuve de concept : des mécanismes de soutien public peuvent accélérer le déploiement de solutions de stockage à grande échelle. Cependant, son modèle économique basé sur des tarifs réglementés et des subventions reste difficilement transposable sans un cadre institutionnel adapté.
Les prochaines étapes incluent l’évaluation des performances de ces installations sur le long terme, ainsi que la préparation du Round 3 du tender firming, dont les résultats sont attendus pour 2027.
Pourquoi ce projet compte
Ce déploiement illustre comment un État peut combiner sécurité énergétique et transition bas-carbone grâce à des infrastructures de stockage massives. En intégrant 3 GWh de batteries dans son mix, NSW réduit sa dépendance aux centrales à gaz de pointe et limite les risques de black-out lors des pics de demande. Un modèle qui pourrait inspirer d’autres régions confrontées à des défis similaires, notamment en Afrique subsaharienne où l’accès à une électricité stable reste un enjeu majeur.
Cependant, le coût élevé de ces solutions (près de 400 dollars américains par kWh installé) souligne l’importance des mécanismes de financement innovants pour rendre ces technologies accessibles à des marchés moins solvables. La question de la souveraineté énergétique et donc du contrôle des données et des infrastructures critiques se pose également, alors que les technologies de stockage deviennent un pilier des réseaux électriques modernes.
Reste à savoir si ce modèle, basé sur des subventions publiques et des tarifs garantis, peut être reproduit sans alourdir la dette souveraine des États africains. Une équation complexe, où la coopération internationale et les fonds verts pourraient jouer un rôle clé.
Source : Energy Storage News
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