Comment le vent et le soleil ont pris le relais de la production journalière du charbon
Une certitude vieille de plusieurs décennies est en train de s'effriter discrètement dans le réseau électrique australien. Les centrales à charbon perdent du terrain précisément aux heures les plus lucratives. Là où des blocs charbon tournaient autrefois en continu, ce sont désormais les éoliennes, les panneaux solaires et les batteries qui dominent les moments clés.
Au quatrième trimestre 2025, les énergies renouvelables assuraient déjà 50 % de l'électricité du marché national de l'électricité australien (NEM). Le vent et le solaire à eux seuls atteignaient 45 %. Le charbon, lui, a glissé à 47 %, perdant ainsi pour la première fois sa position dominante des dernières décennies.
Le bouleversement le plus spectaculaire se produit en plein milieu de journée. Selon une analyse de BloombergNEF, les installations éoliennes et solaires ont couvert en moyenne 69,7 % de la demande électrique à midi sur cette même période. Un jour d'octobre, cette part a même grimpé jusqu'à 76,2 %.
À midi, le vent et le solaire couvrent déjà environ sept dixièmes de la demande dans le NEM — les centrales à charbon n'y jouent souvent plus qu'un rôle de figurant.
Ce phénomène transforme en profondeur le modèle d'exploitation des grandes centrales charbonnières. Elles ne peuvent plus fonctionner en continu comme avant, en générant des revenus tout au long de la journée. De nombreux opérateurs doivent fortement réduire leur production à la mi-journée, puis remonter en puissance seulement tôt le matin et en soirée.
Le solaire sur les toits dévore le marché des grandes centrales
L'effet le plus marquant ne provient pas des grands parcs solaires du bush, mais bien des millions de panneaux photovoltaïques installés sur les toitures résidentielles. Dans de nombreux segments du réseau, cette production privée ramène la demande en électricité conventionnelle vers zéro à midi — voire en dessous.
En Australie-Méridionale, cette tendance est particulièrement frappante : les charges minimales moyennes du réseau au quatrième trimestre s'établissaient à moins 138 mégawatts. Le réseau doit alors activement se débarrasser du surplus d'électricité, en l'exportant ou en le stockant dans des batteries.
- Le solaire résidentiel fait chuter drastiquement la demande du réseau à la mi-journée.
- Les grandes centrales réduisent leur production durant ces heures ou s'arrêtent complètement.
- Les prix négatifs contraignent souvent les parcs éoliens et solaires à brider leur production.
Certains exploitants de centrales à charbon testent déjà de nouveaux modes de fonctionnement. Ils envisagent d'arrêter certains blocs à midi et de n'intervenir que le matin et le soir. Ce fonctionnement en va-et-vient soumet les installations et le personnel à rude épreuve, augmentant le risque technique de pannes.
Quand les batteries s'attaquent au marché du soir pour le charbon
Longtemps, le pic de consommation du soir a représenté le dernier bastion des générateurs fossiles. Quand le soleil se couche et que les gens cuisinent, font leur lessive et regardent des vidéos en ligne, les prix montaient en flèche — une aubaine pour le charbon et le gaz. C'est précisément là que les batteries entrent désormais en jeu.
Les grandes batteries de réseau augmentent leur part de marché lors des pics du soir à un rythme fulgurant. Selon BloombergNEF, elles couvraient déjà en moyenne 4,4 % de la demande à 19 heures, soit près de trois fois plus que l'année précédente. Un jour début décembre, elles ont même atteint 9,9 %.
Les grandes batteries disputent au charbon et au gaz exactement les heures du soir où ces derniers engrangeaient autrefois leurs bénéfices les plus élevés.
Les batteries achètent de l'électricité aux moments où les prix sont bas ou négatifs — généralement à midi — puis la revendent dans le réseau lors des heures chères du soir. Ce faisant, elles ne font pas que faire baisser les prix : elles réduisent aussi le besoin en centrales fossiles à démarrage rapide.
La mort lente du mythe de la « charge de base »
Dans de nombreux débats énergétiques, la notion de « centrale de base » revient encore régulièrement — souvent comme argument en faveur du charbon. La réalité du réseau australien raconte désormais une toute autre histoire. Le taux d'utilisation moyen des centrales à charbon dans le NEM est tombé à seulement 51,3 % selon les données de BNEF.
À titre de comparaison, de nombreux parcs éoliens modernes atteignent des facteurs de charge similaires, voire supérieurs. Le parc éolien de Diapur, dans l'État de Victoria, a ainsi affiché 67 % sur la période étudiée. En Nouvelle-Galles du Sud, les centrales à charbon encore en activité n'atteignaient en moyenne que 47 %.
| Type d'installation | Facteur de capacité moyen (T4 2025, exemples sélectionnés) |
|---|---|
| Centrales à charbon au total (NEM) | 51,3 % |
| Centrales à charbon en Nouvelle-Galles du Sud | 47 % |
| Parc éolien Diapur (Victoria) | 67 % |
Pour les exploitants de centrales à charbon, cela devient un problème économique sérieux. Leurs coûts fixes restent élevés et la maintenance coûte cher. Pour amortir ces charges, les installations devraient tourner à plein régime une grande partie de l'année. Or les heures avec des prix rentables se font de plus en plus rares, car les renouvelables et les batteries s'engouffrent précisément dans ces créneaux.
L'Australie-Méridionale, laboratoire du réseau électrique de demain
L'Australie-Méridionale est désormais reconnue internationalement comme un véritable laboratoire grandeur nature. Cet État tire en moyenne annuelle plus de 75 % de son électricité de sources renouvelables et vise les 100 % nets d'ici à la fin de l'année prochaine.
Cet exemple illustre concrètement comment un réseau sans charbon peut fonctionner de manière techniquement stable. Les dernières centrales à charbon y ont été déconnectées il y a environ dix ans. Les arguments sécuritaires souvent avancés pour prolonger la durée de vie des centrales charbonnières — comme c'est le cas pour la grande centrale d'Eraring en Nouvelle-Galles du Sud — paraissent de moins en moins convaincants à la lumière de cette expérience.
L'Australie-Méridionale assure la stabilité de son réseau grâce à une combinaison de condensateurs synchrones et de batteries dites « grid-forming ». Ces technologies reprennent les missions qu'assuraient autrefois les grandes centrales classiques : soutien de tension, maintien de la fréquence et fourniture d'inertie au réseau.
Là où les renouvelables se heurtent encore à des freins
Malgré cette croissance impressionnante, les parcs éoliens et solaires se battent encore contre des contraintes considérables. Les congestions du réseau et les capacités d'absorption limitées obligent les opérateurs à brider temporairement leurs installations — c'est ce que les spécialistes appellent le « curtailment ».
Au cours du trimestre étudié, le bridage de la production éolienne s'établissait en moyenne à 16 %. Dans l'État de Victoria, ce chiffre montait même à 25,8 %. Les grandes fermes solaires sont souvent frappées encore plus durement. En Australie-Méridionale, elles ont dû retirer en moyenne 59 % de leur production potentielle du réseau en raison de prix négatifs. Le taux d'utilisation effectif de ces installations tombait ainsi à un modeste 13 %.
Sans davantage de développement du réseau et de capacités de stockage, des parts toujours plus grandes de l'électricité verte potentielle sont tout simplement perdues — en dépit d'une demande croissante en énergie propre.
Cette situation révèle un paradoxe saisissant : tandis que les centrales à charbon luttent pour maintenir leur taux d'utilisation, des éoliennes et des panneaux solaires sont prêts à produire davantage, mais sont artificiellement freinés. Le goulot d'étranglement ne se situe pas au niveau des installations, mais dans les réseaux et dans le manque de capacité de stockage.
Ce que cela signifie pour l'Europe et les marchés francophones
L'Australie a beau se trouver à l'autre bout du monde, la dynamique fondamentale ressemble de près à la situation en Europe — avec simplement quelques années d'avance. Une forte pénétration du photovoltaïque, une puissance éolienne en hausse et le déploiement de grandes batteries de stockage sont également des tendances centrales en France, en Belgique et en Suisse.
L'Australie offre un avant-goût de la rapidité avec laquelle les règles du marché, les structures tarifaires et les incitations à l'investissement peuvent se transformer. Les modèles économiques fondés sur un fonctionnement continu à pleine charge des centrales à charbon ou à gaz sont sous pression. Dans le même temps, de nouvelles sources de revenus émergent pour les acteurs flexibles :
- Les opérateurs de batteries profitent des fluctuations de prix et des services système.
- Les entreprises industrielles peuvent optimiser leurs coûts d'électricité grâce à la gestion de la demande et à l'autoconsommation.
- Les ménages équipés de panneaux solaires et de batteries domestiques déplacent leur consommation vers les heures de forte production propre.
Quiconque planifie des systèmes électriques aujourd'hui doit intégrer ces options de flexibilité dès le départ : réseaux, marchés et cadres réglementaires. Un système rigide conçu exclusivement pour la « charge de base » s'adapte de moins en moins bien à un mix de production fortement marqué par le soleil et le vent.
Facteurs clés, risques et opportunités — pour aller plus loin
Un indicateur central dans le secteur énergétique est le « facteur de capacité ». Il mesure le taux d'utilisation moyen d'une installation par rapport à sa puissance nominale sur une année. Une centrale à charbon affichant un facteur de 50 % ne fonctionne en moyenne qu'à la moitié de ses heures à pleine charge. Pour des installations capitalistiques aux coûts fixes élevés, cela peut rapidement devenir problématique.
Pour les installations éoliennes et solaires, un facteur de capacité en baisse a des effets différents. Leurs coûts opérationnels sont nettement plus faibles et leur « carburant » est gratuit. Néanmoins, le bridage réduit leur rentabilité et ralentit leur déploiement lorsque les projets deviennent moins attractifs financièrement. Le stockage supplémentaire offre ici un double avantage : il stabilise les réseaux et améliore l'utilisation des renouvelables en absorbant les surplus.
Un scénario réaliste pour les prochaines années dans de nombreux pays se dessine ainsi : des parts d'énergies renouvelables de 70 à 80 % à la mi-journée, renforcées par le solaire résidentiel et les grands parcs solaires. Le soir, ce sont alors les batteries, les centrales à gaz flexibles et des consommateurs de plus en plus pilotables qui prennent le relais. Les centrales à charbon perdent d'abord les heures de mi-journée, puis les pics du soir — jusqu'au moment où leur poursuite d'exploitation ne se justifie plus économiquement.
Pour les investisseurs, les gestionnaires de réseaux et les décideurs politiques, cela représente un choix stratégique majeur. Investir aujourd'hui dans des grandes centrales rigides et peu flexibles, c'est prendre le risque considérable de se retrouver quelques années plus tard avec des actifs déclassés. En revanche, les projets de stockage, de développement du réseau, de charges pilotables et de systèmes de contrôle intelligents bénéficient de chaque nouvelle éolienne et de chaque nouveau panneau solaire installé — et grandissent avec eux.
