Dans le réseau électrique australien, une certitude vieille de plusieurs décennies s'effondre discrètement : les centrales à charbon perdent du terrain précisément aux heures qui leur étaient autrefois les plus rentables.
Là où des blocs à charbon tournaient jadis en continu, ce sont aujourd'hui les éoliennes, les panneaux solaires et les batteries qui dominent les moments clés. De nouvelles données en provenance d'Australie révèlent à quelle vitesse un système électrique entier peut se transformer — et ce que cela implique pour le modèle économique des centrales fossiles.
Comment le vent et le soleil prennent le contrôle du marché électrique de jour
Au quatrième trimestre 2025, les énergies renouvelables représentaient déjà 50 % de l'électricité produite sur le marché national australien de l'électricité (NEM). L'éolien et le solaire à eux seuls atteignaient 45 %. Le charbon, lui, a chuté à 47 %, perdant pour la première fois sa position dominante historique.
Mais le véritable bouleversement se joue en pleine journée. Selon l'analyse de BloombergNEF, les centrales éoliennes et solaires ont couvert en moyenne 69,7 % de la demande électrique à midi durant cette même période. Un jour d'octobre, cette part a même grimpé jusqu'à 76,2 %.
À l'heure du déjeuner, le vent et le solaire couvrent déjà environ sept dixièmes de la demande dans le NEM — les centrales à charbon ne jouent plus qu'un rôle de figurants.
Cela remet fondamentalement en cause le modèle d'exploitation des grandes centrales à charbon. Elles ne peuvent plus fonctionner en continu comme avant, en engrangeant des revenus tout au long de la journée. De nombreux exploitants sont contraints de réduire fortement leur production à la mi-journée, avant de redémarrer tôt le matin et en soirée.
Le solaire résidentiel dévore le marché des grandes centrales
L'effet le plus puissant ne vient pas des grandes fermes solaires dans l'arrière-pays, mais des millions de panneaux photovoltaïques installés sur les toits des maisons. Dans un nombre croissant de zones du réseau, ces installations privées ramènent la demande en électricité conventionnelle vers zéro à midi — voire en dessous.
En Australie-Méridionale, cette tendance s'est manifestée de façon particulièrement frappante : les charges minimales moyennes du réseau au quatrième trimestre y étaient de moins 138 mégawatts. Le réseau doit alors activement se débarrasser de l'électricité excédentaire, en l'exportant ou en la stockant.
- L'électricité solaire résidentielle fait chuter drastiquement la demande réseau à la mi-journée.
- Les grandes centrales réduisent leur production pendant cette période 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. L'idée est d'arrêter complètement certains blocs à midi et de n'intervenir qu'en début de matinée et en soirée. Ce mode de fonctionnement en accordéon soumet les installations et le personnel à rude épreuve, et accroît le risque de pannes techniques.
Quand les batteries disputent à charbon ses heures de gloire en soirée
La pointe du soir était longtemps considérée comme le dernier bastion des producteurs fossiles. Quand le soleil se couche et que les gens cuisinent, font la lessive et regardent des séries, les prix s'envolaient — une aubaine pour le charbon et le gaz. C'est précisément à ce créneau que s'attaquent désormais les batteries de stockage.
Les grandes batteries de réseau gagnent des parts de marché à une vitesse spectaculaire durant la pointe vespérale. Selon BloombergNEF, elles couvraient déjà en moyenne 4,4 % de la demande à 19 heures, soit presque trois fois plus qu'un an auparavant. Un jour début décembre, elles ont même atteint 9,9 %.
Les grandes batteries soutirent au charbon et au gaz exactement les heures autour de 19 heures où ces sources engrangeaient autrefois leurs bénéfices les plus élevés.
Les batteries achètent l'électricité aux heures où les prix sont bas ou négatifs — généralement à midi — et la revendent dans le réseau durant les heures du soir, plus onéreuses. Ce faisant, elles ne font pas que tirer les prix vers le bas : elles réduisent également le besoin en centrales fossiles à démarrage rapide.
La mort lente du mythe de la « production 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 pourtant une tout autre histoire. Le taux moyen d'utilisation des centrales à charbon dans le NEM est tombé à seulement 51,3 % selon BNEF.
Pour comparaison, de nombreux parcs éoliens modernes atteignent aujourd'hui des facteurs de charge similaires, voire supérieurs. Le parc éolien de Diapur, dans l'État de Victoria, a affiché un facteur de charge de 67 % sur la période étudiée. En Nouvelle-Galles du Sud, les centrales à charbon restantes plafonnaient en moyenne à 47 %.
| Type d'installation | Facteur de charge moyen (T4 2025, exemples sélectionnés) |
|---|---|
| Centrales à charbon (NEM total) | 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 sérieux problème économique. Leurs coûts fixes restent élevés, la maintenance est coûteuse. Pour couvrir ces dépenses, les installations devraient tourner à plein régime une grande partie de l'année. Au lieu de cela, les heures à prix rentables se raréfient, car les renouvelables et le stockage s'engouffrent précisément dans ces créneaux.
L'Australie-Méridionale, fenêtre ouverte sur l'avenir électrique
L'Australie-Méridionale est devenue un laboratoire grandeur nature à l'échelle internationale. Cet État produit en moyenne annuelle plus de 75 % de son électricité à partir de sources renouvelables et vise déjà les 100 % nets d'ici la fin de l'année prochaine.
Cette expérience démontre qu'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 à charbon — comme c'est actuellement le cas pour la grande centrale d'Eraring en Nouvelle-Galles du Sud — paraissent de plus en plus fragiles à la lumière de cette réalité.
L'Australie-Méridionale assure la stabilité de son réseau grâce à une combinaison de condensateurs synchrones et de batteries formant le réseau. Ces technologies reprennent les missions autrefois dévolues aux grandes centrales classiques : soutien de tension, maintien de la fréquence et fourniture d'inertie dans le réseau.
Là où les renouvelables sont encore freinées
Malgré une croissance impressionnante, les parcs éoliens et solaires se heurtent encore à des contraintes importantes. Les congestions du réseau et les capacités d'absorption limitées obligent les exploitants à brider temporairement leurs installations — les spécialistes parlent de « curtailment ».
Au cours du trimestre étudié, le bridage de l'éolien atteignait en moyenne 16 %. Dans le Victoria, ce chiffre montait même à 25,8 %. Les grandes fermes solaires sont encore plus pénalisées dans de nombreuses régions. En Australie-Méridionale, en raison des prix négatifs, elles ont dû retirer en moyenne 59 % de leur production potentielle du réseau. Le taux d'utilisation effectif de ces installations tombait ainsi à un décevant 13 %.
Sans davantage de développement du réseau et de capacités de stockage, des parts toujours plus importantes du potentiel d'énergie verte seront simplement gaspillées — malgré une demande croissante en énergie propre.
On se retrouve ainsi face à une situation paradoxale : pendant que les centrales à charbon luttent pour maintenir leur taux d'utilisation, éoliennes et champs solaires sont prêts à produire davantage mais sont artificiellement bridés. Le goulot d'étranglement n'est pas dans les installations elles-mêmes, mais dans les réseaux et dans l'insuffisance des capacités de stockage.
Ce que cela signifie pour l'Europe et les pays francophones
L'Australie est loin, certes, mais la dynamique fondamentale à l'œuvre ressemble à la situation européenne — avec simplement quelques années d'avance. Une forte pénétration du photovoltaïque, une puissance éolienne croissante et le déploiement de grands systèmes de stockage par batteries sont aussi des tendances centrales en France, en Belgique et en Suisse.
L'Australie offre un avant-goût de la vitesse à laquelle les règles du marché, les structures de prix et les incitations à l'investissement peuvent se transformer. Les modèles économiques fondés sur un fonctionnement à pleine charge, constant, 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 exploitants de batteries de stockage tirent profit des fluctuations de prix et des services système.
- Les entreprises industrielles peuvent optimiser leurs coûts d'électricité grâce à la gestion de charge et à l'autoconsommation.
- Les ménages équipés de panneaux solaires et de batteries domestiques décalent de plus en plus leur consommation vers les périodes de forte production propre.
Quiconque planifie aujourd'hui des systèmes électriques doit intégrer ces options de flexibilité dès le départ : réseaux, marchés et cadres réglementaires. Un système rigide, exclusivement conçu autour d'une « production de base », correspond de moins en moins à un mix de production fortement marqué par le soleil et le vent.
Concepts clés, risques et opportunités — un regard plus approfondi
Un indicateur central dans le secteur de l'énergie est le facteur de charge. Il mesure le degré d'utilisation d'une installation en moyenne annuelle par rapport à sa puissance nominale. Une centrale à charbon affichant un facteur de charge de 50 % ne fonctionne en moyenne qu'à la moitié de ses heures de pleine puissance possibles. Pour des installations à forte intensité capitalistique avec des coûts fixes élevés, cela peut rapidement devenir problématique.
Pour les installations éoliennes et solaires, un facteur de charge en baisse agit différemment. Leurs coûts d'exploitation sont nettement inférieurs, le carburant est gratuit. Néanmoins, le bridage réduit leur rentabilité et ralentit le déploiement lorsque les projets deviennent moins rentables. Le stockage supplémentaire offre ici un double effet : il stabilise les réseaux et améliore le taux d'utilisation des renouvelables en absorbant les surplus.
Un scénario réaliste pour les prochaines années dans de nombreux pays se dessine ainsi : des parts renouvelables de 70 à 80 % à la mi-journée, portées par le solaire résidentiel et les grandes fermes solaires. En soirée, batteries, centrales à gaz flexibles et consommateurs pilotables prennent le relais. Les centrales à charbon perdent d'abord les heures de midi, puis les pics du soir — jusqu'au moment où leur maintien en exploitation devient économiquement indéfendable.
Pour les investisseurs, les régies énergétiques locales et les décideurs politiques, cela représente un choix stratégique déterminant. Investir aujourd'hui dans des grandes centrales rigides et peu flexibles, c'est prendre le risque de se retrouver dans quelques années avec un actif déprécié et inutilisable. À l'inverse, les projets de stockage, de renforcement du réseau, de charges pilotables et de systèmes de contrôle intelligents bénéficient de chaque nouvelle éolienne installée et de chaque nouveau toit solaire — et grandissent avec eux.
