GenCost 2025-26 : les énergies renouvelables et le stockage d’énergie deviennent une ancre de stabilité dans l’incertitude mondiale

GenCost 2025-26 : les énergies renouvelables et le stockage deviennent une ancre de stabilité dans l’incertitude mondiale

L’agence scientifique nationale australienne CSIRO et l’opérateur du marché de l’énergie australien (AEMO) publient conjointement la huitième édition du rapport final GenCost 2025–26. La conclusion centrale du rapport est que les énergies renouvelables soutenues par le stockage restent la voie la moins coûteuse permettant au système électrique australien d’atteindre le zéro émission nette, et qu’elles jouent un rôle de « stabilisateur » dans un contexte de volatilité des prix mondiaux de l’énergie, de conflits géopolitiques et de hausse de la demande énergétique des centres de données.

Contexte sectoriel | Un référentiel de coûts face à l’incertitude mondiale

GenCost en est à sa huitième année ; il s’agit de l’une des évaluations annuelles les plus complètes en Australie des coûts des nouvelles technologies de production d’électricité, de stockage et d’hydrogène, réalisée conjointement par le CSIRO et l’AEMO. Son objectif n’est pas de prévoir le retour sur investissement d’un projet particulier, mais de fournir un référentiel comparable de coûts technologiques pour la planification du système électrique, les décisions d’investissement dans les réseaux et les discussions politiques.

Du point de vue des prix du marché, la situation du marché national de l’électricité australien (NEM) s’est nettement améliorée par rapport à la période de pointe. Le rapport indique qu’en 2025, le prix moyen de production d’électricité du NEM s’élevait à environ 104 $/MWh, alors qu’en 2022, sous l’effet de la hausse des prix mondiaux du gaz naturel, il avait atteint un pic de 189 $/MWh. Les anticipations de marché fondées sur les prix à terme de l’électricité indiquent que le coût de production pourrait encore reculer pour s’établir dans une fourchette de 80–90 $/MWh d’ici 2030.

Derrière cette évolution se trouvent deux forces de coûts opposées. D’un côté, les technologies de stockage par batteries continuent de réduire leurs coûts et leurs capacités installées connaissent une expansion rapide ; de l’autre, les coûts des technologies de production au gaz augmentent en raison de la hausse de la demande mondiale de turbines à gaz. Les données de l’Agence internationale de l’énergie (IEA) sont citées par le rapport comme une référence clé : les centres de données américains sont devenus l’une des plus grandes sources mondiales de demande de turbines à gaz, et la hausse persistante des coûts qui en découle devrait se poursuivre. En outre, le rapport classe la guerre en Iran et la demande de turbines à gaz des centres de données parmi les deux sources d’incertitude les plus fortes actuellement.

Dynamiques actuelles | Le « ciseau » entre baisse du coût des batteries et hausse du prix du gaz

Le constat technico-économique le plus important du rapport est la divergence des courbes de coûts des technologies de batteries et de gaz.

Premièrement, le stockage par batteries continue de réduire ses coûts et commence à modifier la structure du marché. À mesure que les capacités de batteries à faible coût augmentent, le stockage entre en concurrence directe avec les unités de pointe à gaz traditionnelles et exerce une pression à la baisse sur les prix de l’électricité en pointe de soirée. Ce changement ne reste pas au niveau des modèles de coûts ; il commence déjà à se refléter dans la formation des prix du marché de l’électricité.

Deuxièmement, la pression sur les coûts des technologies de production au gaz provient de la chaîne d’approvisionnement mondiale. La forte demande de turbines à gaz des centres de données américains a fait grimper le prix des équipements, ce qui fait monter le coût du capital des technologies gazières. Paul Graham, économiste en chef de l’énergie au CSIRO et responsable du projet GenCost, indique : « À mesure que le coût des batteries continue de baisser et que celui des technologies gazières augmente, les batteries s’imposent de plus en plus, à court terme, comme la technologie de production flexible de choix. »Troisièmement : une amélioration de la transparence méthodologique. Le présent rapport annuel intègre des retours plus larges des parties prenantes, introduit pour la première fois des données de marché dans ses prévisions à court terme et utilise des outils de modélisation open source, afin d’améliorer la vérifiabilité et la transparence des résultats et de permettre à l’industrie comme aux instituts de recherche de participer plus en profondeur aux discussions.

Quatrièmement : un approfondissement de la coordination entre politiques et planification. Nicola Falcon, directrice générale exécutive chargée de la conception des systèmes à l’AEMO, déclare que GenCost poursuit la tradition de collaboration entre le CSIRO et l’AEMO en fournissant des éclairages crédibles et indépendants pour la planification du futur système électrique australien. Le Dr Dietmar Tourbier, directeur de l’énergie au CSIRO, souligne quant à lui que le mécanisme de consultation est au cœur de GenCost, afin de garantir que le rapport reflète des perspectives multiples et les meilleures données probantes disponibles.

Impact sur le système énergétique | Structure de l’offre, flexibilité et prix de l’électricité

D’un point de vue systémique, ce rapport répond à plusieurs questions clés.

Comment la structure de l’offre évolue-t-elle ? Dans les scénarios de zéro émission nette, le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre restent l’épine dorsale du futur système électrique à faible coût, et devraient fournir 93 % de l’électricité australienne d’ici 2050. Le solde est assuré par l’hydroélectricité, le stockage, le transport d’électricité, ainsi que par des ressources de production flexibles comme le gaz et l’hydrogène.

Comment la sécurité énergétique et la stabilité du réseau sont-elles garanties ? Le rapport estime que les technologies au gaz continueront de jouer un rôle « limité mais important », en contribuant à environ 3 %–7 % de la production d’électricité d’ici 2050, principalement pour soutenir le système électrique. Cela signifie que, dans un système hautement renouvelable, la capacité flexible n’est pas facultative ; elle fait partie intégrante de la fiabilité du système.

Quelle évolution pour les coûts de l’électricité ? À moyen terme, la baisse du coût des batteries et les effets concurrentiels de l’expansion des capacités font baisser les prix de pointe du soir, et les marchés à terme indiquent également une nouvelle baisse des coûts à l’horizon 2030. Mais à long terme, la logique des coûts va changer : à mesure que les actifs de production existants seront progressivement mis hors service, les prix de l’électricité futurs refléteront de plus en plus les coûts de construction des infrastructures de remplacement. Le rapport prévoit que, d’ici 2050, toutes les technologies de production nouvelles coûteront plus de 100 $/MWh.

Comment arbitrer les trajectoires de réduction des émissions de carbone ? Le rapport indique clairement que certaines technologies non renouvelables (par exemple, de nouvelles centrales au charbon noir) peuvent avoir une compétitivité-coûts comparable à celle des renouvelables, mais que leur utilisation nécessiterait des coûts de réduction des émissions plus élevés dans d’autres secteurs de l’économie pour atteindre l’objectif de zéro émission nette de l’Australie. Ce constat fait passer le débat d’une simple comparaison des coûts de production d’électricité à celui des coûts de réduction des émissions à l’échelle de l’ensemble du système.

Les défis à relever | Coûts, géopolitique et contraintes systémiques

Bien que la trajectoire de coût minimal soit claire, les défis que reflète le rapport sont tout aussi concrets.

Le risque de coût des ressources flexibles. Les prix des turbines à gaz, portés par la demande mondiale des centres de données, continuent d’augmenter, ce qui affaiblit la rentabilité du gaz comme source d’électricité flexible et expose les planifications qui reposent sur le gaz pour soutenir le système à une incertitude accrue.Coût de remplacement à long terme. À l’horizon 2050, à mesure que les actifs vieillissants seront remplacés de manière systématique, aucune technologie de production d’électricité nouvellement construite ne devrait pouvoir descendre sous 100 $/MWh. Cela signifie que l’état actuel de faible coût marginal n’est pas la norme, et que la structure future des tarifs d’électricité se rapprochera davantage des dépenses en capital liées aux nouvelles infrastructures.

Incertitude géopolitique. Le rapport classe la guerre en Iran et la demande de turbines à gaz pour les centres de données parmi les deux facteurs d’incertitude les plus forts actuellement, ce qui montre que les coûts des technologies énergétiques ne peuvent plus être dissociés de la situation de sécurité mondiale et du cycle d’investissement dans les infrastructures numériques.

Limites de la modélisation et des prévisions. Même en intégrant des données de marché et des outils open source, les prévisions de coûts technologiques restent exposées à l’évolution rapide des chaînes d’approvisionnement, des politiques et de la demande. Le rapport réduit ce risque par de multiples cycles de consultation des parties prenantes, mais l’incertitude elle-même ne peut pas être éliminée.

Contraintes implicites des composantes d’accompagnement systémiques. En intégrant le stockage, le transport d’électricité, l’hydroélectricité et l’hydrogène dans un même cadre de coûts, le rapport indique en soi que la vitesse d’augmentation de la part des énergies renouvelables dépendra en dernière analyse de la capacité de ces maillons d’accompagnement à progresser en même temps, et non de la courbe de coûts d’une seule technologie de production d’électricité.

Future Outlook | Le paysage énergétique des 5 à 20 prochaines années

Dans une perspective de 5 à 20 ans, GenCost 2025–26 fournit plusieurs pistes de référence à portée mondiale.

Premièrement, le stockage deviendra une force structurelle du marché de l’électricité. Le rapport montre que la baisse du coût des batteries et l’expansion des capacités ont commencé à remodeler le marché, en faisant concurrence au gaz d’ajustement de pointe et en tirant à la baisse les prix de pointe du soir. Si cette tendance se poursuit, le stockage ne sera plus seulement un complément des énergies renouvelables, mais deviendra une variable indépendante qui détermine la forme des prix du marché de l’électricité.

Deuxièmement, le rôle de pilier du solaire photovoltaïque et de l’éolien terrestre est davantage confirmé dans les scénarios à faible coût. Une part de 93 % de l’approvisionnement électrique en 2050 signifie que le centre de gravité de la planification du futur système électrique passera de « quel type de production ajouter » à « comment intégrer une part élevée de sources variables ».

Troisièmement, le centre de gravité des coûts de l’électricité passera des coûts d’exploitation aux coûts en capital. À mesure que les actifs existants seront mis hors service, les prix de l’électricité refléteront davantage les besoins d’investissement dans les nouvelles installations de production, de stockage et de transport d’électricité. Cela impose de nouvelles exigences à la conception du marché de l’électricité, aux contrats d’achat d’électricité à long terme et aux mécanismes de capacité.

Quatrièmement, la configuration de la concurrence technologique sera davantage influencée par les chaînes d’approvisionnement mondiales. La demande de turbines à gaz des centres de données américains s’est déjà répercutée, via le prix des équipements, sur l’évaluation des coûts technologiques en Australie. Cela montre que la concurrence future dans le domaine de l’énergie ne se jouera pas seulement entre les technologies de production d’électricité, mais aussi entre les infrastructures de calcul, les capacités de production manufacturière et l’approvisionnement en équipements critiques.

Cinquièmement, la comparaison systématique des coûts de réduction des émissions de carbone deviendra un élément central des politiques. La conclusion du rapport sur les nouvelles centrales au charbon noir indique que la comparaison du coût actualisé de l’électricité d’une seule technologie ne suffit pas à étayer les décisions de neutralité carbone ; les décideurs doivent prendre le coût de réduction des émissions de carbone à l’échelle du système comme référence.Pour le secteur de l’énergie, l’intérêt de GenCost 2025–26 est de fournir un cadre d’évaluation qui place les énergies renouvelables, le stockage, le gaz, l’hydrogène et le transport d’électricité dans un même référentiel. Dans ce cadre, la combinaison d’énergies renouvelables et de stockage n’est pas seulement une voie de réduction des émissions, mais aussi un mécanisme d’amortissement des coûts face aux chocs énergétiques mondiaux.

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Source : CSIRO, GenCost 2025–26: Renewables and storage a source of stability amid global uncertainty, communiqué de presse du 15 juillet 2026. Lien vers l’article original : https://www.csiro.au/en/news/All/News/2026/July/GenCost-2025-26

Mots-clés : renewable energy, energy transition, energy storage, battery systems, solar power, wind energy, grid modernization, energy investment, decarbonization, climate policy