fr.wedoany.com Rapport : En juin 2026, la production totale d'électricité des actifs solaires photovoltaïques et éoliens à l'échelle des services publics en Australie a atteint 4,73 TWh, soit une augmentation de 11 % par rapport aux 4,25 TWh de juin 2025, poursuivant la tendance de croissance annuelle de cette catégorie depuis le début de l'année 2026. En mai précédent, la production était de 4,6 TWh, en hausse de 10 % sur un an ; en avril, elle était de 4,7 TWh, en hausse de 24 % ; en mars, elle était également de 4,7 TWh. Le pic de production depuis le début de l'année a été atteint en février, avec 5 TWh, principalement en raison du fort ensoleillement estival dans plusieurs États.
En juin, l'État de Victoria a mené les autres États en matière de production totale d'électricité solaire et éolienne à l'échelle des services publics, atteignant 1 369 GWh, dont 114 GWh de production photovoltaïque solaire à l'échelle des services publics et 1 255 GWh de production éolienne. Dans le domaine du solaire photovoltaïque à l'échelle des services publics, les projets les plus performants sont tous situés dans le Queensland, où les conditions d'ensoleillement hivernal favorisent les actifs à basse latitude. Le projet Haughton Phase I de 100 MW de Pacific Blue Australia arrive en tête avec un facteur de capacité en courant alternatif de 23,1 %, suivi par le projet Moura de METKA (22,5 %) et le projet Edenvale du groupe Sojitz/ENEOS (22,4 %). Parmi les 20 plus grands actifs photovoltaïques à l'échelle des services publics classés par facteur de capacité, 19 se trouvent dans le Queensland, la seule exception étant la ferme solaire de Gunnedah en Nouvelle-Galles du Sud. La domination du Queensland dans le classement solaire hivernal reflète la basse latitude de l'État et la mise en service récente de grands projets dans les régions du centre-ouest et des Darling Downs.
L'indicateur le plus prospectif des données de juin provient du côté de la construction. Juin 2026 marque la première fois que l'Australie dépasse 3 GWdc de mises en chantier de solaire photovoltaïque à l'échelle des services publics au cours d'une année civile, alors qu'il reste encore plus de six mois dans l'année. Ce mois-ci, Lightsource bp a lancé le projet solaire plus stockage de Lower Wonga de 380 MWdc dans le Queensland, faisant passer le total des mises en chantier depuis le début de l'année au-delà de ce jalon. Dickson a souligné que sur les 3 GWdc mis en chantier jusqu'à présent en 2026, environ 43 % (soit environ 1,3 GWdc) se trouvent dans des mines éloignées, reflétant l'intérêt croissant du secteur des ressources pour la production d'énergie renouvelable derrière le compteur, tandis que le pipeline de projets connectés au réseau progresse également.
Les résultats du huitième appel d'offres du Plan d'investissement en capacité (CIS) ont été annoncés en juin, le gouvernement fédéral attribuant des contrats à 15 projets de stockage par batteries, pour une capacité totale de 4,2 GW et 16,1 GWh, couvrant le Marché national de l'électricité (NEM). Le Queensland a reçu la plus grande allocation par État, Ampyr Energy obtenant 4 des 15 contrats, consolidant la position de cet État en tant que destination principale pour la construction solaire et les nouveaux achats de stockage au cours du cycle d'investissement actuel.
En juin, les prix spot de l'électricité sont restés bas dans la majeure partie du NEM, tous les États, à l'exception de l'Australie-Méridionale, affichant des prix spot inférieurs à 90 dollars australiens par MWh (62 dollars américains par MWh). Le prix moyen mensuel de l'Australie-Méridionale a été poussé au-dessus de 125 dollars australiens par MWh en raison d'une période de faible production éolienne à la fin du mois, mais l'État a globalement établi un record de production éolienne pour le mois de juin.
La demande opérationnelle moyenne horaire sur l'ensemble de la journée en juin 2026 était nettement inférieure à celle de juin 2025, la demande de pointe en soirée en Nouvelle-Galles du Sud étant d'environ 10 GW, contre plus de 11 GW à la même période l'année dernière. Dickson attribue cette baisse principalement aux températures hivernales plus élevées que la normale, réduisant la demande de chauffage ; mais l'ampleur du changement des pics du matin et du soir reflète également l'effet cumulatif de l'autoconsommation solaire sur les toits, de l'amélioration de l'efficacité énergétique des bâtiments et de l'absorption de la charge par les systèmes de stockage par batteries domestiques.
