Taille et part du marché de l'énergie en Australie
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 128.58 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 139.60 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 208.32 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 8.34% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché de l'énergie en Australie par Mordor Intelligence
La taille du marché de l'énergie en Australie en termes de base installée devrait passer de 128,58 gigawatts en 2025 à 139,60 gigawatts en 2026 et atteindre 208,32 gigawatts d'ici 2031, avec un TCAC de 8,34 % sur la période 2026-2031.
Les ajouts rapides de capacité solaire et éolienne à grande échelle, associés à des batteries de 4 heures mises en appel d'offres dans le cadre du Régime d'investissement en capacité, soutiennent l'expansion tandis que le charbon se retire selon un calendrier accéléré. Les contrats d'achat d'énergie d'entreprise conclus par les entreprises minières et les opérateurs de centres de données sous-tendent désormais chaque année plus de capacité contractée que la Cible d'énergie renouvelable à grande échelle, déplaçant les ancres de la demande vers l'électrification industrielle. L'investissement dans le transport d'électricité, mené par le programme Rewiring the Nation d'une valeur de 20 milliards AUD, soutient les zones d'énergie renouvelable, bien que l'inflation des coûts de 25 à 55 % pour les lignes aériennes menace d'épuiser le financement avant que les liaisons des phases ultérieures n'atteignent la clôture financière. La multiplication des intervalles de prix de gros négatifs, notamment la part de 40 % des périodes de trading de midi au printemps 2024 en Australie-Méridionale, crée des opportunités d'arbitrage pour les batteries tout en érodant les revenus marchands du solaire et de l'éolien. Les producteurs intégrés remplacent la production de base au charbon par des batteries à grande échelle et des centrales à pointe prêtes pour l'hydrogène afin de préserver leurs parts de marché et de capter des marges dispatchables.
Principaux enseignements du rapport
- Par source d'énergie, les énergies renouvelables détenaient une part de 58,2 % de la taille du marché de l'énergie australien en 2025 et devraient se développer à un TCAC de 13,9 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, les services publics contrôlaient 71,6 % de la part du marché de l'énergie en Australie en 2025, mais le segment résidentiel enregistre la croissance la plus rapide à un TCAC de 10,0 % jusqu'en 2031, grâce à la prolifération du solaire en toiture et des batteries domestiques.
Note : La taille du marché et les prévisions figurant dans ce rapport sont générées à l'aide du cadre d'estimation exclusif de Mordor Intelligence, mis à jour avec les dernières données et informations disponibles en janvier 2026.
Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Australie
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | Impact (~) % sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Déploiement rapide du solaire photovoltaïque à grande échelle dans le cadre de la Cible d'énergie renouvelable à grande échelle | +2.1% | Zones NSW Central-West Orana, QLD Darling Downs, VIC Murray River | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Essor des contrats d'achat d'énergie d'entreprise des secteurs minier et des centres de données | +1.4% | Pilbara et Goldfields en Australie-Occidentale, répercussions sur les régions charbonnières du QLD | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Investissements dans les batteries à grande échelle et l'hydroélectricité par pompage accélérés par le Régime d'investissement en capacité | +1.8% | États du MEN : NSW, VIC, QLD, SA | Court terme (≤ 2 ans) |
| Financement fédéral du programme « Rewiring the Nation » pour le transport d'électricité | +1.3% | Corridors prioritaires NSW-VIC, TAS-VIC | Long terme (≥ 4 ans) |
| Projets de turbines à gaz prêtes pour l'hydrogène | +0.7% | Hunter Valley en NSW, Latrobe Valley en VIC, Port Augusta en SA | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Électrification des foyers et adoption des véhicules électriques | +1.0% | Centres urbains des États de l'Est | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Déploiement rapide du solaire photovoltaïque à grande échelle dans le cadre de la Cible d'énergie renouvelable à grande échelle (LRET)
Le LRET a atteint son objectif de 33 000 GWh en 2024, mais la surabondance de certificats a fait chuter les prix à 25-35 AUD/MWh, incitant les développeurs à sécuriser des contrats d'achat d'énergie d'entreprise de 10 à 15 ans pour garantir leurs revenus.[1]Clean Energy Regulator, "Rapport trimestriel sur les certificats de production à grande échelle T4 2025," cleanenergyregulator.gov.au Le portefeuille solaire de 1 200 MW de Snowy Hydro en Nouvelle-Galles du Sud illustre la couverture intégrée des producteurs-distributeurs combinant production et charge de détail. Lightsource bp et ACEN Australia ont tous deux finalisé des parcs solaires de 400 MW en 2025 après avoir sécurisé des acheteurs industriels, un modèle désormais standard à mesure que la volatilité des prix de gros augmente. Le projet solaire Riverland de 1 000 MW d'Eku Energy comprend un stockage colocalisé pour monétiser l'énergie autrement écrêtée dans les zones à forte congestion. La baisse des courbes de coûts pour les modules bifaciaux et les suiveurs à axe unique maintient des coûts nivelés inférieurs à 50 AUD/MWh, permettant au solaire de surpasser les nouveaux projets thermiques sans subventions.
Essor des contrats d'achat d'énergie d'entreprise des secteurs minier et des centres de données en Australie-Occidentale
Le contrat d'achat d'énergie 100 % renouvelable de BHP couvrant les opérations charbonnières du Queensland à partir de 2027 supprime plus de 1 000 GWh de demande annuelle du réseau et signale un alignement au niveau du conseil d'administration sur les objectifs climatiques.[2]BHP Group, "Plan d'action pour la transition climatique 2025," bhp.com Fortescue développe un pipeline solaire-éolien-batterie de 2 à 3 GW qui mettra en service 500 à 700 MW chaque année pour atteindre une décarbonation complète des Scopes 1 et 2 d'ici 2030. Le réseau isolé d'Australie-Occidentale accélère la pénétration des énergies renouvelables car l'État résout localement les défis d'inertie et de soutien, accélérant le déploiement des batteries. Les opérateurs de centres de données hyperscale, menés par Microsoft et Equinix, ont signé des contrats renouvelables 24/7 totalisant 526 MW en 2025, reflétant une demande de calcul pilotée par l'IA qui nécessite une qualité d'alimentation continue. L'enquête 2025 de l'ACCC a révélé que les prix d'exercice des contrats d'achat d'énergie d'entreprise sont inférieurs de 10 à 20 AUD/MWh aux moyennes de gros lorsque les durées de contrat dépassent 15 ans, transférant le risque de volume aux développeurs.[3]Commission australienne de la concurrence et de la consommation, "Enquête sur la transparence des prix des contrats d'achat d'énergie d'entreprise 2025," accc.gov.au
Financement fédéral du programme « Rewiring the Nation » pour le transport d'électricité en super-réseau vers les zones d'énergie renouvelable
Le programme Rewiring the Nation d'une valeur de 20 milliards AUD a alloué 3,5 milliards AUD jusqu'à présent, en se concentrant sur l'interconnecteur HumeLink 500 kV de 360 km qui acheminera la production de Snowy Hydro vers les centres de charge de Sydney. L'inflation des coûts de 25 à 55 % pour les lignes aériennes et de 10 à 35 % pour les postes de transformation par rapport au Plan de système intégré de référence de 2024 menace de consommer le fonds avant que les liaisons des phases ultérieures, telles que VNI West d'une valeur de 7,6 milliards AUD et la Western Renewables Link, ne sécurisent leur financement. Le pipeline de transport d'électricité de 15 milliards AUD de TransGrid pour 2024-2034, qui comprend les mises à niveau de la zone d'énergie renouvelable Central-West Orana, accuse en moyenne environ deux ans de retard sur 11 projets, prolongeant l'écrêtage des énergies renouvelables dans l'attente de nouveaux circuits. La ligne CopperString 2.0 de Powerlink Queensland a obtenu 5 milliards AUD de financement combiné des gouvernements fédéral et de l'État en 2025, ouvrant les ressources renouvelables du Nord du Queensland au Marché national de l'électricité et soutenant la nouvelle demande d'électrification minière. Les décisions de revenus du Régulateur australien de l'énergie pour 2024-2029 ont accordé aux réseaux un coût moyen pondéré du capital de 5,5 à 6,0 %, en dessous des 6,5 à 7,0 % qu'ils recherchaient, signalant que des prêts concessionnels supplémentaires pourraient être nécessaires pour combler les lacunes de financement des corridors du super-réseau.
Investissements dans les batteries à grande échelle et l'hydroélectricité par pompage accélérés par le Régime d'investissement en capacité (RIC)
L'appel d'offres 3 du RIC a attribué 4,13 GW de batteries et 15,37 GWh de stockage répartis sur 16 projets, mené par l'unité de 700 MW / 2,8 GWh d'Eraring d'Origin, qui est devenue la plus grande batterie du monde en décembre 2025. La batterie Collie de 900 MW de Neoen, en construction pour 2026, ancrera la sortie du charbon en Australie-Occidentale malgré sa durée limitée sur plusieurs jours. La batterie de 250 MW de Torrens Island d'AGL, colocalisée avec une centrale à gaz, a réduit les coûts de raccordement de 15 à 20 %, illustrant les avantages des sites industriels reconvertis. Le pompage-turbinage de 2 200 MW de Snowy 2.0 est reporté à 2028-2029 mais offrira 175 heures de décharge, s'attaquant aux lacunes de longue durée que les systèmes lithium-ion de 4 heures ne peuvent pas combler. L'analyse de l'AEMO indique que les onduleurs formateurs de réseau ajoutent 15 à 20 % de dépenses d'investissement mais fournissent une inertie synthétique comparable aux compensateurs synchrones, soutenant la sécurité du système dans un réseau sans charbon.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | Impact (~) % sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Goulots d'étranglement du transport d'électricité causant un écrêtage dans les zones d'énergie renouvelable du Queensland et de la NSW | −0.9% | Zones d'énergie renouvelable du Queensland et de la Nouvelle-Galles du Sud | Court terme (≤ 2 ans) |
| Opposition des communautés retardant les parcs éoliens et les routes des interconnecteurs haute tension | −0.6% | Victoria, Nouvelle-Galles du Sud, Tasmanie | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Hausse des prix du gaz naturel comme matière première érodant la compétitivité des centrales à pointe | −0.6% | National, particulièrement aigu en Australie-Méridionale et en Victoria | Court terme (≤ 2 ans) |
| Incertitude politique autour des trajectoires de sortie du charbon en 2030 décourageant l'allocation de capitaux | −1.1% | National, signaux divergents entre les États | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Goulots d'étranglement du transport d'électricité causant un écrêtage dans les zones d'énergie renouvelable du Queensland et de la NSW
La Nouvelle-Galles du Sud a produit 66 % de la congestion du Marché national de l'électricité en 2024, avec 7,15 GW d'accès à la production accordés avant les mises à niveau du réseau, forçant l'écrêtage lors des pics de production solaire. Le parc solaire de Molong a enregistré un taux d'écrêtage de 53,8 %, soulignant le décalage entre les délais de construction de 12 à 18 mois pour la production et les délais de 3 à 5 ans pour le transport d'électricité. L'écrêtage a atteint 33 % en NSW et 27 % en Victoria au printemps 2024, lorsqu'une demande modérée a coïncidé avec une production renouvelable maximale. L'AEMO projette que des retards de 2 à 4 ans pourraient gaspiller 214 à 456 TWh d'énergie renouvelable d'ici 2040, coûtant jusqu'à 20 milliards AUD. HumeLink, qui vise désormais 2028-2029 après des litiges avec des propriétaires fonciers, prolonge la congestion pour les projets du sud de la NSW, incitant les développeurs à ajouter des batteries sur site pour décaler la production dans le temps.[4]TransGrid, "Mise à jour du projet HumeLink septembre 2025," transgrid.com.au
Opposition des communautés retardant les parcs éoliens et les routes des interconnecteurs haute tension
Le tracé de 190 km de VNI West à travers le district occidental de Victoria fait face à une résistance organisée en raison des impacts visuels et sur l'utilisation des terres, prolongeant les approbations environnementales de 18 mois. La Western Renewables Link a glissé de 6 ans car les conseils municipaux exigent un câblage souterrain qui triplerait les coûts du projet dans le cadre des réglementations actuelles. HumeLink a rencontré des litiges avec 70 propriétaires fonciers, forçant des acquisitions obligatoires et des recours juridiques qui ont ajouté 12 à 18 mois aux calendriers. Le Conseil australien de l'énergie propre a introduit un système volontaire de notation des développeurs en 2024, mais l'application limitée contraint sa capacité à résoudre l'opposition locale. L'examen des coûts de l'AER en 2025 montre que les conflits communautaires ajoutent désormais 25 à 55 % aux budgets des lignes aériennes, rendant les coûts de licence sociale comparables à l'inflation des matières premières.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par source d'énergie : les énergies renouvelables captent 58 % de part alors que les retraits du charbon s'accélèrent
Les énergies renouvelables détenaient 58,2 % de la part du marché de l'énergie en Australie en 2025 et se développent à un TCAC de 13,9 %, ajoutant 3 à 4 GW de solaire et 1 à 2 GW d'éolien annuellement, tandis que les batteries à grande échelle atteignent 4 GW dans le cadre des attributions du RIC. Le solaire photovoltaïque domine les ajouts grâce au portefeuille de 1 200 MW de Snowy Hydro et au projet Riverina de 400 MW de Lightsource bp, tous deux sécurisés par des contrats d'achat d'énergie d'entreprise à long terme. La croissance éolienne se concentre dans le projet Goyder South Phase 2 de 460 MW de Neoen, le périmètre MacIntyre de 1 026 MW de CleanCo et le parc éolien offshore proposé Star of the South de 2 200 MW, qui élargira la diversité des ressources si les goulots d'étranglement portuaires sont résolus. L'hydroélectricité reste stable autour de 8 GW, avec le pompage-turbinage de 2 200 MW de Snowy 2.0 et la Batterie de la Nation de Tasmanie représentant les rares grands ajouts. Les centrales à gaz à pointe telles que Kurri Kurri et Tallawarra B fournissent de la flexibilité mais font face à des prix de combustible moyennant 10 à 14 AUD/GJ en 2024-2025, réduisant l'économie de dispatchabilité par rapport aux batteries se chargeant à des prix négatifs de midi.
Les politiques d'émissions à long terme continuent d'orienter les investissements vers les technologies zéro carbone, mais les exigences de soutien imposent une hybridation. La taille du marché de l'énergie en Australie allouée aux batteries devrait passer de 5 GW en 2026 à 27 GW d'ici 2050, tandis que la capacité charbon se retire par tranches de 1 à 2 GW à mesure qu'Eraring, Yallourn et Collie sortent. Les complexes hybrides solaire-batterie comme le projet Silverland d'EkEnergy deviennent la norme pour gérer l'écrêtage et capter les revenus de contrôle de fréquence. L'éolien offshore pourrait ajouter jusqu'à 10 GW après 2033, diversifiant le mix de production une fois les obstacles liés à la chaîne d'approvisionnement et au transport d'électricité surmontés. La biomasse, la géothermie et le tidal restent en dessous de 1 % de la capacité en raison de ressources limitées et de coûts plus élevés. Le nucléaire reste interdit, et même en cas de changement de politique, les petits réacteurs modulaires n'arriveraient pas avant la fin des années 2030.
Par utilisateur final : les services publics dominent mais le segment résidentiel croît le plus rapidement
Les services publics commandaient 71,6 % de la taille du marché de l'énergie en Australie en 2025 grâce à leur possession de portefeuilles de production à grande échelle et de vente au détail, AGL, Origin et EnergyAustralia captant 70 % des clients résidentiels et des petites entreprises. Les producteurs intégrés couvrent leurs positions en ajoutant des batteries de 500 à 700 MW sur les sites de centrales au charbon fermées pour protéger leur part de marché dispatchable. Le segment résidentiel se développe à un TCAC de 10,0 % alors que le solaire en toiture passe de 25 GW en 2025 à 87 GW d'ici 2050, soutenu par 1,4 GW de batteries domestiques participant à des centrales électriques virtuelles visant 1 000 MW d'ici 2030. Les utilisateurs commerciaux et industriels déploient des actifs derrière le compteur via des contrats d'énergie en tant que service de Zen Energy et Flow Power, réduisant leurs factures de 10 à 15 % tout en évitant les dépenses d'investissement.
Les entreprises minières sont désormais des auto-producteurs importants ; le pipeline de 2 à 3 GW de Fortescue et le micro-réseau solaire-batterie de BHP Nickel West montrent comment les énergies renouvelables sur site couvrent le risque lié au carbone et aux prix des combustibles. Les centres de données ont généré 526 MW de nouvelle charge contractée en 2025, un chiffre qui devrait tripler d'ici 2030 si les prévisions de charge de travail liée à l'IA se confirment. Les services publics répondent en agrégeant des ressources distribuées dans des centrales électriques virtuelles qui fournissent une réponse en fréquence et une réduction de la demande de gros, combinant actifs centralisés et distribués. Le Mécanisme de réponse à la demande de gros de l'AEMO, avec 200 MW inscrits, permet aux grandes installations de stockage frigorifique et de fabrication de monétiser leur flexibilité en lieu et place de la production, renforçant la diversification des usages finaux.
Analyse géographique
La Nouvelle-Galles du Sud accueille la plus grande part de la taille du marché de l'énergie en Australie à 35 % en 2025, grâce à son parc charbon historique et à 7,15 GW de droits d'accès aux énergies renouvelables, mais fait face au plus fort écrêtage jusqu'à l'entrée en service de HumeLink et VNI West. Victoria suit avec une part de 24 %, tirant parti de l'abondance de l'éolien terrestre et du projet offshore Star of the South de 2 200 MW prévu, qui pourrait fournir 9 % de la production du Marché national de l'électricité d'ici 2050 une fois construit. Le Queensland commande 23 % de la capacité et mène l'adoption du solaire en toiture, tandis que la ligne de transport d'électricité CopperString 2.0 reliant les ressources du Nord du Queensland au MNE débloque du solaire et de l'éolien à grande échelle supplémentaires.
L'Australie-Méridionale illustre une forte pénétration des énergies renouvelables, couvrant 70 % de la demande diurne par le solaire en toiture en 2024 et enregistrant des prix négatifs dans 40 % des intervalles de midi au printemps, encourageant les batteries de 4 heures et les compensateurs synchrones à stabiliser la fréquence. L'Australie-Occidentale exploite un réseau isolé où le calendrier de retrait du charbon de Synergy et la batterie Collie de 900 MW de Neoen définissent une feuille de route pour une décarbonation rapide. La Tasmanie, déjà dominée par l'hydroélectricité, se positionne comme une batterie de la nation grâce à la liaison Marinus et aux nouveaux réseaux de pompage-turbinage, exportant de l'énergie renouvelable soutenue vers les États continentaux.
Les zones régionales d'énergie renouvelable concentrent les investissements : Central-West Orana en NSW, Darling Downs dans le Queensland et Murray River en Victoria attribuent chacune un accès de plusieurs GW. Cependant, le transport d'électricité accuse 2 à 4 ans de retard, causant un écrêtage jusqu'à ce que les corridors du super-réseau atteignent la mise en service. Des zones éoliennes offshore au large de Gippsland et du Hunter sont en phase de faisabilité, promettant une diversification géographique loin de la congestion intérieure. Dans l'ensemble, la décarbonation géographique progresse de manière inégale, les États de l'Est étant alignés sur les objectifs tandis que l'Australie-Occidentale s'attaque indépendamment aux défis de soutien grâce à de grandes batteries et des compensateurs synchrones.
Paysage concurrentiel
Les trois premiers producteurs contrôlent environ 60 % de la capacité de production et 70 % des clients de détail, plaçant la concentration du marché de l'énergie en Australie à un niveau modéré. Les développeurs d'énergies renouvelables marchands tels que Neoen et Lightsource bp érodent les parts des acteurs établis en signant des contrats d'achat d'énergie à long terme avant la construction, isolant les rendements de la volatilité des prix de gros. Les entités publiques, notamment CleanCo Queensland et Snowy Hydro, développent des portefeuilles d'énergies renouvelables guidés par la politique plutôt que par des objectifs de profit trimestriels.
Le repositionnement stratégique est évident. AGL a mis hors service la centrale au charbon de Liddell en 2023 et installé une batterie de 500 MW sur le site pour arbitrer les prix négatifs de midi et les prix positifs du soir. L'acquisition d'Origin par Brookfield pour 18,7 milliards AUD aligne le capital d'infrastructure mondial sur une transition de plusieurs décennies, permettant des investissements accélérés dans les batteries en dehors des contraintes des marchés publics. EnergyAustralia a mis en service la centrale à pointe Tallawarra B de 316 MW prête pour l'hydrogène, démontrant une capacité de secours flexible tout en planifiant la batterie Wooreen de 350 MW pour équilibrer la montée des énergies renouvelables.
Les perturbateurs adoptent des modèles à faible intensité d'actifs. Zen Energy regroupe le solaire en toiture, les batteries et les logiciels de réponse à la demande pour les clients commerciaux, maintenant les dépenses d'investissement hors bilan et ajoutant des revenus de services réseau. Flow Power permet une tarification de passage en temps réel au prix de gros associée à des actifs derrière le compteur, offrant des économies de 10 à 15 %. Les opportunités dans les espaces blancs se concentrent sur le stockage de longue durée au-delà de 8 heures, l'éolien offshore et l'agrégation de centrales électriques virtuelles. Les investisseurs visent des projets de stockage à flux de fer et de pompage-turbinage de 8 à 12 heures pour faire face aux périodes de calme de plusieurs jours que les batteries au lithium de 4 heures ne peuvent pas soutenir.
Leaders du secteur de l'énergie en Australie
AGL Energy Ltd.
Origin Energy Ltd.
EnergyAustralia Holdings
Snowy Hydro Ltd.
Alinta Energy Pty Ltd.
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Développements récents du secteur
- Décembre 2025 : Vestas Wind Systems A/S, fabricant danois d'éoliennes, a obtenu une commande de Tilt Renewables. La commande porte sur le parc éolien Waddi de 108 MW situé dans la région de Wheatbelt en Australie-Occidentale. Dans le cadre de l'accord, Vestas fournira et installera 18 unités de ses turbines de la plateforme V162-6,0 MW EnVentus.
- Décembre 2025 : SPIE, acteur européen de premier plan dans les services multi-techniques couvrant les infrastructures énergétiques et les communications, a conclu un accord pour acquérir Worley Power Services, une division du Worley Group.
- Décembre 2025 : Samsung C&T, la division construction du groupe Samsung, a annoncé que son partenariat avec DT Infrastructure en Australie a remporté un contrat d'une valeur de 940 millions de wons (environ 635,7 millions USD) pour la construction d'installations de transport d'électricité haute tension en Australie.
- Décembre 2025 : Canadian Solar Inc. a révélé que sa filiale majoritaire CSI Solar Co., Ltd., via son unité commerciale e-STORAGE, fournira un système important de stockage d'énergie par batterie à Vena Energy.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définitions du marché et couverture principale
Notre étude définit le marché de l'électricité en Australie comme la capacité totale de production d'électricité connectée au réseau, incluant le charbon, le gaz naturel, le pétrole, l'hydroélectricité, le solaire PV, l'éolien, la biomasse et d'autres sources mineures, exprimée en gigawatts et disponible pour répondre aux besoins industriels, commerciaux, résidentiels ou de stockage.
Exclusion du périmètre : les groupes électrogènes diesel autonomes alimentant des sites miniers ou de construction isolés sans exportation vers le réseau public sont hors de ce périmètre.
Aperçu de la segmentation
- Par source d'énergie
- Thermique (charbon, gaz naturel, pétrole et diesel)
- Nucléaire
- Énergies renouvelables (solaire, éolien, hydroélectricité, géothermie, biomasse et déchets, tidal)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Commercial et industriel
- Résidentiel
- Par niveau de tension de transport et distribution (analyse qualitative uniquement)
- Transport haute tension (supérieur à 230 kV)
- Sous-transport (69 à 161 kV)
- Distribution moyenne tension (13,2 à 34,5 kV)
- Distribution basse tension (jusqu'à 1 kV)
Méthodologie de recherche détaillée et validation des données
Recherche primaire
Les analystes de Mordor ont mené des entretiens structurés avec des planificateurs de réseau, des fournisseurs de services de réseau, des équipementiers, des développeurs de projets renouvelables et des installateurs leaders de panneaux solaires en toiture en Nouvelle-Galles du Sud, au Queensland, en Victoria et en Australie-Occidentale. Les informations sur les calendriers de montée en puissance réalistes, les facteurs de capacité moyens et les attentes en matière de marge de réserve ont affiné les hypothèses issues du travail documentaire.
Recherche documentaire
La collecte initiale d'informations s'est appuyée sur des ensembles de données publiques du Department of Climate Change, Energy, the Environment and Water, de l'Australian Energy Market Operator et du Clean Energy Council, qui répertorient la composition du parc, les retraits et les ajouts planifiés. Selon Mordor Intelligence, ces données de référence ont été recoupées avec les statistiques de l'International Energy Agency et les annonces d'installations capturées via Dow Jones Factiva.
Un second balayage a exploité D&B Hoovers pour les dépôts d'entreprises, les enregistrements d'expéditions douanières sur Volza pour les entrées de turbines et de panneaux, ainsi que les documents parlementaires clarifiant les calendriers politiques.
Ces exemples illustrent le socle open source soutenant nos chiffres ; de nombreux autres documents ont été examinés avant que les données ne soient finalisées.
Dimensionnement du marché et prévisions
Une construction descendante convertit les perspectives de demande de l'AEMO en besoins de capacité ; des listes de projets échantillonnées fournissent ensuite une vérification ascendante qui ajuste les totaux. Cinq empreintes de marché — le calendrier de retrait du charbon, le volume annuel d'appels d'offres renouvelables, les facteurs d'installation pondérés par la capacité, la croissance de la demande liée au PIB et la marge de réserve système requise — alimentent une régression multivariée qui projette chaque facteur jusqu'en 2030. Les résultats sont réconciliés avec les synthèses des fournisseurs avant que Mordor ne finalise la référence.
Cycle de validation des données et de mise à jour
Les résultats passent par deux niveaux de révision analytique ; les signaux d'écart déclenchent de nouveaux appels avec les contacts du marché, et tout changement de politique significatif entraîne une actualisation intermédiaire. Les rapports sont reconstruits tous les douze mois, et un analyste réexécute le modèle juste avant la publication afin que les clients reçoivent notre dernière analyse.
Pourquoi notre référence sur le marché de l'électricité en Australie inspire confiance
Les estimations publiées divergent souvent parce que les entreprises suivent des métriques différentes, appliquent des périmètres variés ou actualisent leurs modèles selon des calendriers contrastés.
La rigueur du périmètre de Mordor, ses projections basées sur les facteurs déterminants et sa reconstruction annuelle réduisent ces écarts pour les décideurs.
Comparaison de référence
| Taille du marché | Source anonymisée | Principal facteur d'écart |
|---|---|---|
| 121,79 GW (2025) | Mordor Intelligence | - |
| 277,10 TWh (2024) | Regional Consultancy A | Mesure l'électricité produite, et non la capacité installée ; inclusion limitée des compteurs en aval |
| USD 41,6 Md (2024) | Industry Publisher B | Valorise les ventes d'électricité, mélange les revenus de production et de combustible |
| 51,41 GW (2024) | Trade Journal C | Comptabilise uniquement les actifs renouvelables, exclut les centrales au charbon et au gaz |
Pris dans leur ensemble, la comparaison montre que nos variables transparentes, notre cadence de mise à jour fréquente et nos vérifications combinant approches descendante et ascendante fournissent une référence équilibrée et traçable sur laquelle les acheteurs peuvent s'appuyer.
Questions clés auxquelles le rapport répond
Quelle est la taille du marché de l'énergie en Australie en 2026 et quelle croissance est attendue d'ici 2031 ?
Quelle est la taille du marché de l'énergie en Australie en 2026 et quelle croissance est attendue d'ici 2031 ?
Quelle part de la production le solaire en toiture fournit-il à midi en Australie-Méridionale ?
Les systèmes en toiture ont couvert 70 % de la demande de l'État durant les intervalles de midi au printemps 2024.
Quelle technologie de stockage comble les lacunes de soutien sur plusieurs jours au-delà de 2030 ?
L'hydroélectricité par pompage, comme le projet Snowy 2.0 de 2 200 MW, offre 175 heures de décharge, dépassant les limites des batteries de 4 heures.
Pourquoi les contrats d'achat d'énergie d'entreprise sont-ils tarifés en dessous des moyennes de gros ?
Les entreprises minières et les centres de données concluent des contrats de 15 à 20 ans, échangeant le risque de volume contre des remises de prix de 10 à 20 AUD/MWh.
Quelles sont les perspectives pour la capacité charbon en Australie après 2029 ?
Les principales centrales Eraring, Yallourn et Collie sont programmées pour être mises hors service, réduisant la capacité charbon de 1 à 2 GW chaque année.
À quelle vitesse la capacité solaire à grande échelle se développe-t-elle sur le marché de l'énergie en Australie ?
Les ajouts solaires atteignent en moyenne 3 à 4 GW par an jusqu'en 2031, portés par les contrats d'achat d'énergie d'entreprise et les incitations du LRET.
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