Der Wholesale Electricity Market (WEM) ist der größte Strommarkt Westaustraliens und deckt das gesamte South West Interconnected System ab. Er erstreckt sich über 260.000 Quadratkilometer und versorgt mehr als 1,2 Millionen Haushalte und Unternehmen.

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Der WEM ist ein wettbewerbsorientierter Energie- und Kapazitätsmarkt, der eine zuverlässige Versorgung in einem langen, isolierten Netz ohne Verbindungen zu anderen Bundesstaaten sicherstellt. Daher sind Marktdesign, Preisbildungsmechanismen und Kapazitätsrahmen zentral für die Systemsicherheit.

In diesem Artikel erläutern wir den Aufbau des WEM, wie Kapazität bewertet und zugeteilt wird und was diese Mechanismen für die heute am System teilnehmenden Anlagen bedeuten.

Zusammenfassung:

• Der WEM ist ein Ein-Regionen-Markt mit einem Großhandelspreis und deckt den Großteil des Strombedarfs in Westaustralien ab.
• Thermische Erzeugung macht 60 % des Kraftwerksparks aus.
• Die Speicherkapazität von Batterien hat sich in den letzten 12 Monaten verdoppelt und erreichte im Dezember 2025 1,4 GW.
• Erzeuger erzielen Umsätze sowohl am Energie- als auch am Kapazitätsmarkt.

Der WEM ist der größte Energiemarkt Westaustraliens

Der WEM funktioniert als Ein-Regionen-Markt mit einem Großhandelspreis, der auf das Lastzentrum Perth ausgerichtet ist. Er erstreckt sich von Kalbarri im Norden über Albany im Süden bis Kalgoorlie im Osten und umfasst den Großteil der Bevölkerung und des Strombedarfs Westaustraliens.

Das WEM-Netz, auch bekannt als South West Interconnected System (SWIS), umfasst mehr als 8.000 km Übertragungsleitungen und 90.000 km Verteilnetze und verbindet rund 1,2 Millionen Haushalte und Unternehmen. Dieses Netz ermöglicht einen vielfältigen Erzeugungsmix und bildet die Grundlage für den Dispatch, die Abrechnung und die Zuverlässigkeit im WEM.

Der WEM ist deutlich kleiner als der NEM und weist eine maximale Last von etwa 4,4 GW auf. Es gibt sowohl Sommer- als auch Winterspitzen. Die Sommerlastspitzen sind höher, da Klimaanlagen den Bedarf am späten Nachmittag stark erhöhen. Die Winterspitze ist zwar niedriger, hält aber länger an, bedingt durch Heizungen und längeren Abendbedarf.

Im System gibt es zudem große industrielle Verbraucher aus den Bereichen Bergbau, Mineralverarbeitung, Gasproduktion und -export. Zu den wichtigsten Abnehmern zählen Aluminiumraffinerien, Mineralverarbeitungsanlagen und weitere energieintensive Betriebe. Der Industrieanteil macht etwa 40–45 % des jährlichen Strombedarfs im SWIS aus.

Der Großteil dieses Bedarfs wird durch thermische Erzeugung gedeckt, doch in den letzten Jahren verschiebt sich der Mix zunehmend hin zu erneuerbaren Energien.

Thermische Erzeugung deckt rund 60 % des Bedarfs im WEM

Der Kraftwerkspark umfasst 1,2 GW Steinkohle und 3,4 GW Gaskraftwerke, die zusammen den Großteil der regelbaren Erzeugung stellen. Photovoltaik auf Hausdächern ist mit rund 3 GW die größte erneuerbare Kapazität und kann bei günstigen Bedingungen bis zu 80 % des Bedarfs decken.

Großflächige Solarparks sind bislang begrenzt, während Windkraft den größten Teil der erneuerbaren Netz-Einspeisung liefert. Das System umfasst inzwischen mehrere große Batteriespeicher (>100 MW), alle mit einer Dauer von vier Stunden – mit Ausnahme der ersten Pilotanlage.

In den nächsten zehn Jahren werden voraussichtlich fast 1,7 GW thermische Erzeugung aus dem SWIS ausscheiden, darunter die gesamte Kohleflotte. Laut dem WEM ESOO 2025 von AEMO sollen alle verbleibenden Kohlekraftwerke bis Ende 2029 stillgelegt werden, um das Ziel des Staates für den Ausstieg aus staatlicher Kohle bis 2030 zu erreichen.

Großspeicher werden eine zentrale Rolle beim Kohleausstieg und für die Systemsicherheit spielen.

Der Markt: Erzeuger erzielen Erlöse am Echtzeit- und am Kapazitätsmarkt

Im WEM gibt es zwei zentrale Marktmechanismen: einen Echtzeit-Energiemarkt (Balancing Market) und einen jährlichen Kapazitätsmarkt (Reserve Capacity Mechanism). Der Balancing Market steuert Dispatch und Preisbildung alle fünf Minuten und hält so Angebot und Nachfrage in Echtzeit im Gleichgewicht. Der Kapazitätsmarkt stellt sicher, dass ausreichend Kapazität für prognostizierte Spitzenlasten bereitsteht. Beide Mechanismen koordinieren gemeinsam den kurzfristigen Betrieb und die langfristige Zuverlässigkeit des Systems.

Dieses Rahmenwerk mündet in den Balancing Market, der die Echtzeit-Dispatch und Preisbildung steuert.

Der Balancing Market gleicht Angebot und Nachfrage im Fünf-Minuten-Takt aus

AEMO betreibt den Markt mit der WEM-Dispatch Engine (WEM-DE), die Angebot und Nachfrage im 5-Minuten-Raster abrechnet. Dies ist der sogenannte Balancing Market. Die Dispatch-Methodik ähnelt der im NEM (NEM-DE): Es erfolgt eine Kooptimierung zwischen Balancing Market und Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), wobei Gebote, Netzengpässe und Systemsicherheit berücksichtigt werden.

Im Dezember 2025 liegt der Preisboden im Balancing Market bei –1.000 $/MWh, die Preisobergrenze bei 1.000 $/MWh. AEMO passt die Obergrenze jedoch dynamisch um ±100 $/MWh an die Marktbedingungen an.

Die Kombination aus niedriger Preisobergrenze und moderater Nachfrage hat dazu geführt, dass der Markteintritt großer Batteriespeicher die Volatilität deutlich gedämpft hat. Kwinana war im Mai 2023 die erste Batterie am Netz und leitete diese Entwicklung ein. Dennoch haben das schnelle Wachstum von PV-Dachanlagen und mehrere Kohleausfälle die Wirkung abgeschwächt und 2024 für hohe Volatilität gesorgt.

Mit der Inbetriebnahme von Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) und Collie 1 (219 MW / 877 MWh) Ende 2024 wurden die Spreads deutlich komprimiert, wodurch sich Arbitragemöglichkeiten im Balancing Market verringerten.

Frequenzregelung erfolgt über den FCESS-Markt

AEMO betreibt fünf Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), die die Systemfrequenz bei 50 Hz halten sollen:

• Regulation Raise (>49,95 Hz)
• Regulation Lower (<50,05 Hz)
• Contingency Reserve Raise (<49,95 Hz)
• Contingency Reserve Lower (>50,05 Hz)
• Rate of Change of Frequency (RoCoF) Control Service

Der Contingency Reserve Market arbeitet mit drei Zeithorizonten: Fast Contingency Reserve (6 Sekunden), Slow Contingency Reserve (60 Sekunden) und Delayed Contingency Reserve (5 Minuten).

Zusätzlich gibt es einen System Restart Service, für den AEMO im Rahmen der ESM Rules Verträge abschließt.

Der Reserve Capacity Mechanism vergibt Gutschriften für Spitzen- und flexible Kapazitätsdienste

Da die Preisobergrenze niedrig ist und die Preisvolatilität begrenzt, benötigen Erzeuger eine weitere Einnahmequelle – diese bietet der Kapazitätsmarkt. AEMO führt den Kapazitätszyklus von Oktober bis September durch und beschafft Kapazitäten mit zwei Jahren Vorlauf.

Anlagen erhalten monatliche Zahlungen für die Bereitstellung ihrer Kapazität. Die Höhe richtet sich unter anderem nach dem Benchmark Reserve Capacity Price.

Eine 200 MW / 1200 MWh Batterie bestimmt den Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP)

AEMO und die Economic Regulation Authority definieren den BRCP als die jährlichen Kapitalkosten pro Megawatt einer Referenztechnologie. Dazu zählen auch fixe Betriebs- und Wartungskosten, Brennstoffkosten, Versicherungen und Kostensteigerungen. Zuvor nutzte AEMO eine 160 MW OCGT als Referenz, ab September 2025 wurde auf eine 200 MW / 1.200 MWh Lithium-Ionen-Batterie umgestellt (zuvor 200 MW / 800 MWh).

Der Markt setzt den Reserve Capacity Price (RCP) als Multiplikator zwischen 0,5 und 1,5 des BRCP fest; dieser Preis bestimmt die Kapazitätszahlungen.

In jedem Kapazitätszyklus legt AEMO die erforderliche Kapazität für Spitzen- und flexible (langfristige) Dienste fest. Anschließend werden Kapazitätsgutschriften basierend auf verschiedenen Kriterien zugewiesen (siehe unten). Das Verhältnis der zugeteilten Gutschriften zum Zielwert bildet den BRCP-Multiplikator. Es gibt separate Multiplikatoren für Spitzen- und flexible Kriterien. Wird mehr Kapazität zugewiesen als benötigt, fällt der RCP unter den BRCP (wie 2005–2024). Bei Unterdeckung steigt der RCP über den BRCP.

Anlagen erhalten Flexible Capacity Credits (FCC) je nach Fähigkeit, ein Sechs-Stunden-Fenster abzudecken

AEMO definiert einen sechsstündigen Abendblock (Electric Storage Resources Obligation Interval), der die Kriterien für FCC setzt. Anlagen, die das gesamte Intervall abdecken, erhalten die maximale FCC für ihre akkreditierte Kapazität.

Batterien mit kürzerer Dauer können das gesamte Zeitfenster nicht abdecken und erhalten daher keine volle Gutschrift. Effizienzverluste und Degradation können die FCC zusätzlich reduzieren.

Dieses System schafft einen Anreiz, Batteriespeicher im WEM mit mindestens sechs Stunden Dauer zu errichten, um den Kapazitätsmarktwert zu maximieren.

Anlagen erhalten Peak Capacity Credits je nach Beitrag zur Verringerung des Ausfallrisikos

Peak Capacity Credits (PCC) werden basierend auf der erwarteten Verfügbarkeit einer Anlage in Zeiten mit erhöhter Loss of Load Probability (LOLP) vergeben. AEMO nutzt probabilistische Modellierung, um Zeiträume mit dem höchsten Risiko für unversorgte Energie zu identifizieren und bewertet dann den Beitrag jeder Anlage zur Risikoreduktion.

Bei der Bewertung werden Ausfallraten, erwartete Dispatch-Fähigkeit, Netzengpässe und technologiespezifische Annahmen berücksichtigt. Daraus ergibt sich die Anzahl der einer Anlage zugewiesenen PCC.

Das Netz: Aufbau des SWIS und seiner wichtigsten Teilregionen

Obwohl das SWIS relativ klein ist, ist es in 11 Hauptregionen für Erzeugung und Last unterteilt – jede mit eigenem Erzeugungsmix und Übertragungsmerkmalen.

Kurzübersicht der wichtigsten Regionen:

• Norden (North Country, Mid West): Hoher Anteil an erneuerbaren Energien, aber starke Netzeinschränkungen und mehrere große Bergbaulasten.
• Südwesten (Collie, Bunbury, Muja): Das Rückgrat der Netzstabilität, traditionell dominiert von Kohle und nun im Übergang zu Großbatterien und Flexibilitätslösungen, neben bedeutender Aluminiumverarbeitung.
• Metropolregion / Kwinana (Perth Metro, Kwinana Industrial Area): Das Nachfrageschwerpunktgebiet mit starker Netzinfrastruktur und der höchsten Konzentration an Gaskraftwerken und Batteriespeichern.
• Südosten (Great Southern, östlicher Goldfields-Rand): Begrenzte Einspeisekapazität, lange Übertragungsleitungen und erheblicher industrieller Bedarf durch Agrarverarbeitung.

Transmission Loss Factors und Network Access Quantities beeinflussen die Wirtschaftlichkeit von Anlagen

Transmission Loss Factors (TLF) kombinieren die Marginal- und Verteilungsverluste einer Anlage und quantifizieren die Verluste der marginalen Energieeinheit vom Erzeuger bis zum Verbraucher. Diese werden direkt auf die Erlöse der Anlage angewendet.

Network Access Quantities (NAQ) sind die maximalen Exportgrenzen, die ein Erzeuger ins Netz einspeisen kann. Eine Anlage kann nicht über ihre NAQ hinaus abgerechnet oder akkreditiert werden. Netzstudien legen die NAQs fest, indem sie bestimmen, wie viel Export das System sicher aufnehmen kann. Sie spiegeln auch das historische Curtailment-Schutzsystem Westaustraliens wider: Ältere „Foundation“-Erzeuger haben Vorrang, neue Teilnehmer nutzen den verbleibenden Spielraum.

Der Wandel des WEM hängt von Flexibilität, Zuverlässigkeit und Netzzugang ab

Der WEM steht vor einem raschen strukturellen Wandel. Kohleausstieg, wachsende erneuerbare Anteile und die zunehmende Bedeutung von Batteriespeichern verändern sowohl die Betriebsabläufe als auch die Erlöspfade. Balancing Market, FCESS und Kapazitätsmarkt spielen jeweils eine eigene Rolle bei der Koordination von Zuverlässigkeit und Systemsicherheit.

Mit dem Übergang zu einem erneuerbaren-dominierten Versorgungssystem wird Speicher zentral für Versorgungssicherheit, Frequenzstabilität und Flexibilität. Für Investoren, Projektentwickler und politische Entscheidungsträger wird es entscheidend sein, zu verstehen, wie das Marktdesign des WEM mit den technischen Möglichkeiten interagiert, wenn das SWIS in die nächste Entwicklungsphase eintritt.