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

Der WEM funktioniert als wettbewerbsorientierter Energie- und Kapazitätsmarkt, der eine zuverlässige Versorgung in einem langen, isolierten Netz ohne bundesstaatliche Verbindungen gewährleisten soll. Daher sind Marktdesign, Preismechanismen und Kapazitätsrahmen entscheidend für die Systemsicherheit.

In diesem Artikel erläutern wir den Aufbau des WEM, wie Kapazität bewertet und zugeteilt wird und was diese Mechanismen für teilnehmende Anlagen im heutigen System 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 Erzeugungsmixes aus.
• Die Kapazität von Batteriespeichern hat sich in den letzten 12 Monaten verdoppelt und erreichte im Dezember 2025 1,4 GW.
• Erzeuger erzielen Einnahmen sowohl aus dem Energie- als auch aus dem Kapazitätsmarkt.

Der WEM ist der größte Energiemarkt in Westaustralien

Der WEM agiert als Ein-Regionen-Markt mit einem Großhandelspreis, der sich auf das Lastzentrum Perth konzentriert. Er reicht nach Norden bis Kalbarri, nach Süden bis Albany und nach Osten bis Kalgoorlie und deckt damit den Großteil der Bevölkerung und des Strombedarfs Westaustraliens ab.

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

Der WEM ist deutlich kleiner als der NEM mit einer maximalen operativen Nachfrage von etwa 4,4 GW. Es gibt sowohl Sommer- als auch Winterspitzen. Die Sommernachfrage ist höher, da Klimaanlagen zu einem starken Anstieg am späten Nachmittag führen. Die Winterspitze ist niedriger, bleibt aber aufgrund von Heizung und längerer Abendnachfrage länger bestehen.

Das System versorgt auch große industrielle Verbraucher aus den Bereichen Bergbau, Mineralverarbeitung, Gasproduktion und -export. Wichtige Nutzer sind Aluminiumraffinerien, Mineralverarbeitungsanlagen und andere energieintensive Betriebe. Der industrielle Verbrauch macht etwa 40–45 % der jährlichen operativen Nachfrage im SWIS aus.

Thermische Erzeugung deckt den Großteil dieser Nachfrage, jedoch hat sich der Mix in den letzten Jahren zunehmend in Richtung erneuerbare Energien verschoben.

Rund 60 % der Nachfrage im WEM werden durch thermische Erzeugung gedeckt

Der Kraftwerkspark umfasst 1,2 GW Steinkohlekraftwerke und 3,4 GW Gaskraftwerke, die zusammen den Großteil der regelbaren Versorgung stellen. Photovoltaik auf Hausdächern ist die größte Quelle erneuerbarer Kapazität mit etwa 3 GW und kann bei günstigen Bedingungen bis zu 80 % der Grundlast abdecken.

Solarenergie im Versorgungsmaßstab ist weiterhin begrenzt, während Windenergie den Großteil der erneuerbaren Großproduktion liefert. Das System umfasst inzwischen mehrere große Batteriespeicheranlagen (>100 MW), alle mit vier Stunden Speicherdauer, abgesehen von der ersten Pilotanlage.

In den nächsten zehn Jahren sollen fast 1,7 GW thermische Erzeugung aus dem SWIS ausscheiden, einschließlich der gesamten Kohleflotte. Im WEM ESOO 2025 plant AEMO die Stilllegung aller verbleibenden Kohleeinheiten bis Ende 2029, um das Ziel des Bundesstaates zu erreichen, bis 2030 alle staatlichen Kohlekraftwerke vom Netz zu nehmen.

Großspeicher werden eine zentrale Rolle beim Kohleausstieg und der Aufrechterhaltung der Systemsicherheit spielen.

Der Markt: Erzeuger erzielen Einnahmen aus dem Echtzeit- und dem Kapazitätsmarkt

Der WEM arbeitet mit zwei zentralen Marktmechanismen: einem Echtzeit-Energiemarkt (Balancing Market) und einem jährlichen Kapazitätsmarkt (Reserve Capacity Mechanism). Der Balancing Market steuert Dispatch und Preisbildung alle fünf Minuten, um Angebot und Nachfrage in Echtzeit auszugleichen. Der Kapazitätsmarkt sichert ausreichend Kapazität zur Deckung der prognostizierten Spitzenlast. Zusammen koordinieren diese Mechanismen den kurzfristigen Systembetrieb und die langfristige Zuverlässigkeit.

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

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

AEMO betreibt den Markt mit der WEM-Dispatch Engine (WEM-DE), die Angebot und Nachfrage im 5-Minuten-Raster abwickelt. Dies ist als Balancing Market bekannt. Die WEM-DE nutzt eine ähnliche Dispatch-Methodik wie die NEM-Version (NEM-DE), indem sie Balancing Market und Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS) gemeinsam optimiert und dabei Gebote, Netzrestriktionen und Netzsicherheit berücksichtigt.

Seit Dezember 2025 liegt der Preisboden im Balancing Market bei –1.000 $/MWh, das Preislimit bei 1.000 $/MWh. AEMO passt das Limit jedoch je nach Marktbedingungen dynamisch um ±100 $/MWh an.

Die Kombination aus niedrigem Preislimit und moderater Nachfrage bedeutet, dass der Markteintritt großer Batteriespeicher die Volatilität deutlich gedämpft hat. Kwinana war die erste Batterie, die im Mai 2023 ans Netz ging und diese Entwicklung einleitete. Dennoch haben das rasche Wachstum von Photovoltaik auf Dächern und mehrere Kohleausfälle die Wirkung abgeschwächt und 2024 zu hoher Volatilität geführt.

Die Inbetriebnahme von Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) und Collie 1 (219 MW / 877 MWh) Ende 2024 hat die Spreads erheblich komprimiert und Arbitragemöglichkeiten im Balancing Market eingeschränkt.

Die Frequenzregelung erfolgt über den FCESS-Markt

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

• 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-Markt umfasst drei Zeitrahmen: Fast Contingency Reserve (6 Sekunden), Slow Contingency Reserve (60 Sekunden) und Delayed Contingency Reserve (5 Minuten).

Es gibt zudem einen System Restart Service, den AEMO im Rahmen der ESM-Regeln vertraglich absichert.

Der Reserve Capacity Mechanism vergibt Kapazitätsgutschriften für Spitzen- und flexible Dienste

Ein niedriger Preisdeckel begrenzt die Energiepreisvolatilität, daher benötigen Erzeuger eine zusätzliche Einnahmequelle. Diese bietet der Kapazitätsmarkt. AEMO führt den Kapazitätszyklus von Oktober bis September durch und beschafft Kapazität zwei Jahre im Voraus.

Anlagen erhalten monatliche Zahlungen für die Bereitstellung ihrer Kapazität. Diese Zahlungen werden durch mehrere Faktoren bestimmt, wobei der Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP) der erste ist.

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 O&M, Brennstoffkosten, Versicherungen und Kostensteigerungen. Zuvor nutzte AEMO eine 160 MW OCGT als Referenz, aber im September 2025 wurde auf eine 200 MW / 1.200 MWh Lithium-Ionen-Batterie umgestellt (vorher 200 MW / 800 MWh).

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

In jedem Kapazitätszyklus gibt AEMO die benötigte Kapazität sowohl für Spitzen- als auch für flexible (lang andauernde) Dienste vor. Anschließend werden Kapazitätsgutschriften auf Basis mehrerer Kriterien zugewiesen (siehe unten). Das Verhältnis der zugewiesenen Gutschriften zum Ziel bildet den BRCP-Multiplikator. Es gibt getrennte Multiplikatoren für Spitzen- und flexible Kriterien. Wird mehr Kapazität zugewiesen als benötigt, fällt der RCP unter den BRCP, wie von 2005–2024 zu beobachten. Bei Unterdeckung ist das Gegenteil der Fall.

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

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

Batterien mit kürzerer Dauer können das gesamte Fenster nicht absichern und erhalten daher nicht die volle Gutschrift. Effizienzverluste und Degradation können die FCC zusätzlich verringern.

Dieses System schafft Anreize, Batteriespeicher im WEM mit mindestens 6 Stunden Dauer zu bauen, um den Kapazitätsmarktwert zu maximieren.

Anlagen erhalten Peak Capacity Credits je nach Beitrag zur Reduzierung des Loss of Load-Risikos

Peak Capacity Credits (PCC) werden entsprechend der erwarteten Verfügbarkeit einer Anlage während Zeiträumen mit erhöhtem Loss of Load Probability (LOLP) zugeteilt. AEMO führt probabilistische Modellierungen durch, um Intervalle mit dem höchsten Risiko für nicht bediente Energie zu identifizieren und bewertet dann, wie jede Anlage zur Risikoreduzierung beitragen kann.

Diese Bewertung berücksichtigt Ausfallraten, erwartete Einsatzfähigkeit, Netzrestriktionen und technologiespezifische Leistungsannahmen. Der resultierende Beitrag bestimmt die Anzahl der der Anlage zugewiesenen PCCs.

Das Netz: Die Struktur des SWIS und seiner Hauptregionen

Obwohl das SWIS relativ klein ist, ist es in 11 Hauptregionen für Erzeugung und Verbrauch unterteilt, die jeweils ihre eigene Erzeugungsstruktur und Netzcharakteristik aufweisen.

Eine Übersicht der wichtigsten Regionen:

• Norden (North Country, Mid West): Hoher Anteil erneuerbarer Energien, aber durch das Netz stark limitiert, mit mehreren großen Bergbaulasten in der Region.
• Südwesten (Collie, Bunbury, Muja): Das Systemstärkegerüst des Netzes, historisch von Kohle dominiert und nun im Übergang zu Großbatterien und Backup-Kapazitäten, neben großer Aluminiumverarbeitung.
• Metro / Kwinana (Perth Metro, Kwinana Industriegebiet): Das Nachfrageschwerpunktgebiet mit starker Netzinfrastruktur und der höchsten Konzentration an Gaskraftwerken und Batteriespeichern.
• Südosten (Great Southern, östlicher Goldfields-Rand): Begrenzte Netzkapazität mit langen Übertragungsleitungen und erheblichem industriellen Bedarf aus der Agrarverarbeitung.

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

Transmission Loss Factors (TLFs) kombinieren die Marginal und Distribution Loss Factors einer Anlage und quantifizieren die Verluste auf der marginalen Energieeinheit vom Erzeuger bis zum Verbrauchsort. Diese werden direkt auf die Einnahmen der Anlage angewendet.

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

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

Der WEM befindet sich in einer Phase rascher struktureller Veränderungen. Kohleausstiege, steigender Anteil erneuerbarer Energien und die zunehmende Bedeutung von Batteriespeichern verändern sowohl den operativen Betrieb als auch die Erlöspfade. Balancing Market, FCESS und Kapazitätsmarkt spielen jeweils eine eigene Rolle bei der Koordinierung von Zuverlässigkeit und Systemsicherheit.

Mit dem Übergang zu einem erneuerbar dominierten Erzeugungsmix wird Speichertechnologie zentral für Versorgungssicherheit, Frequenzstabilität und Flexibilität. Das Verständnis der Wechselwirkungen zwischen Marktdesign und technologischen Fähigkeiten des WEM wird für Investoren, Entwickler und politische Entscheidungsträger entscheidend sein, wenn das SWIS in seine nächste Entwicklungsphase eintritt.