El Mercado Mayorista de Electricidad (WEM) es el mercado eléctrico más grande de Australia Occidental, abarcando todo el Sistema Interconectado del Suroeste. Cubre más de 260,000 kilómetros cuadrados y abastece a más de 1.2 millones de hogares y empresas.

Guía gratuita de Modo EnergyAplicando IA en inversión y gestión de activos energéticos¿Quieres entender cómo funcionan los mercados eléctricos en Australia? Un manual práctico para utilizar herramientas de IA en tus equipos de inversión y operaciones energéticas, con consejos y trucos útiles que puedes aplicar de inmediato.Descarga la guía →

El WEM funciona como un mercado competitivo de energía y capacidad, diseñado para garantizar el suministro confiable en una red aislada y extensa, sin interconexiones interestatales. Por ello, el diseño del mercado, los mecanismos de precios y el marco de capacidad son fundamentales para mantener la seguridad del sistema.

En este artículo, explicamos cómo está estructurado el WEM, cómo se valora y asigna la capacidad, y qué implican estos mecanismos para los activos que participan actualmente en el sistema.

Resumen ejecutivo:

• El WEM es un mercado de una sola región con un único precio mayorista. Cubre la mayor parte de la demanda eléctrica de Australia Occidental.
• La generación térmica representa el 60% de la matriz de generación.
• La capacidad de almacenamiento en baterías se ha duplicado en los últimos 12 meses, alcanzando 1.4 GW en diciembre de 2025.
• Los generadores obtienen ingresos tanto del mercado de energía como del de capacidad.

El WEM es el mayor mercado energético de Australia Occidental

El WEM opera como un mercado de una sola región con un precio mayorista único, centrado en el área de carga de Perth. Se extiende al norte hasta Kalbarri, al sur hasta Albany y al este hasta Kalgoorlie, cubriendo a la mayoría de la población y la demanda eléctrica de Australia Occidental.

La red del WEM, comúnmente conocida como el Sistema Interconectado del Suroeste (SWIS), cuenta con más de 8,000 km de líneas de transmisión y 90,000 km de líneas de distribución, conectando aproximadamente a 1.2 millones de hogares y empresas. Esta red respalda una mezcla diversa de generación y es la base para el despacho, la liquidación y el marco de confiabilidad del WEM.

El WEM es considerablemente más pequeño que el NEM, con una demanda máxima operativa de unos 4.4 GW. Presenta picos tanto en verano como en invierno. Los picos de verano son más altos porque el uso de aire acondicionado genera una demanda pronunciada al final de la tarde. La demanda máxima en invierno es menor pero se mantiene por más tiempo, impulsada por la calefacción y el consumo extendido durante la noche.

El sistema también abastece grandes cargas industriales vinculadas a la minería, procesamiento de minerales, producción y exportación de gas. Entre los principales usuarios se encuentran refinerías de alúmina, plantas de procesamiento de minerales y otras instalaciones con alto consumo energético. El consumo industrial representa aproximadamente el 40–45% de la demanda operativa anual en el SWIS.

La generación térmica cubre la mayor parte de esta demanda, aunque en los últimos años la matriz se ha desplazado hacia la generación renovable.

La generación térmica cubre alrededor del 60% de la demanda en el WEM

La flota de generación incluye 1.2 GW de capacidad de carbón negro y 3.4 GW de centrales a gas, que en conjunto forman la mayor parte del suministro despachable del sistema. La energía solar en tejados es la mayor fuente de capacidad renovable, con cerca de 3 GW, capaz de cubrir hasta el 80% de la demanda subyacente en condiciones favorables.

La energía solar a gran escala sigue siendo limitada, mientras que la eólica aporta la mayor parte de la generación renovable a nivel de red. El sistema ahora cuenta con varios activos de almacenamiento de energía en baterías de gran tamaño (>100 MW), todos con una duración de cuatro horas, excepto la instalación piloto inicial.

Se espera que cerca de 1.7 GW de generación térmica se retiren del SWIS en la próxima década, incluyendo toda la flota de carbón. El WEM ESOO 2025 de AEMO programa el cierre de todas las unidades de carbón restantes para finales de 2029 para cumplir el objetivo estatal de 2030 de retirar todas las plantas de carbón de propiedad estatal.

El almacenamiento a gran escala jugará un papel clave en la gestión de la salida del carbón y en el mantenimiento de la seguridad del sistema.

El mercado: los generadores obtienen ingresos tanto del mercado en tiempo real como del mercado de capacidad

El WEM opera con dos mecanismos centrales de mercado: un mercado de energía en tiempo real (el mercado de balance) y un mercado anual de capacidad (el Mecanismo de Reserva de Capacidad). El mercado de balance gestiona el despacho y la formación de precios cada cinco minutos, asegurando que la oferta y la demanda se mantengan equilibradas en tiempo real. El mercado de capacidad garantiza la suficiencia de capacidad para cubrir la demanda máxima prevista. Juntos, estos mecanismos coordinan la operación a corto plazo del sistema y la confiabilidad a largo plazo.

Este marco se traslada al mercado de balance, que gestiona el despacho y la formación de precios en tiempo real.

El mercado de balance alinea la oferta y la demanda en tiempo real con granularidad de cinco minutos

AEMO opera el mercado utilizando el Motor de Despacho del WEM (WEM-DE) para liquidar la oferta y la demanda cada 5 minutos. Esto se conoce como el mercado de balance. El WEM-DE utiliza una metodología de despacho similar a la versión del NEM (NEM-DE), co-optimizando entre el mercado de balance y los Servicios Esenciales del Sistema Co-optimizados en Frecuencia (FCESS), considerando ofertas, restricciones de transmisión y seguridad de la red.

A diciembre de 2025, el precio mínimo del mercado de balance es de –$1,000/MWh, y el tope es de $1,000/MWh. Sin embargo, AEMO ajusta dinámicamente el tope ±$100/MWh según las condiciones del mercado.

La combinación de un tope de precios bajo y una demanda moderada ha hecho que la entrada de grandes baterías tenga un efecto importante en la reducción de la volatilidad. Kwinana fue la primera batería en entrar en operación en mayo de 2023 y comenzó esta compresión. Sin embargo, el rápido crecimiento de la solar en tejados y múltiples fallos en plantas de carbón contrarrestaron este efecto, generando alta volatilidad durante 2024.

La puesta en marcha de Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) y Collie 1 (219 MW / 877 MWh) a finales de 2024 comprimió significativamente los diferenciales, limitando las oportunidades de arbitraje en el mercado de balance.

El control de frecuencia se gestiona a través del mercado FCESS

AEMO opera cinco Servicios Esenciales del Sistema Co-optimizados en Frecuencia (FCESS), diseñados para mantener la frecuencia del sistema en 50 Hz:

• Regulación Ascendente (>49.95 Hz)
• Regulación Descendente (<50.05 Hz)
• Reserva de Contingencia Ascendente (<49.95 Hz)
• Reserva de Contingencia Descendente (>50.05 Hz)
• Servicio de Control de Tasa de Cambio de Frecuencia (RoCoF)

El mercado de Reserva de Contingencia tiene tres horizontes temporales: Reserva de Contingencia Rápida (6 segundos), Reserva de Contingencia Lenta (60 segundos) y Reserva de Contingencia Demorada (5 minutos).

También existe un Servicio de Reinicio del Sistema, que AEMO contrata bajo el marco normativo de las Reglas ESM.

El Mecanismo de Reserva de Capacidad otorga créditos a los generadores por servicios de punta y flexibilidad

Un tope de precios bajo limita la volatilidad de los precios de la energía, por lo que los generadores necesitan otra fuente de ingresos para obtener su rentabilidad. Esto se logra mediante el mercado de capacidad. AEMO gestiona el ciclo de capacidad de octubre a septiembre y adquiere capacidad con dos años de antelación.

Los activos reciben pagos mensuales por proporcionar su capacidad. Estos pagos se determinan por varios factores, siendo el principal el Precio de Reserva de Capacidad de Referencia.

Una batería de 200 MW / 1200 MWh determina el Precio de Reserva de Capacidad de Referencia (BRCP)

AEMO y la Autoridad de Regulación Económica definen el BRCP como el coste anualizado de capital por megavatio de una tecnología de referencia. Esto también incluye costos fijos de operación y mantenimiento, combustible, seguros y escaladores de costos. Anteriormente, AEMO utilizaba una OCGT de 160 MW en operación en el WEM como tecnología de referencia, pero en septiembre de 2025 cambió a una batería de 200 MW / 1,200 MWh de ion-litio, aumentando desde la especificación anterior de 200 MW / 800 MWh.

El mercado establece el Precio de Reserva de Capacidad (RCP) como un multiplicador entre 0.5 y 1.5 del BRCP, y este precio determina los pagos de capacidad.

En cada ciclo de capacidad, AEMO especifica la capacidad requerida tanto para servicios de punta como flexibles (de larga duración). Luego asigna créditos de capacidad a las instalaciones según varios criterios (que se explican más adelante). La relación entre los créditos asignados y el objetivo forma el multiplicador del BRCP. Hay multiplicadores separados para criterios de punta y flexibilidad. Cuando la capacidad asignada supera el objetivo, el RCP cae por debajo del BRCP, como se observa entre 2005 y 2024. Lo contrario ocurre cuando el mercado está desabastecido.

Los activos reciben Créditos de Capacidad Flexible (FCC) según su capacidad para cubrir una ventana de seis horas

AEMO define un bloque vespertino de 6 horas, el Intervalo de Obligación de Recursos de Almacenamiento Eléctrico, que establece los criterios para los FCC. Los activos capaces de cubrir todo el intervalo reciben el FCC máximo para su capacidad acreditada.

Las baterías de menor duración no pueden cubrir toda la ventana y, por tanto, no reciben la asignación completa de créditos. Las pérdidas de eficiencia y la degradación pueden reducir aún más el FCC.

Este marco incentiva que las baterías en el WEM se construyan con al menos 6 horas de duración para maximizar su valor en el mercado de capacidad.

Los activos reciben Créditos de Capacidad de Punta según su contribución a reducir el riesgo de pérdida de carga

Los Créditos de Capacidad de Punta (PCC) se asignan según la disponibilidad esperada de un activo durante los periodos con mayor Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP). AEMO realiza modelos probabilísticos para identificar los intervalos donde el sistema está más expuesto a energía no suministrada y luego evalúa la contribución de cada instalación para reducir ese riesgo.

Esta evaluación considera tasas de fallos forzados, capacidad de despacho esperada, restricciones de red y supuestos de desempeño específicos de cada tecnología. La contribución resultante determina el número de PCC asignados al activo.

La red: la estructura del SWIS y sus principales subregiones

Aunque es relativamente pequeño, el SWIS está dividido en 11 subregiones principales de generación y carga, cada una con su propio mix de generación y características de transmisión.

Resumen de las principales regiones:

• Norte (North Country, Mid West): Alta penetración renovable pero fuertemente limitada por la red, con varias grandes cargas mineras en la región.
• Suroeste (Collie, Bunbury, Muja): El ancla de fortaleza del sistema, históricamente dominada por el carbón y ahora en transición hacia baterías a gran escala y respaldo firme, junto a importantes procesadoras de alúmina.
• Metro / Kwinana (Perth Metro, Área Industrial de Kwinana): El centro de demanda con una infraestructura de red robusta y la mayor concentración de generación a gas y almacenamiento en baterías.
• Sureste (Great Southern, límite oriental de Goldfields): Capacidad de acogida limitada con largas líneas de transmisión y una demanda industrial significativa por procesamiento agrícola.

Los Factores de Pérdida de Transmisión y las Cantidades de Acceso a la Red determinan la economía de los activos

Los Factores de Pérdida de Transmisión (TLF) combinan los Factores de Pérdida Marginal y de Distribución de un activo y cuantifican las pérdidas en la unidad marginal de energía a medida que se traslada del generador al punto de consumo. Estos se aplican directamente a los ingresos del activo.

Las Cantidades de Acceso a la Red (NAQ) son los límites máximos de exportación que un generador puede enviar a la red. Un activo no puede despacharse ni acreditarse por encima de su NAQ. Los estudios de red establecen los NAQ determinando cuánto puede exportar el sistema de forma segura, y también reflejan el marco histórico de protección ante recortes de Australia Occidental, donde los generadores “fundacionales” más antiguos conservan acceso prioritario y los nuevos participantes ocupan el espacio restante.

La transición del WEM depende de la flexibilidad, confiabilidad y acceso a la red

El WEM está entrando en un periodo de rápido cambio estructural. El retiro del carbón, el aumento de la penetración renovable y el papel creciente de las baterías están transformando tanto la dinámica operativa como las vías de ingresos. El mercado de balance, el FCESS y el mercado de capacidad cumplen cada uno una función específica en la coordinación de la confiabilidad y seguridad del sistema.

A medida que el sistema avanza hacia una matriz dominada por renovables, el almacenamiento pasa a ser central para mantener la suficiencia, la estabilidad de frecuencia y la flexibilidad. Comprender cómo el diseño del mercado del WEM interactúa con las capacidades tecnológicas será clave para inversores, desarrolladores y responsables de políticas a medida que el SWIS avanza hacia su próxima etapa de desarrollo.