El Mercado Mayorista de Electricidad (WEM, por sus siglas en inglés) es el mercado eléctrico más grande de Australia Occidental, abarcando todo el Sistema Interconectado del Suroeste. Cubre más de 260.000 kilómetros cuadrados y suministra electricidad a más de 1,2 millones de hogares y empresas.

El WEM funciona como un mercado competitivo de energía y capacidad, diseñado para garantizar un suministro confiable en una red extensa y aislada, sin interconexiones interestatales. Por ello, su diseño de mercado, mecanismos de precios y 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 hoy en el sistema.

Resumen ejecutivo:

• El WEM es un mercado de una sola región con un precio mayorista único. 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 la mayor parte de la población y la demanda eléctrica de Australia Occidental.

La red del WEM, conocida como el Sistema Interconectado del Suroeste (SWIS), abarca más de 8.000 km de líneas de transmisión y 90.000 km de líneas de distribución, conectando alrededor de 1,2 millones de hogares y empresas. Esta red respalda una mezcla diversa de generación y sustenta el marco de despacho, liquidación y confiabilidad del WEM.

El WEM es considerablemente más pequeño que el NEM, con una demanda operativa máxima de aproximadamente 4,4 GW. Presenta picos tanto en verano como en invierno. Los picos de verano son más altos debido a la demanda de aire acondicionado en las tardes. La demanda máxima de invierno es menor, pero se mantiene durante más tiempo por la calefacción y el consumo nocturno prolongado.

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 de 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 mezcla se ha desplazado hacia la generación renovable.

La generación térmica abastece 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 unos 3 GW, pudiendo cubrir hasta el 80% de la demanda subyacente en condiciones favorables.

La energía solar a gran escala sigue siendo limitada, siendo la eólica la principal fuente renovable a escala de red. El sistema ahora incorpora varios activos grandes de almacenamiento en baterías (>100 MW), todos con una duración de cuatro horas, excepto la instalación piloto inicial.

Se espera que casi 1,7 GW de generación térmica se retiren del SWIS en la próxima década, incluyendo toda la flota de carbón. El informe ESOO 2025 del WEM de AEMO programa el cierre de todas las unidades de carbón restantes para finales de 2029 para alcanzar el objetivo estatal de retirar todas las centrales de carbón estatales para 2030.

El almacenamiento a gran escala será clave para gestionar la salida del carbón y mantener 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 principales: 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 alineadas en tiempo real. El mercado de capacidad garantiza suficiente capacidad para cubrir la demanda máxima prevista. Juntos, estos mecanismos coordinan la operación a corto plazo y la confiabilidad a largo plazo.

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

El mercado de balance alinea oferta y demanda en tiempo real cada cinco minutos

AEMO opera el mercado utilizando el motor WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) para liquidar la oferta y la demanda con una granularidad de 5 minutos. Esto se conoce como el mercado de balance. El WEM-DE emplea 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, con un tope de $1.000/MWh. Sin embargo, AEMO ajusta dinámicamente el tope en ±$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 notable 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 salidas de servicio de centrales de carbón contrarrestaron su 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 la Tasa de Cambio de Frecuencia (RoCoF)

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

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

El Mecanismo de Reserva de Capacidad otorga créditos a los generadores por servicios de pico y flexibles

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

Los activos reciben pagos mensuales por proveer su capacidad. Estos pagos se determinan por varios factores, siendo el primero el Precio de Reserva de Capacidad de Referencia (BRCP).

Una batería de 200 MW / 1.200 MWh determina el Precio de Reserva de Capacidad de Referencia (BRCP)

AEMO y la Autoridad de Regulación Económica definen el BRCP como el costo de capital anualizado por megavatio de una tecnología de referencia. Esto incluye también los costos fijos de operación y mantenimiento, combustible, seguros y escaladores de costos. Anteriormente, AEMO utilizaba una turbina OCGT de 160 MW como tecnología de referencia, pero en septiembre de 2025 cambió a una batería de ion-litio de 200 MW / 1.200 MWh, 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 pico como flexibles (de larga duración). Luego asigna créditos de capacidad a las instalaciones según varios criterios (explicados más adelante). La relación entre los créditos asignados y el objetivo forma el multiplicador del BRCP. Existen multiplicadores separados para los criterios de pico y flexibles. Cuando la capacidad asignada supera el objetivo, el RCP cae por debajo del BRCP, como se observó 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 máximo FCC para su capacidad acreditada.

Las baterías de menor duración no pueden cubrir toda la ventana y, por lo tanto, no reciben la asignación completa de créditos. Las pérdidas de eficiencia y la degradación pueden reducir aún más los 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 Pico según su contribución a reducir el riesgo de pérdida de carga

Los Créditos de Capacidad de Pico (PCC) se asignan de acuerdo con la disponibilidad esperada de un activo durante los periodos con mayor Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP). AEMO realiza modelaciones probabilísticas para identificar los intervalos de mayor riesgo de energía no servida y luego evalúa la contribución de cada instalación para reducir ese riesgo.

Esta evaluación considera tasas de fallas forzadas, capacidad de despacho esperada, restricciones de red y supuestos de desempeño específicos por tecnología. La contribución resultante define el número de PCC asignados al activo.

La red: estructura del SWIS y sus principales subregiones

Aunque es relativamente pequeño, el SWIS se divide en 11 subregiones principales de generación y carga, cada una con su propia mezcla 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, junto a importantes plantas de procesamiento de alúmina.
• Metro / Kwinana (Perth Metro, Área Industrial de Kwinana): El centro de demanda con infraestructura de red robusta y la mayor concentración de generación a gas y almacenamiento en baterías.
• Sureste (Great Southern, límite este de los Goldfields): Capacidad de alojamiento limitada, líneas de transmisión largas y 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 al trasladarse del generador al punto de consumo. Estos se aplican directamente a los ingresos del activo.

Las Cantidades de Acceso a la Red (NAQs) 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 contra recortes de Australia Occidental, donde los generadores “fundacionales” más antiguos mantienen acceso prioritario y los nuevos entrantes toman el espacio restante.

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

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

A medida que el sistema avanza hacia una matriz dominada por renovables, el almacenamiento se vuelve 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 fundamental para inversores, desarrolladores y responsables de políticas a medida que el SWIS avanza en su próxima etapa de desarrollo.