Le Marché de l'Électricité de Gros (WEM) est le plus grand marché de l'électricité d'Australie-Occidentale, couvrant l'ensemble du South West Interconnected System. Il s'étend sur plus de 260 000 kilomètres carrés et alimente plus de 1,2 million de foyers et d'entreprises.

Guide gratuit de Modo EnergyExploiter l’IA dans l’investissement et la gestion des actifs énergétiquesVous cherchez à comprendre le fonctionnement des marchés électriques australiens ? Un guide pratique pour utiliser des outils d’IA au sein de vos équipes d’investissement et d’exploitation énergétique, avec des conseils concrets et des astuces pour gagner du temps, à appliquer immédiatement.Télécharger le guide →

Le WEM fonctionne comme un marché concurrentiel de l’énergie et de la capacité, conçu pour garantir un approvisionnement fiable sur un réseau long et isolé, sans interconnexions avec d’autres États. Cela rend la conception du marché, les mécanismes de tarification et le cadre de capacité essentiels pour maintenir la sécurité du système.

Dans cet article, nous présentons la structure du WEM, la valorisation et l’allocation de la capacité, ainsi que la signification de ces mécanismes pour les actifs participant aujourd’hui au système.

Résumé exécutif :

• Le WEM est un marché à région unique avec un prix de gros unique. Il couvre la majorité de la demande d’électricité en Australie-Occidentale.
• La production thermique représente 60 % du mix énergétique.
• La capacité de stockage par batterie a doublé en 12 mois, atteignant 1,4 GW en décembre 2025.
• Les producteurs perçoivent des revenus à la fois du marché de l’énergie et du marché de la capacité.

Le WEM est le plus grand marché de l’énergie en Australie-Occidentale

Le WEM fonctionne comme un marché à région unique avec un prix de gros unique, centré sur la zone de charge de Perth. Il s’étend au nord jusqu’à Kalbarri, au sud jusqu’à Albany et à l’est jusqu’à Kalgoorlie, couvrant la majorité de la population et de la demande d’électricité de l’État.

Le réseau du WEM, communément appelé South West Interconnected System (SWIS), comprend plus de 8 000 km de lignes de transport et 90 000 km de lignes de distribution, connectant environ 1,2 million de foyers et d’entreprises. Ce réseau soutient un mix de production diversifié et sous-tend les mécanismes de répartition, de règlement et de fiabilité du WEM.

Le WEM est nettement plus petit que le NEM, avec une demande opérationnelle maximale d’environ 4,4 GW. Il présente des pics en été comme en hiver. Les pics estivaux sont plus élevés, car la climatisation provoque une forte demande en fin d’après-midi. La demande de pointe hivernale est plus faible mais persiste plus longtemps, en raison du chauffage et d’une demande prolongée en soirée.

Le système accueille également d’importantes charges industrielles liées à l’extraction minière, au traitement des minéraux, à la production et à l’exportation de gaz. Parmi les principaux utilisateurs figurent les raffineries d’alumine, les usines de traitement de minéraux et d’autres installations à forte consommation énergétique. La consommation industrielle représente environ 40 à 45 % de la demande opérationnelle annuelle du SWIS.

La production thermique couvre la majeure partie de cette demande, mais le mix s’oriente de plus en plus vers les énergies renouvelables ces dernières années.

La production thermique assure environ 60 % de la demande du WEM

Le parc de production comprend 1,2 GW de capacité charbon et 3,4 GW de centrales à gaz, qui constituent ensemble la majorité de l’offre pilotable du système. Le solaire en toiture représente la principale source de capacité renouvelable avec environ 3 GW, pouvant couvrir jusqu’à 80 % de la demande sous-jacente dans des conditions favorables.

Le solaire à grande échelle reste limité, l’éolien fournissant la majorité de la production renouvelable du réseau. Le système comprend désormais plusieurs grandes batteries de stockage d’énergie (>100 MW), toutes avec une durée de quatre heures, à l’exception de l’installation pilote initiale.

Près de 1,7 GW de production thermique devraient être retirés du SWIS au cours de la prochaine décennie, y compris l’ensemble du parc charbon. Le WEM ESOO 2025 de l’AEMO prévoit la fermeture de toutes les unités charbon restantes d’ici fin 2029 afin d’atteindre l’objectif de retrait de toutes les centrales à charbon publiques d’ici 2030.

Le stockage à grande échelle jouera un rôle central dans la gestion de la sortie du charbon et le maintien de la sécurité du système.

Le marché : les producteurs perçoivent des revenus à la fois d’un marché temps réel et d’un marché de capacité

Le WEM fonctionne avec deux mécanismes de marché principaux : un marché de l’énergie en temps réel (le balancing market) et un marché annuel de la capacité (Reserve Capacity Mechanism). Le balancing market gère la répartition et la formation des prix toutes les cinq minutes, assurant un équilibre permanent entre l’offre et la demande. Le marché de la capacité garantit une capacité suffisante pour couvrir la demande de pointe prévue. Ensemble, ces mécanismes coordonnent l’exploitation à court terme et la fiabilité à long terme du système.

Ce cadre s’applique au balancing market, qui gère la répartition en temps réel et la formation des prix.

Le balancing market aligne offre et demande en temps réel à une granularité de cinq minutes

L’AEMO exploite le marché à l’aide du WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) pour régler l’offre et la demande toutes les 5 minutes. Cela correspond au balancing market. Le WEM-DE utilise une méthodologie similaire à la version NEM (NEM-DE), co-optimisant le balancing market et les Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), tout en tenant compte des offres, des contraintes de réseau et de la sécurité du système.

En décembre 2025, le prix plancher du balancing market est fixé à –1 000 $/MWh, avec un plafond à 1 000 $/MWh. Cependant, l’AEMO ajuste dynamiquement ce plafond de ±100 $/MWh selon les conditions du marché.

La combinaison d’un plafond de prix bas et d’une demande modérée fait que l’arrivée de grandes batteries a considérablement réduit la volatilité. Kwinana fut la première batterie mise en service en mai 2023, amorçant cette compression. Cependant, la croissance rapide du solaire en toiture et les multiples arrêts charbon ont compensé cet effet, générant une forte volatilité en 2024.

La mise en service de Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) et Collie 1 (219 MW / 877 MWh) fin 2024 a fortement réduit les spreads, limitant les opportunités d’arbitrage sur le balancing market.

Le contrôle de la fréquence est assuré via le marché FCESS

L’AEMO exploite cinq Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), conçus pour maintenir la fréquence du système à 50 Hz :

• Régulation à la hausse (>49,95 Hz)
• Régulation à la baisse (<50,05 Hz)
• Réserve de contingence à la hausse (<49,95 Hz)
• Réserve de contingence à la baisse (>50,05 Hz)
• Service de contrôle du taux de variation de la fréquence (RoCoF)

Le marché de la réserve de contingence comprend trois horizons temporels : réserve rapide (6 secondes), réserve lente (60 secondes) et réserve différée (5 minutes).

Il existe également un service de redémarrage du système, pour lequel l’AEMO passe des contrats dans le cadre des règles ESM.

Le mécanisme de capacité réserve accorde des crédits aux producteurs pour les services de pointe et de flexibilité

Un plafond de prix bas limite la volatilité des prix de l’énergie, les producteurs doivent donc disposer d’une autre source de revenus. Celle-ci provient du marché de la capacité. L’AEMO organise le cycle de capacité d’octobre à septembre et acquiert la capacité deux ans à l’avance.

Les actifs reçoivent des paiements mensuels pour la capacité fournie. Ces paiements sont déterminés par plusieurs facteurs, le premier étant le Benchmark Reserve Capacity Price.

Une batterie de 200 MW / 1 200 MWh détermine le Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP)

L’AEMO et l’Economic Regulation Authority définissent le BRCP comme le coût annuel par mégawatt d’une technologie de référence. Cela inclut aussi les coûts fixes d’O&M, le carburant, l’assurance et l’indexation. Auparavant, l’AEMO utilisait une turbine à gaz OCGT de 160 MW comme référence, mais en septembre 2025, elle est passée à une batterie lithium-ion de 200 MW / 1 200 MWh (contre 200 MW / 800 MWh auparavant).

Le marché fixe le Reserve Capacity Price (RCP) comme un multiplicateur compris entre 0,5 et 1,5 du BRCP, ce prix déterminant les paiements de capacité.

À chaque cycle de capacité, l’AEMO définit la capacité requise pour les services de pointe et de flexibilité (longue durée), puis attribue des crédits de capacité aux installations selon divers critères (détaillés plus loin). Le ratio entre crédits attribués et cible forme le multiplicateur BRCP. Il existe des multiplicateurs distincts pour les critères de pointe et de flexibilité. Lorsque la capacité attribuée dépasse la cible, le RCP est inférieur au BRCP, comme observé de 2005 à 2024. L’inverse se produit en cas de sous-approvisionnement du marché.

Les actifs reçoivent des Flexible Capacity Credits (FCC) selon leur capacité à assurer une fenêtre de six heures

L’AEMO définit un créneau de soirée de 6 heures, l’Electric Storage Resources Obligation Interval, qui fixe les critères d’attribution des FCC. Les actifs capables de couvrir l’intégralité de l’intervalle reçoivent le FCC maximal pour leur capacité accréditée.

Les batteries de durée inférieure ne peuvent pas assurer toute la fenêtre et ne reçoivent donc pas la totalité des crédits. Les pertes d’efficacité et la dégradation peuvent également réduire les FCC.

Ce cadre incite à construire des batteries d’au moins 6 heures de durée dans le WEM afin de maximiser leur valeur sur le marché de la capacité.

Les actifs reçoivent des Peak Capacity Credits selon leur contribution à la réduction du risque de perte de charge

Les Peak Capacity Credits (PCC) sont attribués selon la disponibilité attendue d’un actif lors des périodes à forte probabilité de perte de charge (LOLP). L’AEMO réalise une modélisation probabiliste pour identifier les créneaux où le risque d’énergie non servie est le plus élevé, puis évalue la contribution de chaque installation à la réduction de ce risque.

Cette évaluation prend en compte les taux de pannes, la capacité de production attendue, les contraintes réseau et les performances propres à chaque technologie. La contribution obtenue détermine le nombre de PCC attribués à l’actif.

Le réseau : la structure du SWIS et ses grandes sous-régions

Bien que relativement petit, le SWIS est divisé en 11 principales sous-régions de production et de consommation, chacune ayant son propre mix de production et ses caractéristiques de transport.

Résumé des principales régions :

• Nord (North Country, Mid West) : Forte pénétration des renouvelables mais réseau très contraint, avec de grandes charges minières dans la région.
• Sud-Ouest (Collie, Bunbury, Muja) : L’ancrage du réseau pour la robustesse du système, historiquement dominé par le charbon et en transition vers les batteries de grande taille et l’appoint, avec une importante activité d’affinage d’alumine.
• Métropole / Kwinana (Perth Metro, Kwinana Industrial Area) : Centre de la demande avec une infrastructure réseau solide et la plus forte concentration de production à gaz et de stockage par batterie.
• Sud-Est (Great Southern, frange est des Goldfields) : Capacité d’accueil limitée avec de longues lignes de transport et une demande industrielle importante liée à l’agroalimentaire.

Les facteurs de pertes en transport et les quantités d’accès au réseau structurent l’économie des actifs

Les Transmission Loss Factors (TLF) combinent les Marginal et Distribution Loss Factors d’un actif et quantifient les pertes sur l’unité marginale d’énergie depuis la production jusqu’au point de consommation. Ces facteurs s’appliquent directement aux revenus de l’actif.

Les Network Access Quantities (NAQ) représentent les limites maximales d’export qu’un producteur peut injecter sur le réseau. Un actif ne peut être réparti ou accrédité au-delà de sa NAQ. Les études réseau déterminent les NAQ selon la capacité d’export que le système peut accueillir en toute sécurité, et reflètent aussi le cadre historique de protection contre la limitation en Australie-Occidentale, où les anciens producteurs « fondateurs » gardent la priorité et les nouveaux entrants prennent le reste de la marge.

La transition du WEM repose sur la flexibilité, la fiabilité et l’accès au réseau

Le WEM entre dans une phase de mutation rapide. Les retraits charbon, la montée des renouvelables et le rôle croissant des batteries transforment la dynamique opérationnelle et les sources de revenus. Le balancing market, le FCESS et le marché de la capacité jouent chacun un rôle clé pour coordonner la fiabilité et la sécurité du système.

À mesure que le système évolue vers un mix dominé par les renouvelables, le stockage devient central pour maintenir l’adéquation, la stabilité de la fréquence et la flexibilité. Comprendre l’interaction entre la conception du marché du WEM et les capacités technologiques sera essentiel pour les investisseurs, développeurs et décideurs, alors que le SWIS entre dans sa prochaine phase de développement.