Le Marché de Gros de l’Électricité (WEM) est le plus grand marché électrique 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.

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 interconnexion avec d’autres États. Cela rend la conception du marché, les mécanismes de tarification et le cadre de capacité essentiels pour assurer la sécurité du système.

Dans cet article, nous expliquons la structure du WEM, la manière dont la capacité est valorisée et allouée, ainsi que les implications de ces mécanismes pour les actifs participant aujourd’hui au système.

Résumé :

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

Le WEM est le plus grand marché énergétique d’Australie-Occidentale

Le WEM fonctionne comme un marché régional unique avec un seul prix de gros, 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 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 le cadre 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 connaît des pics en été et en hiver. Les pics estivaux sont plus élevés en raison de la demande de climatisation, qui provoque une forte hausse en fin d’après-midi. La demande de pointe en hiver est plus faible mais s’étend sur une période plus longue, principalement à cause du chauffage et de la consommation en soirée.

Le système accueille également de grandes charges industrielles liées à l’exploitation minière, à la transformation minérale, à la production et à l’exportation de gaz. Les principaux utilisateurs sont les raffineries d’alumine, les usines de transformation minérale et d’autres installations à forte consommation énergétique. La consommation industrielle représente environ 40 à 45 % de la demande opérationnelle annuelle dans le SWIS.

La production thermique assure la majorité de cette demande, mais ces dernières années, le mix s’oriente progressivement vers les énergies renouvelables.

La production thermique couvre environ 60 % de la demande dans le WEM

Le parc de production comprend 1,2 GW de capacité au charbon noir et 3,4 GW de centrales à gaz, qui constituent la majeure partie de l’approvisionnement pilotable du système. Le solaire en toiture est la principale source de capacité renouvelable avec environ 3 GW, pouvant répondre 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 à l’échelle du réseau. Le système comprend désormais plusieurs grandes installations de stockage par batterie (>100 MW), toutes avec une durée de quatre heures, à l’exception de la première installation pilote.

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 charbonnier. Selon l’ESOO WEM 2025 de l’AEMO, la fermeture de toutes les unités charbonnières restantes est prévue d’ici fin 2029 pour atteindre l’objectif de l’État de retirer 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 sur le marché temps réel et sur le 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 (le Reserve Capacity Mechanism). Le balancing market gère la répartition et la formation des prix toutes les cinq minutes, assurant l’équilibre entre l’offre et la demande en temps réel. Le marché de capacité garantit une capacité suffisante pour répondre à la demande de pointe prévue. Ensemble, ces mécanismes coordonnent l’exploitation à court terme du système et sa fiabilité à long terme.

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

Le balancing market aligne l’offre et la demande en temps réel toutes les cinq minutes

L’AEMO exploite le marché grâce au WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) pour régler l’offre et la demande à une granularité de 5 minutes. C’est ce qu’on appelle le balancing market. Le WEM-DE utilise une méthodologie de répartition similaire à la version du NEM (NEM-DE), en co-optimisant entre le balancing market et les Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), tout en prenant en compte les offres, les contraintes de transport et la sécurité du réseau.

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 de marché.

La combinaison d’un plafond de prix bas et d’une demande modérée signifie que l’arrivée de grandes batteries a fortement réduit la volatilité. Kwinana a été la première batterie mise en service en mai 2023 et a initié cette compression. Toutefois, la croissance rapide du solaire en toiture et de multiples arrêts de centrales à charbon ont contrebalancé cet effet, entraînant 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 considérablement resserré les écarts, 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 :

• Regulation Raise (>49,95 Hz)
• Regulation Lower (<50,05 Hz)
• Contingency Reserve Raise (<49,95 Hz)
• Contingency Reserve Lower (>50,05 Hz)
• Service de contrôle du taux de variation de fréquence (RoCoF)

Le marché de la réserve de contingence comprend trois horizons temporels : réserve de contingence 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 attribue 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, de sorte que les producteurs ont besoin 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 en capital par mégawatt d’une technologie de référence. Cela inclut également les coûts fixes d’exploitation et de maintenance, le carburant, l’assurance et les indices d’augmentation des coûts. Auparavant, l’AEMO utilisait une turbine à gaz OCGT de 160 MW comme technologie de 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, et ce prix détermine les paiements de capacité.

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

Les actifs reçoivent des crédits de capacité flexible (FCC) selon leur capacité à couvrir une fenêtre de six heures

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

Les batteries de durée plus courte ne peuvent pas couvrir toute la fenêtre et ne reçoivent donc pas l’intégralité 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 capacité.

Les actifs reçoivent des crédits de capacité de pointe selon leur contribution à la réduction du risque de perte de charge

Les crédits de capacité de pointe (PCC) sont attribués selon la disponibilité attendue d’un actif lors des périodes de forte probabilité de perte de charge (LOLP). L’AEMO utilise une modélisation probabiliste pour identifier les créneaux où le système est le plus exposé au risque d’énergie non desservie, puis évalue la contribution de chaque installation à la réduction de ce risque.

Cette évaluation prend en compte les taux de pannes fortuites, la capacité de production attendue, les contraintes de réseau et les performances spécifiques à chaque technologie. La contribution ainsi déterminée fixe le nombre de PCC attribués à l’actif.

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

Bien que relativement modeste, 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 plusieurs grandes charges minières dans la région.
• Sud-Ouest (Collie, Bunbury, Muja) : Ancrage de la robustesse du réseau, historiquement dominé par le charbon et en transition vers les batteries à grande échelle et l’appoint, avec une importante industrie de l’alumine.
• Métropole / Kwinana (Perth Metro, zone industrielle de Kwinana) : Centre de la demande avec une forte infrastructure réseau et la plus grande concentration de production au 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 sur le réseau et les quantités d’accès déterminent l’économie des actifs

Les Transmission Loss Factors (TLF) combinent les facteurs de pertes marginales et de distribution d’un actif et quantifient les pertes sur l’unité marginale d’énergie depuis le producteur jusqu’au point de consommation. Ceux-ci sont appliqués directement aux revenus de l’actif.

Les Network Access Quantities (NAQ) sont les limites maximales d’exportation qu’un producteur peut injecter sur le réseau. Un actif ne peut être réparti ou accrédité au-delà de son NAQ. Les études de réseau déterminent les NAQ en évaluant combien d’export le système peut accueillir sans risque, et reflètent également le cadre historique de protection contre la limitation en Australie-Occidentale, où les producteurs « historiques » conservent un accès prioritaire et les nouveaux entrants utilisent la capacité restante.

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

Le WEM entre dans une période de transformation rapide. Les retraits de centrales à charbon, la montée en puissance des renouvelables et le rôle croissant des batteries modifient à la fois la dynamique opérationnelle et les sources de revenus. Le balancing market, le FCESS et le marché de la capacité jouent chacun un rôle distinct dans la coordination de la fiabilité et de 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 fréquence et la flexibilité. Comprendre comment la conception du marché du WEM interagit avec les capacités technologiques sera crucial pour les investisseurs, développeurs et décideurs à mesure que le SWIS entre dans sa prochaine phase de développement.