Il Wholesale Electricity Market (WEM) è il più grande mercato elettrico dell'Australia Occidentale, coprendo l'intero sistema South West Interconnected System. Si estende su oltre 260.000 chilometri quadrati e fornisce energia a più di 1,2 milioni di famiglie e aziende.

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Il WEM funziona come un mercato competitivo dell’energia e della capacità, progettato per garantire l’affidabilità della fornitura in una rete lunga e isolata, senza interconnessioni con altri stati. Questo rende la struttura del mercato, i meccanismi di prezzo e il quadro della capacità elementi fondamentali per la sicurezza del sistema.

In questo articolo illustriamo come è strutturato il WEM, come viene valutata e allocata la capacità e cosa significano questi meccanismi per gli asset che partecipano oggi al sistema.

Sintesi esecutiva:

• Il WEM è un mercato a singola regione con un solo prezzo all’ingrosso. Copre la maggior parte della domanda elettrica dell’Australia Occidentale.
• La generazione termica rappresenta il 60% della produzione totale.
• La capacità di accumulo tramite batterie è raddoppiata negli ultimi 12 mesi, raggiungendo 1,4 GW a dicembre 2025.
• I produttori guadagnano sia dal mercato dell’energia che da quello della capacità.

Il WEM è il più grande mercato energetico dell’Australia Occidentale

Il WEM opera come mercato a regione unica con un prezzo all’ingrosso, concentrato nell’area di carico di Perth. Si estende a nord fino a Kalbarri, a sud fino ad Albany e a est fino a Kalgoorlie, coprendo la maggior parte della popolazione e della domanda elettrica della regione.

La rete del WEM, nota come South West Interconnected System (SWIS), comprende oltre 8.000 km di linee di trasmissione e 90.000 km di linee di distribuzione, collegando circa 1,2 milioni di famiglie e aziende. Questa rete supporta un mix di generazione diversificato e costituisce la base per il dispacciamento, la liquidazione e l’affidabilità del WEM.

Il WEM è notevolmente più piccolo rispetto al NEM, con una domanda operativa massima di circa 4,4 GW. Mostra picchi sia estivi che invernali. I picchi estivi sono più elevati a causa dell’uso dei condizionatori che aumenta la domanda nelle ore tardo pomeridiane. I picchi invernali sono inferiori ma si protraggono più a lungo, guidati dal riscaldamento e dalla domanda serale prolungata.

Il sistema ospita anche grandi carichi industriali legati a estrazione mineraria, lavorazione di minerali, produzione e esportazione di gas. Tra i principali utenti ci sono raffinerie di allumina, impianti di lavorazione dei minerali e altre strutture ad alto consumo energetico. I consumi industriali rappresentano circa 40–45% della domanda operativa annua nel SWIS.

La generazione termica copre la maggior parte di questa domanda, ma negli ultimi anni il mix si è spostato verso le rinnovabili.

La generazione termica copre circa il 60% della domanda nel WEM

Il parco di generazione comprende 1,2 GW di capacità a carbone nero e 3,4 GW di centrali a gas, che insieme costituiscono la maggior parte della fornitura programmabile del sistema. Il solare su tetto è la principale fonte di capacità rinnovabile con circa 3 GW, in grado di coprire fino all’80% della domanda in condizioni favorevoli.

Il solare di grande taglia è ancora limitato, mentre l’eolico fornisce la maggior parte della produzione rinnovabile su scala di rete. Il sistema ora include diversi grandi impianti di accumulo a batteria (>100 MW), tutti con durata di quattro ore, tranne l’installazione pilota iniziale.

Si prevede che quasi 1,7 GW di generazione termica saranno ritirati dal SWIS nel prossimo decennio, inclusa tutta la flotta a carbone. Il WEM ESOO 2025 dell’AEMO prevede la chiusura di tutte le unità a carbone rimanenti entro la fine del 2029 per raggiungere l’obiettivo statale del 2030 di eliminare tutte le centrali a carbone di proprietà pubblica.

L’accumulo su larga scala avrà un ruolo centrale nella gestione dell’uscita dal carbone e nel mantenimento della sicurezza del sistema.

Il mercato: I produttori guadagnano sia dal mercato in tempo reale che da quello della capacità

Il WEM funziona con due meccanismi di mercato principali: un mercato dell’energia in tempo reale (balancing market) e un mercato annuale della capacità (Reserve Capacity Mechanism). Il balancing market gestisce il dispacciamento e la formazione dei prezzi ogni cinque minuti, assicurando che domanda e offerta siano sempre allineate. Il mercato della capacità garantisce che vi sia sufficiente capacità per coprire la domanda di picco prevista. Insieme, questi meccanismi coordinano la gestione a breve termine e l’affidabilità a lungo termine del sistema.

Questo quadro si riflette nel balancing market, che gestisce il dispacciamento e la formazione dei prezzi in tempo reale.

Il balancing market allinea domanda e offerta in tempo reale ogni cinque minuti

L’AEMO gestisce il mercato utilizzando il WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) per regolare domanda e offerta a intervalli di 5 minuti. Questo è noto come balancing market. Il WEM-DE adotta una metodologia simile a quella del NEM (NEM-DE), ottimizzando tra balancing market e Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), tenendo conto di offerte, vincoli di trasmissione e sicurezza della rete.

A dicembre 2025, il prezzo minimo del balancing market è fissato a –$1.000/MWh, con un tetto massimo di $1.000/MWh. Tuttavia, l’AEMO regola dinamicamente il tetto di ±$100/MWh a seconda delle condizioni di mercato.

La combinazione di un tetto di prezzo basso e una domanda moderata ha fatto sì che l’ingresso di grandi batterie abbia ridotto notevolmente la volatilità. Kwinana è stata la prima batteria a entrare in funzione a maggio 2023, avviando questa compressione. Tuttavia, la rapida crescita del solare su tetto e le numerose interruzioni delle centrali a carbone hanno compensato questo effetto, portando a un’elevata volatilità nel 2024.

La messa in servizio di Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) e Collie 1 (219 MW / 877 MWh) alla fine del 2024 ha ulteriormente ridotto gli spread, limitando le opportunità di arbitraggio dal balancing market.

Il controllo della frequenza è gestito tramite il mercato FCESS

L’AEMO gestisce cinque servizi essenziali co-ottimizzati per la frequenza (FCESS), progettati per mantenere la frequenza del sistema a 50 Hz:

• Regulation Raise (>49,95 Hz)
• Regulation Lower (<50,05 Hz)
• Contingency Reserve Raise (<49,95 Hz)
• Contingency Reserve Lower (>50,05 Hz)
• Servizio di controllo del tasso di variazione della frequenza (RoCoF)

Il mercato delle riserve di contingenza opera su tre orizzonti temporali: Fast Contingency Reserve (6 secondi), Slow Contingency Reserve (60 secondi) e Delayed Contingency Reserve (5 minuti).

Esiste anche un servizio di riavvio del sistema, per cui l’AEMO stipula contratti secondo il quadro normativo ESM Rules.

Il Reserve Capacity Mechanism riconosce crediti agli impianti che forniscono servizi di picco e flessibilità

Un tetto di prezzo basso limita la volatilità dei prezzi dell’energia, quindi i produttori hanno bisogno di un’altra fonte di ricavo. Questa arriva tramite il mercato della capacità. L’AEMO gestisce il ciclo della capacità da ottobre a settembre e acquista capacità con due anni di anticipo.

Gli asset ricevono pagamenti mensili per la capacità fornita. Questi pagamenti sono determinati da vari fattori, il primo dei quali è il Benchmark Reserve Capacity Price.

Una batteria da 200 MW / 1200 MWh determina il Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP)

L’AEMO e l’Economic Regulation Authority definiscono il BRCP come il costo annuo per megawatt di una tecnologia di riferimento, includendo anche O&M fissi, costi del combustibile, assicurazione e fattori di adeguamento. In passato, l’AEMO utilizzava una turbina a gas OCGT da 160 MW come tecnologia di riferimento, ma a settembre 2025 è passato a una batteria agli ioni di litio da 200 MW / 1.200 MWh, rispetto alla precedente specifica di 200 MW / 800 MWh.

Il mercato stabilisce il Reserve Capacity Price (RCP) come un moltiplicatore tra 0,5 e 1,5 del BRCP, e questo prezzo determina i pagamenti per la capacità.

In ogni ciclo di capacità, l’AEMO specifica la capacità richiesta sia per i servizi di picco che per quelli flessibili (di lunga durata). Successivamente assegna i crediti di capacità agli impianti sulla base di diversi criteri (che saranno discussi più avanti). Il rapporto tra i crediti assegnati e l’obiettivo costituisce il moltiplicatore BRCP. Esistono moltiplicatori separati per i criteri di picco e di flessibilità. Quando la capacità assegnata supera l’obiettivo, l’RCP scende sotto il BRCP, come avvenuto dal 2005 al 2024. Il contrario avviene quando il mercato è sottofornito.

Gli asset ricevono Flexible Capacity Credits (FCC) in base alla loro capacità di coprire una finestra di sei ore

L’AEMO definisce un intervallo serale di 6 ore, chiamato Electric Storage Resources Obligation Interval, che stabilisce i criteri per gli FCC. Gli asset in grado di coprire l’intero intervallo ricevono il massimo degli FCC in base alla loro capacità accreditata.

Le batterie con durata inferiore non possono coprire tutta la finestra e quindi non ricevono l’intero ammontare dei crediti. Perdite di efficienza e degrado possono ulteriormente ridurre gli FCC.

Questo quadro incentiva la costruzione di batterie nel WEM con almeno 6 ore di durata per massimizzare il valore sul mercato della capacità.

Gli asset ricevono Peak Capacity Credits in base al contributo alla riduzione del rischio di perdita di carico

I Peak Capacity Credits (PCC) vengono assegnati in base alla disponibilità prevista dell’asset durante i periodi di elevata probabilità di perdita di carico (LOLP). L’AEMO esegue una modellazione probabilistica per identificare gli intervalli in cui il sistema è più a rischio di energia non servita e valuta il contributo che ciascun impianto può dare a ridurre tale rischio.

Questa valutazione considera i tassi di guasto, la capacità di dispacciamento attesa, i vincoli di rete e le ipotesi sulle prestazioni della tecnologia. Il contributo risultante determina il numero di PCC assegnati all’asset.

La rete: la struttura della SWIS e le sue principali sotto-regioni

Sebbene relativamente piccola, la SWIS è suddivisa in 11 principali sotto-regioni di generazione e carico, ognuna con il proprio mix di generazione e caratteristiche di trasmissione.

Sintesi delle principali regioni:

• Nord (North Country, Mid West): Alta penetrazione di rinnovabili ma forti vincoli di rete, con diversi grandi carichi minerari nell’area.
• Sud-Ovest (Collie, Bunbury, Muja): Il pilastro della robustezza di rete, storicamente dominato dal carbone e ora in transizione verso batterie di grande scala e sistemi di flessibilizzazione, insieme a importanti impianti di lavorazione dell’allumina.
• Metro / Kwinana (Perth Metro, Kwinana Industrial Area): Centro della domanda con forte infrastruttura di rete e la più alta concentrazione di generazione a gas e accumulo a batteria.
• Sud-Est (Great Southern, zona orientale dei Goldfields): Capacità di accoglienza limitata, lunghe linee di trasmissione e domanda industriale significativa da parte della trasformazione agricola.

I Transmission Loss Factors e i Network Access Quantities influenzano l’economia degli asset

I Transmission Loss Factors (TLF) combinano i Marginal e Distribution Loss Factors di un asset e quantificano le perdite sull’unità marginale di energia mentre si sposta dal generatore al punto di consumo. Questi fattori vengono applicati direttamente ai ricavi dell’asset.

I Network Access Quantities (NAQ) rappresentano i limiti massimi di esportazione che un generatore può immettere in rete. Un asset non può essere dispacciato o accreditato oltre il proprio NAQ. Gli studi di rete determinano i NAQ valutando quanta esportazione il sistema può accogliere in sicurezza, e riflettono anche il sistema storico dell’Australia Occidentale di protezione dal curtailment, dove i generatori “fondatori” più vecchi mantengono l’accesso prioritario e i nuovi entranti utilizzano la capacità residua.

La transizione del WEM si basa su flessibilità, affidabilità e accesso alla rete

Il WEM sta entrando in una fase di rapido cambiamento strutturale. Il ritiro del carbone, la crescente penetrazione delle rinnovabili e il ruolo sempre più importante delle batterie stanno trasformando sia la gestione operativa che i flussi di ricavi. Il balancing market, l’FCESS e il mercato della capacità svolgono ciascuno un ruolo specifico nel coordinare affidabilità e sicurezza del sistema.

Con la transizione verso un mix di fornitura dominato dalle rinnovabili, lo stoccaggio diventa centrale per mantenere adeguatezza, stabilità di frequenza e flessibilità. Comprendere come il design del mercato del WEM interagisce con le capacità tecnologiche sarà fondamentale per investitori, sviluppatori e decisori politici mentre la SWIS entra nella prossima fase di sviluppo.