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

Il WEM funziona come un mercato competitivo dell’energia e della capacità progettato per garantire una fornitura affidabile in una rete lunga e isolata, senza interconnessioni con altri stati. Per questo motivo, la struttura del mercato, i meccanismi di prezzo e il quadro della capacità sono fondamentali per mantenere la sicurezza del sistema.

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

Sintesi esecutiva:

• Il WEM è un mercato a regione unica 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 solo prezzo all’ingrosso, centrato sull’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 dell’Australia Occidentale.

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 diversificato di generazione e costituisce la base del quadro di dispacciamento, regolazione e affidabilità del WEM.

Il WEM è notevolmente più piccolo rispetto al NEM, con una domanda operativa massima di circa 4,4 GW. Si registrano picchi sia in estate che in inverno. I picchi estivi sono più elevati a causa della domanda di climatizzazione nelle ore tardo-pomeridiane. La domanda di picco invernale è più bassa ma si protrae più a lungo, trainata dal riscaldamento e dalla maggiore richiesta serale.

Il sistema ospita anche grandi carichi industriali legati all’estrazione mineraria, alla lavorazione dei minerali, alla produzione e all’esportazione di gas. Tra i principali utilizzatori ci sono raffinerie di allumina, impianti di lavorazione dei minerali e altre strutture ad alta intensità energetica. I consumi industriali rappresentano circa il 40–45% della domanda operativa annua nella 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 dispacciabile del sistema. Il solare su tetto è la principale fonte di capacità rinnovabile con circa 3 GW, che può coprire fino all’80% della domanda sottostante in condizioni favorevoli.

Il solare su larga scala rimane limitato, mentre l’eolico fornisce la maggior parte della produzione rinnovabile su scala di rete. Il sistema ora comprende diversi grandi impianti di accumulo a batterie (>100 MW), tutti con durata di quattro ore, tranne la prima installazione pilota.

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

Lo stoccaggio su larga scala giocherà 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 (il 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, garantendo l’allineamento tra domanda e offerta in tempo reale. Il mercato della capacità assicura che ci sia abbastanza capacità per soddisfare la domanda di picco prevista. Insieme, questi meccanismi coordinano il funzionamento a breve termine e l’affidabilità a lungo termine del sistema.

Questa struttura si riversa 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

AEMO gestisce il mercato utilizzando il WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) per regolare domanda e offerta con granularità di 5 minuti. Questo è noto come balancing market. Il WEM-DE adotta una metodologia di dispacciamento simile a quella della versione NEM (NEM-DE), ottimizzando tra balancing market e Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS), tenendo conto delle offerte, dei vincoli di trasmissione e della 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, AEMO regola dinamicamente il cap di ±$100/MWh a seconda delle condizioni di mercato.

La combinazione di un cap di prezzo basso e una domanda moderata ha fatto sì che l’ingresso di grandi batterie abbia avuto un effetto calmierante significativo sulla volatilità. Kwinana è stata la prima batteria ad 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 il suo effetto, causando un’elevata volatilità nel 2024.

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

Il controllo della frequenza è gestito tramite il mercato FCESS

AEMO gestisce cinque Frequency Co-optimised Essential System Services (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 della velocità di variazione della frequenza (RoCoF)

Il mercato delle Contingency Reserve prevede 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, che AEMO appalta secondo il quadro normativo ESM Rules.

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

Un cap di prezzo basso limita la volatilità dei prezzi dell’energia, per cui i produttori necessitano di un’altra fonte di ricavi. Questa arriva tramite il mercato della capacità. AEMO gestisce il ciclo della capacità da ottobre a settembre e procura la capacità con due anni di anticipo.

Gli asset ricevono pagamenti mensili per la loro capacità, determinati da diversi 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)

AEMO e l’Economic Regulation Authority definiscono il BRCP come il costo annuo capitalizzato per megawatt di una tecnologia di riferimento, includendo O&M fissi, costi del combustibile, assicurazione ed escalation dei costi. In precedenza, AEMO utilizzava una OCGT da 160 MW come tecnologia di riferimento, ma a settembre 2025 è passata a una batteria agli ioni di litio da 200 MW / 1.200 MWh, rispetto alla precedente specifica da 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 di capacità.

In ogni ciclo di capacità, 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 (discussi più avanti). Il rapporto tra crediti assegnati e obiettivo forma 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 visto dal 2005 al 2024. Il contrario si verifica quando il mercato è sottodimensionato.

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

AEMO definisce un blocco serale di 6 ore, l’Electric Storage Resources Obligation Interval, che stabilisce i criteri per l’FCC. Gli asset in grado di coprire l’intero intervallo ricevono il massimo FCC per la 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 degradazione possono ridurre ulteriormente l’FCC.

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

Gli asset ricevono Peak Capacity Credits in base al loro contributo alla riduzione del rischio di Loss of Load

I Peak Capacity Credits (PCC) vengono assegnati in base alla disponibilità prevista di un asset durante i periodi con elevata Loss of Load Probability (LOLP). 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 ogni impianto può fornire per ridurre tale rischio.

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

La rete: la struttura della SWIS e le sue principali sottoregioni

Sebbene relativamente piccola, la SWIS è suddivisa in 11 principali sottoregioni di generazione e carico, ciascuna con il proprio mix di generazione e caratteristiche di trasmissione.

Una panoramica delle principali regioni:

• Nord (North Country, Mid West): Alta penetrazione di rinnovabili ma fortemente limitata dalla rete, con numerosi grandi carichi minerari nell’area.
• Sud Ovest (Collie, Bunbury, Muja): Il pilastro della robustezza di sistema, storicamente dominato dal carbone e ora in transizione verso batterie su larga scala e capacità di bilanciamento, insieme a importanti attività di raffinazione dell’allumina.
• Metro / Kwinana (Perth Metro, Kwinana Industrial Area): Il centro della domanda, con infrastrutture di rete solide e la più alta concentrazione di generazione a gas e stoccaggio a batterie.
• Sud Est (Great Southern, zona orientale dei Goldfields): Capacità di accoglienza limitata, lunghe linee di trasmissione e una domanda industriale significativa legata alla trasformazione agroalimentare.

I Transmission Loss Factors e i Network Access Quantities influiscono sull’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 vengono applicati direttamente ai ricavi dell’asset.

I Network Access Quantities (NAQ) sono 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 quadro storico dell’Australia Occidentale per la protezione dal curtailment, dove i generatori “fondatori” più vecchi mantengono l’accesso prioritario e i nuovi entranti sfruttano la capacità residua.

La transizione del WEM dipende da 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 centrale delle batterie stanno trasformando sia le dinamiche operative sia i percorsi di ricavo. Il balancing market, l’FCESS e il mercato della capacità svolgono ognuno un ruolo specifico nel coordinare affidabilità e sicurezza del sistema.

Con la transizione verso un mix dominato dalle rinnovabili, lo stoccaggio diventa centrale per garantire adeguatezza, stabilità di frequenza e flessibilità. Comprendere come la progettazione del mercato WEM interagisca con le capacità tecnologiche sarà cruciale per investitori, sviluppatori e policy maker mentre la SWIS affronta la prossima fase di sviluppo.