O Mercado Atacadista de Eletricidade (WEM) é o maior mercado de eletricidade da Austrália Ocidental, abrangendo todo o Sistema Interligado do Sudoeste. Ele cobre mais de 260.000 quilômetros quadrados e abastece mais de 1,2 milhão de residências e empresas.

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O WEM funciona como um mercado competitivo de energia e capacidade, projetado para garantir o fornecimento confiável em uma rede longa e isolada, sem interligações interestaduais. Isso torna o desenho do mercado, os mecanismos de precificação e o modelo de capacidade essenciais para a segurança do sistema.

Neste artigo, mostramos como o WEM é estruturado, como a capacidade é avaliada e alocada e o que esses mecanismos significam para os ativos que participam do sistema atualmente.

Resumo executivo:

• O WEM é um mercado de região única, com um preço atacadista. Ele cobre a maior parte da demanda de eletricidade da Austrália Ocidental.
• A geração térmica representa 60% da matriz de geração.
• A capacidade de armazenamento em baterias dobrou nos últimos 12 meses, atingindo 1,4 GW em dezembro de 2025.
• Os geradores recebem receita tanto do mercado de energia quanto do mercado de capacidade.

O WEM é o maior mercado de energia da Austrália Ocidental

O WEM opera como um mercado de região única, com um preço atacadista, centralizado na área de carga de Perth. Ele se estende ao norte até Kalbarri, ao sul até Albany e a leste até Kalgoorlie, abrangendo a maior parte da população e da demanda de eletricidade do estado.

A rede do WEM, conhecida como Sistema Interligado do Sudoeste (SWIS), possui mais de 8.000 km de linhas de transmissão e 90.000 km de linhas de distribuição, conectando cerca de 1,2 milhão de residências e empresas. Essa rede suporta uma matriz diversificada de geração e sustenta os processos de despacho, liquidação e confiabilidade do WEM.

O WEM é consideravelmente menor que o NEM, com uma demanda operacional máxima de cerca de 4,4 GW. Apresenta picos tanto no verão quanto no inverno. Os picos de verão são mais altos devido ao uso intenso de ar-condicionado no final da tarde. A demanda máxima no inverno é menor, porém mais prolongada, impulsionada pelo aquecimento e pelo consumo durante as noites.

O sistema também atende grandes cargas industriais ligadas à mineração, processamento mineral, produção e exportação de gás. Grandes consumidores incluem refinarias de alumina, plantas de processamento mineral e outras instalações com alto consumo energético. O consumo industrial representa cerca de 40–45% da demanda operacional anual no SWIS.

A geração térmica supre a maior parte dessa demanda, mas nos últimos anos a matriz tem migrado para fontes renováveis.

A geração térmica atende cerca de 60% da demanda no WEM

O parque gerador inclui 1,2 GW de capacidade a carvão mineral e 3,4 GW de usinas a gás, que juntos formam a maior parte do suprimento despachável do sistema. A energia solar em telhados é a maior fonte de capacidade renovável, com cerca de 3 GW, podendo atender até 80% da demanda subjacente em condições favoráveis.

A energia solar em larga escala ainda é limitada, sendo o vento a principal fonte de renováveis em escala de rede. O sistema já conta com vários grandes ativos de armazenamento em baterias (>100 MW), todos com duração de quatro horas, exceto a instalação piloto inicial.

Quase 1,7 GW de geração térmica devem ser retirados do SWIS na próxima década, incluindo toda a frota de carvão. O WEM ESOO 2025 da AEMO prevê o fechamento de todas as unidades restantes a carvão até o final de 2029, para cumprir a meta estadual de retirar todas as usinas de carvão do governo até 2030.

O armazenamento em larga escala terá papel central na gestão da saída do carvão e na manutenção da segurança do sistema.

O mercado: Geradores recebem receita tanto do mercado em tempo real quanto do mercado de capacidade

O WEM opera com dois mecanismos principais: um mercado de energia em tempo real (mercado de balanceamento) e um mercado anual de capacidade (Mecanismo de Reserva de Capacidade). O mercado de balanceamento gerencia o despacho e a formação de preços a cada cinco minutos, garantindo o equilíbrio entre oferta e demanda em tempo real. O mercado de capacidade assegura capacidade suficiente para atender o pico de demanda previsto. Juntos, esses mecanismos coordenam a operação de curto prazo e a confiabilidade de longo prazo do sistema.

Esse modelo se reflete no mercado de balanceamento, que gerencia o despacho em tempo real e a formação de preços.

O mercado de balanceamento alinha oferta e demanda em tempo real com granularidade de cinco minutos

A AEMO opera o mercado usando o WEM-Dispatch Engine (WEM-DE) para liquidar oferta e demanda a cada 5 minutos. Esse é o chamado mercado de balanceamento. O WEM-DE utiliza metodologia de despacho semelhante à versão do NEM (NEM-DE), co-otimizando entre o mercado de balanceamento e os Serviços Essenciais de Sistema Co-otimizados em Frequência (FCESS), considerando ofertas, restrições de transmissão e segurança da rede.

Em dezembro de 2025, o piso do preço do mercado de balanceamento está em –$1.000/MWh, com teto de $1.000/MWh. Contudo, a AEMO ajusta dinamicamente o teto em ±$100/MWh conforme as condições do mercado.

A combinação de um teto de preço baixo e demanda moderada fez com que a entrada de grandes baterias reduzisse significativamente a volatilidade. Kwinana foi a primeira bateria a entrar em operação em maio de 2023, iniciando esse movimento. Ainda assim, o rápido crescimento da solar em telhados e múltiplas falhas em usinas a carvão compensaram esse efeito, mantendo alta volatilidade ao longo de 2024.

A entrada em operação de Kwinana 2 (225 MW / 900 MWh) e Collie 1 (219 MW / 877 MWh) no final de 2024 comprimiu significativamente os spreads, limitando as oportunidades de arbitragem no mercado de balanceamento.

O controle de frequência é feito pelo mercado FCESS

A AEMO opera cinco Serviços Essenciais de Sistema Co-otimizados em Frequência (FCESS), projetados para manter a frequência do sistema em 50 Hz:

• Regulation Raise (>49,95 Hz)
• Regulation Lower (<50,05 Hz)
• Contingency Reserve Raise (<49,95 Hz)
• Contingency Reserve Lower (>50,05 Hz)
• Serviço de Controle da Taxa de Variação de Frequência (RoCoF)

O mercado de Reserva de Contingência possui três prazos: Reserva de Contingência Rápida (6 segundos), Reserva de Contingência Lenta (60 segundos) e Reserva de Contingência Retardada (5 minutos).

Há também o Serviço de Reposição do Sistema, contratado pela AEMO segundo as regras do ESM.

O Mecanismo de Reserva de Capacidade remunera geradores por fornecer serviços de pico e flexibilidade

O teto de preço baixo limita a volatilidade dos preços de energia, então os geradores precisam de outra fonte de receita. Isso ocorre por meio do mercado de capacidade. A AEMO executa o ciclo de capacidade de outubro a setembro, adquirindo capacidade com dois anos de antecedência.

Os ativos recebem pagamentos mensais pela capacidade fornecida. Esses pagamentos são determinados por vários fatores, sendo o principal o Preço de Reserva de Capacidade de Referência (BRCP).

Uma bateria de 200 MW / 1200 MWh define o BRCP

A AEMO e a Economic Regulation Authority definem o BRCP como o custo anualizado de capital por megawatt de uma tecnologia de referência. Isso inclui também custos fixos de O&M, combustível, seguro e índices de reajuste. Antes, a AEMO usava uma OCGT de 160 MW como referência, mas em setembro de 2025 passou a utilizar uma bateria de lítio de 200 MW / 1.200 MWh, acima da antiga especificação de 200 MW / 800 MWh.

O mercado define o Preço de Reserva de Capacidade (RCP) como um multiplicador entre 0,5 e 1,5 do BRCP, e esse valor determina os pagamentos de capacidade.

Em cada ciclo de capacidade, a AEMO especifica a necessidade de capacidade para serviços de pico e flexíveis (longa duração). Em seguida, atribui créditos de capacidade às instalações com base em vários critérios (explicados adiante). A razão entre créditos atribuídos e a meta forma o multiplicador do BRCP. Existem multiplicadores separados para critérios de pico e flexibilidade. Quando a capacidade atribuída excede a meta, o RCP fica abaixo do BRCP (como de 2005 a 2024). O oposto ocorre quando o mercado está subabastecido.

Ativos recebem Créditos de Capacidade Flexível (FCC) conforme sua capacidade de atender uma janela de seis horas

A AEMO define um bloco de seis horas à noite, chamado Intervalo de Obrigação de Recursos de Armazenamento Elétrico, que estabelece os critérios para FCC. Ativos capazes de cobrir todo o intervalo recebem o máximo de FCC para sua capacidade credenciada.

Baterias de menor duração não conseguem atender toda a janela e, por isso, não recebem o crédito total. Perdas de eficiência e degradação podem reduzir ainda mais o FCC.

Esse modelo incentiva a construção de baterias no WEM com pelo menos seis horas de duração para maximizar o valor no mercado de capacidade.

Ativos recebem Créditos de Capacidade de Pico conforme sua contribuição para reduzir o risco de falta de carga

Os Créditos de Capacidade de Pico (PCC) são atribuídos de acordo com a disponibilidade esperada do ativo durante períodos com maior Probabilidade de Falta de Carga (LOLP). A AEMO realiza modelagem probabilística para identificar intervalos de maior risco de energia não atendida e avalia a contribuição que cada instalação pode fornecer para reduzir esse risco.

Essa avaliação considera taxas de falha forçada, capacidade de despacho esperada, restrições de rede e premissas de desempenho específicas de cada tecnologia. A contribuição resultante define o número de PCCs atribuídos ao ativo.

A rede: Estrutura do SWIS e suas principais sub-regiões

Apesar de relativamente pequeno, o SWIS é dividido em 11 sub-regiões principais de geração e carga, cada uma com sua própria matriz de geração e características de transmissão.

Resumo das principais regiões:

• Norte (North Country, Mid West): Alta penetração de renováveis, mas fortemente limitada pela rede, com grandes cargas de mineração na região.
• Sudoeste (Collie, Bunbury, Muja): Base de robustez do sistema, historicamente dominada pelo carvão e agora em transição para baterias de grande porte e usinas de suporte, além de grandes processadoras de alumina.
• Metrópole / Kwinana (Perth Metro, Área Industrial de Kwinana): Centro de demanda com infraestrutura de rede robusta e maior concentração de geração a gás e armazenamento em baterias.
• Sudeste (Great Southern, leste de Goldfields): Capacidade limitada de conexão, com longas linhas de transmissão e demanda industrial significativa do processamento agrícola.

Fatores de Perda de Transmissão e Quantidades de Acesso à Rede moldam a economia dos ativos

Fatores de Perda de Transmissão (TLF) combinam os Fatores de Perda Marginal e de Distribuição de um ativo e quantificam as perdas na unidade marginal de energia ao se deslocar do gerador até o ponto de consumo. Esses fatores são aplicados diretamente à receita do ativo.

Quantidades de Acesso à Rede (NAQ) são os limites máximos de exportação que um gerador pode enviar para a rede. Um ativo não pode ser despachado ou credenciado acima do seu NAQ. Estudos de rede definem os NAQs determinando quanto a rede pode acomodar com segurança, além de refletir o histórico de proteção contra cortes do estado, onde geradores antigos têm prioridade de acesso e novos participantes ocupam o espaço restante.

A transição do WEM depende de flexibilidade, confiabilidade e acesso à rede

O WEM está entrando em um período de rápidas mudanças estruturais. A saída do carvão, o aumento da participação de renováveis e o papel crescente das baterias estão transformando tanto a operação quanto as receitas do sistema. O mercado de balanceamento, o FCESS e o mercado de capacidade têm papéis distintos na coordenação da confiabilidade e da segurança do sistema.

À medida que o sistema caminha para uma matriz dominada por renováveis, o armazenamento se torna central para garantir adequação, estabilidade de frequência e flexibilidade. Entender como o desenho do mercado do WEM interage com as capacidades tecnológicas será fundamental para investidores, desenvolvedores e formuladores de políticas à medida que o SWIS avança para sua próxima fase de desenvolvimento.