Das Resource Adequacy (RA) Programm von SPP stellt sicher, dass im Stromsystem genügend Kapazitäten vorhanden sind, um die zukünftige Nachfrage zu decken. SPP erreicht dies, indem Versorgungsunternehmen nachweisen müssen, dass sie über ausreichend Kapazitäten verfügen, um die Spitzenlast des kommenden Jahres abzudecken.
Im Sommer 2025 stammten 58 GW (85 %) dieser Kapazität aus eigenen Kraftwerken der Versorger, während die restlichen 9,8 GW (15 %) von unabhängigen Stromerzeugern beschafft wurden.
Für private Erzeuger bieten RA-Verträge stabile, risikoarme Kapazitätszahlungen, die die Grundlage für zukünftige Einnahmen bilden. Sie ermöglichen Zugang zu günstigeren Finanzierungen und erleichtern es Entwicklern, Kapital für den Baubeginn zu sichern.
Lesen Sie diesen Leitfaden zum SPP Resource Adequacy Markt weiter, um zu erfahren, wer die größten Abnehmer sind, wie viel Sie verdienen können und was Sie tun müssen, um einen Vertrag zu erhalten.
Wie Resource Adequacy in anderen ISOs funktioniert, erfahren Sie in unserem Leitfaden zum kalifornischen Resource Adequacy Markt.
Wichtige Erkenntnisse
- SPP betreibt keine zentrale Kapazitätsmarkt-Auktion. Erzeuger bieten Verträge mit einem der 64 Versorgungsunternehmen des Marktes an.
- Batterien können 24-100 % ihrer Nennleistung verkaufen, wobei Batterien mit einer Dauer von 6+ Stunden im Sommer einen höheren Anteil akkreditiert bekommen.
- Historisch lagen RA-Verträge bei 2–3 $/kW-Monat, aber es wird erwartet, dass diese steigen, da Strafzahlungen und Reserveanforderungen zunehmen.
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1. An wen verkaufen Erzeuger ihre Kapazität?
SPP hat keine zentrale Kapazitätsmarkt-Auktion. Erzeuger schließen Verträge direkt mit einem der 64 Versorgungsunternehmen und Energieanbieter ab, die als Load Responsible Entities (LREs) bekannt sind.
Diese LREs lassen sich in vier Gruppen einteilen:
- Börsennotierte Versorger: Große, gewinnorientierte Versorger. Sie besitzen den Großteil der Erzeugung und Übertragung in SPP – und kaufen die meiste RA-Kapazität.
- Genossenschaftliche Versorger: Gemeinnützige Versorger, die hauptsächlich ländliche Gebiete versorgen.
- Städtische Versorger: Öffentliche Versorger, die Einwohner innerhalb einer Stadt beliefern.
- Öffentliche Energieagenturen: Staatliche Versorger, die auf Stadt- oder Regionalebene tätig sind.
Börsennotierte Versorger bedienen 58 % der Last im SPP und kaufen 49 % der im bilateralen Resource Adequacy Markt beschafften Kapazität.
Trotzdem stellen börsennotierte Versorger nur fünf der zehn größten Käufer am Markt. Versorger mit geringerer Last besitzen meist weniger eigene Erzeugung und decken einen größeren Anteil ihres RA-Bedarfs über private Erzeuger ab.
Western Farmers Energy Services beispielsweise kaufte 42 % (960 MW) ihres RA-Bedarfs von unabhängigen Stromerzeugern und gehörte damit 2025 zu den Top 5 Kapazitätsabnehmern.
2. Wie viel Kapazität kann eine Batterie verkaufen?
Erzeuger können für Resource Adequacy nur bis zu ihrer akkreditierten Nennleistung verkaufen.
Bei Batterien basiert der Anteil der akkreditierten Nennleistung auf zwei Kriterien:
- Vier-Stunden-Mindestdauer: Jede Batterie muss in der Lage sein, ihre Leistung mindestens vier Stunden am Stück bereitzustellen. Systeme mit kürzerer Dauer werden auf eine Vier-Stunden-Äquivalenz abgewertet (z. B. zwei Stunden → 50 % der Nennleistung).
- ELCC-Akkreditierungsfaktor: Die Nennleistung wird dann mit einem Akkreditierungsfaktor angepasst, der in der jährlichen Effective Load-Carrying Capability (ELCC) Studie von SPP festgelegt wird. Die Faktoren variieren je nach Dauer und Saison.
Die akkreditierte Kapazität, die verkauft werden darf, ergibt sich aus der vierstündig angepassten Nennleistung multipliziert mit dem ELCC-Faktor der jeweiligen Saison.
Im Jahr 2026 waren nur Batterien mit acht Stunden Dauer im Sommer berechtigt, 100 % ihrer Nennleistung zu verkaufen.
Warum sind Batterie-Akkreditierungen im Winter niedriger?
Der ELCC-Akkreditierungsfaktor einer Batterie hängt davon ab, wie „zuverlässig“ ihre Kapazität in den belastungsintensivsten Zeiten der Saison ist.
Im Winter werden Lastunterdeckungsszenarien durch Windflauten und Kälteeinbrüche mit Ausfällen bei Gas- und Kohlekraftwerken bestimmt. Die Last wird durch Heizen getrieben und führt zu langen, plateauartigen Spitzen statt zu kurzen Spitzen.
Diese Engpässe können mehrere Stunden bis Tage andauern. Die Kapazität von zeitlich begrenzten Ressourcen (z. B. Batteriespeicher) hilft bei diesen Engpässen wenig und wird entsprechend abgewertet.
Im Sommer hingegen werden Lastunterdeckungsszenarien durch abendliche Lastspitzen verursacht. Schnell reagierende, zeitlich begrenzte Erzeuger wie Batterien können diesen Bedarf decken, weshalb ihr ELCC-Faktor höher ist.
ELCC-Werte ändern sich jährlich und die Auszahlungen richten sich danach
Kapazitätsverträge bezahlen für die akkreditierte Kapazität, die ein Erzeuger zusagt. Falls zukünftige Studien die akkreditierte Kapazität reduzieren, regelt der Vertrag, wie damit umgegangen wird.
3. Wie viel zahlen Resource Adequacy Verträge?
Historisch lagen die Preise für Resource Adequacy Verträge bei etwa 2–3 $/kW-Monat, aber in den nächsten Jahren wird ein Anstieg erwartet – aus zwei Gründen.
Erstens wird der Strafpreis für Versorger, die zu wenig RA-Kapazität vorhalten, steigen. Diese Strafen bilden die Obergrenze für RA-Zahlungen, denn Versorger zahlen rationalerweise nur so viel für RA, wie es sie kosten würde, einen Mangel zu riskieren.
SPP berechnet Versorgern für jede fehlende Kapazitätseinheit eine Strafzahlung. Dieser Preis beginnt beim 1,25-fachen der Cost of New Entry (CONE) für den Bau einer Gasturbine – der schnellsten und günstigsten Möglichkeit, neue steuerbare Kapazität bereitzustellen. Je nach Mangel steigt die Strafe weiter an.
Im Jahr 2026 wird diese Referenz-CONE voraussichtlich von 85,61 $/kW-Jahr auf 139,85 $/kW-Jahr steigen, um den gestiegenen Kosten für neue Turbinen Rechnung zu tragen. Das bedeutet, dass die höchste Strafe – das Doppelte der CONE – um 64 % steigt, von 171 $/kW-Jahr (14,2 $/kW-Monat) auf 280 $/kW-Jahr (23,3 $/kW-Monat).
Trotzdem bleiben die Kapazitätspreise mit rund 2–3 $/kW-Monat deutlich unter der aktuellen Obergrenze von 14,2 $. Das liegt daran, dass Erzeuger wettbewerbsfähig bieten, um Verträge zu gewinnen, was die Preise drückt.
Steigende Reserveanforderungen könnten RA-Preise erhöhen
Zweitens wird erwartet, dass die Kapazitätspreise aufgrund steigender Reserveanforderungen steigen. Versorger müssen einen größeren Anteil über ihre Spitzenlast hinaus beschaffen, um die Resource Adequacy Anforderungen zu erfüllen.
Ab 2026 steigen die Reserveanforderungen im Sommer von 15 % auf 16 %, und im Winter wird eine neue Reserve von 36 % eingeführt. Dies dürfte die Überkapazität am Markt verringern und die Preise erhöhen.
Mit steigenden Reserveanforderungen und Referenz-CONE riskieren Versorger sowohl im Sommer als auch im Winter einen Mangel, weshalb Erzeuger voraussichtlich höhere Gebote abgeben werden – bei anhaltendem Wettbewerb.
4. Wie erhält man einen Resource Adequacy Vertrag?
Resource Adequacy Verträge werden in der Regel als reine Kapazitätsbeschaffungsverträge (Capacity Procurement Agreements, CPAs) abgeschlossen. Sie laufen über 1 bis 3 Jahre und werden von den Versorgern 1 bis 2 Jahre im Voraus beschafft.
Erzeuger können ihre Kapazität für die Sommeranforderung (1. Juni bis 30. September) oder ab 2025 für die neue Winteranforderung (1. Dezember bis 31. März) anbieten.
Größere Versorger beschaffen Kapazität über Ausschreibungen (RFPs), die auf ihren Webseiten veröffentlicht werden. Kleinere Städte und Genossenschaften nehmen über gemeinsame Agenturen teil, die die Beschaffung für sie bündeln.
In den Ausschreibungen wird festgelegt, wie viel Kapazität benötigt wird, wann sie benötigt wird und ob der Erzeuger an einem bestimmten Standort sein muss.
Welche Verpflichtungen ergeben sich für Batterien aus diesen Verträgen?
Um diese Verträge zu erhalten, müssen Batterien ihre Kapazitäten jährlich von SPP akkreditieren lassen und die Ergebnisse beim Versorger einreichen.
Außerdem müssen sie Lieferbarkeitsstudien durchlaufen, um sicherzustellen, dass ihre akkreditierte Kapazität während der Spitzenlast verfügbar ist.
Diese beiden Studien ergeben die akkreditierte und lieferbare Kapazität einer Batterie – das ist die Kapazität, die in RA-Verträgen verkauft wird.
Schließlich muss die Batterie während der gesamten Vertragslaufzeit verfügbar sein.
SPP testet die Verfügbarkeit nicht explizit, überwacht aber Ressourcen während großer Engpasssituationen. Reagiert eine RA-kontrahierte Ressource nicht, kann SPP ihre akkreditierte Kapazität reduzieren.
Erzeuger füllen dann ein Resource Adequacy Workbook mit den Ergebnissen ihrer Studien und Vertragsdetails aus und reichen es bis zum 15. Februar bei SPP ein.
