Das Resource Adequacy (RA)-Programm von SPP verpflichtet Energieversorger nachzuweisen, dass sie über genügend eigene oder vertraglich gesicherte Erzeugungskapazitäten verfügen, um die Spitzenlast des Folgejahres abzudecken.

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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 diese privaten Erzeuger bieten RA-Verträge stabile, risikoreduzierte Zahlungen, die die Grundlage für künftige Einnahmen bilden. Der feste Zahlungsstrom sorgt dafür, dass Projekte ihre Kreditverpflichtungen bedienen können. Das erleichtert die Kapitalbeschaffung für den Baustart erheblich.

Lesen Sie diesen Leitfaden zum Resource Adequacy Markt von SPP weiter, um zu erfahren, wer die größten Abnehmer sind, wie viel Sie verdienen können und was Sie tun müssen, um einen Vertrag abzuschließen.

Wichtigste Erkenntnisse

• SPP führt keine zentrale Kapazitätsauktion durch. Erzeuger bieten Verträge direkt bei einem der 64 Versorgungsunternehmen an.
• Batterien werden für den Verkauf von 24–100 % ihrer Nennleistung akkreditiert, mit höheren Anteilen für 6+ Stunden-Batterien in der Sommer-Resource-Adequacy-Saison.
• Historisch zahlten RA-Verträge $2–3/kW-Monat, aber es wird erwartet, dass die Preise steigen, da Strafzahlungen bei Defiziten zunehmen und die Reserve-Margen enger werden.

​Aktualisiert am 8. April 2026: Eine frühere Version dieses Artikels gab an, dass Resource Adequacy-Verträge $2–3/kW zahlen. Dies wurde auf $3–5/kW angepasst, entsprechend neueren Analysen zum Wert von Kapazitätsverträgen bei SPP.

1. An wen verkaufen Erzeuger ihre Kapazität?

SPP hat keine zentrale Kapazitätsmarktauktion. Erzeuger schließen Verträge direkt mit einem der 64 Versorgungsunternehmen und Energielieferanten ab, die als Load Responsible Entities (LREs) bezeichnet werden.

Diese LREs lassen sich in vier Gruppen einteilen:

1. Börsennotierte Versorger: Große, gewinnorientierte Versorgungsunternehmen. Sie besitzen den Großteil der Erzeugungs- und Übertragungsanlagen bei SPP – und kaufen die meiste RA-Kapazität.
2. Genossenschaftliche Versorger: Gemeinnützige Versorger, die vor allem ländliche Regionen bedienen.
3. Städtische Versorger: Öffentliche Versorgungsunternehmen, die Einwohner innerhalb einer Stadt versorgen.
4. Public Power Agencies: Staatliche Versorger, die Dienstleistungen auf Stadt- oder Regionalebene anbieten.

Börsennotierte Versorger bedienen 58 % der Last bei SPP und kaufen 49 % der im bilateralen Resource Adequacy Markt beschafften Kapazität.

Trotz der größten Beschaffungsmenge machen börsennotierte Versorger nur fünf der zehn größten Abnehmer im Markt aus. Versorger mit geringerer Last besitzen meist weniger eigene Erzeugung und kaufen einen größeren Anteil ihres RA-Bedarfs von privaten Erzeugern.

Western Farmers Energy Services beispielsweise kaufte 42 % (960 MW) seines RA-Bedarfs von unabhängigen Stromerzeugern und gehörte damit 2025 zu den fünf größten Kapazitätsabnehmern.

2. Wie viel Kapazität kann eine Batterie verkaufen?

Erzeuger dürfen nur bis zur akkreditierten Nennleistung Kapazität für Resource Adequacy verkaufen.

Bei Batterien richtet sich der akkreditierte Anteil der Nennleistung nach zwei Kriterien:

1. Vier-Stunden-Mindestdauer: Jede Batterie muss mindestens vier Stunden ununterbrochen Leistung liefern können. Systeme mit kürzerer Dauer werden auf das Vier-Stunden-Äquivalent abgewertet (z. B. zwei Stunden → 50 % der Nennleistung).
2. ELCC-Akkreditierungsfaktor: Die Nennleistung wird anschließend 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 Multiplikation der vierstündig angepassten Nennleistung einer Batterie mit dem ELCC-Faktor für die jeweilige Saison ergibt die akkreditierte Kapazität, die verkauft werden darf.

Im Jahr 2026 waren nur achtstündige Batterien im Sommer berechtigt, 100 % ihrer Nennleistung zur Verfügung zu stellen.

Warum sind die Batterie-Kapazitätsakkreditierungen im Winter niedriger?

Der ELCC-Akkreditierungsfaktor einer Batterie hängt davon ab, wie „zuverlässig“ ihre Kapazität in den jeweils angespanntesten Zeiten der Saison ist.

Im Winter werden Versorgungslücken durch Windflauten und Kälteeinbrüche verursacht, die zu Ausfällen bei Gas- und Kohlekraftwerken führen. Die Last wird durch Heizbedarf getrieben, was zu langen, plateauartigen Spitzen führt, statt zu kurzen Lastspitzen.

Diese Engpässe können mehrere Stunden bis Tage dauern. Die Kapazität von zeitlich begrenzten Ressourcen (z. B. Energiespeicher) trägt dann wenig zur Lösung bei und wird dementsprechend abgewertet.

Im Sommer hingegen werden Versorgungslücken durch abendliche Lastspitzen verursacht. Schnell reagierende, zeitlich begrenzte Erzeuger wie Batterien können diesen Bedarf kurzfristig decken, sodass ihr ELCC-Faktor höher ist.

ELCC-Werte ändern sich jährlich, und die Vergütung richtet sich danach

Kapazitätsverträge vergüten die akkreditierte Kapazität, die ein Erzeuger bereitstellt. Falls zukünftige Studien die akkreditierte Kapazität reduzieren, regelt der Vertrag, wie dies berücksichtigt wird. ​

3. Wie viel zahlen Resource Adequacy-Verträge?

​Die Preise für Resource Adequacy-Verträge lagen historisch bei etwa $3–5/kW-Monat, doch für die nächsten Jahre wird mit steigenden Zahlungen gerechnet – aus drei Gründen.

Erstens wird der Strafpreis für Versorger, die zu wenig RA-Kapazität vorhalten, angehoben. Diese Strafzahlungen setzen die Obergrenze für RA-Zahlungen, da Versorger rational nur bis zu diesem Wert bereit sind zu zahlen.