El programa de Suficiencia de Recursos (RA) de SPP está diseñado para garantizar que el sistema eléctrico cuente con suficiente suministro para cubrir la demanda futura. SPP logra esto exigiendo a las empresas eléctricas que demuestren tener la capacidad necesaria para satisfacer la demanda máxima del año siguiente.
En el verano de 2025, 58 GW (85%) de esta capacidad provino de generadores propios de las empresas eléctricas, mientras que los 9,8 GW restantes (15%) se adquirieron a Productores Independientes de Energía.
Para los generadores privados, los contratos RA ofrecen pagos de capacidad estables y con menor riesgo, que constituyen la base de los ingresos futuros. Esto facilita el acceso a financiamiento más barato, permitiendo a los desarrolladores conseguir capital para iniciar la construcción.
Continúa leyendo esta guía sobre el mercado de Suficiencia de Recursos de SPP para descubrir quiénes son los mayores clientes, cuánto puedes ganar y qué debes hacer para asegurar un contrato.
Para conocer cómo funciona la Suficiencia de Recursos en otros ISOs, revisa nuestra guía sobre el mercado de Suficiencia de Recursos en California.
Puntos clave
- SPP no realiza una subasta centralizada de capacidad. Los generadores ofertan contratos con cualquiera de las 64 empresas eléctricas del mercado.
- Las baterías pueden acreditar entre el 24% y el 100% de su capacidad nominal, con mayores proporciones para baterías de más de 6 horas durante la temporada de Suficiencia de Recursos de verano.
- Históricamente, los contratos RA han pagado entre $2-3/kW-mes, pero se espera que aumenten a medida que suban las penalizaciones por déficit y se reduzcan los márgenes de reserva.
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1. ¿A quién venden su capacidad los generadores?
SPP no cuenta con una subasta centralizada de capacidad. Los generadores contratan directamente con cualquiera de las 64 empresas eléctricas y proveedores de energía, conocidos como Entidades Responsables de la Carga (LREs).
Estas LREs se dividen en cuatro grupos:
- Empresas eléctricas de inversores: Grandes empresas con fines de lucro. Poseen la mayor parte de la generación y transmisión en SPP, y compran la mayor cantidad de capacidad RA.
- Cooperativas eléctricas: Empresas sin fines de lucro que atienden principalmente zonas rurales.
- Empresas municipales: Empresas públicas que atienden a los residentes de una ciudad.
- Agencias Públicas de Energía: Empresas de propiedad gubernamental que prestan servicios a nivel municipal o regional.
Las Empresas Eléctricas de Inversores atienden el 58% de la carga en SPP y compran el 49% de la capacidad adquirida en el mercado bilateral de Suficiencia de Recursos.
Pero a pesar de adquirir la mayor capacidad, las Empresas Eléctricas de Inversores representan solo cinco de los diez principales compradores del mercado. Las empresas con menores requerimientos de carga suelen poseer menos generación y compran una mayor proporción de su necesidad RA a generadores privados.
Por ejemplo, Western Farmers Energy Services adquirió el 42% (960 MW) de su requerimiento RA a Productores Independientes de Energía, convirtiéndose en uno de los cinco principales compradores de capacidad en 2025.
2. ¿Cuánta capacidad puede vender una batería?
Los generadores solo pueden vender hasta su capacidad nominal acreditada para Suficiencia de Recursos.
En el caso de las baterías, la proporción de su capacidad nominal que se acredita se basa en dos criterios:
- Mínimo de cuatro horas: Cada batería debe ser capaz de suministrar su potencia durante al menos cuatro horas continuas. Los sistemas de menor duración se ajustan a un equivalente de cuatro horas (por ejemplo, dos horas → 50% de la capacidad nominal).
- Factor de acreditación ELCC: la potencia nominal se ajusta según un factor de acreditación definido en el estudio anual de Capacidad Efectiva de Carga (ELCC) de SPP. Los factores varían según la duración y la temporada.
Multiplicar la potencia nominal ajustada a cuatro horas de una batería por el factor ELCC correspondiente a la temporada da la capacidad acreditada que puede vender.
En 2026, solo las baterías de ocho horas calificaron para ofrecer el 100% de su capacidad nominal en verano.
¿Por qué las acreditaciones de capacidad de baterías son menores en invierno?
El factor de acreditación ELCC de una batería depende de cuán “fiable” es su capacidad durante los momentos de mayor restricción de suministro de la temporada.
En invierno, los escenarios de pérdida de carga se definen por la escasez de generación eólica y las olas de frío que provocan cortes en plantas de gas y carbón. La demanda se debe a la calefacción, lo que genera picos largos y sostenidos en lugar de picos breves.
Estas restricciones pueden durar desde varias horas hasta días. La capacidad de recursos limitados por duración (es decir, almacenamiento de energía) no ayuda a resolver estos problemas y, por tanto, se reduce su acreditación.
En verano, en cambio, los escenarios de pérdida de carga se deben a picos vespertinos en la demanda neta. Generadores de respuesta rápida y duración limitada, como las baterías, pueden responder rápidamente a esta necesidad, por lo que su factor ELCC es mayor.
Los valores ELCC cambian cada año y los pagos se definen en torno a ellos
Los contratos de capacidad pagan por la capacidad acreditada que un generador acuerda proporcionar. Si en estudios futuros se reduce la capacidad acreditada, el contrato especifica cómo se ajusta esto.
3. ¿Cuánto pagan los contratos de Suficiencia de Recursos?
Históricamente, los precios de los contratos RA han rondado los $2-3/kW-mes, pero se prevé que los pagos aumenten en los próximos años por dos razones.
Primero, el precio de la penalización para la empresa eléctrica por no cumplir con la capacidad RA aumentará. Estas penalizaciones establecen el tope para los pagos RA, ya que racionalmente, las empresas solo pagarían hasta el monto que les costaría quedarse en déficit.
SPP cobra a las empresas eléctricas por cada unidad de capacidad deficitaria. El precio de la penalización comienza en 1,25 veces el Costo de Nueva Entrada (CONE) para construir una turbina de ciclo simple, la forma más rápida y económica de añadir capacidad despachable. Las penalizaciones aumentan según el nivel de déficit de la empresa.
En 2026, se espera que este CONE de referencia suba de $85,61/kW-año a $139,85/kW‑año, en línea con el aumento de los costos de nuevas turbinas. Así, la penalización máxima —establecida en el doble del CONE— se incrementa un 64%, de $171/kW-año ($14,2/kW-mes) a $280/kW-año ($23,3/kW-mes).
Sin embargo, los precios de la capacidad se han mantenido en torno a $2-3/kW-mes, muy por debajo del tope actual de $14,2. Esto se debe a que los generadores suelen ofertar de forma competitiva para ganar contratos, presionando los precios a la baja.
El aumento de los márgenes de reserva puede incrementar los precios RA
La segunda razón por la que se espera que suban los precios de la capacidad es el aumento de los márgenes de reserva. Las empresas deben adquirir una mayor proporción sobre su demanda máxima para cumplir con los requisitos RA.
A partir de 2026, los márgenes de reserva aumentarán del 15% al 16% en verano, y se introducirá un nuevo margen del 36% en invierno. Esto reducirá la capacidad excedente del mercado y elevará los precios de la capacidad.
A medida que suban los márgenes de reserva y el CONE de referencia, las empresas eléctricas correrán mayor riesgo de déficit tanto en verano como en invierno, lo que se espera lleve a los generadores a elevar sus precios de oferta, manteniéndose competitivos.
4. ¿Cómo asegurar un contrato de Suficiencia de Recursos?
Los contratos de Suficiencia de Recursos suelen estructurarse como compras exclusivas de capacidad, conocidas como Acuerdos de Adquisición de Capacidad (CPA). Estos contratos cubren entre 1 y 3 años de entrega RA y se contratan 1 o 2 años antes por la empresa eléctrica.
Los generadores pueden contratar su capacidad para cumplir con el requisito de la temporada de verano (del 1 de junio al 30 de septiembre), o desde 2025, el nuevo requisito de invierno (del 1 de diciembre al 31 de marzo).
Las empresas eléctricas grandes adquieren capacidad mediante Solicitudes de Propuestas (RFPs) publicadas en sus sitios web. Las municipalidades y cooperativas más pequeñas participan a través de agencias conjuntas que agrupan y gestionan las compras en su nombre.
Las propuestas detallan cuánta capacidad necesita la empresa, cuándo la requiere y si el generador debe estar ubicado en una zona específica.
¿Qué obligaciones imponen estos contratos a las baterías?
Para asegurar estos acuerdos, las baterías deben tener su capacidad acreditada por SPP cada año y presentar los resultados a la empresa eléctrica.
Además, deben someterse a estudios de entregabilidad para garantizar que su capacidad acreditada esté disponible para el sistema en condiciones de máxima demanda.
Estos dos estudios determinan la capacidad acreditada y entregable de la batería, que es la capacidad que se vende en los acuerdos RA.
Por último, la batería debe estar disponible durante todo el periodo del contrato.
SPP no realiza pruebas de rendimiento explícitas para verificar la disponibilidad, pero sí monitorea los recursos durante eventos críticos de restricción de suministro. Si un recurso RA contratado no responde, SPP puede reducir su capacidad acreditada.
Luego, los generadores completan un Workbook de Suficiencia de Recursos con los resultados de sus estudios y acuerdos contractuales, y lo presentan a SPP antes del 15 de febrero.
