Le programme d’Adéquation des Ressources (RA) du SPP exige que les fournisseurs d’électricité prouvent qu’ils possèdent ou ont sous contrat suffisamment de capacité de production pour répondre à la demande de pointe de l’année suivante.

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À l’été 2025, 58 GW (85 %) de cette capacité provenaient des propres générateurs des fournisseurs, tandis que les 9,8 GW restants (15 %) étaient achetés auprès de producteurs indépendants.

Pour ces producteurs privés, les contrats RA assurent des paiements réguliers et sécurisés, qui constituent la base de leurs futurs revenus. Ce flux de revenus garanti permet de rembourser les charges d’emprunt, facilitant ainsi l’obtention de financements pour démarrer la construction.

Poursuivez la lecture de ce guide sur le marché de l’Adéquation des Ressources du SPP pour découvrir qui sont les plus gros acheteurs, combien vous pouvez espérer gagner et les démarches à suivre pour obtenir un contrat.

Points clés à retenir

• Le SPP n’organise pas d’enchère centralisée de marché de capacité. Les générateurs négocient des contrats avec l’une des 64 compagnies d’électricité du marché.
• Les batteries sont accréditées pour vendre entre 24 et 100 % de leur capacité nominale, avec des proportions plus élevées pour les batteries de 6 heures et plus lors de la saison estivale d’Adéquation des Ressources.
• Historiquement, les contrats RA ont versé 2-3 $/kW-mois, mais ce montant devrait augmenter avec la hausse des pénalités de déficit et le resserrement des marges de réserve.

​Mise à jour du 8 avril 2026 : une version précédente de cet article indiquait que les contrats d’Adéquation des Ressources payaient 2-3 $/kW. Cela a été corrigé à 3-5 $/kW, conformément aux analyses récentes sur la valeur des contrats de capacité dans le SPP.

1. À qui les générateurs vendent-ils leur capacité ?

Le SPP ne dispose pas d’enchère centralisée pour le marché de capacité. Les générateurs contractent directement avec l’une des 64 compagnies d’électricité et fournisseurs d’énergie, appelés Entités Responsables de la Charge (LRE).

Ces LRE se répartissent en quatre groupes :

1. Fournisseurs d’électricité privés : Grandes compagnies à but lucratif. Elles détiennent la majorité de la production et du transport dans le SPP — et achètent la plus grande part de capacité RA.
2. Coopératives électriques : Fournisseurs à but non lucratif desservant principalement les zones rurales.
3. Fournisseurs municipaux : Services publics gérés par les villes pour leurs habitants.
4. Agences publiques d’électricité : Fournisseurs appartenant à l’État, offrant des services à l’échelle locale ou régionale.

Les fournisseurs privés desservent 58 % de la charge du SPP et achètent 49 % de la capacité acquise sur le marché bilatéral d’Adéquation des Ressources.

Mais même s’ils achètent la plus grande part de capacité, les fournisseurs privés ne représentent que cinq des dix plus gros acheteurs du marché. Les fournisseurs ayant une charge plus faible détiennent moins de production et achètent donc une plus grande part de leurs besoins RA auprès de producteurs privés.

Western Farmers Energy Services, par exemple, a acheté 42 % (960 MW) de ses besoins RA auprès de producteurs indépendants, ce qui en fait l’un des cinq plus gros clients pour la capacité en 2025.

2. Quelle capacité une batterie peut-elle vendre ?

Les générateurs ne peuvent vendre que jusqu’à leur capacité nominale accréditée pour l’Adéquation des Ressources.

Pour les batteries, la part de leur capacité nominale accréditée dépend de deux critères :

1. Minimum de quatre heures : Chaque batterie doit pouvoir fournir sa puissance pendant au moins quatre heures consécutives. Les systèmes de plus courte durée sont déclassés à l’équivalent de quatre heures (ex. : deux heures → 50 % de la capacité nominale).
2. Facteur d’accréditation ELCC : la puissance nominale est ensuite ajustée par un facteur d’accréditation défini dans l’étude annuelle d’Efficacité de Capacité d’Emport de Charge (ELCC) du SPP. Les facteurs varient selon la durée et la saison.

Multiplier la puissance nominale ajustée sur quatre heures d’une batterie par le facteur ELCC correspondant à la saison donne la capacité accréditée qu’elle est autorisée à vendre.

En 2026, seules les batteries de huit heures qualifiées pouvaient fournir 100 % de leur capacité nominale en été.

Pourquoi les accréditations de capacité des batteries sont-elles plus faibles en hiver ?

Le facteur d’accréditation ELCC d’une batterie dépend de la « fiabilité » de sa capacité lors des périodes les plus tendues de la saison.

En hiver, les scénarios de défaillance sont dus à des baisses de production éolienne et à des vagues de froid provoquant des pannes dans les centrales à gaz et charbon. La demande est portée par le chauffage, ce qui crée des pics longs et étalés, plutôt que des pointes brèves.

Ces contraintes peuvent durer plusieurs heures voire plusieurs jours. La capacité fournie par les ressources limitées en durée (stockage d’énergie) n’aide pas à résoudre ces situations et est donc déclassée en conséquence.

À l’inverse, en été, les scénarios de défaillance sont dus à des pics de charge nette en soirée. Les générateurs réactifs et limités en durée comme les batteries peuvent répondre rapidement à ce besoin, d’où un facteur ELCC plus élevé.

Les valeurs ELCC varient d’une année sur l’autre et les paiements en dépendent

Les contrats de capacité rémunèrent la capacité accréditée qu’un générateur s’engage à fournir. Si les études futures réduisent la capacité accréditée, le contrat précisera comment cela est pris en compte. ​

3. Combien paient les contrats d’Adéquation des Ressources ?

​Les prix des contrats RA ont historiquement évolué autour de 3 à 5 $/kW-mois, mais les paiements devraient augmenter dans les prochaines années, pour trois raisons.

Premièrement, le prix de la pénalité pour déficit de capacité RA va augmenter. Ces pénalités fixent le plafond des paiements d’Adéquation des Ressources, car les fournisseurs rationnels ne paieraient pas plus pour la capacité RA que le coût du déficit.