Le programme d’Adéquation des ressources (RA) du SPP est conçu pour garantir que le système électrique dispose d’une offre suffisante pour répondre à la demande future. Le SPP y parvient en exigeant des fournisseurs d’électricité qu’ils prouvent qu’ils disposent de la capacité nécessaire pour couvrir la pointe de consommation de l’année à venir.
À l’été 2025, 58 GW (85 %) de cette capacité provenaient des propres centrales des fournisseurs, tandis que les 9,8 GW restants (15 %) étaient achetés auprès de producteurs indépendants d’électricité.
Pour les producteurs privés, les contrats RA offrent des paiements de capacité stables et sécurisés, qui constituent la base des revenus futurs. Cela permet d’accéder à des financements moins coûteux, facilitant ainsi l’obtention de capitaux pour lancer la construction.
Poursuivez la lecture de ce guide sur le marché de l’Adéquation des ressources du SPP pour découvrir qui sont les principaux clients, combien vous pouvez espérer gagner et quelles démarches entreprendre pour obtenir un contrat.
Pour voir comment fonctionne l’Adéquation des ressources dans d’autres ISO, consultez notre guide sur le marché de l’Adéquation des ressources en Californie.
Points clés à retenir
- Le SPP ne gère pas d’enchères centralisées pour le marché de capacité. Les producteurs négocient des contrats avec l’une des 64 compagnies d’électricité du marché.
- Les batteries peuvent vendre entre 24 et 100 % de leur capacité nominale, avec des proportions plus élevées pour les batteries de 6 heures ou plus durant la saison estivale d’Adéquation des ressources.
- Historiquement, les contrats RA ont rémunéré 2 à 3 $/kW-mois, mais ce montant devrait augmenter avec le renforcement des pénalités pour déficit et la réduction des marges de réserve.
Des questions sur les contrats d’Adéquation des ressources au SPP ?
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1. À qui les producteurs vendent-ils leur capacité ?
Le SPP ne dispose pas de marché centralisé de capacité. Les producteurs contractent directement avec l’une des 64 compagnies d’électricité et fournisseurs d’énergie, appelés Entités Responsables de la Charge (LREs).
Ces LREs se répartissent en quatre groupes :
- Compagnies d’électricité privées : Grandes entreprises à but lucratif. Elles possèdent la majorité de la production et du transport d’électricité dans le SPP – et achètent la plus grande part de capacité RA.
- Coopératives : Fournisseurs à but non lucratif, principalement en zones rurales.
- Services municipaux : Fournisseurs publics desservant les habitants d’une ville.
- Agences publiques d’électricité : Fournisseurs détenus par des collectivités, opérant à l’échelle locale ou régionale.
Les compagnies privées desservent 58 % de la charge du SPP et achètent 49 % de la capacité négociée sur le marché bilatéral RA.
Mais malgré leur volume d’achat, les compagnies privées ne représentent que cinq des dix plus gros acheteurs du marché. Les fournisseurs avec une charge plus faible possèdent généralement moins de moyens de production et achètent donc une plus grande part de leur besoin RA auprès de producteurs privés.
Western Farmers Energy Services, par exemple, a acheté 42 % (960 MW) de son besoin RA auprès de producteurs indépendants, ce qui en fait l’un des cinq plus gros clients pour la capacité en 2025.
2. Quelle quantité de capacité une batterie peut-elle vendre ?
Les producteurs ne peuvent vendre que jusqu’à leur capacité nominale accréditée pour l’Adéquation des ressources.
Pour les batteries, la part de capacité nominale accréditée repose sur deux critères :
- Minimum de quatre heures : Chaque batterie doit pouvoir fournir sa puissance pendant au moins quatre heures consécutives. Les systèmes de plus courte durée sont ajustés à un équivalent quatre heures (ex. deux heures → 50 % de la capacité nominale).
- Facteur d’accréditation ELCC : la puissance nominale est ensuite ajustée selon un facteur fixé par l’étude annuelle d’Effective Load-Carrying Capability (ELCC) du SPP. Ce facteur varie selon la durée et la saison.
Multiplier la puissance nominale ajustée sur quatre heures d’une batterie par le facteur ELCC de la saison donne la capacité accréditée qu’elle peut vendre.
En 2026, seules les batteries de huit heures étaient qualifiées pour fournir 100 % de leur capacité nominale en été.
Pourquoi l’accréditation de capacité des batteries est-elle plus faible en hiver ?
Le facteur 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 perte de charge sont dus à des baisses de production éolienne et à des vagues de froid provoquant des pannes dans les centrales à gaz et à charbon. La demande est tirée par le chauffage, ce qui génère des pics longs et étalés plutôt que des pointes brèves.
Ces contraintes peuvent durer plusieurs heures, voire plusieurs jours. La capacité fournie par des ressources à durée limitée (c’est-à-dire le stockage) n’aide pas à résoudre ces situations et est donc déclassée.
En été, à l’inverse, les scénarios de perte de charge sont causés par des pointes de demande en soirée. Les batteries, rapides et à durée limitée, peuvent répondre efficacement, ce qui augmente leur facteur ELCC.
Les valeurs ELCC évoluent chaque année, et les paiements sont définis en fonction
Les contrats de capacité rémunèrent la capacité accréditée qu’un producteur s’engage à fournir. Si les études futures réduisent la capacité accréditée, le contrat prévoit la manière dont cela est pris en compte.
3. Combien paient les contrats d’Adéquation des ressources ?
Les prix des contrats RA ont historiquement évolué autour de 2 à 3 $/kW-mois, mais les paiements devraient augmenter dans les prochaines années, pour deux raisons.
Premièrement, le montant des pénalités pour déficit de capacité RA va augmenter. Ces pénalités fixent le plafond des paiements RA, car logiquement, les fournisseurs ne paieraient pas plus cher que le coût de rester déficitaire.
Le SPP facture aux fournisseurs chaque unité de capacité déficitaire. Cette pénalité commence à 1,25 fois le coût d’entrée (CONE) pour construire une turbine à combustion simple – la manière la plus rapide et économique d’ajouter de la capacité pilotable. Les pénalités augmentent selon le niveau de déficit.
En 2026, ce CONE de référence devrait passer de 85,61 $/kW-an à 139,85 $/kW‑an pour refléter la hausse des coûts des nouvelles turbines. Ainsi, la pénalité maximale – fixée à deux fois le CONE – grimpe de 64 %, passant de 171 $/kW-an (14,2 $/kW-mois) à 280 $/kW-an (23,3 $/kW-mois).
Mais les prix de capacité sont restés autour de 2 à 3 $/kW-mois, bien en dessous du plafond actuel de 14,2 $. Cela s’explique par la forte concurrence entre producteurs pour décrocher les contrats, ce qui tire les prix vers le bas.
Des marges de réserve en hausse pourraient faire grimper les prix des contrats RA
La seconde raison de la hausse attendue des prix de capacité est l’augmentation des marges de réserve. Les fournisseurs doivent sécuriser une part plus importante au-delà de leur pointe pour respecter les exigences RA.
Dès 2026, les marges de réserve passeront de 15 % à 16 % en été, et une nouvelle marge de 36 % sera introduite en hiver. Cela devrait réduire la capacité excédentaire du marché et augmenter les prix de capacité.
Avec la hausse des marges de réserve et du CONE de référence, les fournisseurs risquent d’être déficitaires en été comme en hiver, ce qui devrait pousser les producteurs à augmenter leurs offres tout en restant compétitifs.
4. Comment obtenir un contrat d’Adéquation des ressources
Les contrats RA prennent généralement la forme d’achats de capacité uniquement, appelés Accords de Fourniture de Capacité (CPA). Ces contrats couvrent 1 à 3 ans de livraison RA, et sont attribués 1 à 2 ans à l’avance.
Les producteurs peuvent vendre leur capacité pour la saison estivale (du 1er juin au 30 septembre), ou, dès 2025, pour la nouvelle saison hivernale (du 1er décembre au 31 mars).
Les grandes compagnies d’électricité lancent des appels d’offres (RFP) publiés sur leurs sites web. Les petites municipalités et coopératives participent via des agences collectives qui regroupent et organisent les achats pour leur compte.
Les appels d’offres précisent la capacité recherchée, les échéances et, le cas échéant, les exigences géographiques pour les producteurs.
Quelles obligations ces contrats imposent-ils aux batteries ?
Pour obtenir ces accords, les batteries doivent faire accréditer leur capacité chaque année par le SPP et transmettre les résultats au fournisseur.
Elles doivent aussi passer des études de disponibilité (deliverability) pour garantir que la capacité accréditée sera accessible au réseau lors des pics de charge.
Ces deux études déterminent la capacité accréditée et disponible de la batterie, qui sera vendue dans les accords RA.
Enfin, la batterie doit être disponible pendant toute la durée du contrat.
Le SPP ne réalise pas explicitement de tests de performance pour vérifier la disponibilité, mais il surveille les ressources lors des événements critiques. Si une ressource sous contrat RA ne répond pas, le SPP peut réduire sa capacité accréditée.
Les producteurs remplissent ensuite un « Resource Adequacy Workbook » avec les résultats des études et les informations contractuelles, à soumettre au SPP avant la date limite du 15 février.
