Il programma Resource Adequacy (RA) di SPP richiede alle utility di dimostrare di possedere o aver contrattualizzato una capacità di generazione sufficiente a coprire il picco di domanda per l’anno successivo.

Nell’estate del 2025, 58 GW (85%) di questa capacità provenivano dai generatori di proprietà delle utility, mentre i restanti 9,8 GW (15%) sono stati acquistati da produttori indipendenti di energia.

Per questi generatori privati, i contratti RA garantiscono pagamenti costanti e privi di rischio che costituiscono la base per i ricavi futuri. Il flusso di entrate fisso assicura che i progetti possano rimborsare eventuali oneri di servizio del debito su un prestito. Questo rende più semplice ottenere capitali per avviare la costruzione.

Continua a leggere questa guida sul mercato Resource Adequacy di SPP per scoprire chi sono i maggiori clienti, quanto puoi aspettarti di guadagnare e cosa serve per ottenere un contratto.

Punti chiave

• SPP non gestisce un’asta centralizzata del mercato della capacità. I generatori fanno offerte per contratti con una qualsiasi delle 64 utility del mercato.
• Le batterie sono accreditate per vendere dal 24% al 100% della loro capacità nominale, con percentuali maggiori per batterie da almeno 6 ore nella stagione estiva di Resource Adequacy.
• Storicamente i contratti RA hanno pagato $2-3/kW-mese, ma si prevede un aumento con l’incremento delle penali per carenze e la riduzione dei margini di riserva.

​Aggiornato l’8 aprile 2026: una versione precedente di questo articolo indicava che i contratti Resource Adequacy pagavano $2-3/kW. È stato aggiornato a $3-5/kW, in linea con le analisi più recenti sul valore dei contratti di capacità in SPP.

1. A chi vendono la loro capacità i generatori?

SPP non dispone di un’asta centralizzata per il mercato della capacità. I generatori stipulano contratti direttamente con una delle 64 utility e fornitori di energia, noti come Load Responsible Entities (LRE).

Queste LRE si dividono in quattro gruppi:

1. Investor-owned utilities: Grandi utility a scopo di lucro. Possiedono la maggior parte della generazione e trasmissione in SPP - e acquistano la maggior parte della capacità RA.
2. Cooperative utilities: Utility senza scopo di lucro che servono principalmente le aree rurali.
3. Municipal utilities: Utility pubbliche che servono i residenti all’interno di una città.
4. Public Power Agencies: Utility di proprietà pubblica che forniscono servizi a livello comunale o regionale.

Le Investor-Owned Utilities servono il 58% del carico in SPP e acquistano il 49% della capacità procurata nel mercato bilaterale Resource Adequacy.

Ma nonostante acquistino la maggior parte della capacità, le Investor-Owned Utilities rappresentano solo cinque delle dieci principali acquirenti nel mercato. Le utility con requisiti di carico inferiori tendono a possedere meno generazione e acquistano una quota maggiore della loro esigenza RA da generatori privati.

Western Farmers Energy Services, ad esempio, ha acquistato il 42% (960 MW) del proprio fabbisogno RA da produttori indipendenti di energia, diventando uno dei primi cinque clienti per la capacità nel 2025.

2. Quanta capacità può vendere una batteria?

I generatori possono vendere solo fino alla loro capacità nominale accreditata per Resource Adequacy.

Per le batterie, la quota della capacità nominale accreditata si basa su due criteri:

1. Minimo quattro ore: Ogni batteria deve essere in grado di fornire la propria potenza per almeno quattro ore continuative. I sistemi di durata inferiore vengono declassati a un equivalente di quattro ore (ad es. due ore → 50% della nominale).
2. Fattore di accreditamento ELCC: la potenza nominale viene poi aggiustata tramite un fattore di accreditamento stabilito nello studio annuale Effective Load-Carrying Capability (ELCC) di SPP. I fattori variano in base alla durata e alla stagione.

Moltiplicando la potenza nominale della batteria (aggiustata a quattro ore) per il fattore ELCC della stagione si ottiene la capacità accreditata che può essere venduta.

Nel 2026, le uniche batterie qualificate a fornire il 100% della capacità nominale erano quelle da otto ore nella stagione estiva.

Perché le accreditazioni di capacità delle batterie sono più basse in inverno?

Il fattore di accreditamento ELCC di una batteria dipende da quanto la sua capacità sia “affidabile” nei momenti di maggiore stress della stagione.

In inverno, gli scenari di perdita di carico sono causati da carenze nella generazione eolica e da ondate di freddo che provocano guasti alle centrali a gas e carbone. Il carico è guidato dal riscaldamento, che genera picchi lunghi e piatti invece che rapidi aumenti.

Questi vincoli possono durare da diverse ore a giorni. La capacità fornita da risorse limitate nella durata (cioè lo storage energetico) non aiuta a risolvere questi vincoli e viene quindi declassata.

Confronta questo con l’estate, dove gli scenari di perdita di carico sono causati da picchi serali nel carico netto. I generatori rapidi e limitati nella durata, come le batterie, possono rispondere velocemente a questa esigenza, perciò il loro fattore ELCC è più alto.

I valori ELCC cambiano ogni anno e i pagamenti sono definiti in base a essi

I contratti di capacità pagano per la capacità accreditata che un generatore si impegna a fornire. Se studi futuri riducono la capacità accreditata del generatore, il contratto specificherà come gestire la differenza. ​

3. Quanto pagano i contratti Resource Adequacy?

​I prezzi dei contratti Resource Adequacy storicamente si sono aggirati intorno a $3-5/kW-mese, ma si prevede che aumenteranno nei prossimi anni per tre motivi.

Innanzitutto, il prezzo della penale per le utility che non soddisfano la capacità RA è destinato a salire. Queste penali rappresentano il tetto massimo per i pagamenti RA, poiché razionalmente le utility pagherebbero per la capacità RA solo fino al costo per rimanere in difetto.