Il programma Resource Adequacy (RA) di SPP è stato progettato per garantire che il sistema elettrico disponga di sufficiente capacità per soddisfare la domanda futura. SPP raggiunge questo obiettivo richiedendo alle utility di dimostrare di avere la capacità necessaria per coprire il picco di domanda dell’anno successivo.
Nell’estate del 2025, 58 GW (85%) di questa capacità proveniva dai generatori propri delle utility, mentre i restanti 9,8 GW (15%) sono stati acquistati da Produttori Indipendenti di Energia.
Per i generatori privati, i contratti RA offrono pagamenti di capacità stabili e a basso rischio che costituiscono la base per i ricavi futuri. Questo permette di accedere a finanziamenti più convenienti, facilitando agli sviluppatori l’ottenimento del capitale necessario 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 è necessario fare per ottenere un contratto.
Per scoprire come funziona la Resource Adequacy in altri ISO, leggi la nostra guida sul mercato Resource Adequacy della California.
Punti chiave
- SPP non gestisce un’asta centralizzata per il mercato della capacità. I generatori fanno offerte per contratti con una qualsiasi delle 64 utility del mercato.
- Le batterie possono vendere dal 24% al 100% della loro capacità nominale, con percentuali maggiori per batterie da 6+ ore nella stagione estiva di Resource Adequacy.
- Storicamente i contratti RA hanno pagato $2-3/kW-mese, ma si prevede che questi valori aumenteranno con l’aumento delle penali per carenza e la riduzione dei margini di riserva.
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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 suddividono in quattro gruppi:
- Utility a capitale privato: Grandi utility a scopo di lucro. Possiedono la maggior parte della generazione e trasmissione in SPP - e acquistano la maggior parte della capacità RA.
- Utility cooperative: Utility senza scopo di lucro che servono principalmente aree rurali.
- Utility municipali: Utility pubbliche che servono i residenti di una città.
- Agenzie di energia pubblica: Utility di proprietà pubblica che forniscono servizi a livello cittadino o regionale.
Le Utility a Capitale Privato servono il 58% del carico in SPP e acquistano il 49% della capacità procurata nel mercato bilaterale di Resource Adequacy.
Ma nonostante acquistino la maggior parte della capacità, le Utility a Capitale Privato rappresentano solo cinque dei dieci maggiori acquirenti sul mercato. Le utility con requisiti di carico inferiori tendono a possedere meno generazione e acquistano una quota maggiore del proprio fabbisogno RA dai 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 cinque principali clienti di capacità nel 2025.
2. Quanta capacità può vendere una batteria?
I generatori possono vendere solo fino alla loro capacità nominale accreditata per la Resource Adequacy.
Per le batterie, la percentuale della capacità nominale che viene accreditata si basa su due criteri:
- Minimo quattro ore: Ogni batteria deve essere in grado di fornire la propria potenza per almeno quattro ore continue. I sistemi di durata inferiore vengono ridotti a un equivalente di quattro ore (ad es. due ore → 50% della nominale).
- Fattore di accreditamento ELCC: la potenza nominale viene poi aggiustata tramite un fattore di accreditamento stabilito dallo studio annuale Effective Load-Carrying Capability (ELCC) di SPP. I fattori variano in base alla durata e alla stagione.
Moltiplicando la potenza nominale aggiustata su quattro ore di una batteria per il fattore ELCC relativo alla durata nella stagione si ottiene la capacità accreditata che può essere venduta.
Nel 2026, le uniche batterie qualificate a fornire il 100% della loro capacità nominale erano quelle con otto ore di durata 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 è “affidabile” durante i momenti di maggiore stress stagionale sulla fornitura.
In inverno, gli scenari di perdita di carico sono definiti da carenze di generazione eolica e ondate di freddo che causano guasti nelle centrali a gas e carbone. Il carico è spinto dal riscaldamento, che genera picchi lunghi e piatti anziché improvvisi.
Questi vincoli possono durare da diverse ore a giorni. La capacità fornita da risorse limitate nella durata (cioè l’accumulo di energia) non aiuta a risolvere questi vincoli e viene quindi ridotta.
A confronto, in estate gli scenari di perdita di carico sono causati da picchi serali della domanda netta. I generatori rapidi e limitati nella durata, come le batterie, possono rispondere rapidamente a questa esigenza e quindi il loro fattore ELCC è più alto.
I valori ELCC cambiano di anno in anno e i pagamenti sono definiti in base ad 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 questa variazione.
3. Quanto pagano i contratti Resource Adequacy?
Storicamente i prezzi dei contratti Resource Adequacy si sono attestati intorno a $2-3/kW-mese, ma si prevede che i pagamenti aumenteranno nei prossimi anni per due motivi.
In primo luogo, il prezzo della penale per le utility che non rispettano la capacità RA è destinato ad aumentare. Queste penali rappresentano il tetto massimo per i pagamenti Resource Adequacy, poiché razionalmente le utility pagherebbero per la capacità RA solo fino al costo che avrebbero restando inadempienti.
SPP applica alle utility una penale per ogni unità di capacità mancante. Questo prezzo parte da 1,25 volte il Costo di Nuovo Ingresso (CONE) per la costruzione di una turbina a ciclo semplice - il modo più rapido ed economico per una utility di aggiungere capacità dispacciabile. Le penali poi aumentano in base al livello di carenza della utility.
Nel 2026, questo valore di riferimento CONE dovrebbe salire da $85,61/kW-anno a $139,85/kW‑anno, in linea con l’aumento dei costi delle nuove turbine. Ciò significa che la penale massima - fissata a due volte il CONE - aumenterà del 64%, passando da $171/kW-anno ($14,2/kW-mese) a $280/kW-anno ($23,3/kW-mese).
Tuttavia, i prezzi della capacità sono rimasti intorno a $2-3/kW-mese - ben al di sotto dell’attuale tetto di $14,2. Questo perché i generatori tendono a presentare offerte competitive per aggiudicarsi i contratti, spingendo i prezzi verso il basso.
L’aumento dei margini di riserva può far salire i prezzi dei contratti RA
Il secondo motivo per cui si prevede un aumento dei prezzi della capacità è la crescita dei margini di riserva. Le utility devono procurarsi una quota maggiore oltre il proprio picco di domanda per rispettare i requisiti di Resource Adequacy.
Dal 2026, i margini di riserva saliranno dal 15% al 16% in estate e verrà introdotto un nuovo margine del 36% per l’inverno. Questo dovrebbe ridurre la capacità in eccesso sul mercato e aumentare i prezzi della capacità.
Con l’aumento dei margini di riserva e del CONE di riferimento, le utility rischieranno di essere carenti sia in estate che in inverno, il che dovrebbe spingere i generatori ad alzare i prezzi delle offerte pur rimanendo competitivi.
4. Come ottenere un contratto Resource Adequacy
I contratti Resource Adequacy sono generalmente strutturati come acquisti di sola capacità noti come Capacity Procurement Agreements (CPA). Questi contratti coprono da 1 a 3 anni di fornitura Resource Adequacy e vengono acquistati dalla utility con 1-2 anni di anticipo.
I generatori possono contrattare la loro capacità per soddisfare il requisito estivo (dal 1° giugno al 30 settembre) o, dal 2025, il nuovo requisito invernale (dal 1° dicembre al 31 marzo).
Le utility più grandi procurano capacità tramite Request For Proposals (RFP) pubblicati sui loro siti web. I comuni e le cooperative più piccoli partecipano tramite joint action agencies che aggregano e gestiscono le procure per loro conto.
Le proposte specificano quanta capacità serve alla utility, quando serve e se il generatore deve trovarsi in una determinata area.
Quali obblighi impongono questi contratti alle batterie?
Per ottenere questi accordi, le batterie devono avere la propria capacità accreditata da SPP ogni anno e presentare i risultati alla utility.
Devono inoltre superare studi di deliverability per assicurare che la capacità accreditata sia effettivamente disponibile nel sistema durante i picchi di carico.
Questi due studi producono la capacità accreditata e disponibile della batteria, che è la capacità venduta nei contratti RA.
Infine, la batteria deve essere disponibile per tutta la durata del contratto.
SPP non effettua test di performance espliciti per verificare la disponibilità, ma monitora le risorse durante eventi di forte stress sulla fornitura. Se una risorsa RA contrattualizzata non risponde, SPP può ridurne la capacità accreditata.
I generatori compilano quindi un Resource Adequacy Workbook con i risultati degli studi e le disposizioni contrattuali e lo inviano a SPP entro la scadenza del 15 febbraio.
