O programa de Adequação de Recursos (Resource Adequacy - RA) da SPP foi criado para garantir que o sistema elétrico tenha suprimento suficiente para atender à demanda futura. A SPP faz isso exigindo que as concessionárias comprovem capacidade suficiente para atender ao pico de demanda do próximo ano.
No verão de 2025, 58 GW (85%) dessa capacidade vieram de geradores próprios das concessionárias, enquanto os 9,8 GW restantes (15%) foram adquiridos de Produtores Independentes de Energia.
Para geradores privados, os contratos de RA oferecem pagamentos estáveis e de menor risco por capacidade, que servem de base para receitas futuras. Isso possibilita acesso a financiamentos mais baratos, facilitando para desenvolvedores a obtenção de capital para iniciar a construção.
Continue lendo este guia sobre o mercado de Adequação de Recursos da SPP para saber quem são os maiores clientes, quanto você pode ganhar e o que é necessário para garantir um contrato.
Para ver como a Adequação de Recursos funciona em outros ISOs, leia nosso guia sobre o mercado de Adequação de Recursos da Califórnia.
Pontos principais
- A SPP não realiza um leilão centralizado de mercado de capacidade. Geradores negociam contratos com qualquer uma das 64 concessionárias do mercado.
- Baterias são credenciadas para vender de 24% a 100% de sua capacidade nominal, com percentuais maiores para baterias de 6 horas ou mais na temporada de verão da Adequação de Recursos.
- Historicamente, contratos de RA pagaram US$2-3/kW-mês, mas espera-se que esse valor aumente à medida que as penalidades por deficiência crescem e as Margens de Reserva se reduzem.
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1. Para quem os geradores vendem sua capacidade?
A SPP não possui um leilão centralizado de mercado de capacidade. Os geradores contratam diretamente com qualquer uma das 64 concessionárias e fornecedores de energia, conhecidos como Entidades Responsáveis pela Carga (LREs).
Essas LREs se dividem em quatro grupos:
- Concessionárias de capital aberto: Grandes concessionárias com fins lucrativos. Elas possuem a maior parte da geração e transmissão na SPP – e compram a maior parte da capacidade de RA.
- Cooperativas: Concessionárias sem fins lucrativos que atendem principalmente áreas rurais.
- Concessionárias municipais: Empresas públicas que atendem os moradores de uma cidade.
- Agências de Energia Pública: Concessionárias pertencentes ao governo, que prestam serviços em nível municipal ou regional.
As Concessionárias de Capital Aberto atendem 58% da carga na SPP e compram 49% da capacidade adquirida no mercado bilateral de Adequação de Recursos.
Mas, apesar de adquirirem a maior capacidade, as Concessionárias de Capital Aberto representam apenas cinco dos dez maiores compradores do mercado. Concessionárias com menor demanda tendem a possuir menos geração própria e compram uma proporção maior da sua necessidade de RA de geradores privados.
A Western Farmers Energy Services, por exemplo, comprou 42% (960 MW) de sua necessidade de RA de Produtores Independentes de Energia, tornando-se um dos cinco maiores clientes de capacidade em 2025.
2. Quanta capacidade uma bateria pode vender?
Geradores só podem vender até sua capacidade nominal credenciada para a Adequação de Recursos.
No caso das baterias, a proporção da capacidade nominal credenciada é baseada em dois critérios:
- Mínimo de quatro horas: Cada bateria deve ser capaz de fornecer energia por pelo menos quatro horas contínuas. Sistemas de menor duração são ajustados para o equivalente a quatro horas (ex.: duas horas → 50% da capacidade nominal).
- Fator de credenciamento ELCC: A potência nominal é então ajustada por um fator de credenciamento definido no estudo anual de Capacidade Efetiva de Atendimento à Carga (ELCC) da SPP. Os fatores variam conforme a duração e a estação.
Multiplicar a potência nominal ajustada para quatro horas pelo fator ELCC da duração para a estação resulta na capacidade credenciada que a bateria pode vender.
Em 2026, apenas baterias de oito horas qualificadas no verão puderam fornecer 100% da capacidade nominal.
Por que o credenciamento de capacidade das baterias é menor no inverno?
O fator ELCC de uma bateria depende de quão “confiável” é sua capacidade nos momentos de maior restrição de suprimento da estação.
No inverno, os cenários de falta de carga são definidos por quedas na geração eólica e ondas de frio que causam falhas em usinas a gás e carvão. A demanda é impulsionada pelo aquecimento, gerando picos longos e sustentados, e não picos rápidos.
Essas restrições podem durar várias horas ou até dias. A capacidade de recursos com duração limitada (ou seja, armazenamento de energia) não resolve essas restrições e, por isso, é ajustada para baixo.
Compare isso com o verão, quando os cenários de falta de carga são causados por picos noturnos na carga líquida. Geradores de resposta rápida e duração limitada, como baterias, podem atender rapidamente a essa necessidade, e por isso o fator ELCC é mais alto.
Os valores de ELCC mudam a cada ano, e os pagamentos são definidos com base neles
Os contratos de capacidade pagam pela capacidade credenciada que o gerador se compromete a fornecer. Se estudos futuros reduzirem a capacidade credenciada do gerador, o contrato especificará como isso será tratado.
3. Quanto pagam os contratos de Adequação de Recursos?
Historicamente, os preços dos contratos de Adequação de Recursos ficaram em torno de US$2-3/kW-mês, mas os pagamentos devem aumentar nos próximos anos, por dois motivos.
Primeiro, o valor da penalidade para a concessionária por deficiência de capacidade de RA vai aumentar. Essas penalidades servem de teto para os pagamentos de RA, já que, racionalmente, as concessionárias só pagariam pela capacidade até o valor de permanecerem deficientes.
A SPP cobra das concessionárias por cada unidade de capacidade deficiente. Esse valor começa em 1,25x o Custo de Nova Entrada (CONE) para construção de uma turbina de ciclo simples – a forma mais rápida e barata de adicionar capacidade despachável. As penalidades aumentam acima desse patamar conforme a deficiência da concessionária.
Em 2026, espera-se que esse CONE de referência suba de US$85,61/kW-ano para US$139,85/kW‑ano, acompanhando o aumento dos custos de novas turbinas. Isso significa que a penalidade máxima – fixada em duas vezes o CONE – subirá 64%, de US$171/kW-ano (US$14,2/kW-mês) para US$280/kW-ano (US$23,3/kW-mês).
Mas os preços de capacidade permaneceram em torno de US$2-3/kW-mês – bem abaixo do teto atual de US$14,2. Isso ocorre porque os geradores costumam fazer lances competitivos para ganhar contratos, pressionando os preços para baixo.
Margens de reserva crescentes podem elevar os preços dos contratos de RA
O segundo motivo para a expectativa de aumento dos preços é o crescimento das margens de reserva. As concessionárias precisam adquirir uma parcela maior além do pico de demanda para cumprir os requisitos de Adequação de Recursos.
A partir de 2026, as margens de reserva aumentarão de 15% para 16% no verão, e uma nova margem de 36% será introduzida no inverno. Espera-se que isso reduza a capacidade excedente do mercado e eleve os preços.
Com margens de reserva e o CONE de referência em alta, as concessionárias correm o risco de ficarem deficientes tanto no verão quanto no inverno, o que deve levar os geradores a aumentar seus lances, ainda que de forma competitiva.
4. Como garantir um contrato de Adequação de Recursos
Os contratos de Adequação de Recursos geralmente são estruturados como compras apenas de capacidade, conhecidos como Acordos de Aquisição de Capacidade (CPAs). Esses contratos abrangem de 1 a 3 anos de entrega de RA e são adquiridos pela concessionária com 1 a 2 anos de antecedência.
Os geradores podem contratar capacidade para atender ao requisito da temporada de verão (1º de junho a 30 de setembro) ou, a partir de 2025, ao novo requisito da temporada de inverno (1º de dezembro a 31 de março).
Concessionárias maiores adquirem capacidade por meio de Solicitações de Propostas (RFPs) divulgadas em seus sites. Municípios e cooperativas menores participam via agências de ação conjunta que agregam e realizam as aquisições em seu nome.
As propostas detalham quanta capacidade a concessionária precisa, quando precisa e se o gerador deve estar localizado em uma área específica.
Quais obrigações esses contratos impõem às baterias?
Para garantir esses acordos, as baterias devem ter suas capacidades credenciadas anualmente pela SPP e apresentar os resultados à concessionária.
Elas também precisam passar por estudos de entregabilidade para garantir que a capacidade credenciada estará disponível durante os picos de carga.
Esses dois estudos produzem a capacidade credenciada e entregável da bateria, que é a capacidade vendida nos acordos de RA.
Por fim, a bateria deve estar disponível durante todo o período do contrato.
A SPP não realiza testes de desempenho explícitos para verificar a disponibilidade, mas monitora os recursos durante eventos de restrição de suprimento. Se um recurso contratado de RA não responder, a SPP pode reduzir sua capacidade credenciada.
Os geradores então preenchem um Workbook de Adequação de Recursos com os resultados dos estudos e acordos contratuais e enviam para a SPP antes do prazo final de 15 de fevereiro.
