El 17 de septiembre, el gobierno español finalmente publicó la orden ministerial que establece el mercado de capacidad en España. Tras la aprobación de la Comisión Europea, el mecanismo final se mantiene en gran medida igual al borrador discutido en este artículo. Aun así, hay cuatro cambios relevantes para los desarrolladores, especialmente para activos híbridos sin derechos de carga.

1. Horas de estrés del mercado de capacidad: un techo en lugar de una banda

La propuesta original exigía que las horas de estrés representaran entre el 5% y el 10% de las horas de un año calendario. La orden final elimina el mínimo y mantiene solo el máximo del 10%.

Este cambio otorga a REE plena discreción para seleccionar el número de horas, hasta el límite del 10%, en lugar de imponer un mínimo. Como mencionamos en un artículo anterior, el factor de degradación de las baterías depende del número de horas de estrés. Cuanto menor sea la cantidad, mayor será el factor de degradación para las baterías, especialmente para el almacenamiento de corta duración.

2. ¿Los recursos deben estar disponibles o deben generar?

Para una batería independiente, el documento final aclara que el activo debe estar “disponible para entregar” durante las horas de estrés, no necesariamente generando. En el borrador, solo se exigía a las renovables que generaran durante estos periodos. Sin embargo, el documento final extiende este requisito a las baterías híbridas que no pueden cargar desde la red.

Esta diferencia en los requisitos complica la participación de los BESS híbridos en el mercado de capacidad. Mientras que las baterías independientes pueden simplemente estar disponibles durante las horas de estrés y prestar servicios auxiliares, las baterías híbridas deben despachar a su capacidad firme requerida.

La ausencia de derechos de carga puede provocar incumplimientos

Sin derechos de carga, este requisito supone un riesgo real de no cumplir con la obligación de capacidad firme y enfrentar penalizaciones. En este caso, la batería necesitaría suficiente generación renovable para poder entregar la capacidad firme durante las horas de estrés.

Para analizar este riesgo, simulamos un proyecto híbrido solar más batería sin derechos de carga desde la red durante un periodo de baja generación solar en España (del 21 de enero al 2 de febrero de 2026). La planta solar y la batería tienen la misma potencia, y la batería dispone de 8 horas de almacenamiento y un factor de degradación de 0,81. En la simulación, las tres horas diarias con mayor precio se consideraron horas de estrés, en las que la batería debía entregar su capacidad firme.

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