​En toda Europa, las tasas de captación solar están disminuyendo a medida que crece la capacidad instalada. En Francia, la relación entre el precio de captación solar y el precio de captación base positivo cayó del 97% en 2022 al 60% en 2025.

A pesar de esto, las condiciones actuales de las subastas no han hecho que la co-ubicación resulte económicamente atractiva, y la tasa de captación de los activos adjudicados ha ido disminuyendo.

El regulador energético francés (CRE) publicó recientemente una consulta proponiendo rediseñar el esquema de contratos por diferencia (CfD) para los activos solares adjudicados a partir de 2027. El nuevo marco propuesto incentivaría directamente la co-ubicación de baterías con los proyectos solares.

Las nuevas subastas solares permitirán que la fotovoltaica cargue baterías co-ubicadas durante horas con precios negativos

Según las normas actuales, una planta fotovoltaica debe dejar de producir durante las horas de precios negativos para recibir compensación.

El sistema actual impide que una batería co-ubicada se cargue desde la fotovoltaica durante esas horas, ya que el regulador clasifica cualquier flujo de energía como producción.

​El nuevo marco propuesto reemplaza "no producción" por "no inyección". Las exportaciones a la red siguen prohibidas, pero ahora la fotovoltaica puede alimentar directamente la batería. La batería descarga más tarde, cuando los precios se vuelven positivos.

Para hacer esto exigible, la CRE propone un nuevo esquema de medición que rastrea los flujos de energía por separado en el campo fotovoltaico, la batería y el punto de conexión a la red. Solo la carga de la batería desde la fotovoltaica califica para la prima.

La nueva estructura CfD propuesta transfiere el riesgo de canibalización solar al desarrollador

​Bajo las subastas solares históricas PPE2, el complemento CfD se calculaba en función del precio de captación solar. A medida que crece la capacidad instalada, esta referencia se ha desvinculado del promedio base, cayendo del 97% del precio de captación base positivo en 2022 al 60% en 2025.

Esta caída aumenta el coste público del CfD, ya que el Estado debe compensar la brecha cada vez mayor entre la tarifa garantizada y una referencia de mercado a la baja.

La CRE propone indexar el CfD al precio de captación base positivo. Por lo tanto, el desarrollador asume el déficit cuando la producción solar se concentra en horas de bajo precio, y tiene un incentivo financiero directo para evitarlas.

Co-ubicar una batería es la forma más directa de hacerlo, desplazando la producción de las horas del mediodía (con exceso de oferta) a los periodos vespertinos de mayor valor, reduciendo la brecha entre la tasa de captación solar y la referencia base.

La mejora varía según la región: los emplazamientos del sur concentran la producción en una estrecha ventana al mediodía, donde la canibalización impacta más, mientras que los del norte reparten la generación en un perfil de verano más plano.

Las nuevas fórmulas de compensación podrían reducir las horas negativas no compensadas para proyectos híbridos

​Los precios negativos se han convertido en un problema estructural creciente para los productores solares franceses. En 2025, Francia registró 513 horas con precios negativos, un fuerte aumento respecto a años anteriores. Se concentran en primavera y verano, cuando la producción solar alcanza su pico.

El patrón es predecible: los precios negativos se agrupan entre las 10h y las 16h de marzo a septiembre, precisamente cuando las plantas fotovoltaicas generan más. A medida que entra más capacidad en operación, estas horas solo aumentarán.

​Bajo las reglas actuales, las plantas fotovoltaicas deben recortar la producción durante las horas de precios negativos para recibir la prima Pneg. El Estado compensa la producción recortada al 50% de Pmax por hora, con un límite de 1.600 menos las horas equivalentes de funcionamiento anual (FLH) del proyecto.

Un proyecto que genera 1.300 FLH puede reclamar compensación para un máximo de 300 horas negativas al año. A medida que aumentan las horas de precios negativos, una proporción creciente queda fuera de este límite y no recibe compensación.

Para dar a los productores herramientas para gestionar esta exposición, la CRE propone tres nuevas fórmulas:

• Opción 1 (preferida por la CRE): elimina el límite basado en FLH e introduce un periodo de franquicia de 2 horas diarias. La compensación se mantiene en 50% de Pmax. Los proyectos híbridos pueden absorber las horas de franquicia cargando la batería en vez de recortar, reduciendo la exposición no compensada casi a cero.
• Opción 2: reduce a la mitad la tasa de compensación, a 25% de Pmax, y mantiene un periodo de franquicia. Esto amplía la brecha no compensada para todos los proyectos y ofrece la menor protección contra la exposición a precios negativos.
• Opción 3: mantiene la tasa de 50% de Pmax pero establece una franquicia anual fija de 300 horas no compensadas, aplicable solo entre las 8h y las 20h.

El simulador a continuación estima las horas negativas no compensadas en función del rendimiento solar del proyecto, el tamaño de la batería y el volumen de precios negativos asumido.

​La experiencia de Alemania sugiere que los precios de las subastas antiguas y nuevas podrían converger rápidamente

​La Innovationsausschreibung de Alemania exige almacenamiento co-ubicado desde 2022. La lógica principal coincide con la propuesta francesa: la batería absorbe horas de bajo precio y desplaza la producción a periodos de mayor valor.

​Las primeras rondas híbridas en Alemania quedaron desiertas, con precios adjudicados que comenzaron en 83 €/MWh. Cuando la subasta se volvió competitiva, los precios bajaron a 53 €/MWh en dos años, convergiendo con las subastas EEG solo FV en torno a 50 €/MWh.

La prima por almacenamiento co-ubicado se redujo a medida que más desarrolladores participaron y aprendieron a valorar el desplazamiento de energía.

​Los dos marcos difieren en varios puntos. Alemania prohíbe la carga desde la red y establece un ratio mínimo de batería del 25% con un requisito de descarga de 2 horas. Francia no impone tal ratio y permite la carga desde la red.

Esto da a los desarrolladores franceses más opciones para extraer valor de la batería, pero también más variables que optimizar. En las recientes subastas solares de la CRE, el precio medio adjudicado fue de 79 €/MWh.

El nuevo tope híbrido de 95 €/MWh da a los desarrolladores un margen para la inversión en baterías, margen que se reducirá a medida que aprendan a dimensionar y despachar los sistemas híbridos de forma más eficiente.

Los IPP solares deben modelar diseños híbridos antes de la primera subasta

El plazo para responder a la consulta es el 30 de abril de 2026, y la primera subasta híbrida podría abrirse a finales de 2026 o principios de 2027.

Los IPP solares ya deberían estar modelando el impacto en ingresos de cada fórmula de compensación, probando cómo la restricción de inyección afecta el dimensionamiento óptimo de la batería según diferentes niveles de irradiancia, y ajustando las estrategias de permisos para configuraciones co-ubicadas.

Los desarrolladores que hayan completado este trabajo de diseño antes de la primera subasta estarán mejor posicionados para presentar ofertas competitivas.