El regulador francés rediseña su subasta solar para incentivar baterías co-ubicadas
El regulador francés rediseña su subasta solar para incentivar baterías co-ubicadas
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 sea 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 marco propuesto incentivaría directamente la co-ubicación de baterías con proyectos solares.
Las nuevas subastas solares deberían permitir que la fotovoltaica cargue baterías co-ubicadas durante horas de precios negativos
Según las reglas 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 con energía 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 estando prohibidas, pero ahora la fotovoltaica puede alimentar directamente la batería. La batería se descarga más tarde cuando los precios vuelven a ser 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 batería desde la fotovoltaica califica para la prima.
La nueva estructura CfD propuesta transfiere el riesgo de canibalización solar al desarrollador
En 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.
Este descenso eleva el coste público del CfD, ya que el Estado debe compensar una brecha creciente entre la tarifa garantizada y un precio de referencia de mercado decreciente.
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 desde las horas centrales sobreabastecidas hacia 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 ventana reducida al mediodía, donde la canibalización es más severa, mientras que los del norte distribuyen la generación en un perfil veraniego 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 de precios negativos, un fuerte aumento respecto a años anteriores. Se concentran en primavera y verano, cuando la producción solar alcanza su máximo.
El patrón es predecible: los precios negativos se agrupan entre las 10h y las 16h de marzo a septiembre, precisamente cuando las plantas fotovoltaicas más producen. A medida que se conecte más capacidad, estas horas solo aumentarán.
Según 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 anuales a plena carga (FLH) del proyecto.
Un proyecto que genere 1.300 FLH puede reclamar compensación por un máximo de 300 horas de precios negativos al año. A medida que estas horas se multiplican, una parte 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 una franquicia diaria de 2 horas. La compensación sigue siendo del 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 al 25% de Pmax y mantiene la franquicia. Esto amplía la brecha no compensada para todos los proyectos y ofrece la menor protección frente a la exposición a precios negativos.
- Opción 3: mantiene la tasa del 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 según el rendimiento solar del proyecto, el tamaño de la batería y el volumen asumido de horas negativas.
Metodología
Simulación: Simulamos 1 MW de fotovoltaica cada hora de 2025, utilizando la distribución de precios negativos del mercado spot diario de EPEX de ENTSO-E (Francia). La forma de la distribución horaria se fija a partir de los datos de 2025; el control deslizante "Horas de precios negativos" ajusta el volumen total manteniendo esa forma. El perfil FV sigue una curva gaussiana centrada en el mediodía solar, calibrada al rendimiento seleccionado. El BESS se carga desde la FV durante las horas negativas y descarga en el pico vespertino (17h–21h).
Aproximación de la compensación: La CRE compensa un 50% × Pmax por hora, independientemente de la producción real. Como el factor de capacidad solar promedio durante el día se acerca al 50%, esto cubre aproximadamente el 100% de la producción recortada real, en línea con la propia Tabla 7 de la CRE (nota del 5 de marzo de 2026). Plantas con altos ratios DC/AC pueden tener una producción real ligeramente superior al 50% × Pmax, lo que implica que la compensación cubre algo menos del 100%. Para la Opción 2, el factor reducido (25% × Pmax) cubre aproximadamente el 50% de la producción real.
Horas residuales no compensadas bajo la Opción 1: incluso con una batería de 2 horas, quedan algunas horas sin compensar. Esto ocurre cuando la batería ya está llena al inicio de una nueva secuencia de precios negativos, normalmente en episodios de varios días en primavera, cuando los precios negativos llegan temprano y la batería no se ha descargado completamente del día anterior. Un algoritmo de despacho que anticipe las horas negativas mediante precios diarios puede reducir aún más este residuo.
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 central coincide con la propuesta francesa: una batería absorbe horas de bajo precio y desplaza la producción a periodos de mayor valor.
Las primeras rondas híbridas en Alemania quedaron por debajo de la demanda, con precios adjudicados que comenzaron en 83 €/MWh. A medida que la subasta se volvió competitiva, los precios bajaron hasta 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 energético.
Los dos marcos difieren en varios puntos. Alemania prohíbe la carga desde la red y exige una proporción mínima de batería del 25% con un requisito de descarga de 2 horas. Francia no impone ese ratio y permite la carga desde la red.
Esto da a los desarrolladores franceses más herramientas para extraer valor de la batería, pero también más variables a 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 el CAPEX de la batería. Ese margen se reducirá a medida que los desarrolladores aprendan a dimensionar y despachar sistemas híbridos de forma más eficiente.
Las IPP solares deberían modelar diseños híbridos antes de la primera subasta
La fecha límite 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.
Las IPP solares ya deberían estar modelando el impacto en ingresos de cada fórmula de compensación, probando cómo la restricción de inyección afecta al dimensionamiento óptimo de la batería en diferentes niveles de irradiación y ajustando estrategias de permisos para configuraciones co-ubicadas.
Los desarrolladores que hayan realizado este trabajo de diseño antes de la primera subasta estarán mejor posicionados para presentar ofertas competitivas.
