A partir de agosto de 2026, Francia lanzará una tarifa de red local que recompensa a las baterías por apoyar la red cuando está bajo presión. Este nuevo componente varía según la ubicación y es opcional para los propietarios de activos.

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Este artículo explica el funcionamiento del mecanismo, identifica los nodos elegibles y detalla sus implicaciones para desarrolladores e inversores en almacenamiento.

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Puntos clave

• Las baterías obtienen ingresos al contrarrestar el estrés local de la red.
• Cargar al mediodía en regiones con alta presencia solar (sur y oeste).
• Descargar durante los picos invernales en regiones con alta demanda (norte y este).
• Es un marco opcional que sustituye la tarifa estándar de red por una tarifa local durante horas definidas.
• Comienza en agosto de 2026, con un compromiso mínimo de 12 meses una vez inscrito.
• El regulador ha fijado los nodos hasta 2030 y los actualizará según cambie la congestión de la red. Los inversores deben considerar este beneficio como una oportunidad a cinco años, no como una base permanente.

​Recompensando a las baterías donde el apoyo a la red es más importante

TURPE 7 (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) es la tarifa regulada de red en Francia. Financia a RTE, el operador del sistema de transmisión, y a Enedis, el principal operador de distribución.

Introducido en 2025, TURPE 7 reemplaza el esquema anterior. Añade una capa local opcional que incentiva a las baterías a operar donde la red está bajo presión.

Las baterías conectadas a la red de distribución reciben la señal más fuerte, con bonificaciones de hasta 69 €/MWh por cargar en zonas solares y penalizaciones de hasta 76 €/MWh por descargar. La regulación establece que las baterías no pueden ganar más en bonificaciones de lo que pagan en tarifas de red a lo largo del año.

Para una batería de dos horas que cicla diariamente durante la ventana de inyección de verano, el beneficio es de alrededor de 8.000-12.000 € por MW al año en la red de distribución y 4.000-7.000 € por MW al año en la transmisión.​

En las zonas de consumo invernal, el beneficio es menor. Para una batería de dos horas que inyecta durante los picos de días laborables, la tarifa local opcional añade 2.000-4.000 € por MW al año a la red de distribución y 1.000-2.000 € por MW al año a la transmisión.

​Las baterías colocalizadas que pueden importar electricidad de la red son elegibles para la nueva tarifa. Aquellas restringidas a generación solar in situ, como los sistemas acoplados en corriente continua, no son elegibles.

​Cuando las tarifas de red convierten la ubicación en valor

El regulador energético francés, CRE, en colaboración con RTE y Enedis, ha identificado puntos de conexión a la red donde las condiciones locales requieren incentivos de ubicación.

Cada punto ha sido clasificado según el principal factor de estrés local de la red. La CRE definió dos categorías:

• Puntos de inyección, donde predomina la generación solar y puede saturar la red alrededor del mediodía.
• Puntos de consumo, donde la alta demanda genera congestión durante los picos nocturnos e invernales

Los puntos de inyección se concentran en la mitad sur de Francia, donde la generación solar es más fuerte. Los puntos de consumo se encuentran principalmente en regiones industriales o densamente pobladas del norte y este, donde los picos de demanda nocturna generan presión en la red.

​​Solo los activos conectados en estos puntos designados son elegibles para la tarifa de red opcional.

Las clasificaciones están fijadas hasta 2030. Las nuevas subestaciones construidas antes de esa fecha heredarán el estatus de la conexión existente más cercana.

​Convertir el momento en ingresos

El esquema opcional ajusta las tarifas de red durante horas pico específicas. Crea incentivos predecibles para cuándo las baterías deben cargar o descargar.

​Las baterías en puntos de inyección solar ganan al cargar durante los picos solares del mediodía.

Entre abril y octubre de cada año, las tarifas de red caen por debajo de cero de 12:00 a 16:00. Esto ayuda a las baterías a captar energía solar de bajo coste y a aliviar la congestión en la red.

Por ejemplo, entre abril y octubre, los precios promedio del mercado diario eran de 2,54 €/MWh a las 14:00. Con el bono TURPE 7 aplicado, el coste efectivo de carga baja a -16,46 €/MWh.

​En las regiones con alta demanda, el incentivo de la tarifa de red se invierte.

Las baterías son recompensadas por inyectar energía a la red durante los picos invernales, en días laborables entre diciembre y febrero, de 9:00 a 11:00 y de 18:00 a 20:00.

Estas horas se dirigen a los periodos de mayor consumo, cuando la red está más estresada. Para las baterías que operan en estos horarios, las tarifas de red pueden convertirse en una fuente directa de ingresos.

​Fuera de estas ventanas definidas, se aplican las tarifas estándar de TURPE 7. Los horarios están fijados y permanecerán sin cambios durante todo el periodo 2026-2030.

​Un primer paso hacia una tarifa de red más inteligente

​La tarifa de red local de Francia marca un primer paso hacia una tarificación más inteligente y basada en la flexibilidad.

El regulador energético francés ha solicitado a RTE y Enedis que se preparen para el próximo periodo tarifario, TURPE 8. Se espera para 2029 e incluirá un mecanismo de precios más dinámico.

Otros países, como Alemania, están estudiando reformas similares para valorar mejor la flexibilidad local.