A partir de agosto de 2026, Francia lanzará una tarifa de red locacional 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.
Este artículo describe el funcionamiento del mecanismo, identifica los nodos elegibles y explica 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 generación solar (sur y oeste).
- Descargar durante los picos de demanda invernales en regiones con alta demanda (norte y este).
- Es un marco opcional que reemplaza la tarifa estándar de red por una tarifa locacional 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 a medida que cambie la congestión de la red. Los inversores deben considerar este incentivo como una ventaja a cinco años, no como una base permanente.
Recompensando baterías donde el apoyo a la red es más necesario
TURPE 7 (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) es la tarifa regulada de la 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 locacional opcional que incentiva a las baterías a operar donde la red está bajo presión.
Las baterías conectadas a la 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 durante el año.
Para una batería de dos horas que cicla diariamente durante la ventana de inyección de verano, el incentivo 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 transmisión.
En las zonas de consumo invernales, el incentivo es menor. Para una batería de dos horas que inyecta durante los picos de días laborables, la tarifa opcional de red añade 2.000-4.000 € por MW al año en la red de distribución y 1.000-2.000 € por MW al año en transmisión.
Las baterías co-ubicadas 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 (DC), 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 los puntos de conexión a la red donde las condiciones locales indican la necesidad de incentivos locacionales.
Cada punto ha sido clasificado según el principal factor de estrés local en la red. La CRE definió dos categorías:
- Puntos de inyección, donde domina la generación solar y puede saturar la red al mediodía.
- Puntos de consumo, donde la alta demanda genera congestión durante los picos vespertinos 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 ubican principalmente en regiones industriales o densamente pobladas del norte y este, donde los picos de demanda vespertinos generan estrés en la red.
Solo los activos conectados en estos puntos designados son elegibles para la tarifa opcional de red.
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 que las baterías sepan cuándo cargar o descargar.
Las baterías en puntos de inyección solar ganan al cargar durante los picos solares de mediodía.
Entre abril y octubre de cada año, las tarifas de red caen por debajo de cero de 12:00 a 16:00. Esto permite a las baterías aprovechar energía solar de bajo coste y aliviar la congestión de la red.
Por ejemplo, entre abril y octubre, los precios promedio para el día siguiente fueron de 2,54 €/MWh a las 14:00. Con la bonificación de TURPE 7, 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 centran en los periodos de mayor consumo, cuando la red está más estresada. Para las baterías que operan en estas horas, 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 no cambiarán durante todo el periodo 2026-2030.
Un primer paso hacia una tarifa de red más inteligente
La tarifa de red locacional de Francia marca un primer paso hacia una tarificación más inteligente 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.
