El regulador energético francés ha definido cómo comprará el país capacidad firme para el invierno 2030-31. El 9 de octubre, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) publicó sus propuestas al ministro de Energía para la primera subasta a largo plazo del nuevo mecanismo de capacidad: un volumen objetivo de 82 GW, de los que 3 GW pueden recibir contratos plurianuales, y precios máximos mantenidos en los niveles actuales. La deliberación en sí, número 2026-199, está fechada el 8 de octubre, según L'Echo du Solaire.
Dos subastas en lugar de una
El mecanismo reformado retribuye a los operadores de generación, almacenamiento y gestión de la demanda por comprometer capacidad en periodos críticos, como las puntas de demanda. Funciona con dos subastas: una a largo plazo, unos cuatro años antes del periodo de entrega, y otra a corto plazo, aproximadamente un año antes. La primera subasta a corto plazo se celebró el 6 de julio de 2026 para el próximo invierno.
Los 82 GW cubren toda la capacidad que se va a contratar, no solo las centrales nuevas. El operador de la red de transporte RTE, en cuyo informe se basan los parámetros, aprecia un riesgo moderado para la seguridad de suministro y una necesidad de entre 0 y 2,5 GW de nueva capacidad según el escenario. Los contratos plurianuales están reservados a la nueva capacidad: dentro de los 3 GW, el almacenamiento tiene un límite de 0,9 GW de capacidad certificada y al menos 2,1 GW corresponden a otras tecnologías, como establece un decreto del 31 de diciembre de 2025, según L'Echo du Solaire. Los precios máximos se mantienen en 72 €/kW en general y en 15 €/kW para la capacidad existente. La CRE afirma que eligió parámetros económicos prudentes para limitar el coste para los consumidores.
La transición tiene un punto incómodo. Los licitadores deben comprometerse para 2030-31 antes de tener aseguradas sus aportaciones para los tres inviernos de 2027-28 a 2029-30, y la CRE prevé que el enfoque cambie en rondas posteriores.
Cuánto cuenta una batería
El punto que más comentarios ha suscitado es el almacenamiento. La CRE fijó el coeficiente sectorial de las baterías en 0,45, apartándose de los escenarios de RTE: consideró demasiado pesimista el caso de 3 GW de RTE y optimistas los de 8 GW y 13 GW, construyó su propia hipótesis de 5,5 GW instalados en 2030 y elevó el resultado un 10 % por la incertidumbre. Multiplicado por el factor de duración, una batería de cuatro horas se certifica en torno al 35 % de su potencia y una de dos horas en torno al 21 %; la solar recibe el 5 %. Francia tenía unos 2 GW de baterías en junio de 2026. L'Echo du Solaire señala que en Europa solo Polonia, e Irlanda para duraciones cortas, valoran menos el almacenamiento.
Centrales firmes en una noche de frío
Para las centrales de motores y de turbinas de gas, los 2,1 GW de contratos plurianuales reservados a tecnologías distintas del almacenamiento son la parte que merece una segunda lectura. Un contrato de capacidad paga por estar disponible cuando al sistema le falta potencia, y en Francia eso suele significar una noche de invierno fría y sin viento. Las centrales que pujan tienen que arrancar con fiabilidad tras semanas paradas, tomar carga deprisa y seguir funcionando mientras dure la tensión del sistema; según el último estudio de Wood Mackenzie, las baterías de cuatro horas ya son más baratas que las nuevas centrales de punta de gas, pero son los coeficientes de la CRE los que deciden qué parte de la potencia de una batería cuenta como firme. Los operadores de centrales de cogeneración y de unidades de punta tienen ya un precio máximo y un volumen; la decisión del ministro y la fecha de la subasta están aún por llegar.
Fuentes: Commission de régulation de l'énergie, L'Echo du Solaire, ESS News
