El mito de que las renovables no pueden suministrar electricidad continua y barata se desmorona. IRENA publica esta semana un informe demoledor: en las regiones con abundante sol y viento, la combinación de solar o eólica con almacenamiento en baterías ya produce electricidad las 24 horas del día a un coste igual —o inferior— al de las centrales de gas o carbón. Es la primera vez que un organismo multilateral clava un clavo en el ataúd de la generación fósil basándose en datos de mercado, no en proyecciones.
Los números que cambian las reglas del juego
El estudio de IRENA detalla que el coste nivelado de la electricidad (LCOE) de un proyecto híbrido —solar más baterías de 4 horas— se sitúa ya en una horquilla de 40 a 60 dólares por MWh en zonas con buena irradiación. Una cifra que compite directamente con las centrales de ciclo combinado de gas, cuyo coste de referencia ronda los 50-70 dólares, según los precios actuales del combustible y del CO2. La eólica terrestre con almacenamiento también se mueve en márgenes similares, especialmente en regiones con factor de capacidad superior al 35%.
El dato no es solo teórico. IRENA recopila proyectos reales en mercados como Chile, Australia, India o el sur de Estados Unidos donde ya se firman contratos de compraventa de energía (PPA) con precios inferiores a los de la electricidad generada con gas. En España, los primeros híbridos con almacenamiento empiezan a asomar en las subastas de capacidad y en la planificación de Red Eléctrica. La bajada del coste de las baterías —un 60% desde 2022, según BloombergNEF— ha sido el catalizador.
Para ponerlo en perspectiva: hace apenas cinco años hablar de renovables firmes sin respaldo fósil era poco menos que una entelequia. Ahora, los números cantan. Y cada trimestre que pasa, las curvas de aprendizaje de la fabricación de módulos y celdas de batería aprietan el diferencial todavía más.
El caso español ilustra bien el momento. Con más de 22 GW de solar fotovoltaica instalada y otros 24 GW de eólica, el sistema eléctrico peninsular tiene capacidad de sobra para integrar almacenamiento. Pero la regulación de los vertidos, el acceso a la red y la retribución de la firmeza siguen siendo asignaturas pendientes. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) vigente establece un objetivo de 20 GW de almacenamiento para 2030, una cifra ambiciosa que exige una simplificación administrativa que no termina de llegar.
De la intermitencia a la firmeza: por qué este informe importa
La crítica tradicional a las renovables siempre ha sido la misma: el sol no brilla de noche y el viento no sopla a voluntad. El almacenamiento en baterías de ion-litio, combinado con sistemas de gestión inteligente, está rompiendo esa barrera en proyectos concretos. Ya no se trata de compensar rampas de unos minutos, sino de garantizar perfiles de suministro de hasta 24 horas, según el informe.
IRENA subraya que esta competitividad frente a los combustibles fósiles no se limita a las horas diurnas, sino que alcanza incluso los picos nocturnos de demanda. El truco está en sobredimensionar ligeramente la capacidad de generación renovable y acoplarla a baterías que almacenan el excedente durante las horas centrales del día. El coste adicional del almacenamiento se ve más que compensado por la práctica gratuidad del recurso primario: el sol y el viento.
En mercados como el californiano, esta configuración ya está desplazando a centrales de gas en horas valle y punta. La pregunta que sobrevuela el sector ya no es ‘si podremos’, sino ‘cuándo será lo normal’. Iberdrola y Endesa ya planifican hibridaciones masivas con baterías en sus plantas solares, con inversiones que superan los 1.500 millones de euros en los próximos tres años. El dinero, siempre un paso por delante.
El informe de IRENA añade presión a los gobiernos. Si la combinación renovable‑almacenamiento ya es económicamente viable, el argumento de que ‘no es fiable’ se cae por su propio peso. De hecho, los datos sugieren que en países con alta penetración de renovables, como Portugal, Uruguay o el propio Estados Unidos, los costes de respaldo con gas se están encareciendo simplemente porque las centrales operan menos horas. Un pez que se muerde la cola.
Análisis: el espejismo de los costes marginales y la necesidad de una red inteligente
Conviene leer el informe de IRENA con la dosis justa de escepticismo. Los costes de generación no son el único factor. La integración masiva de almacenamiento exige redes de transporte y distribución capaces de absorber flujos bidireccionales, mercados de capacidad que retribuyan la firmeza y una regulación que no penalice a quien almacena. En España, el despliegue del almacenamiento a gran escala todavía está en mantillas. Los 20 GW de proyectos en cola para acceso a red son un síntoma de un sistema que necesita adaptarse a una velocidad que no está alcanzando.
Además, el coste de las baterías depende de materias primas como el litio, el cobalto o el níquel, cuyos precios han mostrado una volatilidad extrema en los últimos dos años. Una escalada en los precios del litio podría frenar en seco la competitividad que hoy celebramos. Y aunque los avances tecnológicos —como las baterías de sodio o las de estado sólido— prometen alternativas más baratas y menos dependientes de minerales críticos, todavía no han alcanzado la madurez industrial.
Desde esta redacción, creemos que el informe de IRENA es un punto de referencia, pero no un cheque en blanco. La transición energética es un proceso de capas. Primero fue la paridad de coste en generación aislada. Luego, la paridad con almacenamiento de duración media. Ahora, la promesa de electricidad renovable 24 horas. Pero la última capa, y la más compleja, será la de la estabilidad del sistema con penetraciones cercanas al 80-90% de renovables variables. Y ahí no basta con baterías de 4 horas.
Lo que no aclara IRENA es cuánta capacidad de almacenamiento necesita una economía como la española para eliminar por completo el respaldo fósil. Los 4 o 5 GW actuales de ciclos combinados aportan una seguridad de suministro que las baterías de 4 horas no pueden replicar en olas de calor sin viento. Harán falta soluciones de larga duración, como el bombeo o el hidrógeno verde. Pero para el día a día, el almacenamiento ya da la talla.
El precio del pool eléctrico español está empezando a reflejar esta realidad. En los huecos solares, los precios caen a mínimos, lo que hace inviables las centrales de gas sin respaldo. Pero una batería que carga a cero euros y vende a 70 en la punta tiene un margen jugoso. Eso explica el interés inversor por los híbridos.
Dejémoslo en un ‘ya veremos’.
