La eólica terrestre y la fotovoltaica a gran escala vuelven a coronar el ranking de competitividad de nueva generación eléctrica. El informe LCOE+ 2026 de Lazard, publicado este 15 de julio, confirma que ambas tecnologías mantienen los costes nivelados más bajos, en una horquilla de entre 32 y 87 euros por megavatio hora (€/MWh), pese a que todas las fuentes de energía —sin excepción— se han encarecido respecto al año anterior.
La 19.ª edición del estudio dibuja un panorama complejo. El crecimiento sin precedentes de la demanda eléctrica, el aumento de los costes de capital, la persistencia de unos tipos de interés elevados y la imposición de aranceles a componentes clave como las celdas de baterías han revertido la senda de abaratamiento que las renovables habían exhibido durante la última década. La eólica terrestre se mueve en un rango de 32,44 a 86,80 €/MWh, mientras que la fotovoltaica utility lo hace entre 35,07 y 85,92 €/MWh. Se trata de los costes nivelados más competitivos de toda la tabla, pero ambos intervalos son notablemente superiores a los del informe anterior.
Eólica y solar, líderes incuestionables bajo presión
El informe detalla que la versión standalone de ambas tecnologías sigue siendo la más barata para nueva capacidad sin subsidios. Sin embargo, cuando se les añade almacenamiento, el sobrecoste es significativo. La eólica con baterías se encarece hasta un rango de 42,96–122,75 €/MWh y la solar con baterías se dispara a 53,49–136,78 €/MWh. Lazard atribuye este salto al encarecimiento de las celdas y al impacto de los aranceles sobre las importaciones de ion-litio desde China.
En paralelo, las tecnologías convencionales tampoco escapan a la presión inflacionista. Un nuevo ciclo combinado de gas tiene ahora un LCOE de 44,72 a 113,11 €/MWh, el carbón se sitúa entre 63,13 y 155,20 €/MWh, y las centrales de gas de punta alcanzan los 126,26–241,99 €/MWh. La nuclear de nueva construcción vuelve a figurar como la opción más cara: de 153,44 a 223,59 €/MWh. Un diferencial que, según la firma, se explica por los altos costes de capital y los largos plazos de ejecución.
Más revelador es el coste marginal de operar las centrales ya existentes. Lazard lo cifra entre 22,80 y 31,57 €/MWh para la nuclear, de 28,06 a 44,72 €/MWh para los ciclos combinados y de 29,81 a 60,50 €/MWh para el carbón. Estas cifras explican por qué las eléctricas siguen exprimiendo sus activos fósiles mientras la demanda crece: operar una vieja central de carbón cuesta casi lo mismo que instalar nueva eólica, pero no requiere los mismos plazos de autorización.
El gas se resiste a desaparecer: la demanda tira y los permisos ahogan
El informe dedica un espacio relevante a una realidad incómoda: pese a que el gas presenta el mayor LCOE de los últimos quince años para nueva construcción, los proyectos anunciados de generación con este combustible se han disparado. La razón es tanto de oferta como de demanda. Por un lado, las revisiones al alza de las previsiones de consumo eléctrico obligan a buscar capacidad que pueda entrar en operación con rapidez. Por otro, los interminables procesos de permisos y autorizaciones ralentizan el desarrollo de los parques renovables, encareciéndolos y retrasando su entrada en servicio.
Lazard identifica los retrasos administrativos como uno de los factores que más erosionan la fiabilidad del sistema y elevan los costes de construcción. En este contexto, la competitividad relativa del parque de generación existente ha mejorado: el encarecimiento de lo nuevo hace que lo antiguo resulte más rentable. El estudio advierte de que el coste marginal de las centrales convencionales sigue expuesto a la evolución de los precios del gas y del carbón, que han subido respecto al año pasado y permanecen sujetos a vaivenes geopolíticos y climáticos.
La paradoja del LCOE: más barato no significa más rápido
El análisis de la edición 2026 encierra una lección que va más allá de los números. Cada año, el LCOE se había consolidado como el principal argumento para acelerar la transición energética: si las renovables eran más baratas, bastaba con eliminar barreras regulatorias para que el mercado hiciera el resto. Ahora, ese argumento se tambalea. El encarecimiento uniforme de todas las tecnologías revela que el coste de construcción ya no es el único —ni siquiera el principal— cuello de botella.
La verdadera brecha competitiva hoy se mide en meses de tramitación, no en euros por megavatio hora. Quien antes consiga los permisos, antes facturará.
El informe introducie otro elemento de fricción: el almacenamiento. Tras varios años de caídas, el coste de los sistemas BESS standalone ha vuelto a subir. Los aranceles a las baterías chinas y las restricciones a las denominadas Foreign Entity of Concern (FEOC) están forzando una diversificación de la cadena de suministro hacia fabricantes locales y del sudeste asiático, lo que encarece temporalmente la tecnología. Y sin baterías baratas, el despliegue masivo de solar y eólica intermitente se enfrenta a un problema de gestionabilidad que solo el gas, los ciclos combinados o la nuclear pueden resolver a corto plazo.
Samuel Scroggins, responsable de Renovables e Infraestructuras Sostenibles de Lazard, admitió que el sector ha entrado en una fase en la que la demanda supera a la oferta y el valor se desplaza hacia quienes sean capaces de aportar capacidad de generación con mayor rapidez. El dato refuerza la hipótesis de que la batalla no se librará en el espacio de los costes, sino en el de los plazos de ejecución. Las renovables siguen siendo, en palabras del directivo, la tecnología de menor coste y la más rápida de desplegar, pero atender el crecimiento de la demanda exigirá mantener un mix diversificado.
La nuclear de nueva construcción, que sigue siendo la más costosa de la tabla, no logra despegar en Occidente precisamente por ese doble agravio: es cara y lenta. Mientras tanto, las centrales de ciclo combinado, pese a su alto LCOE, pueden estar listas en plazos mucho más cortos y ofrecen la flexibilidad que una red con alta penetración renovable necesita. Esa dualidad —más barato en papel, más lento en la realidad— es la gran contradicción que el informe de Lazard pone sobre la mesa, aunque no la responda del todo.
George Bilicic, vicepresidente de banca de inversión de Lazard, defendió que el análisis basado en datos resulta hoy más relevante que nunca, dado el crecimiento sin precedentes de la demanda, el aumento de costes en todas las tecnologías y la creciente importancia de la fiabilidad. La afirmación es difícil de rebatir, pero los datos también muestran que la urgencia por desplegar nueva capacidad está premiando a las tecnologías que, paradójicamente, más emisiones generan.
España no es ajena a este dilema. Con el cierre programado del parque nuclear y una apuesta muy agresiva por las renovables, cualquier retraso en la tramitación de parques eólicos o fotovoltaicos podría traducirse en un aumento del hueco térmico que las centrales de gas están llamadas a cubrir. El coste nivelado de una nueva turbina de gas en España quizá no compita con el de un parque eólico en términos absolutos, pero la certeza de obtener los permisos y la velocidad de construcción pueden inclinar la balanza de las decisiones de inversión.
El informe LCOE+ 2026 es, en definitiva, una radiografía de un sistema eléctrico en tensión, donde todas las tecnologías se encarecen, los plazos se alargan y la demanda no da tregua. Las renovables mantienen el liderazgo en costes, pero ese liderazgo vale menos si la energía no llega a tiempo.
