Por qué el kWh no tiene un único precio

Cada pocos meses aparece el titular:

“La energía renovable produce la electricidad más barata de la historia.”

O su contrapunto:

“Las renovables están encareciendo el sistema eléctrico europeo.”

Y sí: ambos titulares pueden apoyarse en datos reales. Ambos pueden citar informes técnicos… Y aún así ambos pueden ser profundamente engañosos.

El problema no es el número: es la métrica.

La electricidad no es simplemente “energía”. Es energía entregada cuando hace falta, con estabilidad de red y con garantía de suministro.

Un MWh a mediodía de un domingo de primavera no “vale” lo mismo que un MWh en una noche fría y sin viento de enero. Y un sistema eléctrico no se juzga por lo barato que produce en promedio, sino por si puede cubrir la demanda hora a hora.

Por eso, cuando hablamos del “coste real del kWh”, la primera pregunta incómoda es inevitable:

¿Qué estamos midiendo exactamente?

Para medir el coste de la electricidad existen varias métricas. Cada una responde a una pregunta distinta. En este artículo vamos a usar cuatro, en orden creciente de realismo:

• LCOE (Levelized Cost of Electricity): El coste medio de generar un MWh en una tecnología/planta, a lo largo de su vida útil. Es la métrica más usada… y también la más malinterpretada cuando se usa para hablar del “coste del sistema”.
• System LCOE: El LCOE más los costes de integración que aparecen al meter generación variable en una red real: balanceo, perfil temporal, red, curtailment y el efecto de infrautilizar plantas firmes que siguen siendo necesarias.
• VALCOE (Value-Adjusted LCOE): Un ajuste del LCOE que incorpora algo que el LCOE ignora por diseño: el valor de la electricidad según cuándo se produce (precio/capture value) y qué aporta al sistema (capacidad, flexibilidad).
• LCOLC (Levelized Cost of Load Coverage): La pregunta más dura y la más cercana a “coste efectivo”: ¿cuánto cuesta cubrir la demanda de forma fiable, hora a hora, incluyendo respaldo, almacenamiento, curtailment y adecuación?

El objetivo no es elegir “la tecnología ganadora”. Es poner orden: separar coste de planta, coste de sistema y coste de cubrir la carga. Solo así se entiende por qué hay estudios que parecen contradecirse… cuando en realidad están midiendo cosas distintas.

1. LCOE: cuánto cuesta generar

Si tuviera que elegir una métrica que aparece en casi todas las discusiones sobre “electricidad barata”, sería el LCOE. Se cita porque parece dar una respuesta limpia, comparable y “objetiva”. Y en parte lo hace… siempre que no le pidamos contestar una pregunta para la que no fue diseñado.

El LCOE (Levelized Cost of Electricity) responde a una pregunta muy concreta:

¿Cuánto cuesta, en promedio, generar 1 MWh en una planta a lo largo de su vida útil?

La idea clave es “promedio” y “a lo largo de la vida útil”, porque el LCOE mezcla costes que ocurren en momentos muy distintos: un gran gasto inicial (CAPEX, Capital Expenditure), costes anuales (O&M, Operations and Maintenance) y, en tecnologías térmicas, combustible. Para hacer comparables euros de hoy con euros dentro de 20 años, el LCOE descuenta los flujos de caja con una tasa normalmente ligada al coste del capital (WACC, Weighted Average Cost of Capital).

En práctica, muchos informes lo implementan de forma equivalente usando una anualización del CAPEX y dividiéndolo por la energía anual esperada, que depende del factor de capacidad. Ese detalle importa, porque el LCOE no es solo precio por tecnología: es precio por tecnología bajo un conjunto de supuestos (WACC, vida útil, factor de capacidad, CAPEX, etc.)”.

En Europa, fuentes como Fraunhofer ISE publican rangos de LCOE para tecnologías renovables bajo supuestos explícitos (Alemania/EU). Y el informe conjunto IEA/NEA (OECD/NEA) usa LCOE como métrica base precisamente por su transparencia, antes de pasar a métricas más cercanas al sistema.

Hasta aquí, el mensaje típico que muchos extraen de esas tablas es:

• Solar y eólica terrestre: LCOE bajo y competitivo.
• Nuclear: muy sensible al CAPEX y, sobre todo, al coste del capital.
• Gas: LCOE dominado por el combustible (y por tanto por volatilidad de precios).

La Figura 1 presenta el LCOE estimado por tecnología en Alemania (Fraunhofer ISE, 2024). Estos valores describen el coste de generación por planta individual y no incluyen costes sistémicos.

Figura 1 | Coste nivelado de generación eléctrica (LCOE) por tecnología en Alemania (2024). Rangos basados en Fraunhofer ISE (2024), considerando valores mínimo y máximo de inversión por tecnología.

Todo eso puede ser cierto. El problema aparece cuando el LCOE se usa para responder otra pregunta distinta:

¿Cuánto cuesta mantener el sistema eléctrico funcionando de forma fiable, hora a hora?

Ahí el LCOE no basta porque mide el coste en la planta, no el coste en el sistema. En otras palabras: el LCOE, por definición, no incluye parámetros como: y el hecho de que un MWh vale distinto según la hora en que llega, refuerzos de red y congestión, balanceo y reservas, curtailment, adecuación de capacidad.

Dicho sin anestesia:

Confundir LCOE con “coste real del kWh” es como confundir el coste de fabricar un coche con el coste de operar una red de taxis 24/7.

Y, sin embargo, en el paso del dato técnico al titular mediático, esta simplificación ocurre con frecuencia: el LCOE se presenta como si fuera el coste final del sistema eléctrico. No lo es. Es solo una parte de la historia. (Ver también: Ciencia en el espacio público).

2. System LCOE: cuando aumenta la cuota renovable. Penetración y no linealidad

Hasta ahora hemos hablado del coste de generar electricidad en una planta aislada. Pero un sistema eléctrico no es una colección de plantas independientes. Es un sistema dinámico que debe equilibrar oferta y demanda en cada instante.

Figura 2 | Sistema eléctrico interconectado: múltiples fuentes de generación y almacenamiento deben equilibrar oferta y demanda en tiempo real para garantizar estabilidad y suministro continuo.

Aquí aparece una variable que cambia completamente el análisis: la penetración renovable. Por penetración entendemos, de forma simplificada el porcentaje de la energía total generada en un sistema durante un periodo (normalmente un año) que proviene de una fuente concreta como por ejemplo energía renovable. No es lo mismo un sistema con 15% de penetración que uno con 70%.

A baja penetración (10–20%), la generación renovable variable puede integrarse con relativa facilidad. La red existente y las plantas convencionales cubren las fluctuaciones renovables sin grandes modificaciones estructurales. Pero cuando la penetración aumenta, emergen costes adicionanales que no están incluidos en el LCOE de planta.

La literatura académica ha descompuesto estos costes adicionales en varias categorías. En particular, Ueckerdt et al. (Energy Policy, 2013) introducen el marco de “System LCOE” que distingue entre costes de generación y costes de integración.

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En la Figura 3 se muestra esta descomposición para el caso eólico:

• Costes de generación: el mismo LCOE
• Costes de desajuste temporal: el llamado profile cost. Refleja que la producción renovable no coincide necesariamente con la demanda; cuando muchas plantas producen simultáneamente, el valor económico de esa electricidad disminuye.
• Costes de balanceo: costes asociados a mantener el equilibrio instantáneo del sistema ante variaciones de corto plazo.
• Costes de red: inversiones adicionales necesarias para transportar la electricidad desde las zonas de generación hasta los centros de consumo.
• Costes de ajuste de capacidad firme: el efecto estructural a largo plazo. Aunque aumente la eólica, el sistema sigue necesitando capacidad firme para cubrir horas críticas. Esa capacidad se utiliza menos horas al año, pero debe mantenerse disponible.

Figura 3 | Descomposición del System LCOE para distintos niveles de penetración eólica. El coste total del sistema se compone del LCOE de generación y de los costes de integración: desajuste temporal, balanceo, red y ajuste de capacidad firme. Valores aproximados digitalizados a partir de Ueckerdt et al. (2013), Energy Policy.

En la Figura 3 se observa que los costes de generación permanecen prácticamente constantes (LCOE), mientras que los costes de desajuste temporal y de ajuste de capacidad firme crecen de forma progresiva. A penetraciones del 10–20 %, los costes adicionales son moderados. Pero al acercarse al 40 %, los componentes de integración representan ya una fracción significativa del coste total del sistema.

Ese es el punto central: el LCOE mide el coste de producir electricidad; el System LCOE incorpora el coste de integrarla en un sistema real.

Aquí un ejemplo más concreto para entender el concepto de penetración considerando la penetración de energía solar.

Para entender lo que significa pasar de un 15 % a un 70 % de penetración renovable, conviene abandonar el promedio anual y pensar en un momento concreto. Imaginemos una noche fría de invierno en un sistema europeo típico (por ejemplo, Alemania), con una demanda elevada —del orden de 70–80 GW— a las 19:00. A esa hora, la producción solar es prácticamente nula. El viento puede estar soplando… o no.

Si las renovables variables representan solo el 15 % de la energía anual, el sistema sigue siendo mayoritariamente despachable. Las plantas convencionales cubren la demanda y las renovables simplemente reducen consumo de combustible cuando están disponibles. El sistema base apenas cambia.

Pero si las renovables variables alcanzan el 70 % de la energía anual, el escenario es distinto. Durante días soleados o ventosos puede haber abundancia de electricidad e incluso precios horarios muy bajos. Sin embargo, en esa misma noche fría de enero el sistema sigue necesitando prácticamente toda la capacidad firme disponible para cubrir la demanda. Es decir:

Aunque el 70 % de la energía anual sea renovable, la necesidad de capacidad firme en horas críticas puede acercarse al 100 % de la demanda pico.

Esa capacidad firme funcionará menos horas al año, pero seguirá siendo imprescindible. Su coste fijo deberá repartirse entre menos MWh producidos. Ese es el utilization effect en acción.

Lo que cambia entre 15 % y 70 % no es solo la cantidad de energía renovable. Cambia la arquitectura económica del sistema: aparecen curtailment significativo, caída del valor horario en momentos de abundancia, necesidad estructural de almacenamiento o flexibilidad y una mayor dependencia de mecanismos de capacidad.

En otras palabras:

A baja penetración, las renovables son una capa adicional.
A alta penetración, se convierten en la columna vertebral del sistema —y eso obliga a rediseñar todo lo demás.

El System LCOE introduce los costes físicos de integración. Pero incluso si esos costes estuvieran bajo control, la pregunta económica seguiría abierta: ¿qué valor tiene esa electricidad en el momento en que entra en el mercado?

Ese es el terreno del VALCOE.

3. VALCOE: no toda electricidad vale lo mismo

Imaginemos dos centrales eléctricas idénticas en coste: ambas tienen un LCOE de 50 €/MWh.

La primera produce sobre todo en invierno, durante las horas de mayor demanda.
La segunda produce casi exclusivamente en los días de primavera, cuando ya sobra electricidad.

Según el LCOE, son igual de baratas. Pero para el sistema eléctrico, no lo son.

Aquí es donde entra el concepto de VALCOE (Value-Adjusted LCOE), desarrollado por la International Energy Agency para corregir precisamente esa ceguera del LCOE y cuya idea es bastante simple:

En un mercado eléctrico, el valor lo determina el precio horario. Y el precio horario refleja escasez o abundancia.

Cuando la demanda es alta y la oferta escasa, el precio sube. Cuando la oferta es abundante —por ejemplo, muchas plantas solares generando al mismo tiempo— el precio cae. Si una tecnología genera sobre todo en horas de precio bajo, su ingreso medio será inferior al precio medio del mercado. A eso se le llama capture price. Y claramente, cuando aumenta la penetración solar o eólica, ocurre algo estructural:

• La producción energética se concentra en determinadas horas.
• Esas horas de alta producción energética tienden a abaratarse.
• El valor medio capturado por la tecnología disminuye (value deflation).

Para ilustrar el impacto del ajuste por valor, consideramos el estudio del Polish Economic Institute (Juszczak, 2024), que recoge estimaciones del IEA bajo el escenario Stated Policies 2050 para la Unión Europea. En este marco, la LCOE convencional de tecnologías como la solar y la eólica puede situarse por debajo de 50 €/MWh. Sin embargo, cuando se ajusta por valor sistémico —incorporando el valor de la energía en el mercado horario, la contribución de capacidad y la flexibilidad (VALCOE)— las diferencias cambian sustancialmente. En particular, para la fotovoltaica el coste ajustado puede más que duplicar su LCOE.

Tabla 1 | Comparación entre LCOE y VALCOE en la Unión Europea.

Es importante subrayar que estos resultados no dependen de una penetración “genérica”, sino de un sistema eléctrico concreto modelado por el IEA mediante su Global Energy and Climate Model (GEC). El VALCOE, por tanto, es sistema-dependiente: varía según la estructura horaria del mix proyectado y las necesidades de capacidad y flexibilidad del escenario asumido.

Volviendo al ejemplo anterior…

Volvamos a nuestro sistema europeo hipotético (por ejemplo, Alemania). Supongamos que:

• El precio medio anual del mercado es 80 €/MWh.
• Pero al mediodía con mucha solar cae a 30–40 €/MWh.
• En noches nubladas de invierno puede superar los 150 €/MWh.

Una planta solar con LCOE de 35 €/MWh puede parecer extraordinariamente competitiva. Pero si la mayor parte de su producción ocurre en horas de 40 €/MWh, su valor medio capturado será cercano a esa cifra, no a los 80 €/MWh promedio del sistema (capture price).

Mientras tanto, una tecnología firme (por ejemplo, nuclear o gas) que puede producir durante horas de escasez —como una noche fría con poco viento— tiende a capturar precios significativamente más altos.

Desde el punto de vista físico, ambos generan energía. Desde el punto de vista económico, aportan valor distinto.

El VALCOE intenta capturar precisamente esa diferencia.

4. LCOLC: cubrir la demanda, no solo producir energía

Hasta ahora hemos hablado de cuánto cuesta producir electricidad. Pero los sistemas eléctricos no están diseñados para producir electricidad cuando resulta conveniente, sino para entregarla cuando se necesita.

Ahí es donde aparece el Levelized Cost of Load Coverage (LCOLC) cuya pregunta es ¿cuánto cuesta garantizar suministro cada hora del año?

Imaginemos un caso extremadamente simple. Una instalación industrial necesita una potencia constante de 1 kW. Funciona 24 horas al día, 365 días al año. Su demanda anual es, por tanto, 8760 kWh. Nada sofisticado. Solo continuidad.

Si la electricidad proviene exclusivamente de una planta solar con unas 1100 horas equivalentes anuales —una cifra razonable en Europa—, producir 8760 kWh implica instalar aproximadamente 8 kW de potencia fotovoltaica. Ocho veces la demanda base. Pero ese cálculo solo garantiza producción anual agregada. No garantiza suministro continuo. Por la noche la producción es cero. En invierno cae de forma significativa. En días nublados se reduce aún más. El sistema, por tanto, necesita algo más que paneles: necesita almacenamiento o una fuente de respaldo.

Y aquí es donde el LCOE deja de ser suficiente. En el policy brief de Grimm, Oechsle y Zöttl, se resuelve precisamente este problema: qué combinación de tecnologías minimiza el coste total de cubrir una demanda horaria concreta durante todo el año. No se calcula el coste de producir electricidad, sino el coste de cubrir la carga. Como se muestra en la Tabla 2, cuando solo se permite solar y baterías, el resultado es revelador. Aunque el LCOE fotovoltaico proyectado para 2040 pueda situarse en torno a 45 €/MWh, el coste nivelado de cubrir la demanda exclusivamente con renovables y almacenamiento se eleva por encima de los 200€/MWh.

Tabla 2 | Comparación entre LCOE y LCOLC para distintas configuraciones tecnológicas (escenario 2040). Salvo indicación contraria, los valores corresponden al caso Profil (perfil horario tipo BDEW). Los valores marcados con * corresponden al caso Band (demanda plana constante). Datos basados en Grimm, Oechsle y Zöttl (2024).

No porque la solar sea ineficiente, sino porque el sistema necesita sobredimensionarse masivamente. Hay que instalar mucha más capacidad de la necesaria, construir almacenamiento suficiente para cubrir huecos prolongados y aceptar que una parte significativa de la producción será vertida cuando no haya demanda suficiente para absorberla. Si se introduce una turbina de gas como respaldo, el sistema se estabiliza. Se requiere menos almacenamiento y menos sobreinstalación renovable. El coste baja. Pero depende fuertemente del precio del CO₂. En escenarios con precios elevados de emisiones, el respaldo fósil deja de ser económicamente atractivo. El escenario más interesante aparece cuando se permite una combinación de eólica, solar, baterías e hidrógeno. En ese caso, el LCOLC proyectado para 2040 se sitúa en torno a 78,0 €/MWh.

Sin embargo, conviene subrayar que el modelo del LCOLC en este estudio es deliberadamente simplificado. No incluye costes de red, ampliaciones de infraestructura, tasas, márgenes de mercado ni todas las complejidades de un sistema eléctrico real. Aun así, incluso en esa versión contenida, el coste de cubrir demanda es sistemáticamente muy superior al LCOE aislado de las tecnologías variables.

Conclusión

El coste de la electricidad depende de la pregunta que hagamos.

Si preguntamos cuánto cuesta producir un kilovatio-hora en una planta aislada, el LCOE es suficiente. Y bajo esa métrica, la solar y la eólica pueden aparecer como extraordinariamente baratas.

Si preguntamos cuánto vale esa electricidad en el mercado cuando se produce, el VALCOE introduce una corrección necesaria: el tiempo importa.

Pero si preguntamos cuánto cuesta garantizar suministro en cada hora del año, la métrica cambia por completo. El LCOLC muestra que el sistema eléctrico no se compone solo de tecnologías baratas, sino de combinaciones capaces de cubrir demanda bajo incertidumbre, estacionalidad y picos de consumo.

La diferencia entre 25 €/MWh y 80 €/MWh no es un error estadístico. Es la diferencia entre producir energía y asegurar suministro.

El debate energético no debería girar en torno al LCOE más bajo, sino en torno al coste estructural de un sistema que funcione cuando más se necesita.

Y esa es una discusión mucho más exigente.

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