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Energía y Nube

Wood Mackenzie dice que las baterías ya superan a las centrales de gas de punta en los 43 mercados. En Europa, se encarecieron

19 de octubre de 2026 8 min de lectura

El 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó el resumen de sus últimos informes mundiales sobre el coste nivelado de la electricidad (LCOE). El titular: el almacenamiento con baterías de cuatro horas es ahora más barato que las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados en los que se modelaron ambas tecnologías. En la misma publicación, la solar con seguidores de un solo eje es la tecnología nueva de menor coste en 43 de los 48 mercados modelados, y la eólica terrestre lidera en los otros cinco.

"Este cambio económico es decisivo y se amplía", dijo Ahmed Jameel Abdullah, analista principal de Wood Mackenzie. "La escasez de turbinas de gas y la creciente volatilidad de los combustibles elevan los costes de la generación de punta, mientras que la expansión de la fabricación de baterías sigue reduciendo los costes del almacenamiento."

Yo no construyo centrales eléctricas. Soy CTO de un producto LegalTech construido sobre Claude, y publico apps de iOS por mi cuenta. Todo lo que vendo funciona con capacidad de cómputo alimentada por otro. En julio, Wood Mackenzie escribió que la mayor restricción de la infraestructura de IA "ya no es la demanda de potencia de cálculo", sino "el acceso a electricidad fiable". El 4 de octubre escribí sobre quién paga los cables cuando llega un centro de datos. Esta es la otra mitad de esa factura: lo que cuesta cubrir la punta y la rapidez con que se puede construir esa capacidad.

Así que leí más allá del titular. Esto es lo que dice la publicación, lo que no dice y lo que yo comprobaría.

Qué es una central de punta y por qué una batería puede sustituirla

Una central de punta de gas es una turbina de ciclo abierto construida para funcionar solo cuando la demanda se dispara. Pasa parada la mayor parte del año. El estudio de costes 2026 de Lazard, publicado en julio, modela una nueva central de punta en EE. UU. con un factor de capacidad del 10 al 15 %: como mucho, produce el 15 % de lo que podría si funcionara todo el año. Por eso su coste por megavatio hora es alto. Sus costes fijos se reparten entre muy pocas horas de producción.

Una batería de cuatro horas hace el mismo trabajo de otra manera. Se carga cuando la electricidad es barata y se descarga a plena potencia durante cuatro horas. Lazard modela un ciclo al día, 350 días al año. Para una punta de la tarde, basta. Para una semana fría y sin viento, no, y nada en el titular de Wood Mackenzie afirma lo contrario. Cuatro horas son cuatro horas.

Las cifras de la publicación

La publicación da algunas cifras regionales, todas modeladas:

  • Oriente Medio y África: solar a escala de red a 37 $ por MWh. Almacenamiento de cuatro horas a 120 $ por MWh en 2026, con una caída prevista del 33 % hasta 80 $ en 2035. En esta región, el almacenamiento ya desplaza en coste a las turbinas de gas de ciclo abierto "en todos los mercados de gas".
  • Asia-Pacífico: la referencia china de almacenamiento a escala de red está más de un 55 % por debajo de la media del resto de la región, de 134 $ por MWh. Mi cálculo: eso sitúa a China por debajo de unos 60 $. Se espera que la oferta china competitiva baje el resto de la región a 92 $ en 2036, con Japón, Australia y Filipinas manteniéndose con una prima por los aranceles de importación, los costes de instalación y las políticas de fabricación nacionales.
  • La solar en Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos va camino de bajar de 20 $ por MWh en 2033.

Lo que omite el titular

Dos pasajes del cuerpo de la misma publicación, y una ausencia, cambiaron cómo leí el titular.

Primero, en Europa las baterías se encarecieron. El capex llave en mano del almacenamiento con baterías subió cerca de un 2 %, "el primer aumento en tres años", porque los precios de las celdas rebotaron alrededor de un 10 % desde su mínimo de 2025 por una demanda más fuerte y unos precios del litio más altos. Wood Mackenzie prevé una caída del 12 % para 2031, y luego un ritmo más lento cuando los precios del litio se dupliquen aproximadamente en 2029. El capex de la solar de inclinación fija en Europa subió un 14 % en 2026 por módulos más caros. Las baterías son la ganadora del titular, y en Europa su capex subió en esta actualización. La comparación, por tanto, no trata solo de baterías. El otro lado también se movió, que es lo que dice la cita del analista sobre la escasez de turbinas y el combustible.

Segundo, en Norteamérica la solar se está encareciendo, y más rápido para los compradores pequeños. Se espera que los precios de los módulos a escala de red suban alrededor de un 5 % al año hasta 2030 por aranceles, derechos y las nuevas restricciones de importación de la Sección 232. Los proyectos residenciales y comerciales afrontan subidas del precio de los módulos del 6 % en 2027 y otro 14 % en 2028. Los créditos fiscales aún dan ventaja al almacenamiento. Y la inversión en capacidad de generación de gas "entra en un ciclo de déficit de oferta hasta finales de la década de 2030, impulsado por el crecimiento de la carga de los centros de datos", lo que mantiene elevados los costes de capital del térmico.

Tercero, la publicación no da ningún método. Ni precio del gas, ni factor de capacidad de la central de punta, ni coste del capital. Sobre las subvenciones, más allá de esa línea sobre créditos fiscales en Norteamérica (y de un pico de costes esperado cuando el crédito fiscal a la inversión se elimine gradualmente desde 2038), no dice si la comparación de 43 mercados las cuenta. Los supuestos están en los cinco informes regionales a los que enlaza.

Un segundo modelo que enseña sus cuentas

El LCOE+ de Lazard publica sus supuestos, así que lo puse junto al titular. Cubre solo EE. UU. y es de julio.

Una nueva central de punta de gas en EE. UU.: de 144 a 276 $ por MWh, con el gas a 3,45 $ por MMBtu, un coste de capital de 1.100 a 1.650 $ por kW y 24 meses de construcción. Una batería independiente de 100 MW y cuatro horas: de 210 a 292 $ por MWh sin subvenciones, de 148 a 209 $ con el crédito fiscal a la inversión. Lazard dice que los costes del almacenamiento subieron en su estudio de 2026, "revirtiendo las caídas del año pasado", después de que los aranceles limitaran el acceso a celdas chinas baratas. También señala "un fuerte aumento de la nueva generación de gas anunciada pese a un LCOE en máximos de 15 años y plazos de desarrollo históricamente largos", con el suministro de turbinas limitado.

Con esas cifras, una batería estadounidense sin subvención y una nueva central de punta se solapan. Con el crédito, todo el rango de la batería queda por debajo de la media de 210 $ de la central de punta. Lazard financia el almacenamiento y la generación con estructuras de capital distintas (un 20 % de deuda para el almacenamiento, un 60 % para la generación) y advierte de que su análisis "no es una herramienta de previsión". Así que esto no es una refutación de Wood Mackenzie. Es un recordatorio de que "más barato en los 43 mercados" es el resultado de supuestos que la nota de prensa no muestra.

Por qué la velocidad importa más que el último dólar

Para los centros de datos, la diferencia de coste es solo la mitad de la historia. El calendario es la otra mitad.

El 1 de octubre, Wood Mackenzie escribió que los proyectos que esquivan la red pueden entregarse en 24 a 48 meses cuando el equipo ya está asegurado y el cumplimiento de la capacidad de mantenimiento de tensión confirmado, pero que los proyectos en curso y en fase inicial "podrían afrontar plazos de espera de equipos de tres a seis años". Las centrales eléctricas virtuales pueden entregarse en 6 a 18 meses, y los compradores de centros de datos persiguen una cartera de 19 GW de ellas, liderada por EE. UU. Su US Energy Storage Monitor, publicado el 23 de septiembre, contó un récord de 18,9 GWh de almacenamiento instalado en EE. UU. en el segundo trimestre de 2026, y el 16 de octubre su equipo de almacenamiento escribió que el almacenamiento a escala de red ofrece rapidez de acceso a la electricidad a los hiperescaladores que afrontan retrasos de conexión a la red.

Una turbina entregada en 2030 no alimenta un clúster en 2027. La capacidad que puede conectarse antes determina dónde aparece primero la capacidad de cómputo.

Lo que yo comprobaría

Yo compro cómputo por token, no electricidad por megavatio hora. La misma lectura se aplica igualmente.

  1. Trata los titulares sobre el coste de la electricidad como modelos, no como presupuestos. Antes de repetir uno, busca cuatro datos: la duración del almacenamiento, el precio del combustible, el coste del capital y las subvenciones. Si la página no los da, dilo.
  2. Pregunta cómo se alimenta una nueva región de nube. Wood Mackenzie enumera tres formas en que los promotores de centros de datos afrontan redes lentas: retrasar la puesta en marcha, aceptar una conexión a la red poco fiable "con la operación afectada", o construir generación in situ como puente. Si la nueva región de un proveedor se apoya en la segunda opción, es una condición de fiabilidad que hereda mi propia disponibilidad.
  3. Recuerda la duración. Una batería de cuatro horas cubre la punta de la tarde. Para cualquier cosa que deba resistir un evento de varios días, pregunta qué funciona después de la hora cuatro.
  4. Si diriges una pequeña empresa en Francia y un instalador te presupuesta solar y una batería para tu tejado, esos no son tus precios: son modelos a escala de red. La dirección sigue siendo útil. En Europa, el capex de la solar subió un 14 % en 2026 y el de las baterías cerca de un 2 % en esta actualización, y Wood Mackenzie espera que el capex de las baterías baje un 12 % para 2031.

La batería no ganó abaratándose en todas partes: en Europa, su capex subió. También ganó porque la turbina del otro lado se volvió más escasa y su combustible más difícil de presupuestar. Para quien tenga un producto que funciona con la electricidad de otro, esa segunda mitad es la que hay que vigilar.

Fuentes

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