El LCOS sigue siendo una métrica útil de coste, pero no captura todo el valor sistémico del almacenamiento en mercados eléctricos cada vez más complejos.
El 28 de abril de 2025, un apagón se extendió por España, Portugal y partes del sur de Francia, dejando sin electricidad a unos 55 millones de personas durante hasta 23 horas en algunas zonas. En los meses inmediatamente anteriores al colapso, España tenía alrededor de 32,043 megavatios de capacidad solar instalada; y en los minutos previos al fallo de la red, la solar suministraba algo más de la mitad de la electricidad del país, con los propios datos de generación de Red Eléctrica situándola por encima del 53%. Esa cuota refleja cuánto había avanzado la transición energética española, no una causa por sí misma; muchas redes operan con altas cuotas de solar sin incidentes. Su flota de almacenamiento en baterías a escala de red, en cambio, era de 28 megavatios.
Al hacer la división, la relación se sitúa en aproximadamente 1,144 a 1. España había construido, en la práctica, más de mil veces más capacidad para generar electricidad que capacidad para amortiguarla. La comparación no es una medida de ingeniería precisa de cuánto almacenamiento necesitaba España; la capacidad de generación solar y la potencia de las baterías miden cosas distintas, y ninguna de las dos captura por sí sola la duración del almacenamiento. Pero como medida de lo desequilibrado que se había vuelto el despliegue entre generar electricidad y poder hacer algo con ella en el momento, la relación es difícil de ignorar.
Una pregunta para la que el LCOS nunca fue diseñado
Esa relación es en sí misma el enigma en el centro de esta historia, y merece detenerse en ella un momento antes de buscar una explicación. El coste nivelado del almacenamiento, LCOS, la métrica que la mayoría de desarrolladores e inversores ha utilizado durante una década para comparar proyectos de baterías, fue creado para responder a una pregunta específica: ¿cuánto cuesta almacenar y entregar un megavatio-hora de electricidad? Ha cumplido bien esa función. El análisis de LCOS de Lazard, ya en su décima versión y todavía el benchmark más citado de la industria, deja claro que la economía del almacenamiento varía por aplicación, desglosando sus estimaciones en varios casos de uso distintos en lugar de un único número. Incluso el informe que popularizó la métrica no afirma que una cifra lo capture todo.
Lo que el LCOS nunca fue diseñado para responder es una pregunta distinta y más difícil: ¿qué le cuesta a un sistema que el almacenamiento no esté disponible en absoluto? Ningún modelo financiero de un proyecto individual carga con ese coste, porque no vive al nivel del proyecto. Vive al nivel del sistema completo, y la relación de España muestra cómo se ve esa brecha cuando finalmente queda expuesta. El LCOS es una métrica de coste. Nunca fue una métrica de resiliencia.
El coste en sí no ha sido el obstáculo. Los precios de los battery packs para almacenamiento estacionario cayeron a $70 por kilovatio-hora en 2025, un 45% menos que el año anterior, según la encuesta anual de BloombergNEF; fue la caída más pronunciada de cualquier segmento de baterías que sigue la firma, después de lo que ya había sido el mayor descenso interanual de los precios de packs de ion-litio desde 2017. El almacenamiento se ha abaratado de forma drástica y rápida. La pregunta que esto plantea no es por qué no se construyó más por razones de coste; es por qué un sistema que se había vuelto tan eficaz construyendo solar no aplicó la misma urgencia a construir aquello que la amortigua.
Dónde se sitúa realmente el valor: tiempo, ubicación y servicios de red
Parte de la respuesta es que el valor del almacenamiento nunca iba a quedar capturado por una única cifra de coste, porque depende de tres cosas que un cálculo de coste nivelado no pregunta: cuándo se entrega la energía, dónde está situada en la red y qué más puede hacer el sistema además de almacenar y liberar electricidad.
El tiempo es el más familiar de los tres, aunque conviene ser preciso sobre lo que explica y lo que no explica aquí. La “curva del pato” de California describe un problema de la tarde: la solar inunda la red al mediodía y cae al comienzo de la noche, justo cuando la demanda sube, obligando a otros recursos a aumentar producción con rapidez. El apagón de España ocurrió al mediodía, no durante la rampa vespertina; se produjo a las 12:33 p. m., en un periodo de producción solar muy alta. La lección temporal relevante no es la curva del pato en sí, sino el punto más amplio que ambos casos ilustran: los momentos en los que una red está más expuesta cambian a medida que cambia su mix de generación, y un sistema debe poder responder adecuadamente en el momento que resulte crítico, no solo en los momentos que los planificadores habían anticipado.
La ubicación importa tanto como el tiempo, y a menudo recibe menos atención. Dentro de España, el despliegue de almacenamiento no es uniforme. Castilla-La Mancha, una región del centro de España con alta penetración solar donde la fotovoltaica representa aproximadamente la mitad del mix de generación local, tiene la mayor capacidad de almacenamiento en baterías del país, con 63 megavatios. Sigue siendo una cifra pequeña en términos absolutos, pero está claramente por delante de otras regiones con un despliegue solar comparable. El desequilibrio nacional entre generación y capacidad de amortiguación oculta variaciones reales por debajo: algunas partes de la red habían empezado al menos a desplegar almacenamiento junto a su capacidad solar, mientras que la mayoría apenas había comenzado; aunque, como la investigación del apagón dejaría claro más tarde, el hardware de almacenamiento por sí solo nunca fue toda la historia.
Los servicios de red son donde el panorama se vuelve más técnico y más directamente relevante para entender qué es realmente un apagón. Una batería no solo almacena energía para más tarde; puede responder a una perturbación de red en milisegundos, proporcionando soporte de frecuencia y, en configuraciones grid-forming específicamente, no como función por defecto de todo BESS, capacidad de black-start para ayudar a reiniciar partes de una red tras un colapso. Qué servicios se diseña para prestar un sistema es una decisión de diseño, y esa decisión interactúa con la duración: las baterías construidas para ráfagas rápidas y cortas de respuesta son muy diferentes de las baterías construidas para funcionar durante muchas horas. Los análisis independientes de mercado suelen situar el punto de cruce entre seis y ocho horas de duración: por debajo de ese rango, el ion-litio tiende a ganar en coste instalado; por encima, tecnologías como las baterías de flujo de vanadio compiten cada vez más o ganan, porque su coste escala más con la duración que con la potencia. Es un recordatorio de que “qué batería” tampoco tiene una única respuesta correcta, sino una respuesta correcta para un trabajo específico.
Esto no defiende construir almacenamiento en cualquier lugar y en todas partes; defiende reconocer que una única cifra de coste por megavatio-hora nunca iba a decirle a un operador de red, o a un país, cuánto almacenamiento necesita, de qué tipo y para qué funciones si quiere un sistema resiliente.
El apagón: lo que pierde de vista el pensamiento tipo LCOS
Aquí es donde la relación española deja de ser una curiosidad abstracta y empieza a explicar algo concreto. Una red construida principalmente alrededor de solar y eólica está, por naturaleza, expuesta a dos tipos de variabilidad que una métrica de coste a nivel de proyecto no valora. La primera es directa: la luz solar y el viento no son controlables, y su producción puede cambiar en minutos cuando cambia el tiempo. La segunda es más estructural. Las centrales convencionales, de carbón, gas, nuclear o hidráulica, funcionan con turbinas giratorias que aportan inercia física, y esa inercia actúa como amortiguador, absorbiendo impactos en la frecuencia de la red durante los segundos que tardan los sistemas de protección en responder. Los recursos basados en inversores, como la solar y la eólica conectada mediante baterías, no tienen esa inercia incorporada por defecto. A medida que desplazan generación giratoria, otra cosa debe ayudar a absorber ese tipo de impacto; y el almacenamiento, junto con condensadores síncronos, inversores grid-forming y generación flexible, es una de varias herramientas que pueden hacerlo.
El panel de expertos de ENTSO-E, un grupo de 49 miembros procedentes de operadores de transporte, centros regionales de coordinación y reguladores nacionales de toda Europa, publicó su informe final sobre el apagón en marzo de 2026, casi un año después del evento. Su conclusión no se centra en una escasez de hardware de almacenamiento. El informe describe una combinación de factores interactuantes: oscilaciones de tensión, brechas en el control de potencia reactiva, prácticas de regulación de tensión inconsistentes entre distintos generadores y desconexiones rápidas y en cascada que comenzaron en el sur de España. Un hallazgo específico destaca: una cantidad significativa de capacidad de potencia reactiva, presente en equipos ya instalados en la red, estaba disponible en el periodo previo al apagón pero no fue activada. Damián Cortinas, presidente del consejo de ENTSO-E, lo expresó con claridad en la presentación del informe al decir que el problema no era la energía renovable, sino el “control de tensión, independientemente del tipo de generación”. La eólica fue descartada explícitamente como causa, y la generación renovable en general recibió relativamente poca atención en el informe frente a los fallos operativos y de coordinación.
Esa distinción importa para cómo se cuenta esta historia. La evidencia apunta menos a una escasez de hardware que a un fallo de coordinación: herramientas disponibles para estabilizar la tensión, incluidas algunas ya instaladas, no se activaron de la manera que una red con alta penetración renovable y cambios rápidos exige ahora. El LCOS no tiene nada que decir sobre ese tipo de preparación. Pone precio a la electricidad de un proyecto de baterías, no a los procedimientos operativos, reglas de mercado y sistemas de coordinación que determinan si esa batería, o cualquier otro recurso de flexibilidad, se activa realmente cuando la red más lo necesita. La propia respuesta de España lo refleja: en lugar de tratar la solución simplemente como “construir más almacenamiento”, el país actualizó el Procedimiento de Operación 7.4 en junio de 2025 para permitir formalmente que la solar y el almacenamiento en baterías participen en el control de tensión, con implementación completa en marzo de 2026. Es un cambio regulatorio y operativo, no una decisión de compra, y es exactamente el tipo de solución que una métrica de coste por megavatio-hora nunca fue diseñada para provocar.
El despliegue de baterías también se ha acelerado con fuerza desde el apagón, aunque no fuera la recomendación central del informe: el almacenamiento instalado creció un 589% en el año posterior, de 28 megavatios a 193 megavatios, según Red Eléctrica. El regulador energético español, la CNMC, ha abierto por separado 20 expedientes sancionadores contra el operador de red Red Eléctrica y varias grandes utilities, incluidas Endesa, Iberdrola, Naturgy y Repsol, vinculados a la investigación más amplia. Incluso después de ese crecimiento, la capacidad absoluta de almacenamiento de España sigue muy por detrás de Alemania, Italia y Reino Unido. Sea cual sea la combinación de hardware y soluciones operativas que acabe necesitando una red como la española, cerrar una relación como 1,144 a 1 nunca iba a ocurrir en un solo año.
La pregunta que merece hacerse en su lugar
Nada de esto significa que deba descartarse el LCOS. Sigue siendo la herramienta adecuada para comparar la eficiencia de coste de dos proyectos de baterías similares, y la caída sostenida de precios de baterías que refleja es real e importante. Pero la experiencia de España es una ilustración concreta de lo que ese número no puede decir: no puede decirle a un planificador de red si el sistema en su conjunto puede recurrir realmente a sus recursos cuando llega un impacto, porque esa no es una pregunta sobre la economía de un proyecto individual. Es una pregunta sobre si el sistema está construido, operativa y no solo físicamente, para usar lo que tiene.
Eso sugiere que conviene añadir una pregunta distinta a la estándar. Junto a “cuánto cuesta este proyecto de almacenamiento por megavatio-hora entregado”, merece la pena preguntar: cuando este sistema está bajo tensión, ¿puede acceder realmente a la flexibilidad por la que ya ha pagado? España tiene ahora una respuesta inusualmente clara sobre lo caro que es descubrirlo por las malas. La mayoría de las redes preferiría no tener que aprenderlo del mismo modo.
