LCOS sigue siendo una métrica útil de coste, pero no captura todo el valor del almacenamiento en mercados eléctricos cada vez más complejos.
El 28 de abril de 2025, un apagón afectó a España, Portugal y partes del sur de Francia, dejando sin suministro a unos 55 millones de personas hasta 23 horas en algunas zonas. En los meses previos, España tenía alrededor de 32,043 MW solares instalados y, minutos antes del fallo, la solar aportaba algo más de la mitad de la electricidad del país. Esa cuota muestra el avance de la transición energética, no una causa por sí sola. En contraste, la flota de baterías a escala red era de 28 MW.
La división da una relación aproximada de 1,144 a 1: más de mil veces más capacidad para generar que para amortiguar. No es una medida exacta de ingeniería, porque la capacidad solar y la potencia de batería miden cosas distintas y ninguna refleja duración por sí sola. Pero muestra lo desigual que era el despliegue entre generar electricidad y poder gestionarla en el momento.
Una pregunta para la que LCOS nunca fue diseñado
El coste nivelado de almacenamiento, LCOS, fue creado para responder cuánto cuesta almacenar y entregar un MWh de electricidad. Ha sido útil para comparar proyectos. Pero no responde una pregunta distinta: cuánto le cuesta al sistema no tener almacenamiento o flexibilidad disponible cuando la necesita. Ese coste no vive en el modelo financiero de un proyecto; vive en el sistema completo. LCOS es una métrica de coste, no de resiliencia.
El coste tampoco ha sido el único obstáculo. Los precios de packs estacionarios bajaron con fuerza en 2025. La pregunta no es solo por qué no se construyó más almacenamiento por coste; es por qué un sistema tan capaz de construir solar no aplicó la misma urgencia a construir la capacidad que la amortigua.
Dónde se sitúa el valor: momento, ubicación y servicios de red
El valor del almacenamiento depende de tres cosas que una cifra de coste nivelado no capta bien: cuándo se entrega la energía, dónde está en la red y qué puede hacer además de almacenar y liberar electricidad.
El momento es familiar, pero debe entenderse con precisión. La “duck curve” de California describe un problema de tarde. El apagón español ocurrió al mediodía, durante alta salida solar. La lección no es la curva en sí, sino que los momentos de exposición de una red cambian con su mezcla de generación y el sistema debe responder en el momento que aparezca.
La ubicación también importa. Dentro de España, el despliegue de almacenamiento no era uniforme. Algunas regiones solares habían empezado a construir almacenamiento junto con solar; muchas otras apenas comenzaban. Aun así, la investigación posterior dejó claro que el hardware de almacenamiento por sí solo no era toda la historia.
Los servicios de red completan la imagen. Una batería puede responder en milisegundos y, en configuraciones grid-forming específicas, ayudar con capacidades como black start. Qué servicios presta un sistema es una decisión de diseño, y se relaciona con la duración. No existe una única “mejor batería”; existe una solución adecuada para un trabajo concreto.
El apagón: lo que pierde el pensamiento tipo LCOS
Una red basada en solar y eólica está expuesta a variabilidad de producción y a una cuestión estructural: sustituye generación síncrona con inercia física por recursos basados en inversores. Algo debe ayudar a absorber perturbaciones: almacenamiento, condensadores síncronos, inversores grid-forming y generación flexible son herramientas posibles.
El panel experto de ENTSO-E publicó su informe final en marzo de 2026. No centró la conclusión en falta de hardware de almacenamiento, sino en factores interactivos: oscilaciones de tensión, carencias de control de potencia reactiva, prácticas inconsistentes de regulación y desconexiones rápidas. También señaló que capacidad reactiva ya instalada estaba disponible antes del apagón, pero no se activó. La cuestión era control de tensión, no renovables como tal.
La distinción importa. La evidencia apunta menos a escasez de hardware y más a fallos de coordinación: herramientas disponibles para estabilizar tensión no se activaron como exige una red cambiante con alta penetración renovable. LCOS no dice nada sobre procedimientos, reglas de mercado y coordinación que determinan si una flexibilidad se usa cuando la red la necesita.
España respondió actualizando el Procedimiento Operativo 7.4 para permitir a solar y almacenamiento participar en control de tensión, con implementación completa en marzo de 2026. Es un cambio regulatorio y operativo, no una simple decisión de compra.
La pregunta que conviene hacer
Esto no significa descartar LCOS. Sigue siendo útil para comparar eficiencia de coste entre proyectos similares. Pero la experiencia española muestra lo que no puede decir: si el sistema completo puede recurrir a sus recursos cuando ocurre una perturbación. Junto a “cuánto cuesta este almacenamiento por MWh entregado”, conviene preguntar: cuando el sistema está bajo estrés, ¿puede acceder realmente a la flexibilidad que ya ha pagado?
