Los costes del almacenamiento en baterías alcanzaron mínimos históricos en 2025, con una caída interanual del 27 %, hasta situarse en 78 dólares por megavatio-hora (MWh), en un contexto en el que la mayoría de las tecnologías de energía limpia registraron aumentos de precios, según el último informe Levelized Cost of Electricity 2026 publicado por BloombergNEF (BNEF).

El análisis refleja un cambio de tendencia en el mercado energético, marcado por señales contradictorias: mientras la solar, la eólica terrestre y la eólica marina rompieron su dinámica bajista debido a tensiones en la cadena de suministro, menor disponibilidad de recursos y reformas del mercado en China, el almacenamiento en baterías consolidó su posición como tecnología clave para la integración masiva de renovables y el desarrollo de proyectos híbridos.

BloombergNEF destaca que la reducción de los precios de los equipos, la creciente competencia entre fabricantes y la mejora en el diseño de los sistemas han sido determinantes en la rápida caída de los costes. Esta tendencia está acelerando el despliegue de proyectos solares y de almacenamiento ubicados conjuntamente, que en 2025 alcanzaron los 87 GW de nueva capacidad, con un coste medio de generación de 57 $/MWh.

En contraste, el coste de referencia global de un parque solar de eje fijo aumentó un 6 %, hasta 39 $/MWh, mientras que la eólica terrestre se situó en 40 $/MWh y la eólica marina escaló hasta los 100 $/MWh, afectada por la escasez de componentes y el encarecimiento de la financiación. En el Reino Unido, los proyectos eólicos marinos financiados recientemente son un 69 % más caros que hace cinco años, y BNEF prevé que estos elevados costes se mantengan al menos hasta 2030.

A pesar del entorno marcado por el proteccionismo comercial, las limitaciones logísticas y el aumento del coste del capital, BloombergNEF anticipa que la innovación tecnológica y la presión competitiva seguirán impulsando el abaratamiento de las principales tecnologías limpias. De cara a 2035, la consultora prevé reducciones del LCOE del 30 % en solar, del 25 % en baterías, del 23 % en eólica terrestre y del 20 % en eólica marina.

“La caída de los costes del almacenamiento está transformando la economía de los grandes proyectos energéticos”, señala Amar Vasdev, autor principal del informe y asociado sénior de economía energética en BloombergNEF, quien subraya que los sistemas de baterías de cuatro horas ya se sitúan por debajo de los 100 $/Attach/MWh en seis mercados, reforzando su competitividad frente a las tecnologías fósiles.

El encarecimiento de la generación térmica refuerza esta tendencia. En 2025, los costes de las nuevas plantas de gas y carbón aumentaron de forma significativa, con el LCOE de las centrales de ciclo combinado elevándose un 16 %, hasta los 102 $/MWh, su nivel más alto registrado. La fuerte demanda de turbinas, impulsada en gran parte por el auge de los centros de datos, está tensionando la oferta y manteniendo elevados los costes de estas tecnologías.

En Estados Unidos, esta dinámica ha permitido que la eólica recupere su posición como la opción más barata para nueva generación eléctrica, superando al gas por primera vez desde 2023. Al mismo tiempo, los sistemas solares combinados con baterías comienzan a posicionarse como una alternativa competitiva para cubrir parte de la demanda de los centros de datos, especialmente en regiones como California y Texas.

“Las renovables ya superan los costes operativos de muchas centrales fósiles existentes, no solo en nuevos proyectos, sino también en instalaciones en funcionamiento”, destaca Vasdev. En Asia-Pacífico, los nuevos parques solares ya son más baratos que el carbón y el gas, mientras que en el sur de Europa la solar se consolida como la fuente más competitiva, y en el norte del continente la eólica lidera el ranking de costes.

El informe anual de BloombergNEF, en su 17ª edición, analiza más de 800 proyectos recientemente financiados y evalúa el coste de 28 tecnologías en más de 50 mercados, consolidándose como referencia global para el seguimiento de los costes de generación eléctrica y las tendencias estructurales del sector energético.