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Informe divulgativo elaborado a partir del informe de IRENA "Renewable Power Generation Costs in 2025" y complementado con las estimaciones más recientes de costes de generación fósil y nuclear (Lazard LCOE+ 2025, datos de proyectos reales y registros regulatorios).
02 julio 2026.- El informe de IRENA confirma que, en 2025, las energías renovables siguieron siendo la fuente de electricidad nueva más barata en la mayoría de los mercados: más del 90 % de la nueva capacidad renovable a escala comercial produjo electricidad más barata que la alternativa fósil más económica. IRENA también cuantifica un ahorro: las renovables permitieron evitar unos 480.000 millones de dólares en combustibles fósiles y alrededor de 8,4 gigatoneladas de CO₂ en un solo año.
Sin embargo, el informe de IRENA se centra en las renovables y no ofrece una comparación directa y completa con el coste del gas, el carbón o la energía nuclear. Este documento reúne los datos de IRENA con las estimaciones más recientes para esas otras fuentes, con un objetivo: mostrar al público una "radiografía" de las ventajas e inconvenientes económicos de cada tecnología, con sus matices.
La conclusión no es que una sola fuente "gane" en todo. El coste depende de qué se compare (una central nueva frente a una ya amortizada), de dónde (el precio del gas o la calidad del recurso solar cambian mucho por país) y de qué servicio se pide (energía barata cuando hay sol y viento, o energía firme disponible las 24 horas).
Una advertencia: no todos los "costes" son comparables
Antes de mirar las cifras conviene entender la herramienta que se usa para compararlas: el coste normalizado de la electricidad o LCOE (por sus siglas en inglés, levelised cost of electricity). El LCOE reparte todos los costes de una central (construcción, financiación, combustible, operación y mantenimiento, desmantelamiento) entre toda la electricidad que producirá a lo largo de su vida útil. Se expresa normalmente en dólares por megavatio-hora (USD/MWh); dividir entre 10 da céntimos por kilovatio-hora (por ejemplo, 44 USD/MWh = 4,4 céntimos/kWh).
Es una medida muy útil, pero tiene tres trampas que hay que tener presentes al leer este informe:
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Fuentes y metodologías distintas. Los datos de renovables de IRENA son medias mundiales ponderadas de proyectos reales ya en marcha. Los datos de gas, carbón y nuclear que se añaden proceden sobre todo de Lazard, que analiza el mercado de Estados Unidos, sin subvenciones y para plantas nuevas, y ofrece rangos (mínimo–máximo) en lugar de una media. No son cifras intercambiables al céntimo: sirven para ver órdenes de magnitud, no para un empate técnico exacto.
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Central nueva ≠ central ya amortizada. El LCOE de una central nueva incluye pagar la inversión. Una central de gas o nuclear ya pagada hace años puede producir a un coste marginal mucho más bajo (solo combustible y operación). Por eso una nuclear existente puede ser muy competitiva aunque construir una nueva sea carísimo.
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El LCOE no lo mide todo. No captura el coste de tener la electricidad cuando se necesita: respaldo, almacenamiento, refuerzo de red o la gestión de la intermitencia. Estos "costes de sistema" se tratan en la sección 6.
Los datos de IRENA: el coste de las renovables en 2025
Según IRENA, tras más de una década de caídas pronunciadas, los costes de la solar fotovoltaica y la eólica terrestre han empezado a estabilizarse, señal de madurez tecnológica. Estas son las medias mundiales ponderadas de 2025 (en dólares de 2025):
| Tecnología renovable | LCOE 2025 (USD/MWh) | Caída desde 2010 |
|---|---|---|
| Eólica terrestre | 33 | −71 % |
| Solar fotovoltaica | 44 | −89 % |
| Hidroeléctrica | 62 | — |
| Eólica marina | 78 | −63 % |
| Bioenergía | 86 | (bajó respecto a 2024) |
| Geotérmica | 89 | — |
| Termosolar (CSP) | 115 | — |
Matices importantes que aporta el propio informe:
- La solar fotovoltaica se mantuvo en el nivel de 2024 (44 USD/MWh) y la eólica terrestre siguió bajando hasta 33 USD/MWh; en cambio, las renovables "gestionables" (hidroeléctrica, geotérmica y termosolar) subieron de precio, por un mayor coste del capital y factores de carga algo menores.
- Hay enormes diferencias por país. En China la eólica terrestre bajó a 27 USD/MWh y la marina a 49 USD/MWh; la solar rondó los 36 USD/MWh en China, 35 en India y 37 en Brasil. Frente a ello, la eólica marina en Estados Unidos se situó en 141 USD/MWh. El mismo tipo de central cuesta muy distinto según dónde se instale.
- El almacenamiento se abarata rápido. El coste de una batería a escala comercial de 4 horas cayó cerca de un 30 % en 2025, hasta unos 140 USD/kWh, un 95 % menos que en 2010. Esto permite que sistemas "solar + batería" con 95 % de fiabilidad entreguen energía firme (disponible de forma continua) por debajo de 85 USD/MWh.
El complemento que faltaba: coste del gas, el carbón y la nuclear
Aquí es donde el informe de IRENA se queda corto para el gran público, porque no cierra la comparación con las fuentes convencionales. Estos son los datos más recientes disponibles.
Gas natural
IRENA sí aporta un dato relevante: entre 2024 y 2025 la generación con gas se encareció. Una escasez de turbinas casi duplicó la inversión necesaria para una central de ciclo combinado nueva, hasta unos 2.400 USD/kW en Estados Unidos. Como consecuencia:
- En mercados con gas caro (Italia, Alemania, Japón), el LCOE del gas se acercó a 100 USD/MWh.
- En mercados con gas barato, se mantuvo en la horquilla de 50–60 USD/MWh.
- El repunte de la tensión en Oriente Medio a comienzos de 2026 apuntaba a que precios de gas y electricidad más altos podían persistir.
Lazard (EE. UU., sin subvenciones, planta nueva) sitúa el ciclo combinado de gas en 48–107 USD/MWh y las turbinas de gas de pico (peaking, solo para puntas de demanda) en un rango mucho más caro, 149–251 USD/MWh.
Carbón
Lazard estima el carbón de nueva construcción en 71–173 USD/MWh. A esto hay que sumarle un factor que penaliza especialmente al carbón: el precio del CO₂. En análisis previos de Lazard, incorporar un precio del carbono elevaba el coste del carbón por encima de 160–180 USD/MWh. En Europa, con un mercado de derechos de emisión activo, este sobrecoste es estructural.
Energía nuclear
La nuclear es el caso donde más divergen "central existente" y "central nueva":
- Nuclear existente: una central ya amortizada produce de forma muy competitiva; su coste es sobre todo combustible y operación, y su electricidad es firme y baja en carbono.
- Nuclear nueva: aquí el coste se dispara. Lazard sitúa la nuclear de nueva construcción en 141–220 USD/MWh, de las más caras del cuadro. Los proyectos reales lo confirman:
- Vogtle 3 y 4 (EE. UU.): unos 32.300 millones de dólares para 2,2 GW.
- Hinkley Point C (Reino Unido): precio garantizado ("strike price") de 92,50 £/MWh en precios de 2012, que la inflación ha llevado a unos 127–133 £/MWh en dinero actual (cerca de 15 céntimos de euro/kWh). El coste de construcción escaló hasta unos 35.000 millones de libras (precios de 2015) —cerca de 46.000–50.000 millones en dinero corriente— y la puesta en marcha de la primera unidad se ha retrasado a 2030, con más de 13 años de obra.
El patrón de la nuclear nueva en Occidente es recurrente: fuerte capacidad firme y sin emisiones, pero plazos largos, sobrecostes y un coste del capital muy elevado que encarecen el megavatio-hora.
Tabla comparativa consolidada
Cifras aproximadas en USD/MWh. Atención: las renovables son medias mundiales de IRENA (proyectos reales); las convencionales son rangos de Lazard para EE. UU., planta nueva y sin subvenciones. Úsese para comparar órdenes de magnitud, no como empate exacto.
| Fuente | Coste (USD/MWh) | Fuente del dato | Naturaleza |
|---|---|---|---|
| Eólica terrestre | ~33 (mundial); 37–86 (EE. UU.) | IRENA / Lazard | Variable (según recurso) |
| Solar fotovoltaica | ~44 (mundial); 38–217 (EE. UU.) | IRENA / Lazard | Variable (diurna) |
| Ciclo combinado de gas | 48–107 | Lazard | Gestionable / firme |
| Hidroeléctrica | ~62 | IRENA | Gestionable |
| Carbón | 71–173 | Lazard | Firme (alto CO₂) |
| Eólica marina | ~78 (mundial); 72–140 (EE. UU.) | IRENA / Lazard | Variable |
| Solar + batería (firme, 95 %) | <85 | IRENA | Firme |
| Bioenergía | ~86 | IRENA | Gestionable |
| Geotérmica | ~89 | IRENA | Firme |
| Gas ("caro": Italia, Alemania, Japón) | ~100 | IRENA | Gestionable / firme |
| Termosolar (CSP) | ~115 | IRENA | Parcialmente gestionable |
| Nuclear (nueva construcción) | 141–220 | Lazard | Firme (baja en CO₂) |
| Gas de pico (peaking) | 149–251 | Lazard | Solo puntas |
Cambios interanuales reseñables: Lazard señala que en EE. UU. la solar bajó (~4 %) y la nuclear apenas varió (−1 %), mientras que la eólica subió de coste, en contraste con la media mundial de IRENA, donde la eólica terrestre siguió cayendo. Es un buen recordatorio de que "Estados Unidos" no es "el mundo": la geografía manda.
Pros y contras económicos, fuente por fuente
Solar fotovoltaica. A favor: la más barata junto con la eólica, muy rápida de instalar, coste hundido un 89 % desde 2010, ideal para picos diurnos de demanda. En contra: no produce de noche; su valor real depende de emparejarla con almacenamiento, lo que añade coste (aunque las baterías caen deprisa).
Eólica terrestre. A favor: el coste más bajo del cuadro en muchos mercados (hasta 27 USD/MWh en China). En contra: variable e impredecible a corto plazo; necesita respaldo o red robusta; el mejor recurso no siempre está donde está la demanda.
Eólica marina. A favor: recurso potente y estable, apta para grandes consumos costeros. En contra: mucho más cara que la terrestre y con gran dispersión geográfica (78 USD/MWh de media, pero hasta 141 en EE. UU.); sensible a cadena de suministro y coste del capital.
Gas natural (ciclo combinado). A favor: gestionable y firme, arranca y para según la demanda, capital relativamente bajo, clave para el respaldo del sistema. En contra: expuesto a la volatilidad del precio del combustible (guerras, crisis), emite CO₂ y en Europa carga con el precio de los derechos de emisión; se ha encarecido por la escasez de turbinas.
Carbón. A favor: firme y con combustible abundante en algunos países. En contra: de los más contaminantes, penalizado por el precio del CO₂ (que puede duplicar su coste), en retirada regulatoria en gran parte del mundo.
Nuclear. A favor: firme, altísima disponibilidad (factores de carga cercanos al 97 %), sin emisiones directas de CO₂, larga vida útil (60–70 años); una central existente es muy competitiva. En contra: la nueva construcción es de las más caras, con sobrecostes y retrasos crónicos (Hinkley Point C, Vogtle, Flamanville, Olkiluoto), gran intensidad de capital y sensibilidad al tipo de interés; requiere apoyo público casi siempre.
Hidroeléctrica, geotérmica, bioenergía, termosolar. A favor: renovables gestionables, aportan firmeza y flexibilidad que la solar y la eólica no dan por sí solas. En contra: más caras que solar y eólica, con costes al alza en 2025, y muy dependientes de recursos locales (ríos, calor geotérmico, biomasa).
Almacenamiento (baterías). No es una fuente, sino el "pegamento" que convierte energía variable en firme. Su desplome de coste (−95 % desde 2010) es lo que permite que "solar + batería" compita ya con el gas para dar energía continua por debajo de 85 USD/MWh.
Lo que el precio por megavatio-hora no cuenta
Comparar solo el LCOE puede engañar. Un sistema eléctrico no necesita únicamente electricidad barata, sino electricidad fiable en cada instante. Los factores que el LCOE deja fuera —y que inclinan la balanza según el caso— son:
- Firmeza y respaldo. La solar y la eólica necesitan algo que cubra las horas sin sol ni viento: baterías, hidroeléctrica, gas o nuclear. Ese respaldo tiene un coste que no aparece en su LCOE. Por eso IRENA ha empezado a publicar el coste de sistemas "firmes" (solar + batería), más comparables con el gas o la nuclear.
- Costes de red y de integración. A medida que crece la penetración renovable, aumentan los costes de conexión, refuerzo de red y los llamados costes de "firmeza" (garantizar potencia disponible). Los operadores de sistema los están encareciendo con métodos de acreditación de capacidad más exigentes.
- Coste del capital. Hoy, en muchos mercados, el factor que más encarece un proyecto renovable no es la tecnología, sino el tipo de interés y el riesgo financiero. La nuclear es especialmente vulnerable a esto por sus largos plazos de construcción.
- Volatilidad del combustible. El gas y el carbón trasladan al recibo las crisis geopolíticas; las renovables y la nuclear, una vez construidas, están mucho más aisladas de esos vaivenes.
- Precio del CO₂. En Europa, cada tonelada emitida tiene precio de mercado. Eso penaliza al carbón y al gas y mejora, comparativamente, a renovables y nuclear.
El ahorro que sí cuantifica IRENA
Más allá del coste de generar, IRENA pone cifra al valor estratégico de las renovables. En 2025 evitaron unos 480.000 millones de dólares en compras de combustibles fósiles y unas 8,4 gigatoneladas de CO₂. El informe ilustra el efecto con un ejemplo: en algunos sistemas, haber duplicado la generación renovable habría más que duplicado el ahorro de combustible evitado, y ese ahorro sería aún mayor valorado a los precios de gas de la crisis de 2026. En otras palabras: cada renovable instalada actúa también como un seguro frente a la factura y la volatilidad de los fósiles.
Conclusión: no hay una única "fuente más barata"
La lectura honesta de los datos de 2025 es doble:
- Para construir generación nueva, las renovables variables (solar y eólica) son, con diferencia, la opción más barata en la mayoría de los mercados, y el gas se ha encarecido. La nuclear de nueva construcción y el gas de pico son las opciones más caras por megavatio-hora.
- Pero el sistema no se paga solo con el megavatio-hora más barato. Necesita firmeza, respaldo y red. Ahí es donde el gas, la nuclear existente, la hidroeléctrica y —cada vez más— las baterías aportan un valor que la solar y la eólica no dan por sí solas.
La pregunta económica correcta no es "¿cuál es la fuente más barata?", sino "¿cuál es la combinación más barata que garantiza electricidad fiable y baja en carbono?". Y la respuesta, hoy, apunta a un sistema con mucha solar y eólica baratas, respaldadas por almacenamiento y capacidad firme (gas de transición, hidroeléctrica y nuclear existente), con la nuclear nueva como una apuesta cara pero firme cuyo encaje depende del coste del capital y de la voluntad política de asumir plazos largos.
Fuentes principales
- IRENA (2026), Renewable Power Generation Costs in 2025, International Renewable Energy Agency, Abu Dabi.
- Lazard (2025), Levelized Cost of Energy+ (LCOE+), Version 18.0, junio de 2025.
- Datos de proyectos y registros regulatorios sobre Vogtle 3 y 4 (EE. UU.) y Hinkley Point C (Reino Unido), incluidos los estados financieros de EDF de 2025 y el registro de Contracts for Difference británico.
Documento informativo de carácter divulgativo. Las cifras de distintas fuentes usan metodologías, geografías y años de referencia diferentes; se ofrecen para comparar magnitudes, no como valores exactos equivalentes.
