La peor semana — Cuánto cuesta no quedarse a oscuras cuando faltan el viento y el sol

El 28 de septiembre de 2026, a las 21:16, Red Eléctrica pidió a un grupo de grandes consumidores industriales españoles que redujeran su consumo. Salieron de la red 943 MW de demanda, en total 1634,5 MWh. La razón fue sencilla: la producción eólica quedó por debajo de lo previsto. Fue la novena activación del año del servicio de respuesta activa de la demanda, y la séptima desde mediados de julio.

Dos horas se resuelven con casi cualquier cosa: una batería, una central de gas, una fábrica que acepta parar, la interconexión. El problema cambia de naturaleza cuando la falta de viento dura días. En la península ibérica hay episodios de altas presiones en los que el viento cae durante varios días seguidos; si coinciden con días cortos, el sol apenas compensa. En esos días, un sistema eléctrico basado en la eólica y la solar necesita otra cosa para mantener las luces encendidas, y esa otra cosa tiene un coste que casi nunca aparece en los gráficos que comparan tecnologías.

Este artículo responde a una sola pregunta: ¿cuánto cuesta, al año, garantizar 2 GW durante cinco días sin viento ni sol, dos o tres veces al año? Compara cuatro maneras de hacerlo, traduce el resultado a la factura de una familia y de una fábrica, y muestra dónde puede fallar cada solución. Detrás hay una cuestión más amplia, que comparten los dos autores: no basta con saber cuánto cuesta producir electricidad; es indispensable saber cuánto cuesta garantizar su suministro, de forma permanente, y quién soporta esos costes.

La pregunta es de potencia, no solo de energía. La seguridad de suministro exige que, en cada instante, la potencia disponible satisfaga la demanda, incluidas las reservas, la regulación y los demás servicios del sistema. Por eso importa distinguir tres magnitudes que se confunden a menudo —potencia instalada, energía producida y potencia firme efectivamente disponible— y mirar el coste global del sistema, y no solo los costes nivelados de producción.

En la práctica: Es la diferencia entre el precio de la gasolina y el precio del seguro del coche. Los gráficos habituales muestran cuánto cuesta cada litro. La pregunta de la peor semana es cuánto cuesta tener la seguridad de que el coche arranca el día en que todo sale mal.

I. Un gráfico y una pregunta acertada

Este artículo nació en una conversación entre los dos autores, en un grupo de debate de ingenieros. João de Jesus Ferreira compartió un gráfico de costes nivelados de varias tecnologías: nuclear de gran tamaño a 155 €/MWh, pequeños reactores modulares (SMR) a 98 €/MWh las primeras unidades y a 70 €/MWh en serie, y baterías a 680 €/MWh, dimensionadas para garantizar 2 GW durante cinco días: 240 GWh de almacenamiento.

Gaspar do Amaral cuestionó dos puntos. Primero, que un SMR de primera serie sea más barato que un reactor grande contradice la experiencia: las primeras unidades de cualquier tecnología nuclear suelen ser las más caras. Segundo, las baterías de litio se usan hoy para 2 a 4 horas, no para cinco días. João de Jesus Ferreira estuvo de acuerdo con el primer punto —los dos valores procedían de bases de inversión distintas, 7150 €/kW para los SMR y 13 850 €/kW para la nuclear, esta con referencia norteamericana— y aclaró el segundo: el escenario de cinco días era deliberado, porque ese es el servicio que interesa a un sistema con mucha renovable variable. Y dejó la pregunta que da título a este artículo: ¿cómo garantizar la demanda hora a hora, incluidos los periodos prolongados de poca producción, y a qué coste total?

El punto de vista de João de Jesus Ferreira: «El problema central de la planificación energética no consiste en identificar la tecnología que produce electricidad al menor coste nivelado, sino en determinar qué combinación de tecnologías y recursos permite satisfacer la demanda, hora a hora, al menor coste global y con niveles adecuados de seguridad de suministro. Un sistema eléctrico no puede planificarse solo a partir de balances anuales de energía, metas de capacidad instalada o porcentajes de incorporación de renovables. La producción eólica y fotovoltaica depende de condiciones meteorológicas que no acompañan necesariamente la evolución de la demanda. La cuestión determinante es saber qué potencia firme y gestionable, qué capacidad de almacenamiento, qué flexibilidad de la demanda y qué contribución efectiva de las interconexiones serán necesarias para asegurar el equilibrio del sistema, incluso en los periodos más desfavorables. No basta con evaluar cuánto cuesta producir electricidad cuando hay recursos disponibles. Es indispensable determinar cuánto cuesta garantizar su suministro cuando esos recursos son insuficientes. Esta es la diferencia fundamental entre el coste de una tecnología y el coste global de un sistema eléctrico fiable, seguro y competitivo.»

La respuesta a esta pregunta no cabe en un gráfico de costes por MWh, por una razón que se explica con una fórmula.

II. Precio por litro y precio del seguro

El coste de un equipo de almacenamiento por MWh entregado resulta de dividir el coste anual por la energía que entrega al año. El coste anual es casi todo fijo: amortización de la inversión y mantenimiento. La energía entregada depende de cuántas veces se llena y se vacía el equipo. Por eso, el mismo equipo tiene un precio por MWh muy distinto según el uso que le demos.

Es la distinción entre el LCOE (levelized cost of energy), coste nivelado de la energía producida por una tecnología, y el LCOS (levelized cost of storage), coste nivelado de la energía entregada por un almacenamiento en condiciones definidas de inversión, funcionamiento y utilización. Ninguno de los dos, por sí solo, mide el coste de garantizar el suministro con un nivel dado de fiabilidad: para eso cuentan también el coste de la capacidad firme, los costes de integración, las redes y los servicios del sistema, y la contribución efectiva de cada tecnología a la suficiencia. Una tecnología puede tener un LCOE bajo y, al mismo tiempo, obligar a invertir en otras partes del sistema.

La Figura 1 muestra el coste por MWh entregado de 240 GWh de baterías en función del número de ciclos completos al año, para tres niveles de inversión (100, 150 y 300 €/kWh) y vidas útiles de 15 a 20 años. Las dos escalas son logarítmicas, y la relación es casi una recta descendente: cada vez que el número de ciclos se multiplica por diez, el coste por MWh se divide por cerca de diez. Usada todos los días, la batería de 150 €/kWh entrega energía a unos 115–120 €/MWh. Guardada para tres calmas al año, la entrega a unos 5800–6500 €/MWh. La línea discontinua marca los 680 €/MWh del gráfico en discusión: para llegar ahí, la batería tendría que hacer entre 18 y 62 ciclos completos al año, según la inversión. La franja verde marca el servicio de la peor semana. La figura dice una sola cosa: el precio por MWh de un almacenamiento no es una propiedad de la tecnología, es una propiedad del uso.

El valor de 680 €/MWh es, por tanto, favorable a las baterías en el escenario en que se usó. Presupone diez a veinte veces más utilización de la que permiten tres calmas al año. Reconstruimos los demás supuestos del gráfico con un coste de capital del 7 % y los reprodujimos con un error de 1 €/MWh (Tabla 5, en la nota metodológica). El gráfico es coherente para la nuclear y para los SMR. En las baterías, mide el precio por litro de un equipo que, en el escenario de la peor semana, solo sirve como seguro.

Cómo se transforma una inversión en un coste anual. Quien compra una casa con hipoteca no paga el precio de una vez: paga una cuota durante muchos años, con los intereses incluidos. Con los equipos del sistema eléctrico ocurre lo mismo. Un préstamo de 100 000 € al 7 % anual, pagado en 25 años, cuesta una cuota de unos 8580 € al año, es decir, el 8,58 % del importe prestado. A ese porcentaje se le llama factor de recuperación del capital, y depende solo de dos cosas: el tipo de interés y el plazo. Con el 7 % usado en este artículo, vale el 10,98 % a 15 años, el 9,44 % a 20 años, el 8,58 % a 25 años y el 7,25 % a 50 años. Cuanto más largo el plazo, más baja la cuota, pero nunca por debajo del 7 % del interés.

El coste anual de cada solución suma después tres partidas que cualquier propietario de un coche conoce: la cuota del préstamo del coche; el mantenimiento —la revisión y el seguro—, que se paga ande o no el coche; y el combustible, que solo se paga cuando se circula. Todas las cuentas de este artículo siguen esta receta.

En la práctica: Un generador de hospital pasa el año parado. Nadie lo elige por el precio del kWh, sino por el coste de tenerlo listo el día en que falla la red. Para la peor semana, la pregunta correcta no es cuánto cuesta cada MWh, sino cuánto cuesta, al año, tener los MWh disponibles cuando hacen falta.

III. El escenario: 240 GWh, tres veces al año

Mantuvimos el escenario del gráfico original: un déficit de 2 GW durante 120 horas seguidas, es decir, 240 GWh por calma, y tres calmas al año, el límite superior de las «dos o tres» del escenario. Como la cuenta es lineal, un déficit de 4 GW duplica todos los costes que siguen.

El escenario es deliberadamente simplificado y no es una previsión. En un estudio de suficiencia, el déficit resulta de la simulación cronológica de series horarias de producción y consumo, con la disponibilidad de las centrales, los almacenamientos hidráulicos, las restricciones de red, las interconexiones y la variabilidad meteorológica, y se expresa en indicadores reconocidos internacionalmente: el LOLE (loss of load expectation, horas esperadas de insuficiencia al año), la EENS (expected energy not served, energía esperada no suministrada) y el ELCC (effective load carrying capability, contribución efectiva de cada recurso a la suficiencia). La comparación que sigue es un ejercicio técnico-económico de referencia; no sustituye ese estudio.

Un orden de magnitud medido ayuda a situar el escenario. En los datos horarios de ENTSO-E de 2015 a 2026, la peor ventana de cinco días de cada año restó al sistema portugués entre 116 y 158 GWh de producción eólica respecto a la media de ese año. Los 240 GWh del escenario quedan por encima de todo lo que el viento ha dejado de producir en un año medido: el escenario es exigente, no optimista.

Para cubrir los 240 GWh consideramos cuatro soluciones. La Tabla 1 reúne los supuestos de cada una.

Cómo leer la Tabla 1: Cada fila dice cuánto cuesta comprar, mantener y poner en marcha una solución. Algunos números cobran sentido con una traducción sencilla.

• 2 GW durante 120 horas. El país consumió 53,1 TWh en 2025; dividido por las 8760 horas del año, da una media de unos 6,1 GW en cada instante. Los 2 GW son, por tanto, cerca de un tercio del consumo medio del país. Durante 120 horas, cinco días, suman 2 GW × 120 h = 240 GWh: lo que 80 000 familias de 3000 kWh gastan en un año entero, o lo que el país entero consume en unas 40 horas.
• Inversión por kW o por kWh. Las turbinas se pagan por la potencia —el tamaño del motor—: 700 €/kW × 2 000 000 kW = 1400 M€. Las baterías se pagan por la energía almacenada —el tamaño del depósito—: 150 €/kWh × 240 000 000 kWh = 36 000 M€. Aquí nace la diferencia entre ambas: una turbina tiene un motor y toma el combustible del gasoducto; una batería tiene que tener el depósito entero comprado, lleno y a la espera.
• Rendimiento. Es la parte de la energía que queda al final. Una turbina con el 38 % transforma 100 MWh de gas en 38 MWh de electricidad; el resto se va en calor, como en el motor de un coche. Para entregar 1 MWh, quema 1 ÷ 0,38 = 2,63 MWh de gas. Una batería con el 88 % tiene que recibir 100 ÷ 0,88 = 114 MWh para devolver 100; el bombeo, con el 75 %, tiene que recibir 133.
• Gas, CO₂ y energía de carga. El gas cuesta 35 € por MWh térmico, y cada MWh de gas quemado emite 0,202 t de CO₂, pagadas a 80 €/t. La energía para cargar baterías y bombear agua se compra a 50 €/MWh, en las horas de excedente.

Dos supuestos merecen una nota. El primero es el de las baterías. La inversión de 150 €/kWh se refiere a un sistema completo instalado y corresponde, a grandes rasgos, a la media europea más reciente: la encuesta de BloombergNEF de diciembre de 2025 daba 177 US$/kWh en Europa (unos 150 €/kWh), 117 US$/kWh de media mundial y 73 US$/kWh en China. Los precios han caído deprisa —un año antes, la media europea era de 275 US$/kWh—, y la Tabla 6 prueba 100 y 75 €/kWh. Los 240 GWh son la energía que se ha de entregar, y se supone, por simplificación, que toda la capacidad nominal es utilizable. El rendimiento del 88 % cubre las pérdidas del ciclo, no el sobredimensionamiento: un proyecto tendría que sumar la profundidad de descarga, la degradación a lo largo de la vida y los límites de los convertidores. Con una descarga útil del 90 % y el 80 % de capacidad al final de la vida, harían falta unos 333 GWh nominales, y el coste anual subiría a 5761 a 6531 M€. La simplificación favorece, por tanto, a las baterías.

El segundo es el del bombeo, que merece una reserva adicional. El Sistema Eletroprodutor do Tâmega (el complejo hidroeléctrico del Tâmega) —1158 MW, 40 GWh, más de 1500 M€— integra producción hidroeléctrica convencional y reversible, presas y embalses; su inversión global no es el coste de un almacenamiento por bombeo aislado. Seis aprovechamientos equivalentes dan un orden de magnitud para 240 GWh, no un dimensionamiento optimizado para 2 GW durante 120 horas. Y construirlos depende de que haya emplazamientos adecuados, de las condiciones ambientales e hidrológicas y de la capacidad de reponer la energía almacenada. Los resultados del bombeo son, por eso, indicativos y exigen una evaluación técnico-económica propia.

IV. Cuatro maneras de asegurar la peor semana

Con los supuestos de la Tabla 1 y la receta de la cuota, el mantenimiento y el combustible, la cuenta de cada solución se hace a mano, en pocas líneas. La seguimos paso a paso, para que cada número de la Tabla 2 aparezca ya explicado.

1. Turbinas de gas de reserva

Comprar 2 GW de turbinas a 700 €/kW cuesta 1400 M€. Pagado en 25 años al 7 %, la cuota es el 8,58 % de ese importe: 120 M€ al año. El mantenimiento, 20 €/kW al año, suma 40 M€. Solo por tener las turbinas listas, paradas a la espera, el país paga 160 M€ al año. Es la cuota del gimnasio: se paga se vaya o no.

Cuando llega la calma, entra el combustible. Cada MWh de electricidad quema 2,63 MWh de gas, que a 35 €/MWh cuestan 92,1 €. Ese gas emite 2,63 × 0,202 = 0,53 t de CO₂, que a 80 €/t cuestan 42,5 €. Cada MWh entregado cuesta, por tanto, 134,6 € de combustible y derechos de emisión. Una calma de 240 000 MWh cuesta 240 000 × 134,6 € = 32,3 M€; tres calmas, 96,9 M€.

Coste anual: 160 + 97 = 257 M€.

2. Demanda que acepta parar

Aquí no hay nada que comprar: se paga a grandes consumidores para que estén listos para parar. Es un seguro al revés, en el que cobra la prima quien acepta la molestia. El precio de referencia procede del servicio español de respuesta activa de la demanda: de media, 53,8 € por MW y por cada hora de disponibilidad en 2026. Pagado durante unas 4300 horas al año, da 53,8 × 4300 ≈ 231 000 € por MW, es decir, unos 230 €/kW al año. Para 2 GW: 230 € × 2 000 000 kW = 460 M€ al año. No hay combustible ni carga: la energía que la fábrica deja de consumir queda para los demás.

Coste anual: 460 M€. El coste que esta cuenta no ve es la producción que la fábrica pierde en cinco días parada, y ese ningún mercado lo ha revelado todavía.

3. Bombeo nuevo

Un embalse con bombeo es una batería de agua: en las horas de excedente, bombea agua hacia arriba; en la calma, la deja caer por las turbinas. El Tâmega almacena 40 GWh y costó más de 1500 M€; para 240 GWh hacen falta seis, es decir, 6 × 1500 = 9000 M€. Como las presas duran mucho, se paga en 50 años, con una cuota del 7,25 %: 652 M€ al año. El mantenimiento, el 1 % de la inversión, suma 90 M€. Para entregar 720 000 MWh al año —tres calmas de 240 000—, con un rendimiento del 75 %, hay que bombear 720 000 ÷ 0,75 = 960 000 MWh, que a 50 €/MWh cuestan 48 M€.

Coste anual: 652 + 90 + 48 = 790 M€.

4. Baterías de litio

Las baterías se pagan por el tamaño del depósito: 36 000 M€, casi 26 veces el precio de las turbinas. Pagadas en 20 años, la cuota es el 9,44 %: 3398 M€ al año; si duran solo 15 años, el 10,98 %: 3953 M€. El mantenimiento, el 2 % anual, suma 720 M€. Para entregar 720 000 MWh con un rendimiento del 88 %, hay que cargar 720 000 ÷ 0,88 = 818 182 MWh, que a 50 €/MWh cuestan 40,9 M€.

Coste anual: 3398 + 720 + 41 = 4159 M€ con 20 años de vida; 3953 + 720 + 41 = 4714 M€ con 15. La energía de carga pesa solo el 1 % del total. Casi todo es cuota y mantenimiento de un depósito que pasa el año lleno y parado.

La Figura 2 compara el coste anual de las cuatro soluciones, ya con las tres calmas incluidas, y, junto a cada barra, el recargo que ese coste supondría en cada MWh consumido en Portugal (53,1 TWh en 2025). Las turbinas de gas de reserva cuestan unos 257 M€ al año: 160 M€ por tenerlas listas y unos 32 M€ de gas y CO₂ por calma. La demanda que acepta parar tiene un coste ilustrativo de 460 M€, calculado con la prima de disponibilidad adoptada; no es un coste de mercado demostrado para una interrupción continua de 120 horas, cuya viabilidad técnica y consecuencias económicas están por evaluar. El bombeo nuevo, seis Tâmegas, costaría unos 790 M€, valor indicativo. Las baterías cuestan 4159 a 4714 M€ al año: entre dieciséis y dieciocho veces las turbinas. La figura muestra que elegir la solución para la peor semana no es una cuestión de ajuste fino: hay un orden de magnitud entre la solución más barata y la más cara.

El resultado muestra el peso de la duración de la escasez: cuando el déficit dura días, las soluciones cuya inversión crece con la energía almacenada cuestan mucho más que la capacidad gestionable. No es, sin embargo, una evaluación del mix más económico para Portugal. Mantener disponible una central que ya existe no cuesta lo mismo que construir una nueva: la ERSE estima el coste anual de mantener un ciclo combinado existente en 18,2 €/kW·año, frente a 74,8 €/kW·año para una turbina de ciclo abierto nueva. Con los ciclos combinados actuales haciendo de reserva, el coste anual de la peor semana bajaría de 257 a unos 103 M€ (Tabla 6). La solución más eficiente tiene que resultar del análisis integrado del parque existente, de las necesidades futuras de capacidad y de las condiciones de explotación de cada tecnología.

Del coste del país al coste de cada casa

El coste anual responde a una pregunta: cuánto paga el país. La Tabla 2 responde a cuatro más, y cada respuesta sale de una sola división o multiplicación. Seguimos la fila de las turbinas; las demás se hacen de la misma manera.

• ¿Cuánto cuesta cada MWh salvado en la calma? Se divide el coste anual por la energía entregada en las tres calmas: 257,1 M€ ÷ 720 000 MWh = 357 €/MWh. Es como dividir el coste anual de un generador de hospital por las pocas horas en que trabaja: el resultado es alto porque el equipo está casi siempre parado. Para las demás soluciones: 460 ÷ 0,72 = 639 €; 790 ÷ 0,72 = 1097 €; y, en las baterías, de 4159 ÷ 0,72 = 5776 € a 4714 ÷ 0,72 = 6547 € por MWh.
• ¿Cuánto pesa en cada MWh consumido en el país? Se reparte el coste entre todo el consumo, como los gastos del ascensor en una comunidad de vecinos, divididos entre todos los pisos: 257,1 M€ ÷ 53,1 millones de MWh = 4,84 € más por MWh. Demanda que acepta parar, 8,66 €; bombeo, 14,88 €; baterías, de 78,32 a 88,77 €.
• ¿Cuánto paga una familia? Una familia que gasta 3000 kWh, o 3 MWh al año, paga 3 × 4,84 = 14,52 € al año, es decir, 14,52 ÷ 12 = 1,21 € al mes. Con baterías, de 3 × 78,32 ÷ 12 = 19,58 € a 3 × 88,77 ÷ 12 = 22,19 € al mes.
• ¿Cuánto paga una fábrica? Una fábrica que gasta 10 GWh, o 10 000 MWh al año, paga 10 000 × 4,84 € = 48 400 € al año. Con baterías, de 783 a 888 mil €.

La Tabla 2 reúne los números que acabamos de obtener.

Cómo leer la Tabla 2: Cada fila es la misma cuenta, hecha para una solución. La primera columna es el coste anual, calculado arriba. Las demás se obtienen de ella: dividir por 720 000 MWh da el coste de cada MWh salvado en la calma; dividir por 53,1 millones de MWh da el recargo en cada MWh consumido en el país; ese recargo × 3 MWh ÷ 12 da la familia, al mes; × 10 000 MWh da la fábrica, al año. En las baterías, cada número es de 16 a 18 veces el de las turbinas, porque 4159 ÷ 257 = 16,2 y 4714 ÷ 257 = 18,3.

Los valores en €/MWh de la segunda columna reparten el coste anual entre la energía entregada en las tres calmas. Son indicadores del servicio de reserva analizado, no costes nivelados de producción, y no se comparan directamente con el LCOE de ninguna tecnología. El MWh entregado en la peor semana cuesta unos 360 € con turbinas de reserva y de 5800 a 6500 € con baterías; los 50 a 100 €/MWh de la eólica o de la solar miden otra cosa: el precio de la energía, no el precio del seguro. Todos los valores de la tabla son resultados de escenario, no costes comprobados del sistema portugués.

Las turbinas son la solución más barata incluso con combustible caro. Con el gas a 70 €/MWh térmico, el doble del supuesto, cada MWh entregado pasa a costar (70 + 80 × 0,202) ÷ 0,38 = 226,7 € de combustible y derechos, en lugar de 134,6 €; las tres calmas cuestan 163 M€ en lugar de 97, y el coste anual sube a 160 + 163 = 323 M€. Con el CO₂ también a 120 €/t, (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, 179 M€ al año de combustible y un total de 339 M€. Incluso con el combustible casi duplicado, las turbinas siguen costando menos de una décima parte que las baterías, porque el combustible solo se paga en 360 horas al año. Aun alterando varios supuestos a la vez en contra de las turbinas y a favor de las baterías, la diferencia se reduce pero no se invierte: 5,8 veces en una combinación desfavorable y 3,3 veces en una combinación extrema (Tabla 6, en la nota metodológica). La razón es estructural: el coste de una turbina de reserva está casi todo en la potencia, que es barata, y poco en la energía, que solo se paga cuando se usa. En las baterías, el coste está todo en la energía almacenada, que se paga se use o no.

V. En la factura de una familia y de una fábrica

Los millones al año son difíciles de sentir. Divididos por el consumo del país, se vuelven concretos. Una familia que consume 3000 kWh al año —dentro del tramo de 2500 a 5000 kWh, el más representativo en Portugal— paga unos 690 € al año: 3000 kWh × 0,23 €/kWh, el precio de referencia con impuestos publicado por la ERSE. Es con estos 690 € con lo que se miden los recargos calculados en el capítulo anterior.

La Figura 3 muestra el recargo mensual que cada solución supondría para esa familia, si el coste del seguro se repartiera entre todo el consumo. Con turbinas de reserva, 1,21 € al mes: 14,52 € al año, o 14,52 ÷ 690 = 2,1 % de la factura. Con demanda que acepta parar, 2,17 € al mes (3,8 %). Con bombeo nuevo, 3,72 € (6,5 %). Con baterías, de 19,58 a 22,19 € al mes: de 235 a 266 € al año, o del 34 al 39 % de la factura. En una fábrica que consume 10 GWh al año, la diferencia va de 48 mil € a 783 a 888 mil € al año. La figura traduce el mismo orden de magnitud de la Figura 2 a una unidad que todo el mundo reconoce: euros al mes.

Estos recargos suponen que el coste anual se reparte de manera uniforme entre todo el consumo nacional. Son una traducción ilustrativa de la dimensión de las cargas, no una previsión de tarifas ni incrementos tarifarios aprobados: la repercusión real depende de los mecanismos de financiación, de la estructura tarifaria, de la imputación a los distintos agentes y de las decisiones regulatorias.

Una nota de rigor. Frente solo al componente de energía, que ronda los 50 a 70 €/MWh, el seguro con baterías aumenta el coste del 110 al 180 % (78,32 ÷ 70 = 112 %; 88,77 ÷ 50 = 178 %); frente a la factura completa de la familia, que incluye redes, tasas e impuestos, del 34 al 39 %. Las dos afirmaciones son verdaderas, y conviene no confundirlas. En cualquiera de las lecturas, y para cualquier precio de la energía entre 40 y 90 €/MWh, las turbinas añaden menos del 15 % (4,84 ÷ 40 = 12 %), y las baterías nunca menos de un 85 % aproximadamente (78,32 ÷ 90 = 87 %).

En la práctica: Tener turbinas de gas a la espera para los cinco peores días del año le cuesta a una familia poco más de 1 € al mes, el precio de un café. Hacer lo mismo con baterías cuesta unos 20 € al mes, el precio de una cena fuera. La diferencia no está en el rendimiento de las máquinas: está en pagar un motor o pagar un depósito lleno.

VI. Dónde puede fallar cada seguro

El coste no es el único criterio. Un seguro que falla el día en que hace falta no vale lo que cuesta. En ingeniería de sistemas críticos, la primera pregunta es si la reserva puede fallar al mismo tiempo que aquello que protege: el fallo en modo común. La segunda es si depende de un punto único de fallo. La tercera, hoy, es si puede desconectarla a distancia quien no debería.

La Tabla 3 resume el análisis. Tres puntos merecen desarrollo.

El agua y el viento pueden faltar juntos. Un invierno seco con calma es el peor caso para el bombeo: la reserva hidráulica se reduce justo cuando hace falta. Un tercer colega, en la misma conversación, recordó el comportamiento racional de los operadores: con los embalses bajos, el agua vale el precio que tendrá en el futuro, y solo se turbina en serio cuando los precios están altos. Es el llamado valor del agua, y para eso existe el bombeo. Pero significa que el bombeo solo es un seguro si los embalses tienen con qué turbinar. La peor semana tiene que calcularse con los almacenamientos reales, embalse a embalse.

La interconexión no es potencia firme. Su contribución depende de que haya producción disponible al otro lado y capacidad de transporte en los momentos críticos. Un anticiclón puede cubrir toda la Península y reducir a la vez la producción variable de los dos países; Portugal seguirá importando si España dispone de suficiente capacidad firme, agua o importaciones de Francia. Hoy es, de hecho, España la que sostiene las calmas portuguesas: las horas con importación neta superior a 3 GW pasaron de una en 2015 a 1562 en 2026, hasta el 13 de octubre. Pero no es técnicamente correcto tratar la capacidad nominal de interconexión como potencia garantizada. A efectos de planificación, su contribución se evalúa en escasez simultánea, con la suficiencia del sistema vecino, las restricciones de transporte y los criterios de seguridad de la operación. La interconexión integra los mercados y refuerza la seguridad, pero no dispensa la capacidad firme nacional, y por eso no entra en esta cuenta como solución propia.

Las turbinas desplazan el riesgo hacia el gas. Cada calma consume unos 630 GWh de gas natural: 240 GWh ÷ 0,38 = 632 GWh térmicos, cerca de 60 millones de m³, a unos 10,5 kWh por m³. El punto único de fallo pasa a ser el suministro: terminal de gas natural licuado, gasoductos y almacenamiento subterráneo. Es un riesgo gestionable —el sistema gasista ya existe y ya tiene reservas de seguridad—, pero tiene que garantizarse por contrato y por reglamento, no por suposición.

En ciberseguridad, la cuestión común a las baterías y a la producción fotovoltaica es el mando remoto de los inversores. La capacidad de modular o desconectar a distancia debe pertenecer al operador de la red, no al fabricante del equipo.

VII. Lo que esta cuenta deja fuera

• 1. El déficit real. Los 2 GW y las tres calmas son el escenario en discusión, no una medición. La peor ventana de cinco días medida entre 2015 y 2026 restó al sistema de 116 a 158 GWh de eólica; el déficit del sistema depende además del agua, del gas, de la interconexión y de la demanda de ese día, y solo un estudio de suficiencia lo determina.
• 2. Lo que ya existe. Las centrales de ciclo combinado que existen hoy ya pagan parte del seguro. Mantenidas disponibles, el coste anual de la peor semana baja a unos 103 M€ (Tabla 6).
• 3. La demanda de 120 horas. Los contratos actuales de interrumpibilidad cubren dos horas por activación. Pedir a una fábrica que pare cinco días tiene un coste de producción perdida que ningún mercado ha revelado todavía. Los 460 M€ son ilustrativos.
• 4. Los costes de integración. Un sistema con mucha eólica y solar tiene costes que el LCOE no muestra: excedentes en los días de sobra, precios muy bajos o negativos, vertidos de producción e inversión adicional en almacenamiento, redes y servicios del sistema. Esos costes forman parte del coste global del sistema y deben entrar en la evaluación de nuevas inversiones en producción variable. La potencia instalada adicional, por sí sola, no garantiza más seguridad de suministro ni un menor coste para los consumidores.
• 5. Las emisiones. Las turbinas emiten unas 130 mil toneladas de CO₂ por calma —632 GWh de gas × 0,202 t/MWh = 128 mil t—, cuyo coste está incluido a 80 €/t: 10,2 M€ por calma. Para dar un orden de magnitud, es lo que emiten en un año unos 70 000 coches que hagan 15 000 km a 120 g/km. Quien considere bajo ese precio puede rehacer la cuenta: incluso a 120 €/t, el orden de magnitud se mantiene.
• 6. Redes y servicios del sistema. La integración de las distintas tecnologías tiene costes distintos de conexión, refuerzo de red, control de tensión, regulación de frecuencia, reservas operativas y estabilidad dinámica. No son iguales para todas las soluciones, y su exclusión es una limitación de esta comparación: una evaluación completa tiene que sumar los costes incrementales de integración de cada una, sin omitirlos ni trasladarlos a otros componentes del sistema.
• 7. Quién soporta los costes: el principio de que paga quien los causa. El almacenamiento, la capacidad firme, las reservas operativas y los refuerzos de red son recursos con coste, que acaban recuperándose a través de los mercados, las tarifas u otros mecanismos de financiación. Importa distinguir las cargas que responden a necesidades generales de seguridad de suministro de las que resultan específicamente de la integración de determinadas tecnologías. Siempre que sea posible establecer una relación causal técnica y económicamente fundamentada, la imputación de estas cargas debe respetar el principio de que paga quien los causa, evitando su socialización indiscriminada entre los consumidores. Este artículo cuantifica el coste del seguro, no la parte que causa cada tecnología; ese cálculo es el paso siguiente, y exige transparencia en la formación de los costes y en los mecanismos de su recuperación.

Conclusión

Un sistema eléctrico con mucha eólica y solar paga dos facturas: la de la energía de todos los días y la del seguro para la peor semana. Los gráficos de costes por MWh miden bien la primera y mal la segunda, porque el precio por MWh de un equipo de reserva depende de cuántas veces se usa, y un seguro, por definición, se usa poco.

Medido con la regla correcta —el coste anual de tener 240 GWh disponibles tres veces al año—, el resultado es claro. Para cinco días, las turbinas de gas de reserva son la solución más barata, con un orden de magnitud de ventaja sobre las baterías, incluso con gas y CO₂ caros; manteniendo los ciclos combinados que ya existen, la ventaja es aún mayor. La demanda que acepta parar y el bombeo quedan entre ambas, pero con reservas serias: la primera aún no existe a la escala de cinco días; el segundo falla precisamente en los inviernos secos. Las baterías siguen siendo excelentes para aquello para lo que se hicieron: las horas, la frecuencia, la punta del final de la tarde. Para la peor semana, son el seguro más caro.

El reto de la planificación no es, por tanto, maximizar la incorporación de una tecnología, sino construir un sistema capaz de satisfacer la demanda de forma permanente, con seguridad, fiabilidad y competitividad. La expansión de la producción variable debe evaluarse por su contribución efectiva y por los costes que implica en capacidad firme, almacenamiento, redes, flexibilidad y servicios del sistema: una potencia instalada muy superior a la punta no garantiza, por sí sola, la suficiencia del sistema.

El criterio decisivo es el coste global de suministrar electricidad cuando y donde hace falta, y no solo el coste de producirla cuando el tiempo ayuda. Eso exige recuperar la planificación integrada de la demanda y de la oferta y tratar la seguridad de suministro como condición del sistema, y no como externalidad de la transición energética.

La cuestión es a la vez técnica, económica y política: ¿qué sistema eléctrico pretendemos construir, cuánto estamos dispuestos a pagar para garantizar la seguridad de suministro y quién debe soportar los costes adicionales de las opciones de política energética? Sin respuesta a estas tres preguntas, difícilmente tendremos un sistema eléctrico a la vez seguro, sostenible y competitivo.

En una frase: Garantizar los cinco peores días del año con turbinas de gas le cuesta a una familia poco más de 1 € al mes; con baterías, unos 20 €.

Gaspar do Amaral y João de Jesus Ferreira

Texto de los dos autores. Tablas, figuras y cálculos de Gaspar do Amaral, con ayuda de IA en la investigación y en la verificación. © Aprecisa.com

Nota metodológica

Todos los valores del artículo resultan de un único conjunto de cálculos, con los supuestos de la Tabla 1. El coste anual de cada solución es la suma de la anualidad de la inversión, de la operación y mantenimiento, y de la energía gastada en las calmas:

donde I es la inversión, r = 7 % el coste de capital, n la vida útil, f la operación y mantenimiento como fracción de la inversión, N = 3 el número de calmas al año, E = 240 GWh la energía por calma, η el rendimiento y p (carga) = 50 €/MWh el precio de la energía de carga. El factor entre corchetes, sin f, es el factor de recuperación del capital: 0,1098 para 15 años, 0,0944 para 20, 0,0858 para 25 y 0,0725 para 50. El coste por MWh entregado y el recargo por MWh consumido son:

Turbinas de gas. 700 €/kW × 0,0858 + 20 €/kW·año = 80,1 €/kW·año; para 2 GW, 160,1 M€/año. Coste variable: 35 / 0,38 = 92,1 €/MWh de gas y 80 × 0,202 / 0,38 = 42,5 €/MWh de CO₂, total 134,6 €/MWh. Por calma, 240 000 MWh × 134,6 €/MWh = 32,3 M€; con tres, 96,9 M€. Total: 257,1 M€/año. Gas por calma: 240 GWh / 0,38 = 632 GWh térmicos; CO₂: 632 GWh × 0,202 t/MWh ≈ 128 mil t, redondeado en el texto a unas 130 mil t. El coste fijo de 80,1 €/kW·año es próximo al CONE de 74,8 €/kW·año que la ERSE estima para una turbina de ciclo abierto nueva.

Ciclos combinados existentes. 2 GW × 18,2 €/kW·año (CONE de la ERSE para mantener un ciclo combinado existente) = 36,4 M€/año. Coste variable con un rendimiento del 55 %: 35 / 0,55 + 80 × 0,202 / 0,55 = 93,0 €/MWh; con tres calmas, 66,9 M€. Total: unos 103 M€/año. Con el rendimiento del 38 % de las turbinas, sería de unos 133 M€/año.

Demanda que acepta parar. 2 GW × 230 €/kW·año = 460 M€/año. El servicio español de respuesta activa de la demanda se adjudicó a 65 €/MW por hora asignada en el primer semestre de 2026 y a 42,62 €/MW en el segundo, media de 53,8 €/MW. Los 230 €/kW·año corresponden a pagar ese precio durante unas 4300 horas al año; el número de horas efectivamente asignadas no es público en las fuentes consultadas, por lo que el valor es un supuesto de los autores. Cada activación está limitada a dos horas.

Bombeo. Seis sistemas de 1500 M€: 9000 M€ × (0,0725 + 0,01) = 742,1 M€/año; energía de carga 3 × 240 GWh / 0,75 × 50 €/MWh = 48,0 M€. Total: 790,1 M€/año. La inversión de referencia es el coste global de un aprovechamiento hidroeléctrico complejo, no el coste específico de la capacidad reversible; el resultado es una aproximación indicativa y no un coste validado para 240 GWh de bombeo útil en Portugal.

Baterías. 240 GWh × 150 €/kWh = 36 000 M€. Con 20 años, 36 000 × (0,0944 + 0,02) = 4118 M€; con 15 años, 4673 M€. Energía de carga: 3 × 240 GWh / 0,88 × 50 €/MWh = 40,9 M€. Total: de 4159 a 4714 M€/año. La Tabla 4 muestra la sensibilidad a la inversión y al número de ciclos.

Cómo se obtiene cada fila de la Tabla 4. Ejemplo: 150 €/kWh y 20 años. La parte fija —cuota y mantenimiento— es de 4118 M€ al año, y cada MWh entregado cuesta además 50 ÷ 0,88 = 56,8 € de carga. Con 3 ciclos al año, 720 000 MWh, la parte fija por MWh es 4118 M€ ÷ 720 000 = 5719 €; sumando la carga, 5776 €/MWh. Con 300 ciclos —llenar y vaciar casi todos los días—, la energía entregada es cien veces mayor, 72 millones de MWh, y la parte fija por MWh cae a 57 €: total, 114 €/MWh. Para llegar a los 680 €/MWh del gráfico en discusión, quedan 680 − 56,8 = 623,2 € por MWh para pagar la parte fija; 4118 M€ ÷ 623,2 € = 6,61 millones de MWh al año, es decir, 6,61 TWh ÷ 0,24 TWh = 27,5 ciclos. Es como un coche de renting: el precio por kilómetro depende de cuántos kilómetros se hagan al año.

Dimensionamiento del almacenamiento. Los valores anteriores suponen una capacidad nominal igual a la energía que se ha de entregar. Un proyecto tiene que considerar por separado la capacidad útil, la profundidad de descarga admisible, la degradación, los rendimientos de conversión y la potencia de los convertidores. Con una descarga útil del 90 % y el 80 % de capacidad al final de la vida, la capacidad nominal es de 240 / (0,9 × 0,8) ≈ 333 GWh, y el coste anual pasa a ser de 5761 a 6531 M€. Garantizar 120 horas exige, además, que la energía esté almacenada antes del episodio: la capacidad física no basta.

Reconstrucción del gráfico en discusión. Coste nivelado = (inversión × factor de recuperación + operación y mantenimiento) / (8760 h × factor de capacidad) + combustible. Para la nuclear grande, (13 850 × 0,0712 + 150) / 7,884 MWh/kW + 10 = 154 €/MWh, con 60 años. Para los SMR, (7150 × 0,0750 + 150) / 7,884 + 10 = 97 €/MWh, con 40 años. Para las baterías, el número de ciclos que iguala el coste a 680 €/MWh se obtiene despejando N en la segunda fórmula.

Factura. Recargo por MWh consumido = coste anual / 53,1 TWh. Familia: × 3 MWh/año; porcentaje respecto a 3000 kWh × 0,2299 €/kWh = 690 €/año. Fábrica: × 10 000 MWh/año. Es un reparto uniforme e ilustrativo; los valores no incluyen el IVA sobre el recargo.

Límites y sensibilidad. Los supuestos son ilustrativos y sirven para comparar órdenes de magnitud en un escenario definido. No sustituyen un estudio de suficiencia con series cronológicas de producción y consumo, disponibilidad de los recursos, condiciones meteorológicas, restricciones de red y análisis probabilístico. La Tabla 6 altera varios supuestos a la vez: inversión y coste de capital de las turbinas, precios del gas y del CO₂, inversión, coste de capital y vida de las baterías, dimensionamiento por la capacidad nominal y uso de los ciclos combinados existentes. El orden entre la reserva de gas y las baterías se mantiene en todos los casos, con ratios entre 3,3 y 46. La potencia del déficit entra linealmente en las dos soluciones y no altera el ratio; menos episodios al año o episodios más largos lo aumentan. Solo los déficits cortos, de algunas horas, invierten el orden, y para esos sirven las baterías. Los valores económicos están condicionados a los supuestos adoptados y no determinan los costes ni la configuración óptima del sistema eléctrico portugués.

Cómo se obtiene cada fila de la Tabla 6. En la combinación desfavorable, las turbinas cuestan 1000 €/kW, con un 9 % de capital: 2000 M€ × 10,18 % = 204 M€ de cuota, más 40 M€ de mantenimiento, 244 M€; el combustible pasa a (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, es decir, 179 M€ en las tres calmas; total, 422 M€. Las baterías cuestan 100 €/kWh, con un 5 % de capital y 20 años: 24 000 M€ × (8,02 % + 2 %) = 2406 M€, más 41 M€ de carga, 2447 M€. Ratio: 2447 ÷ 422 = 5,8. En la combinación extrema, las turbinas suman 244 M€ fijos y (90 + 150 × 0,202) ÷ 0,38 = 316,6 €/MWh, 228 M€ de combustible: 472 M€. Las baterías, a 75 €/kWh, con un 4 % y 25 años: 18 000 M€ × (6,40 % + 2 %) + 41 = 1553 M€. Ratio: 3,3. Con la capacidad nominal de 333 GWh, la inversión de las baterías pasa a 50 000 M€ y el coste anual a 5761 a 6531 M€: de 22 a 25 veces las turbinas. Con los ciclos combinados existentes, 2 GW × 18,2 €/kW = 36,4 M€ de coste fijo y (35 + 80 × 0,202) ÷ 0,55 = 93,0 €/MWh, 67 M€ de combustible: 103 M€, y las baterías pasan a costar de 40 a 46 veces más.

Referencias anotadas

A. Sistema eléctrico ibérico

• ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025, citando a REN — 53,1 TWh consumidos en Portugal en 2025.
• ENTSO-E, Transparency Platform — consumo, producción eólica por hora, potencia instalada y flujos físicos Portugal–España, de 2015 al 13 de octubre de 2026; base de los valores medidos (116–158 GWh; horas de importación por encima de 3 GW).
• ERSE (2025), Segurança de Abastecimento — informe final de diciembre de 2025: CONE de 18,2 €/kW·año para un ciclo combinado existente y de 74,8 €/kW·año para una turbina de ciclo abierto nueva; VoLL de 12 433 €/MWh.
• Red Eléctrica (2026), nota de prensa sobre la subasta del servicio de respuesta activa de la demanda — 1775 MW a 42,62 €/MW por hora, segundo semestre de 2026; máximo de dos horas por activación.
• Energías Renovables (2025), SRAD — 1725 MW a 65 €/MW por hora, primer semestre de 2026.
• Energías Renovables (2026), nueva activación del SRAD — 28 de septiembre de 2026, 943 MW, 1634,5 MWh, eólica por debajo de lo previsto; nueve activaciones en el año.

B. Almacenamiento

• Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega — 1158 MW, 40 GWh, inversión superior a 1500 M€.
• Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find — encuesta de BloombergNEF del 10 de diciembre de 2025, sistemas llave en mano: media mundial de 117 US$/kWh; Europa 177; Estados Unidos 219; China 73.
• Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs — encuesta de 2024: Europa 275 US$/kWh.

C. Precios al consumidor

• ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat, 2.º semestre de 2023 — 0,2299 €/kWh con impuestos en el tramo doméstico de 2500 a 5000 kWh/año.

D. Métodos de suficiencia

• ENTSO-E, ERAA 2025 — evaluación europea de la suficiencia; definiciones de LOLE y EENS y simulación cronológica con varios años climáticos.
• ACER, Decisión 23/2020 — metodología de cálculo del VoLL, del CONE y de la norma de fiabilidad.

Gaspar do Amaral y João de Jesus Ferreira · © Aprecisa.com

Nota metodológica

Qué es esta página. Una traducción del artículo de Gaspar do Amaral y João de Jesus Ferreira publicado en LinkedIn el 15 de octubre de 2026; la versión íntegra en portugués está en este sitio. La nota metodológica y las referencias anotadas de los propios autores se traducen más arriba, en el lugar que ocupan en el original.

Números y unidades. Todos los números, unidades y cuentas son exactamente los del original; solo los separadores siguen el uso español (1634,5 y 36 000). Los importes conservan la notación original (M€ = millones de euros). En España, «calma» traduce lo que en portugués se llama «calmaria»: días seguidos casi sin viento.

Cambios de forma, no de contenido. El subtítulo original («… — e porque é que a resposta não está no preço por MWh») aparece como subtítulo de esta página. Las once imágenes originales (Figuras 1 a 3, Tablas 1 a 6 y las dos fórmulas) se reproducen tal como están, con sus textos en portugués; cada pie traduce el contenido de la imagen. Los títulos de las fuentes quedan en su lengua original; los enlaces son los del original.

Gaspar do Amaral · Original en portugués del 15 de octubre de 2026, publicado en este sitio; traducción emitida el 27 de octubre de 2026 · Figuras y tablas © Aprecisa.com · Con ayuda de IA