GenCost 2025-26: las energías renovables y el almacenamiento se convierten en un ancla de estabilidad en medio de la incertidumbre global

GenCost 2025-26: las energías renovables y el almacenamiento se convierten en un ancla de estabilidad en medio de la incertidumbre global

La agencia nacional de ciencia de Australia, CSIRO, y el Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) publicaron conjuntamente la octava edición del informe final GenCost 2025–26. La conclusión central del informe es que las energías renovables respaldadas por almacenamiento siguen siendo la vía de menor costo para que el sistema eléctrico australiano alcance emisiones netas cero, y que están desempeñando un papel similar a un "estabilizador" en un entorno de volatilidad de los precios energéticos globales, conflictos geopolíticos y creciente demanda de energía de los centros de datos.

Contexto del sector | Un sistema de coordenadas de costos bajo incertidumbre global

GenCost ya cumple su octavo año y es una de las evaluaciones anuales más completas de Australia sobre los costos de tecnologías nuevas de generación, almacenamiento e hidrógeno, realizada conjuntamente por CSIRO y AEMO. Su propósito no es predecir el retorno de inversión de un proyecto individual, sino proporcionar un conjunto comparable de referencias de costos de tecnología para la planificación del sistema eléctrico, las decisiones de inversión en redes eléctricas y el debate de políticas.

Desde la perspectiva de los precios de mercado, la situación del Mercado Eléctrico Nacional de Australia (NEM) ha mejorado notablemente respecto de sus picos. El informe muestra que en 2025 el precio promedio de generación del NEM fue de aproximadamente 104 $/MWh, mientras que en 2022, impulsado por los altos precios globales del gas natural, ese precio alcanzó un máximo de 189 $/MWh. Las expectativas de mercado basadas en los precios de los futuros eléctricos indican que los costos de generación podrían retroceder aún más hasta el rango de 80–90 $/MWh en 2030.

Detrás de este cambio hay dos fuerzas de costos que apuntan en direcciones opuestas. Por un lado, la tecnología de almacenamiento en baterías sigue reduciendo costos y su capacidad instalada se expande rápidamente; por otro, el costo de la tecnología de generación a gas aumenta debido a la mayor demanda global de turbinas de gas. Los datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) son citados en el informe como evidencia clave: los centros de datos de Estados Unidos se han convertido en una de las mayores fuentes de demanda de turbinas de gas a nivel mundial, y se prevé que el consiguiente aumento sostenido de costos continúe. Además, el informe coloca la guerra de Irán y la demanda de turbinas de gas de los centros de datos como las dos fuentes de incertidumbre más fuertes en la actualidad.

Dinámica actual | La "tijera" entre la reducción de costos de las baterías y el aumento de precios del gas

El juicio tecnoeconómico más importante del informe es la divergencia entre las curvas de costos de las tecnologías de baterías y de gas.

Primero, el almacenamiento en baterías sigue reduciendo costos y comienza a cambiar la estructura del mercado. A medida que crece la capacidad de baterías de bajo costo, el almacenamiento está entrando en competencia directa con las plantas tradicionales de gas para cubrir picos y está ejerciendo presión a la baja sobre los precios de la electricidad en las horas pico de la tarde/noche. Este cambio no se limita al nivel de los modelos de costos, sino que ya empieza a reflejarse en la formación de precios del mercado eléctrico.

Segundo, la presión de costos de la tecnología de generación a gas proviene de la cadena de suministro global. La fuerte demanda de turbinas de gas por parte de los centros de datos estadounidenses ha elevado los precios de los equipos, lo que hace subir el costo de capital de la tecnología de gas. Paul Graham, economista jefe de energía de CSIRO y responsable del proyecto GenCost, señala: "A medida que los costos de las baterías siguen bajando y los costos de la tecnología de gas aumentan, las baterías se están convirtiendo cada vez más en la tecnología de generación flexible preferida en el corto plazo."Tercero: mejora de la transparencia metodológica. El informe de este año ha incorporado comentarios de una gama más amplia de partes interesadas, ha introducido por primera vez datos de mercado en las previsiones a corto plazo y ha utilizado herramientas de modelado de código abierto, con el fin de mejorar la verificabilidad y la transparencia de los resultados, y facilitar una participación más profunda de la industria y los centros de investigación en el debate.

Cuarto: profundización de la coordinación entre políticas y planificación. Nicola Falcon, directora general ejecutiva de Diseño del Sistema de AEMO, señaló que GenCost continúa la tradición de colaboración entre CSIRO y AEMO, y proporciona perspectivas fiables e independientes para la planificación del futuro sistema eléctrico de Australia. El Dr. Dietmar Tourbier, director de Energía de CSIRO, subrayó que el mecanismo de consulta es central para GenCost, ya que garantiza que el informe refleje perspectivas diversas y la mejor evidencia disponible.

Impacto en el sistema energético | Estructura de suministro, flexibilidad y precios de la electricidad

Desde una perspectiva sistémica, este informe responde a varias preguntas clave.

¿Cómo cambia la estructura de suministro? En el escenario de cero emisiones netas, la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre siguen siendo la columna vertebral del futuro sistema eléctrico de bajo costo, y se prevé que para 2050 suministren el 93 % de la electricidad de Australia. El resto se apoya en la hidroeléctrica, el almacenamiento, la transmisión, así como en recursos de generación flexibles como el gas y el hidrógeno.

¿Cómo se garantizan la seguridad energética y la estabilidad de la red? El informe considera que la tecnología de gas seguirá desempeñando un papel “limitado pero importante”, aportando alrededor del 3 %–7 % de la generación eléctrica para 2050, principalmente para brindar soporte al sistema eléctrico. Esto significa que, en un sistema altamente renovable, la capacidad flexible no es algo prescindible, sino un componente de la fiabilidad del sistema.

¿Hacia dónde van los precios de la electricidad? A mediano plazo, la reducción de costos de las baterías y el efecto competitivo derivado de la expansión de capacidad están reduciendo los precios del pico vespertino, y los mercados de futuros también apuntan a una caída adicional de los costos hacia 2030. Pero a largo plazo, la lógica de costos cambiará: a medida que los activos de generación existentes se retiren gradualmente, los precios futuros de la electricidad reflejarán cada vez más los costos de construcción de la infraestructura de reemplazo. El informe prevé que para 2050 el costo de todas las tecnologías de generación nuevas superará los 100 $/MWh.

¿Cómo se sopesan las vías de reducción de emisiones de carbono? El informe señala claramente que algunas tecnologías no renovables (por ejemplo, nueva capacidad de carbón negro) podrían tener una competitividad de costos comparable a la de las renovables, pero su uso exigiría incurrir en costos más altos de reducción de emisiones de carbono en otros sectores de la economía para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas de Australia. Este juicio eleva el debate de una simple comparación de costos de generación al nivel de los costos de reducción de emisiones de todo el sistema.

Desafíos | Costos, geopolítica y restricciones del sistema

Aunque la senda de menor costo es clara, los desafíos que refleja el informe son igualmente concretos.

Riesgo de costos de los recursos de flexibilidad. Los precios de las turbinas de gas siguen aumentando impulsados por la demanda mundial de centros de datos, lo que debilita la viabilidad económica del gas como fuente de energía flexible y también hace que la planificación que depende del gas para el soporte del sistema enfrente una mayor incertidumbre.Costo de reemplazo a largo plazo. Para 2050, a medida que los activos envejecidos sean reemplazados de forma sistemática, no se prevé que ninguna nueva tecnología de generación eléctrica esté por debajo de 100 $/MWh. Esto significa que el actual estado de bajos costos marginales no es la norma, y la futura estructura de tarifas eléctricas se acercará más al gasto de capital en nueva infraestructura.

Incertidumbre geopolítica. El informe señala la guerra de Irán y la demanda de turbinas de gas de los centros de datos como dos de los factores impulsores de mayor incertidumbre en la actualidad, lo que indica que los costos de las tecnologías energéticas ya difícilmente pueden desvincularse de la situación de seguridad global y del ciclo de inversión en infraestructura digital.

Los límites del modelado y la previsión. Incluso con la incorporación de datos de mercado y herramientas de código abierto, las previsiones de costos tecnológicos aún enfrentan rápidos cambios en las cadenas de suministro, las políticas y el lado de la demanda. El informe reduce este riesgo mediante múltiples rondas de consultas con las partes interesadas, pero la incertidumbre en sí misma no puede eliminarse.

Restricciones implícitas de los componentes de apoyo a nivel de sistema. El informe integra el almacenamiento, la transmisión, la hidroelectricidad y el hidrógeno en un mismo marco de costos, lo que de por sí sugiere que la velocidad con que aumente la proporción de energías renovables dependerá en última instancia de si estos componentes complementarios pueden avanzar de manera sincronizada, y no de la curva de costos de una única tecnología de generación.

Perspectivas futuras | El panorama energético de los próximos 5 a 20 años

Desde la perspectiva de los próximos 5 a 20 años, GenCost 2025–26 ofrece varias claves con relevancia global.

Primero, el almacenamiento se convertirá en una fuerza estructural del mercado eléctrico. El informe muestra que la caída de los costos de las baterías y la expansión de capacidad ya han comenzado a remodelar el mercado, compitiendo con la generación de gas para cubrir picos y reduciendo los precios en las horas de máxima demanda nocturna. Si esta tendencia continúa, el almacenamiento dejará de ser solo un complemento de las energías renovables y se convertirá en una variable independiente que determinará la forma de los precios del mercado eléctrico.

Segundo, el papel central de la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre se confirma aún más en los escenarios de bajos costos. Una cuota del 93 % del suministro eléctrico en 2050 significa que el eje de planificación del futuro sistema eléctrico pasará de “qué nueva generación añadir” a “cómo integrar una alta proporción de fuentes de generación variables”.

Tercero, el centro de gravedad de los costos eléctricos se desplazará de los costos operativos a los costos de capital. A medida que se retiren los activos existentes, los precios de la electricidad reflejarán más las necesidades de inversión en nueva generación, almacenamiento e infraestructura de transmisión. Esto plantea nuevas exigencias para el diseño del mercado eléctrico, los contratos de compra de energía a largo plazo y los mecanismos de capacidad.

Cuarto, el panorama de competencia tecnológica estará más influido por las cadenas de suministro globales. La demanda de turbinas de gas de los centros de datos estadounidenses ya se ha transmitido, a través de los precios de los equipos, a la evaluación de costos tecnológicos en Australia. Esto indica que la futura competencia energética no solo ocurrirá entre tecnologías de generación, sino también entre la infraestructura de cómputo, la capacidad de fabricación y el suministro de equipos clave.

Quinto, la comparación sistemática de los costos de reducción de carbono se convertirá en el núcleo de las políticas. La conclusión del informe sobre la nueva generación a carbón negro sugiere que comparar el costo nivelado de la electricidad de una sola tecnología no basta para sustentar decisiones de cero emisiones netas; los responsables de políticas necesitan tomar como referencia el costo de reducción de carbono de todo el sistema.Para el sector energético, el valor de GenCost 2025–26 radica en que ofrece un marco de evaluación que sitúa la energía renovable, el almacenamiento, el gas, el hidrógeno y la transmisión en un mismo sistema de coordenadas. Bajo este marco, la combinación de energías renovables más almacenamiento no solo es una vía de reducción de emisiones, sino también un mecanismo de amortiguación de costos frente a las perturbaciones energéticas globales.

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Fuente de información: CSIRO, GenCost 2025–26: Renewables and storage a source of stability amid global uncertainty, comunicado de prensa del 15 de julio de 2026. Enlace al texto original: https://www.csiro.au/en/news/All/News/2026/July/GenCost-2025-26

Palabras clave: renewable energy, energy transition, energy storage, battery systems, solar power, wind energy, grid modernization, energy investment, decarbonization, climate policy