IRENA estima que la capacidad renovable en operación evitó en 2025 gastos de aproximadamente 480 mil millones de dólares en combustibles fósiles a escala global
El numero que manda
El informe Costos de generación de energía renovable en 2025 de IRENA establece que más del 90% de la nueva capacidad renovable a gran escala incorporada en 2025 tuvo un costo menor que la alternativa fósil nueva de menor costo disponible en cada mercado. Los datos por tecnología son precisos: la solar fotovoltaica promedió 44 dólares por MWh, la eólica terrestre llegó a 33 dólares por MWh —una reducción del 4% respecto al año anterior— y la eólica marina se situó en 78 dólares por MWh, con una caída del 3%.
Estos niveles no son accidentes de un año favorable. Desde 2010, la solar acumula una reducción del 89% en su LCOE; la eólica terrestre, del 71%; la eólica marina, del 63%. La tendencia responde a la curva de aprendizaje industrial operando a escala de gigavatios durante más de una década, no a subsidios puntuales.
Que hay detras del numero
El descenso de costos tiene tres impulsores estructurales que operan en paralelo. El primero es la manufactura: el volumen acumulado de despliegue ha reducido el costo unitario de módulos, inversores y componentes de turbinas de forma consistente. El segundo es la integración de almacenamiento: según IRENA, el costo instalado de baterías de cuatro horas a escala de red cayó casi 30% en 2025 hasta aproximadamente 140 dólares por kWh, lo que mejora materialmente la economía del sistema renovable+almacenamiento y reduce el peso de la intermitencia como barrera de despacho firme.
El tercero es el efecto fiscal acumulado de la capacidad instalada. IRENA estima que la capacidad renovable en operación evitó en 2025 gastos de aproximadamente 480 mil millones de dólares en combustibles fósiles a escala global. China representó cerca de 177 mil millones de ese total —casi la mitad—, lo que refleja tanto la magnitud de su despliegue como su dependencia previa de importaciones. Para operadores fuera de China, la implicación es directa: los mercados que no han avanzado al mismo ritmo siguen absorbiendo la volatilidad fósil que China ya parcialmente aisló.
Lo que esto vale en tu operacion
El diferencial frente a nuevas plantas de gas es el argumento más directo. Mercados como Italia, Alemania y Japón registraron costos de generación a gas cercanos o superiores a los 100 dólares por MWh en períodos de tensión de suministro durante 2025. En Estados Unidos, la escasez de turbinas de gas elevó el costo de nuevas plantas en varios mercados regionales. Frente a eólica terrestre a 33 dólares o solar a 44 dólares, ese diferencial no es marginal — es estructural y afecta directamente las decisiones de capacity planning a diez años.
El segundo valor es el de cobertura geopolítica. El cierre temporal del estrecho de Ormuz a inicios de 2026 funcionó como prueba de estrés real. En economías de Asia del Sudeste —Indonesia, Tailandia, Filipinas— con alta dependencia de importaciones de carbón y gas, la infraestructura renovable existente evitó compras de combustible por valor de 5.700 millones de dólares durante 2025. De haberse necesitado esos mismos volúmenes durante el pico de la crisis, entre marzo y mayo de 2026, el costo estimado habría ascendido a 6.500 millones. Para un Director de Estrategia Energética con posiciones en mercados importadores netos, ese diferencial cuantifica el valor del hedge renovable más allá del LCOE.
El tercer elemento es de portafolio: las adiciones globales de capacidad renovable superaron los 690 GW en 2025. Ese ritmo de instalación determina dónde se forman los próximos cuellos de botella —interconexión, transmisión, disponibilidad de terreno— y por tanto dónde se concentra el riesgo de ejecución para proyectos en desarrollo.
Lo que el dato no dice
Los promedios globales de IRENA enmascaran varianza regional significativa. Un LCOE de 33 dólares por MWh para eólica terrestre refleja condiciones de recurso, cadena de suministro y régimen regulatorio que no se replican de forma homogénea. Mercados con colas de interconexión congestionadas, tiempos de permiso extendidos o limitaciones de transmisión pueden añadir costos y plazos que alteran la economía de proyecto de forma sustancial.
Hay además una señal de advertencia en los flujos de inversión manufacturera. La inversión global en manufactura de tecnologías limpias cayó de 70 mil millones de dólares trimestrales en 2023 a 35 mil millones al cierre de 2025. Si esa contracción persiste, la presión sobre la cadena de suministro podría frenar parcialmente la trayectoria descendente de costos en el corto plazo, particularmente en componentes con alta concentración geográfica de fabricación. IRENA proyecta que la tendencia a la baja continuará hasta 2035, pero esa proyección no incorpora escenarios de perturbación comercial severa ni aceleración de aranceles.
Finalmente, el argumento de cobertura geopolítica tiene un límite: funciona para economías con capacidad instalada suficiente. Para mercados o portafolios aún con baja penetración renovable, el beneficio de hedging es prospectivo, no inmediato.
La pregunta de implementacion
Dado que el diferencial de costo entre renovables y nueva generación fósil ya es medible y está documentado por IRENA para la mayoría de los mercados: ¿qué porcentaje de tu pipeline de capacidad nueva está dimensionado sobre supuestos de LCOE fósil que hoy no se sostienen, y cuándo se revisará ese modelo financiero en el proceso de aprobación de CAPEX?
Fuentes
- Energymagazine — La energía más barata ya es renovable: solar y eólica superan a los combustibles fósiles (Link)
