Centros de datos: España condiciona el acceso a red a un 80 % renovable hora a hora

Un permiso de acceso con condiciones nuevas

El 27 de agosto de 2026 los ministerios para la Transición Ecológica, de Economía y para la Transformación Digital sometieron a audiencia pública el proyecto de real decreto sobre requisitos de sostenibilidad energética, resiliencia y soberanía digital de los centros de datos, por tramitación urgente autorizada por Acuerdo del Consejo de Ministros de 25 de agosto y con plazo de alegaciones hasta el 4 de septiembre FACT. El mandato viene de marzo: la disposición adicional primera del Real Decreto-ley 7/2026 (BOE 21 de marzo) ordenaba fijar por real decreto esos requisitos, con "criterios de adicionalidad y correlación horaria", y preveía que su incumplimiento pudiera costar los permisos de acceso y conexión FACT.

La habilitación existía; lo nuevo es la cuantificación INTERPRETATION. Los centros de datos de 1 MW o más —agregando los del mismo titular— solo obtendrán o conservarán sus permisos si cubren el 80 % de su consumo con autoconsumo o contratos de compra de electricidad renovable con plantas ubicadas en España cuya acta de puesta en servicio no sea anterior en más de 18 meses a la entrada en funcionamiento del centro (artículo 8), y si en cada hora al menos el 80 % de la energía consumida está respaldada por generación renovable de esa misma hora (artículo 9) FACT. Los contratos válidos deben nominar plantas concretas, durar al menos diez años, elevarse a escritura pública y excluir coberturas de la matriz o del grupo y productos de mercados organizados acreditados solo con garantías de origen (artículo 12) FACT.

En palabras del Ministerio, "cada nuevo megavatio consumido deberá venir acompañado de un nuevo megavatio renovable instalado en los 18 meses anteriores" FACT.

Lo que el titular no dice

Primero, el calendario. La audiencia no cerró el 4 de septiembre: por resolución de la Dirección General de Planificación y Coordinación Energética de 2 de septiembre, a petición de "varios interesados", el plazo se amplió hasta el 10 de septiembre de 2026 a las 17:00, sin alterar el texto FACT. Ese plazo se cerró en efecto el 10 de septiembre a esa hora, con una última oleada de alegaciones y críticas de las patronales (SpainDC, APPA, AEE) y de varias comunidades autónomas —Comunidad de Madrid, Aragón, Andalucía, Extremadura y Cantabria—, sin que la cobertura periodística consultada reporte concesión del Gobierno sobre el requisito del 80 % horario a la fecha de cierre FACT. Después, según la memoria de impacto normativo, el texto pasa a informe de la CNMC y de la Oficina de Coordinación y Calidad Normativa y a dictamen del Consejo de Estado, con carácter urgente, y entra en vigor a los veinte días de su publicación en el BOE FACT.

Segundo, el 80 % horario no es la única vía. El artículo 7 da por cumplidos los requisitos cuando la cuota renovable del sistema supere el 90 % en el año n-2, con un tope anual de horas de consumo de red FACT. Y la disposición adicional tercera habilita a dos direcciones generales a modificar por resolución esa cuota, el 80 %, los 18 meses y la resolución horaria, como "actualización técnica o metodológica" FACT.

Tercero, la escala de recargos es más amplia que el "65–500 %" de los resúmenes. El artículo 10 fija, sobre peajes y cargos: un 65 % sobre las facturas del año en que se supere el máximo de horas (+10 puntos por año consecutivo); por déficit de adicionalidad, 500 % si la renovable adicional cubre menos del 20 % del consumo anual, 400 % entre 20 y 40 %, 300 % entre 40 y 60 % y 100 % entre 60 y 80 %; por fallo de correlación horaria, 10 % si falla en menos del 5 % de las horas del mes, 30 % entre 5 y 20 % y 50 % desde el 20 % (+10 puntos por mes consecutivo) FACT. El rango completo es del 10 % al 500 %, acumulable en el tiempo FACT.

Dato. Según la memoria del análisis de impacto normativo, los recargos no son ingresos de los Presupuestos Generales del Estado: se integran en las liquidaciones del sistema eléctrico y reducen lo que pagan el resto de consumidores. La memoria no cuantifica la recaudación esperada ni el coste de acreditación por proyecto FACT.

Cuarto, la pérdida del permiso. El artículo 11 considera incumplimiento significativo y reiterado —causa de extinción, con audiencia y resolución recurrible— una adicionalidad inferior al 60 % o un 20 % o más de horas incumplidas durante cinco años consecutivos FACT.

Seis meses para lo ya concedido

Las patronales lo llaman problema de seguridad jurídica. Las solicitudes no resueltas a la entrada en vigor quedan sometidas a la norma y se denegarán si en tres meses no se acreditan los requisitos (disposiciones transitorias primera y segunda). Los proyectos con permiso otorgado pero no conectados disponen de seis meses; después, los permisos caducan con ejecución de garantías (disposición transitoria tercera), salvo renuncia en ese plazo sin ejecución de las garantías del Real Decreto 1183/2020 ni del Real Decreto-ley 8/2023 (disposición adicional segunda). Hasta el etiquetado europeo (previsto en agosto de 2027) se exige además un PUE máximo de 1,15 FACT.

El volumen lo da el propio Gobierno: desde 2021 se han otorgado más de 12 GW de derechos de acceso y conexión a centros de datos —más de 6 GW en transporte desde el Real Decreto-ley 8/2023 y en torno a 6 GW en distribución desde 2020—, mientras la Estrategia de Inteligencia Artificial 2024 prevé 2,5 GW de computación en 2030, equivalentes a 3,5–4 GW de demanda eléctrica FACT. No hay serie abierta de Red Eléctrica ni de la CNMC que desglose esos 12 GW por nudo o madurez; la proporción de reservas sin proyecto es una afirmación del Gobierno y del sector, no un dato verificado FACT.

El precedente que el Gobierno invoca es más laxo

La nota de prensa presenta la adicionalidad y la correlación horaria como criterios que ya rigen "al igual que ya sucede con el hidrógeno de origen renovable" FACT. El Reglamento Delegado (UE) 2023/1184 considera cumplida la correlación temporal en cómputo mensual hasta el 31 de diciembre de 2029 y solo exige la horaria desde el 1 de enero de 2030 (artículo 6); considera nueva una instalación renovable puesta en servicio no antes de 36 meses respecto al electrolizador (considerando 9); y exime de la adicionalidad hasta el 1 de enero de 2038 a las instalaciones operativas antes del 1 de enero de 2028 (artículo 11) FACT.

El borrador español exige correlación horaria desde el primer día, plantas de 18 meses y ninguna transitoria de adicionalidad: más exigente en los tres parámetros FACT. Que España sea "pionera" o que el marco sea "el más restrictivo de la UE" son afirmaciones de MITECO y de SpainDC, respectivamente; no se han contrastado aquí con los otros 26 ordenamientos INTERPRETATION.

Qué piden las patronales, con sus cifras marcadas

SpainDC anunció el 31 de agosto alegaciones y pidió ampliar el plazo y una mesa técnica; cita 66.900 millones de euros de inversión acumulada en 2026–2030 en escenario de continuidad (un 36 % menos en escenario restrictivo) y estima en riesgo entre el 80 % y el 90 % de la nueva inversión que podría elegir España ESTIMATE. Son estimaciones de parte, sin metodología auditada; la ampliación llegó el 2 de septiembre, aunque la resolución no identifica a quienes la pidieron FACT.

El 7 de septiembre se sumaron las renovables. APPA Renovables pidió sustituir el 80 % horario por un 100 % renovable en cómputo anual en una primera etapa; su simulación con perfiles de 2025 y baterías de cuatro horas estima que cumplir exigiría 3,93 MW solares, 3,69 MW eólicos y 3,65 MW de baterías por cada MW de centro de datos, 11,26 MW en total, y afirma que más de un cuarto del producible renovable se vierte ESTIMATE. La Asociación Empresarial Eólica pidió el mismo día cuatro bloques temporales en lugar de correlación horaria y ampliar la adicionalidad de 18 a 36 meses, el umbral del reglamento europeo del hidrógeno FACT. La cifra de 11,26 MW por MW es de parte; lo verificable es que tres asociaciones con intereses distintos coinciden en pedir cómputo anual o por bloques y más margen de adicionalidad INTERPRETATION.

El argumento a favor: racionalizar, no encarecer

El contraargumento más fuerte merece espacio: el proyecto no encarece el acceso, lo racionaliza. Hay más de 12 GW concedidos para 3,5–4 GW de demanda en 2030, y la norma da a las reservas sin proyecto una salida sin ejecución de garantías que hoy no tienen. Una demanda plana y no gestionable eleva la necesidad de firmeza; en un mercado marginalista esa firmeza la aporta el gas y la pagan todos, de modo que el 80 % horario internaliza un coste real y los recargos, liquidados en el sistema, vuelven a la tarifa. La propia APPA reconoce más de un 25 % de producible vertido: sobra generación y falta demanda y almacenamiento en los nudos adecuados, que es lo que la adicionalidad con baterías obliga a construir; y la disposición adicional tercera permite relajar los parámetros sin reabrir la norma OPINION.

Ese argumento matiza la tesis en un punto: el diseño es defendible como señal de precio de la firmeza, en la línea de la prórroga de Almaraz hasta 2030. No la debilita en el otro: el régimen sigue siendo más estricto que el europeo del hidrógeno en los tres parámetros verificados y aplica a permisos ya concedidos con seis meses de plazo. Eso, y no el objetivo renovable, es lo que las tres patronales discuten INTERPRETATION.

Firmeza por dos vías, y una pendiente

Texas resolvió el mismo problema con otro instrumento. La Senate Bill 6, en vigor desde el 20 de junio de 2025, fija un umbral de 75 MW para grandes cargas, exige divulgar información y pagar una tasa de estudio de al menos US$100.000, y permite que ERCOT, en alerta de emergencia y tras agotar los servicios de mercado, ordene a la carga desplegar su respaldo o reducir consumo, computándolo como deslastre firme FACT. Mismo problema de firmeza, instrumento distinto: Texas condiciona el acceso a la curtailabilidad; España, a la adicionalidad y la correlación horaria INTERPRETATION.

Dentro de España, Aragón, que en 2025 generó 22.365 GWh (83,4 % renovable) y exportó el 51,5 %, identifica la red de transporte como principal freno, con la planificación 2026–2030 aún sin publicar FACT: el cuello de botella es la red, con o sin real decreto INTERPRETATION. El extremo mexicano queda como pregunta abierta: no se ha podido verificar en fuente primaria ni la demanda de centros de datos del PRODESEN ni la capacidad de interconexión en Querétaro; cualquier comparación con México debe leerse como pendiente, no como conclusión FACT.

Qué cambia para el capital

Para quien financia o promueve un centro de datos en España, la variable repreciada no es el precio de la electricidad sino la estructura obligatoria del suministro y el riesgo administrativo: un PPA financiable a diez años con planta nueva y nominada, sin coberturas de grupo, y un permiso cuya caducidad ejecuta garantías INTERPRETATION. Lo operativo es el calendario: alegaciones hasta el 10 de septiembre, CNMC y Consejo de Estado sin fecha pública, BOE más veinte días, y desde ahí tres meses para solicitudes pendientes y seis para permisos no conectados. Ninguna cifra es definitiva hasta el BOE; este análisis no predice el texto final ni la decisión del Consejo de Ministros.

Para el capital que se mueve entre España y México, la lección es de método: el coste comparable entre jurisdicciones no es el del kWh sino el de la firmeza, y quién la aporta, a qué plazo y con qué garantía es lo que conviene leer en el articulado antes de que llegue al BOE.