Hay una manera muy sencilla de comprender el problema que el Gobierno acaba de crear con su proyecto de regulación de los centros de datos, y yo se la quiero exponer a usted, caro lector, con total sencillez.
Comencemos con lo fácil. Un centro de datos (también llamado Centro de Procesamiento de Datos, CPD o simplemente Data Center) es el cerebro y las neuronas y el sistema nervioso de internet. Se trata de un edificio grande, bastante grande, repleto de computadoras potentes que guardan y procesan toda la información del mundo digital. Cada vez que vemos un vídeo, mandamos un mensaje a través de Instagram o, simplemente, nos unimos a otros participantes en un juego en línea, nos estamos conectando a uno de estos lugares. La analogía más recurrida es la de una biblioteca gigante e inteligente, pero es inexacta. Las salas y pasillos de un CDP están llenos de armarios metálicos con luces parpadeantes que contienen servidores, unas computadoras muy potentes, sin pantalla ni teclado. Su único trabajo es guardar datos y procesar la información que poseen y reciben, sin detenerse. También hay kilómetros en cables de fibra óptica, las autopistas que conectan los servidores con el resto del mundo. Para almacenar tamaña información se emplean discos duros, gigantescos en cuanto a su capacidad. Lógicamente, un lugar así descrito plantea dos grandes retos: la electricidad que necesita, y el calor que genera y que debe disiparse. Los CDP cuentan con plantas de energía de respaldo y baterías gigantes de acumulación, de manera que se ocurre un apagón, puede seguir funcionando. También cuentan con sistemas industriales de aire acondicionado. Un ordenador de oficina estándar genera entre 100 y 250 vatios de calor. Un servidor de alta densidad en un CPD puede generar entre 500 y más de 1000 vatios. El 100% de la energía eléctrica que consume un equipo informático se transforma en calor, y debe eliminarse continuamente para evitar fallos estructurales. De hecho, algunas se calientan tanto que podrían derretirse sus componentes internos. Esta es la razón por la que estos edificios tienen sistemas de enfriamiento tan potentes (algunos centros de datos se construyen bajo el mar o en países muy fríos para ahorrar energía).
Gracias a la tediosa explicación anterior, puedo pedirle a mi caro lector que imagine ahora un CPD de tamaño considerable: uno que consuma 100 megavatios (MW). Este edificio a las tres de la tarde consume 100 MW, y a las tres de la madrugada, también. Los lunes consume 100 MW. El domingo consume 100. MW. Cuando llueve, cuando sopla el viento, cuando España entera está viendo una final de fútbol y cuando duerme, consume esos 100 MW. Los centros de datos no son acerías que puedan adelantar un turno, ni tampoco electrolizadores que puedan fabricar más hidrógeno cuando sobra electricidad y es más barata, o detenerse cuando ésta escasea. Los CPD alojan servicios digitales, operaciones financieras, inteligencia artificial, comunicaciones y nubes empresariales, y se espera de ellos que funcionen siempre.
El perfil de consumo de un CPD es, por tanto, el siguiente:
A mediodía produce mucho. Al atardecer produce poco. A medianoche produce exactamente nada.
Ahí empieza esta historia.
Hasta ahí, poco que objetar.
El problema no es, por tanto, el diagnóstico. El problema es la medicina.
El artículo 9 del proyecto establece que, en cada hora de funcionamiento, al menos el 80% de la electricidad consumida por el centro de datos deberá estar respaldada por un volumen equivalente de electricidad renovable producida en esa misma hora. No basta con consumir 100 unidades por la noche y producir 100 unidades solares al mediodía. Ni siquiera basta con que al terminar el año el centro haya contratado tanta electricidad renovable como haya consumido. La coincidencia ha de producirse hora por hora. Ésta es la parte que cambia completamente la naturaleza económica de la obligación. Porque comprar energía renovable es relativamente sencillo, pero comprar energía renovable cuando uno quiere es otra cosa. Y comprarla durante prácticamente todas las horas del año convierte un problema de energía en un problema de potencia firme.
Una instalación solar de 400 MW puede producir aproximadamente a lo largo del año una cantidad enorme de electricidad. Podemos construir 800 MW. O 2.000. Da igual. A las tres de la madrugada todos producen lo mismo: cero. Añadamos entonces la eólica. Mejoramos mucho. Cuando se pone el sol puede seguir soplando el viento. Solar y eólica se complementan parcialmente y una cartera que combine ambas tecnologías presenta un perfil mucho más estable. Hasta que llega una noche sin viento. Y entonces descubrimos qué determina realmente el dimensionamiento de esta obligación: no el día medio, sino la hora mala.
Una central se diseña tradicionalmente pensando en cuánta energía producirá razonablemente a lo largo del año. Una obligación de correlación horaria obliga, en cambio, a preguntarse qué sucederá aquella madrugada de febrero en la que no hay sol, el viento apenas mueve los aerogeneradores y nuestro centro continúa consumiendo sus 100 MW como si nada ocurriera. Sólo quedan tres caminos: sobredimensionar todavía más la generación, almacenar cantidades masivas de electricidad o aceptar el incumplimiento. Y el incumplimiento no sale gratis.
El proyecto establece recargos sobre peajes y cargos del 10% cuando las horas incumplidas sean inferiores al 5% mensual, del 30% entre el 5% y el 20% y del 50% a partir del 20%, incrementándose además el recargo con la reiteración. Si durante cinco años consecutivos el centro incumple la correlación en al menos el 20% de las horas, puede iniciarse el procedimiento para que pierda sus permisos de acceso y conexión.
Conviene hacer aquí una precisión porque la crítica pierde fuerza cuando exagera: el Gobierno no obliga a apagar físicamente el centro de datos cada vez que no sople el viento. El centro puede continuar tomando electricidad de la red. Lo que ocurre es que esa hora pasa a ser una hora de incumplimiento y entra en el sistema de recargos y, si la situación se hace grave y persistente, de eventual pérdida del acceso. La diferencia importa. Pero no hace la norma menos problemática. Al contrario: revela su verdadera naturaleza. No estamos ante una prohibición física sino ante una obligación económica destinada a conseguir que cada gran centro de datos se procure privadamente una buena parte de la firmeza que necesita. Y aquí los números empiezan a resultar extraordinarios.
APPA Renovables —la asociación del propio sector renovable, no precisamente un grupo sospechoso de hostilidad hacia las energías limpias— ha realizado una simulación utilizando perfiles horarios de 2025. Para sostener un consumo constante de apenas 1 MW bajo las condiciones planteadas por el Gobierno estima necesaria una combinación aproximada de 3,93 MW fotovoltaicos, 3,69 MW eólicos y 3,65 MW de baterías, con 14,6 MWh de capacidad de almacenamiento. La suma de potencias nominales asciende a 11,26 MW por cada MW demandado.
No significa, conviene aclararlo, que haya que producir once veces la energía consumida. Se están sumando magnitudes distintas —potencia solar, eólica y potencia de batería— y las tecnologías tienen factores de utilización diferentes. Pero sí muestra el tamaño del artificio que hay que construir para convertir fuentes variables en una alimentación suficientemente firme.
Volvamos a nuestro centro de datos de 100 MW. Según esa simulación necesitaría asociar aproximadamente:
- 393 MW solares.
- 369 MW eólicos.
- 365 MW de baterías.
- Y una batería con una capacidad aproximada de 1,46 GWh.
- 1.965 MW fotovoltaicos,
- 1.845 MW eólicos,
- 1.825 MW de potencia de baterías y
- nada menos que 7,3 GWh de almacenamiento.
Podemos poner incluso un precio aproximado a semejante infraestructura, con todas las cautelas necesarias. IRENA calculó para 2024 unos costes medios mundiales de instalación de 691 dólares por kW fotovoltaico, 1.041 dólares por kW eólico terrestre y 192 dólares por kWh para almacenamiento en baterías. No son presupuestos para un proyecto español de 2026 y nadie debería utilizarlos como tales; sirven exclusivamente para establecer un orden de magnitud.
Aplicados mecánicamente a la cartera anterior, los activos necesarios para respaldar el centro de 100 MW rondarían los 936 millones de dólares. Para uno de 500 MW, unos 4.680 millones. No todo ese dinero tendría que desembolsarlo directamente Google, Microsoft, Amazon o quien fuese el promotor. Podrían existir PPAs, productores independientes, contratos de almacenamiento y estructuras financieras de toda índole. Pero el dinero no desaparece. Si lo invierte otro, ese otro tendrá que recuperarlo en el precio de sus contratos.
Y ahí encontramos la primera gran paradoja de la regulación: España tiene una formidable ventaja competitiva porque produce solar y eólica a costes muy bajos. Pero al obligar a que esa energía variable se transforme en energía disponible en cada hora, el Gobierno obliga también a pagar la parte más cara del sistema renovable: la firmeza.
La electricidad solar barata es precisamente barata porque nadie garantiza que el sol esté disponible a las dos de la madrugada. Garantizarlo cuesta muchísimo más. Y todavía existe una segunda paradoja. Para cubrir la hora mala hay que sobredimensionar brutalmente las horas buenas. Una cartera con mucha solar, mucha eólica y almacenamiento suficiente para atravesar las horas desfavorables producirá enormes excedentes cuando coincidan sol y viento y las baterías estén cargadas. ¿Y cuándo ocurrirá eso? Precisamente cuando el sistema español estará también inundado de energía renovable y los precios tenderán a ser más bajos.
El promotor se verá obligado a construir mucha producción para conseguir unos pocos megavatios en las horas difíciles y acabará arrojando al mercado grandes cantidades adicionales de electricidad en las horas en que menos valor tiene. No es un argumento contra las renovables. Es, precisamente, una consecuencia conocida de su éxito. Conforme aumenta la penetración solar aparecen más horas en las que todas las plantas fotovoltaicas producen simultáneamente y el valor marginal de cada nuevo megavatio disminuye. Para llevar esa electricidad hasta la noche hacen falta almacenamiento, red, generación gestionable o flexibilidad de demanda. Eso es un problema del sistema eléctrico.
El Gobierno ha decidido que, en el caso de los centros de datos, una parte considerable de ese problema la resuelva privadamente cada nuevo consumidor. Y lo ha hecho importando una idea europea que, como poco, merece una explicación. La correlación temporal no es una ocurrencia española. La Unión Europea la utiliza para determinar cuándo el hidrógeno producido mediante electrólisis puede considerarse verdaderamente renovable. La lógica es buena: no tendría mucho sentido producir hidrógeno durante una hora abastecida por carbón y declararlo verde porque seis meses antes se compró una garantía solar.
Pero hay dos diferencias fundamentales:
- La primera es que un electrolizador puede modular su funcionamiento. Puede producir mucho hidrógeno cuando abunda la electricidad renovable, producir menos cuando escasea y almacenar el producto. Un centro de datos que presta servicios críticos no disfruta de esa libertad.
- La segunda es todavía más reveladora. Europa ha decidido que, para el hidrógeno renovable, la correlación temporal pueda acreditarse mensualmente hasta finales de 2029. Sólo a partir del 1 de enero de 2030 pasa, con carácter general, a una correlación de una hora, aunque los Estados puedan anticiparla bajo determinadas condiciones.
Hay además una diferencia jurídica señalada por Fedea que debería inquietar a cualquier regulador cuidadoso. La normativa europea utiliza adicionalidad y correlación temporal para decidir cuándo un combustible puede recibir la consideración de renovable. España toma esos mismos conceptos y los convierte en condición de acceso y permanencia en la red para una categoría concreta de consumidores. No es exactamente lo mismo. Si uno quiere defender semejante salto, debería disponer al menos de un análisis económico excepcionalmente robusto. Y aquí es donde el proyecto comienza a ser mucho más difícil de defender.
La Memoria de Análisis de Impacto Normativo reconoce que la regulación introduce costes de acreditación, costes para asegurar la cobertura renovable mediante instalaciones o PPAs de al menos diez años y costes derivados de las exigencias de eficiencia energética e hídrica. Después concluye que sus efectos sobre la economía serán positivos. Lo sorprendente llega al consultar las alternativas estudiadas. La propia memoria dice que la principal alternativa considerada es no aprobar la norma. Eso es extraordinariamente pobre para una regulación de estas dimensiones porque nadie discute seriamente entre «hacer absolutamente nada» y «aprobar exactamente este decreto».
Había muchas otras preguntas.
- ¿Por qué 80% y no 60% inicialmente?
- ¿Por qué correlación horaria inmediata y no mensual hasta 2030, como hace Europa con el hidrógeno?
- ¿Por qué no comenzar con un 100% renovable anual y endurecer progresivamente la granularidad?
- ¿Por qué no cobrar el déficit renovable de cada hora en proporción a los MWh realmente deficientes?
- ¿Por qué no incentivar la flexibilidad de las cargas informáticas que sí puedan desplazarse?
- ¿Por qué no introducir señales geográficas que tengan en cuenta dónde existe realmente capacidad de red?
- ¿Por qué no combinar adicionalidad, almacenamiento y respuesta de demanda?
- ¿Por qué no comparar el coste para el sistema de que cada centro procure su propia firmeza con el coste de desarrollar almacenamiento y red a escala nacional?
Hay incluso una anomalía llamativa en el régimen sancionador. Para determinar el incumplimiento horario se cuentan horas. Una hora en la que el centro consiga respaldar renovablemente el 79,9% de su consumo es una hora incumplida. Una hora en la que consiga apenas un 5%, también. Regulatoriamente pertenecen al mismo casillero. çEconómicamente no tienen nada que ver.
Una penalización proporcional al déficit real de energía proporcionaría una señal continua: cuanto más te falte, más pagas. El sistema previsto introduce en cambio escalones que invitan inevitablemente al departamento financiero del promotor a calcular si resulta más barato instalar la última batería necesaria o asumir determinado porcentaje de incumplimiento. No parece exactamente la definición de una señal económica elegante.
Y todavía queda la red.
La coincidencia horaria es una coincidencia temporal; no necesariamente física. Podemos tener un centro consumiendo en Madrid y la generación contratada produciendo simultáneamente en otra región española. Sobre el papel ambos números coinciden. Pero una red eléctrica no es una hoja Excel. Si existe una congestión entre ambos puntos, el sistema puede verse obligado a limitar generación en un lugar y producir electricidad firme en otro.
El Reglamento europeo del hidrógeno, por cierto, contempla expresamente no sólo correlación temporal sino también correlación geográfica. El propio Gobierno cita ese modelo como inspiración de su decreto. Esta diferencia resulta especialmente incómoda en España porque el problema de las redes no es teórico. Un estudio realizado por PwC para AELEC sobre información pública de la planificación eléctrica encontró retrasos en 354 de las 659 posiciones analizadas, un 54%, con una demora media de 5,7 años. En subestaciones, 161 de 254 presentaban retrasos, un 63%, con algo más de siete años de media. Es necesario recordar que el informe fue encargado por la patronal eléctrica y leer sus conclusiones con esa cautela; pero los proyectos y sus fechas proceden de planificación pública y los retrasos son verificables.
Éste es quizá el aspecto políticamente más incómodo de toda la discusión. España necesita más demanda eléctrica. Necesita electrificar industria, transporte y calor. Necesita almacenamiento. Necesita redes. Necesita atraer centros de datos porque la inteligencia artificial y la computación son ya infraestructura económica del mismo modo que lo fueron los puertos, los ferrocarriles o las autopistas en otras épocas. Y dispone además de una ventaja que muchos países europeos envidiarían: magníficos recursos renovables. Sin embargo, cuando aparece uno de los mayores consumidores eléctricos del futuro, la respuesta del Gobierno consiste en decirle esencialmente: "Puede usted instalarse aquí, pero deberá traer consigo no sólo la energía que consume, sino una parte sustancial de la firmeza que el sistema necesita para suministrársela. Y deberá demostrarlo desde el principio, hora por hora".
Puede ser una manera de proteger al resto de consumidores. También puede ser una extraordinaria manera de conseguir que el inversor compare España con Francia, los países nórdicos, Estados Unidos o cualquier otra jurisdicción en la que el problema de la firmeza se reparta de otro modo.
Pero un centro de datos internacional no tiene patriotismo eléctrico y sí una hoja de cálculo. Y en esa hoja no aparecerá «España tiene magnífica energía solar». Aparecerá el coste total de conseguir un megavatio fiable durante las 8.760 horas del año. Ése es el error conceptual del decreto.
El Gobierno tiene razón cuando afirma que una nueva carga debe contribuir al coste que provoca. Tiene razón al querer evitar que una empresa presuma de ser 100% renovable sólo porque compró suficientes certificados solares en términos anuales. Tiene razón al exigir adicionalidad. Incluso tiene razón al afirmar que, a largo plazo, tendremos que acercar cada vez más producción y consumo en el tiempo. Pero de esas premisas correctas no se deduce que sea razonable imponer hoy un 80% de correlación hora por hora a una demanda esencialmente continua, vincularlo al acceso a la red y hacerlo sin que la memoria económica compare seriamente ese modelo con alternativas progresivas. Ésa es precisamente la diferencia entre política energética y voluntarismo energético.
La primera identifica un objetivo y busca la forma más barata y eficaz de alcanzarlo. El segundo identifica un objetivo virtuoso y da por supuesto que cualquier exigencia que avance en su dirección también será virtuosa.
Una regulación sensata podría exigir desde el comienzo el 100% renovable en cómputo anual y adicional, introducir correlación mensual, establecer obligaciones razonables de almacenamiento y flexibilidad, utilizar precios para penalizar los déficits en las horas de tensión y avanzar gradualmente hacia una correlación horaria conforme crezcan las redes, el almacenamiento y la generación gestionable. APPA propone precisamente comenzar por la correlación anual y endurecer posteriormente los requisitos.
Mientras tanto, el Estado debería cumplir también su parte: construir a tiempo las infraestructuras eléctricas que lleva años planificando. Porque hay algo intelectualmente extraño en exigir a una empresa que garantice con precisión horaria la electricidad que consumirá dentro de diez años mientras las propias infraestructuras públicas necesarias para transportar esa electricidad acumulan retrasos de cinco, siete y hasta más de diez años. La sostenibilidad no consiste en hacer imposible el consumo. Consiste en hacer posible un consumo creciente con menos emisiones, más eficiencia, mejores redes y suficiente generación y almacenamiento. Y el progreso tampoco consiste en elegir entre centros de datos y renovables. España tiene condiciones para disponer abundantemente de ambos.
El reto consiste en conseguir que se necesiten mutuamente.
Este proyecto corre el riesgo de lograr exactamente lo contrario: que nuestra energía renovable, una de las grandes ventajas competitivas que podría atraer la industria digital del siglo XXI, termine convertida por una mala regulación en la razón por la que esa industria haga las maletas. No porque falte sol, sino porque el Gobierno ha decidido regular también la noche.
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