La CNMC ha pedido flexibilizar el requisito que obliga a los centros de datos a cubrir el 80% de su consumo con nueva generación renovable. El organismo advierte de que el borrador encarece estas instalaciones sin resolver los vertidos renovables.
Qué exige el borrador y qué corrige el regulador
El texto remitido por la Secretaría de Estado de Energía obliga a los centros de datos a acreditar que el 80% de su consumo anual procede de autoconsumo o de contratos a plazo con instalaciones renovables. La condición de adicionalidad añade una vuelta de tuerca: esas plantas deben entrar en funcionamiento como máximo 18 meses antes que el propio centro.
La CNMC comparte el objetivo de ordenar un sector con un volumen elevado de permisos concedidos y solicitudes en tramitación. Pero sostiene que el diseño no envía señales eficientes. En el informe remitido a la Secretaría de Estado de Energía, Competencia plantea tres salidas: aplicar la exigencia solo en las horas sin generación limpia disponible, reducir el porcentaje inicial de cobertura o fijar una senda progresiva de cumplimiento hasta 2030.
- Adicionalidad: exigirla solo en horas sin excedente renovable, rebajar el porcentaje inicial o fijar una senda hasta 2030.
- Ventana temporal: ampliar los 18 meses previstos para la puesta en marcha de las plantas asociadas.
- Acreditación: dar más margen a los proyectos con permiso concedido y un tratamiento gradual a los más avanzados.
- Recargos: no calcularlos sobre la facturación de peajes de transporte y distribución.
Por qué los 18 meses y la correlación horaria no encajan
El argumento central es el excedente. El sistema registró cerca de 600 horas de precios negativos en el primer semestre de 2026, la señal más nítida de que sobra potencia renovable en determinadas franjas. Pedir nueva capacidad en esas horas no aporta nada a la red.
La correlación horaria agrava el problema. Exigir que el 80% de la energía consumida en cada hora esté respaldada por generación renovable de esa misma hora obligaría a sobredimensionar plantas y almacenamiento, con el consiguiente encarecimiento. La CNMC propone sacar del cómputo las horas con excedentes, los precios iguales o inferiores a 20 euros/MWh o un mix de bajas emisiones.
Pedir potencia renovable nueva en franjas que ya registran vertidos es trasladar al promotor el coste de un desajuste que el propio sistema genera.
Los plazos tampoco cuadran. La ventana de 18 meses para poner en marcha las plantas asociadas es insuficiente frente a los tiempos reales de de tramitación y construcción. Y los seis meses concedidos a los proyectos con permiso en vigor para acreditar cumplimiento resultan escasos. El organismo aboga por un tratamiento gradual para los desarrollos más avanzados.
| Exigencia | Borrador del real decreto | Propuesta de la CNMC |
|---|---|---|
| Adicionalidad | 80% del consumo anual con nueva generación | Solo en horas sin excedente o senda progresiva hasta 2030 |
| Ventana de puesta en marcha | 18 meses antes del centro | Ampliarla por los plazos reales de tramitación |
| Acreditación | 6 meses para proyectos con permiso | Tratamiento gradual para los más avanzados |
| Correlación horaria | 80% en cada hora | Excluir horas con excedentes o precios de 20 euros/MWh o menos |
| PUE y WUE | Umbrales estrictos simultáneos | Priorizar el consumo hídrico y relajar el eléctrico |
Recargos, peajes y el dilema entre agua y electricidad
El régimen sancionador es la parte con más recorrido económico. El borrador prevé recargos sobre los peajes y cargos del sistema eléctrico de entre el 10% y el 500% según la gravedad del incumplimiento en adicionalidad o correlación horaria. La CNMC objeta que esas penalizaciones no pueden calcularse sobre la facturación de peajes de transporte y distribución, cuya fijación es competencia exclusiva del regulador, y propone canalizarlas por vías alternativas, como los precios de financiación de los futuros mercados de capacidad.
En eficiencia energética e hídrica el organismo detecta otra rigidez. Exigir umbrales estrictos de PUE y WUE al mismo tiempo es excesivamente severo, porque ambos indicadores se mueven en direcciones opuestas: reciclar agua, dispara el consumo eléctrico, mientras que recortar electricidad exige más recurso hídrico. Con renovables abundantes y sequía estructural, la recomendación es priorizar el límite de consumo de agua y relajar el indicador eléctrico.
Qué se juega el sector y quién queda expuesto
El real decreto llega con la demanda eléctrica de gran tamaño creciendo y con la red como cuello de botella. Los promotores que ya han comprometido inversiones —desde Merlin Properties hasta los hyperscalers instalados en Aragón y Madrid— necesitan saber a qué precio podrán conectarse, y las utilities que firman los PPAs, con Iberdrola y Endesa a la cabeza, quieren demanda firme que absorba el excedente solar de las horas centrales.
No es la primera vez que Competencia corrige el tiro de una norma energética antes de su aprobación. El precedente está en los peajes de autoconsumo y en las condiciones de acceso a la red para grandes consumidores, donde el regulador ya avisó de que los requisitos mal calibrados acaban pagándolos todos los consumidores. La diferencia ahora es la magnitud de la demanda que llama a la puerta.
La lectura técnica invita a distinguir dos requisitos. Flexibilizar la correlación horaria es razonable: casar hora a hora consumo y generación convierte el sistema en un ejercicio de sobredimensionamiento permanente. Suavizar en exceso la adicionalidad, en cambio, convertiría la norma en un trámite cosmético, porque bastaría con firmar un PPA sobre potencia ya existente para cumplir. La senda progresiva hasta 2030 es el punto medio defendible, siempre que no diluya el objetivo de que el crecimiento de la demanda no se cobre sobre la renovable construida hace una década.
Falta el encaje institucional. El recargo sobre peajes tensa la frontera entre el Gobierno, que diseña la política energética, y la CNMC, que los fija. Los inversores institucionales presentes en el capital de las utilities españolas —BlackRock, Vanguard o Norges Bank— tienen aquí su exposición: cualquier cambio en el marco que decide qué demanda se conecta a la red y quién la paga altera el valor de sus participadas.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: La versión definitiva que salga de la Secretaría de Estado de Energía y si el Ejecutivo acepta la senda progresiva hasta 2030 para la adicionalidad.
- Reacción del valor: Redeia y las utilities renovables son las primeras en recoger cualquier endurecimiento del acceso a la red; el mercado aún no descuenta un cambio de reglas.
- Precedente sectorial: La corrección de peajes de autoconsumo ya demostró que Competencia fuerza ajustes antes de aprobar una norma; las 600 horas de precios negativos del primer semestre marcan el listón.
