El proyecto de real decreto con el que el Gobierno regulará los centros de datos elevaría un 16% los vertidos renovables y el coste eléctrico de estas instalaciones hasta 133,07 euros por megavatio hora en 2030, según el informe de EY.
Qué dice el informe: 49,8 GW de renovables para 3,5 GW de demanda
El cálculo de la consultora parte de una premisa incómoda. Abastecer los 3,5 gigavatios de potencia de centros de datos previstos para 2030 exigiría instalar 49,8 GW adicionales de generación y almacenamiento: 26,8 GW de solar fotovoltaica, 8,8 GW de eólica y 14,2 GW de baterías. Es catorce veces la potencia de las instalaciones a las que supuestamente sirve ese parque.
El sobredimensionamiento no es un error de cálculo. Es la consecuencia de las dos obligaciones que impone el borrador. La adicionalidad exige vincular el consumo de cada centro de datos a capacidad renovable nueva. La correlación horaria obliga a cubrir con generación renovable el 80% del consumo en cada hora, no en balance anual. Cubrir las horas de menor producción, las noches de invierno, fuerza a dimensionar el parque para el peor escenario y a producir excedentes el resto del año.
Los números cuantifican el desajuste: 19.742 GWh anuales de energía renovable excedentaria para atender un consumo de 30.660 GWh. De ese volumen, 931 GWh acabarían en vertidos, energía que el sistema no puede integrar. Suponen un 16% más sobre los 5.831 GWh contabilizados en 2026 en el escenario de menor impacto negativo del informe.
La factura es la otra cara. EY sitúa el suministro en 133,07 euros/MWh en 2030 frente a los 55 euros/MWh que marcan los futuros para ese ejercicio, con datos a 1 de octubre de 2026. Son 78 euros por megavatio hora de diferencia y un sobrecoste 2,4 veces superior al precio de referencia. A eso se añade el régimen sancionador: recargos sobre peajes de acceso y cargos del sistema que, en determinados supuestos, alcanzan el 500% de los importes, y pérdida de los permisos de acceso y conexión si el incumplimiento es reiterado.
| Magnitud | Referencia de mercado | Escenario con el decreto (2030) | Diferencia |
|---|---|---|---|
| Coste de suministro | 55 euros/MWh (futuros a 1 de octubre de 2026) | 133,07 euros/MWh | x2,4 |
| Vertidos renovables | 5.831 GWh en 2026 | 931 GWh adicionales | +16% |
| Potencia a instalar | 3,5 GW de centros de datos | 49,8 GW de renovables y baterías | x14,2 |
Un marco que obliga a cubrir el 80% de cada hora con renovable convierte la sostenibilidad en una prima fija de 78 euros por megavatio hora.
El promotor no compra energía a mercado. Compra un precio implícito fijo y asume un riesgo meteorológico que no controla: si la producción renovable cae, incumple y paga.
Iberdrola, Endesa y Redeia: quién gana y quién pierde con la norma
Para los grandes generadores el efecto es ambivalente. Iberdrola y Endesa verían crecer el volumen de capacidad a instalar, 49,8 GW en cinco años, pero también el riesgo de verter: EY advierte de que el aumento de vertidos reduce la rentabilidad de las instalaciones renovables existentes. Para Redeia, gestor del sistema a través de Red Eléctrica, la consecuencia es más inversión en redes para evacuar una generación diseñada para las horas de menor producción y no para las de mayor demanda.
El negocio en riesgo no es menor. La consultora calcula que los centros de datos movilizarían 66.900 millones de euros de inversión directa e indirecta hasta 2030, con un impacto de 7.300 millones anuales en el PIB y más de 16.000 empleos. De esa cifra, entre 53.600 y 60.300 millones quedarían comprometidos por las exigencias energéticas y por el encaje temporal: las renovables asociadas deben entrar en servicio en los 18 meses previos al arranque del centro de datos, y ambas infraestructuras siguen procesos de autorización distintos.
Hay un tercer efecto: el coste se traslada al resto del sistema. Si entre 3,5 y 4 GW de potencia no llegan a conectarse, los ingresos por peajes y cargos caerían entre un 1,1% y un 5,7% en 2030, entre 118 y 642 millones anuales. De esa horquilla, entre 73 y 394 millones recaerían sobre hogares y pequeños consumidores, que asumirían la parte de costes regulados que deja de pagar el centro de datos. Los peajes y cargos del sistema que revisa la CNMC son, precisamente, el vector por el que ese desajuste entra en la factura eléctrica.
El precedente europeo: nadie exige las dos condiciones a la vez
La comparativa internacional del informe es la parte más incómoda para el Ejecutivo. Ninguna de las normas europeas analizadas impone conjuntamente adicionalidad y correlación horaria. Irlanda exige un 80% de cobertura renovable a determinados grandes consumidores, pero la mide en balance anual y concede un periodo transitorio de seis años. Alemania impone cobertura renovable y eficiencia sin adicionalidad ni correlación horaria. Portugal se limita al reporte de indicadores energéticos y ambientales.
El PNIEC prevé un aumento del 31% de la demanda eléctrica entre 2025 y 2030, hasta 329 TWh. Los centros de datos aportarían 26,1 TWh. Con el vehículo eléctrico y el hidrógeno renovable avanzando por debajo de de algunas previsiones, ese consumo es el que absorbe la nueva generación renovable que el propio plan contempla.
La lectura técnica es que el borrador convierte un objetivo de sostenibilidad en un impuesto implícito de 78 euros por megavatio hora. Comparado con el marco irlandés, la diferencia no está en la ambición sino en la flexibilidad: Dublín permite compensar la producción a lo largo del año y da seis ejercicios de margen; Madrid obliga a casar cada hora desde el primer día y sanciona con hasta cinco veces el importe. Para una instalación que compite por inversión global, la señal de precio importa menos que la certeza regulatoria. Y aquí la certeza es la contraria: la penalización máxima está escrita, el sobrecoste no. EY propone flexibilizar ambas exigencias para alinearlas con el marco comunitario; el ajuste no exige renunciar al objetivo renovable, solo medirlo donde se puede medir.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: La tramitación del real decreto y si el texto final mueve la correlación horaria a un balance anual, como reclama EY y como ya ocurre en Irlanda y Alemania.
- Reacción del valor: Al estar en fase de proyecto, el impacto no figura todavía en las cuentas de Iberdrola, Endesa o Redeia; el foco está en las solicitudes de conexión con horizonte 2030.
- Precedente sectorial: El modelo irlandés, con cobertura del 80% anual y seis años de transición, es la referencia que la propia consultora pone sobre la mesa.
