Los centros de datos con una potencia de acceso igual o superior a 1 MW podrían tener que cumplir nuevos requisitos energéticos, hídricos y de soberanía digital para obtener y conservar sus permisos de conexión eléctrica. La regulación planteada por el Gobierno convertiría así la capacidad efectiva de la red en un filtro regulatorio y financiero que afectará a la ubicación, los contratos de suministro y la rentabilidad de las inversiones.
El cambio también alcanzaría a proyectos que ya han comprometido capital. Las instalaciones con permisos concedidos, pero todavía sin conectar, dispondrían de seis meses para acreditar el cumplimiento de las condiciones. Si no lo hacen, podrían perder los permisos y las garantías depositadas, aunque el texto permite renunciar dentro de ese plazo sin que se ejecuten dichas garantías.
La regulación de centros de datos en España sigue en tramitación después de cerrar su audiencia pública el 10 de septiembre. El Ejecutivo pretende aprobar el decreto durante octubre o las primeras semanas de noviembre, según el calendario vinculado a la negociación final del Plan de Recuperación con Bruselas. Los promotores deben, por tanto, valorar sus efectos antes de conocer la redacción definitiva.
La capacidad publicada no garantiza la conexión
La disponibilidad eléctrica condiciona un proyecto desde la elección del emplazamiento. Un terreno puede ser adecuado desde el punto de vista urbanístico y ambiental, pero carecer de capacidad de demanda suficiente en el punto previsto. También puede depender de refuerzos de la red cuyo coste altere la inversión inicial, la financiación o la rentabilidad esperada.
La acumulación de solicitudes ayuda a explicar el intento de ordenar el acceso. El gestor de la red de transporte ha concedido más de 6 GW de capacidad a centros de datos desde finales de 2023 y las redes de distribución han otorgado alrededor de otros 6 GW desde 2020. Estas cifras superan ampliamente la demanda de entre 3,5 y 4 GW asociada al objetivo oficial de potencia de computación para 2030, según los datos publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica.
Javier García, socio de GTA Villamagna Abogados, advierte de que la existencia de infraestructura cercana no equivale a disponer de conexión suficiente y ejecutable: «la proximidad a una subestación o la capacidad publicada para un nudo no deben confundirse con la obtención de los permisos de acceso y de conexión para la potencia que necesita el centro. El principal riesgo jurídico es comprometer la adquisición del suelo, la construcción o la financiación antes de obtener los permisos necesarios o sin haber comprobado las condiciones para hacer efectiva la conexión».
Incluso con los permisos concedidos, el inversor necesita revisar la potencia reconocida, las condiciones para conservarla, los plazos aplicables y las obras pendientes. La cuestión decisiva deja de ser la cercanía física a la red y pasa a ser la posibilidad real de materializar la conexión con el coste y el calendario previstos.
Una cobertura renovable medida hora a hora
El proyecto exige que las instalaciones afectadas respalden hora a hora al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable. Esta obligación se mantendría hasta que las fuentes renovables superen el 90% del mix eléctrico. La correlación horaria endurece la planificación porque los centros de datos funcionan de forma continua, mientras que la producción solar y eólica varía a lo largo del día.
Para acreditar esa cobertura, los operadores podrían necesitar combinar distintas tecnologías de generación, contratar una capacidad superior o recurrir a sistemas de almacenamiento energético. Estas alternativas pueden elevar el coste del suministro y cambiar la viabilidad de proyectos diseñados con otras hipótesis de precio, disponibilidad de energía o estructura contractual.
La propuesta incorpora además obligaciones de eficiencia energética e hídrica. De forma transitoria, fija valores máximos de PUE de 1,15 y WUE de 0,1 hasta la aplicación prevista del sistema europeo de etiquetado en agosto de 2027, de acuerdo con el proyecto sometido a participación pública. Su impacto dependerá de las características técnicas y del estado de cada instalación.
Plazos distintos para proyectos pendientes y autorizados
Las solicitudes de acceso y conexión que sigan pendientes cuando entre en vigor la norma quedarían sujetas a las nuevas condiciones. Sus promotores contarían con tres meses para acreditarlas, un periodo que obliga a revisar con rapidez el diseño energético, la disponibilidad de agua y los contratos asociados al proyecto.
El plazo de seis meses previsto para instalaciones autorizadas pero aún no conectadas plantea una situación más delicada. Sus promotores pueden haber adquirido suelo, contratado obras o cerrado financiación bajo unas condiciones diferentes. Adaptarse puede afectar a los calendarios, los contratos y los retornos previstos; renunciar preservaría las garantías, pero dejaría sin continuidad la capacidad conseguida. El alcance final dependerá de la versión aprobada de la norma.
La electricidad tampoco resuelve por sí sola la viabilidad. Los inversores deben comprobar que el planeamiento admite la instalación, que pueden obtener las licencias municipales y ambientales y que poseen derechos sobre los terrenos requeridos para los accesos y las infraestructuras de conexión. En materia hídrica, resulta necesario acreditar la disponibilidad legal del agua, ya proceda de la red municipal o de captaciones directas, y cumplir las condiciones aplicables a los vertidos.
La consecuencia operativa es un cambio en la secuencia de inversión: antes de comprometer suelo, construcción o financiación, los promotores tendrán que verificar simultáneamente la conexión ejecutable, su coste, la cobertura renovable horaria y los requisitos hídricos y urbanísticos. Esa revisión determinará qué emplazamientos conservan viabilidad y qué proyectos necesitan rediseñarse antes de mantener sus permisos.
