Tras dos meses de tira y afloja con la industria tecnológica, el Gobierno ha remitido al Consejo de Estado una versión revisada del Real Decreto de centros de datos para mitigar el choque frontal con el sector. Como cambio principal, se eleva el umbral de aplicación a instalaciones con potencia igual o superior a 10 MW (frente al polémico límite de 1 MW inicial) y se habilita una moratoria escalonada hasta 2031 para el cumplimiento de las obligaciones energéticas.

Frente al redactado preliminar —que imponía exigencias inmediatas de diez años en contratos PPA y plantas con un máximo de 18 meses de antigüedad—, el nuevo marco suaviza las condiciones al reducir la vigencia contractual a seis años, ampliar la antigüedad de los activos a 36 meses, relajar el PUE transitorio a 1,25 y autorizar formalmente el almacenamiento en baterías (BESS). No obstante, la industria califica el viraje de mero alivio cosmético: lejos de disipar la incertidumbre, los promotores advierten de que mantener la acreditación renovable del 80% hora a hora —el denominado «castigo nocturno»— y exigir desconexiones de red no retribuidas penaliza la viabilidad económica de los campus hiperescala, manteniendo vivo el riesgo de fuga de inversiones milmillonarias hacia plazas competidoras como Portugal o Francia.

Comparativa técnica del marco regulatorio

Al analizar en detalle la evolución frente al primer texto, el Ejecutivo introduce ajustes operativos clave que redefinen el diseño de los proyectos:

• Ámbito de aplicación por potencia: El texto inicial fijaba el límite en 1 MW, mientras que la nueva redacción lo sitúa en instalaciones ≥10 MW. Esto exime del cumplimiento estricto a las infraestructuras medianas y de proximidad (edge), concentrando la exigencia en los grandes desarrollos.
• Acreditación del consumo renovable: Aunque el borrador anterior apuntaba a métricas anualizadas, se ratifica la obligación de garantizar un 80% de cobertura verde con correlación estricta hora a hora. En términos de ingeniería, esto obliga a sobredimensionar la potencia contratada y encarece el suministro en las horas sin generación fotovoltaica.
• Periodo de moratoria y transición: Frente a la exigencia de cumplimiento inmediato, se introduce un régimen transitorio hasta 2031. Hasta 2028 se requerirá un 60% de cobertura en horas punta, elevándose al 70% en periodos punta y llano entre 2029 y 2031. Sin embargo, obliga a proyectar las plantas para el estándar final desde el primer día.
• Contratos PPA y almacenamiento: La duración mínima exigida para los acuerdos de compra de energía se reduce de diez a seis años, duplicando el margen de antigüedad de los parques renovables de 18 a 36 meses. Paralelamente, se valida el uso de baterías para certificar el consumo limpio horario.
• Eficiencia y estabilidad de red: Se fija un PUE (Power Usage Effectiveness) máximo de 1,25 durante el periodo transitorio. Como contrapartida, los centros acogidos a la moratoria deberán asumir reducciones de potencia sin compensación económica ante contingencias de red, un factor que compromete los acuerdos de nivel de servicio (SLA) del 99,99%.

El cuello de botella nocturno y la competitividad ibérica

El núcleo de la disconformidad radica en la correlación horaria granular. La obligación de certificar el suministro verde hora a hora durante la noche neutraliza la ventaja del bajo coste solar diurno en España, forzando la contratación de eólica dedicada o el despliegue intensivo de almacenamiento electroquímico.

Esta carga técnica encarece de forma crítica los costes operativos (Opex) frente a mercados vecinos como Portugal o Francia, que mantienen marcos de descarbonización anualizados y predecibles. Asimismo, la posibilidad de cortes de suministro sin compensación económica introduce un riesgo de bancabilidad que debilita el posicionamiento de España como nodo digital del sur de Europa.

La flexibilización del borrador constata que el Gobierno busca evitar un bloqueo masivo en las concesiones de red, pero la arquitectura técnica resultante impone un sobrecoste que amenaza con desviar inversiones hacia geografías vecinas. Con la fecha límite de noviembre en el horizonte, el sector encara semanas decisivas para calibrar si el uso de baterías y los PPA a seis años bastarán para preservar la viabilidad financiera de los grandes proyectos.