La IA llega como cliente: su consumo encaja con las horas que España ya está tirando

Eran las once y veinte del 2 de junio y el precio de la luz iba camino de cero. David Muñoz, delegado territorial de Naturgy, lo dijo desde el escenario. «Son las 11 y 20. Si accedemos ahora a OMIE, pues veremos que ya los precios pueden estar cerca de cero o en cero». Hasta las cuatro de la tarde, añadió, seguramente veríamos incluso precios negativos. Desde la mesa le estiraron la previsión hasta las siete.

Después vino la comparación. «¿Os acordáis hace unos años las hipotecas? El Euríbor negativo. Yo no fui a quejarme al banco». «Yo creo que ahora mismo no debe penalizarnos la abundancia de energía», añadió. El problema del sistema eléctrico español con la IA es de acoplamiento. El sol fija las horas en que se genera y el mercado reparte el consumo en otras. El consumo de un centro de datos es lo más parecido a una solución que le ha aparecido.

La aritmética que convierte un centro de datos en el mejor cliente del sistema

Muñoz lo puso en cuatro cifras. «3,8 gigavatios». «8.760 horas al año». Luego los techos del oficio, medidos en horas equivalentes a plena carga. El mejor parque eólico que conoce, «3.000 horas». La mejor fotovoltaica, «2.000».

Esos 3.000 y 2.000 son el mejor emplazamiento imaginable. El conjunto instalado rinde menos. Dividiendo la generación de 2025 por la potencia que Red Eléctrica publica a cierre de año, la eólica se queda en el equivalente a unas 1.800 horas a plena carga y la fotovoltaica en torno a 1.200, frente a las 8.760 que tiene el año. Con las cifras reales el argumento de Muñoz gana fuerza, porque ninguna renovable española sabe imitar el perfil de ese consumidor.

Los 3,8 GW son la porción que la propuesta de planificación de red a 2030, presentada en septiembre de 2025, reserva a los centros de datos dentro de los 27,7 GW de nuevo acceso que ofrece a la demanda desde la red de transporte, catorce veces lo que preveía la vigente.

Un comprador así hace falta. En 2025 el mercado diario español acumuló 798 horas con el precio en cero o por debajo, según datos de Red Eléctrica y de Pexapark. En 2026, a 29 de septiembre, van 906, y el año entero de 2025 quedó atrás el 19 de julio. Ese 906 es recuento nuestro sobre los ficheros diarios de OMIE, contando cada hora cuyo precio medio queda en cero o por debajo, porque nadie publica la serie cerrada. El mismo método devuelve las 798 de 2025 con una hora de diferencia.

Los vertidos han pasado de anécdota a partida contable. En el primer semestre de 2026 quedaron sin integrar 2,5 TWh de generación renovable, un 50% más que en todo 2024, según una estimación de Aurora Energy Research. Junio marcó el máximo, 1,2 TWh descartados por el operador del sistema, y fue también el mes en que la fotovoltaica más pesó en el mix, un 29,4%.

La media también engaña. Sobre los mismos ficheros, en lo que va de 2026 el precio medio es de 73,8 €/MWh, y los primeros veintinueve días de septiembre se fueron a 142,5, el tramo más caro del año. Ese promedio junta horas que no tienen nada que ver entre sí, y tú pagas esas horas una a una.

Alezeia González, directora de operaciones de Fortia Energía, que compra para la gran industria electrointensiva, lo dijo así. «Ahora mismo el problema que tenemos en el sector eléctrico es que ya no cabe más generación fotovoltaica». Una tecnología «muy depreciada porque hay muchísima penetración fotovoltaica» y que además genera toda a la vez. «Todos hemos oído hablar de precios cero, precios negativos en horas solares. O sea, que aumente la demanda no es tan mala noticia», concluyó.

El cuello de botella está en el nudo y en la flexibilidad

La demanda es bienvenida. Otra cosa es por dónde puede entrar. González puso los dos límites en orden. El primero, «que exista capacidad de la red para poder conectar tanta demanda en un único nudo». El segundo, flexibilidad, porque la energía barata llega cuando sale el sol y un centro de datos consume todo el día. «No es tanto una cuestión de recursos como de capacidad y de flexibilidad del sistema», resumió.

Los números de la cola respaldan esa jerarquía. El Ministerio para la Transición Ecológica reconoce por escrito que a los centros de datos se les han concedido más de 6 GW de acceso en transporte y en torno a otros 6 GW en distribución. En el mismo documento cifra en 2,5 GW la potencia de computación que la Estrategia de Inteligencia Artificial prevé para 2030, entre 3,5 y 4 GW de demanda eléctrica. Acceso otorgado que triplica el despliegue previsto. La escasez está en la capacidad firme del nudo concreto donde quieres poner las máquinas.

González identificó la contradicción. Un centro de datos, dijo, «da un suministro con una SLA, con una calidad de suministro, garantiza que no va a tener unas interrupciones […] y sin embargo cuando hablamos de flexibilidad de la demanda estamos hablando precisamente de aceptar que pueda haber interrupciones del suministro o bajadas del consumo». La salida que ve está en el contrato. «Hay que innovar también en el modelo de negocio de los data centers para poder activar esta flexibilidad».

Activar demanda exige comunicación bidireccional con el operador del sistema, y en la fábrica esa señal se lee como una intrusión. González lo contó con las palabras del industrial, «¿quién se va a meter en mi instalación aquí a mandarme una señal que me va a activar procesos? […] me va a parar un molino de cemento».

El regulador llegó a lo mismo. La CNMC aprobó el 31 de julio de 2026 los permisos de acceso flexible, que surten efectos desde el 1 de septiembre. Nueva demanda y almacenamiento podrán conectarse en zonas sin capacidad firme a cambio de aceptar reducciones cuando el sistema aprieta y, en transporte y por encima de 1 MW, de reducir potencia automáticamente cuando el operador lo pida, sin que se vea afectado el consumo con permiso de acceso firme. Es la capacidad condicionada que González describió en junio.

Qué hacer con esto si desarrollas, vendes o compras energía

Hoy el valor está en saber operar la capacidad en el cuarto de hora correcto. Eso cambia tres de tus decisiones.

La primera es de emplazamiento. Muñoz señaló un activo infravalorado, las instalaciones de generación ya en funcionamiento, dispersas por el territorio, «con puntos de acceso con subestaciones, con líneas que no están necesitadas de planificación». Si pones las máquinas junto a generación existente, te conectas años antes de que llegue un nudo nuevo. «La inteligencia artificial irá cada vez más on site […] cerca de la planta fotovoltaica, cerca de la nuclear, cerca de las diferentes centrales habrá pequeños data centers», dijo Manuel Crespo, socio fundador de Nodos.

La segunda es el contrato. Si tu activo puede desplazar carga, ya tienes un producto que el sistema paga, porque el operador del sistema asignó 1.775 MW de respuesta activa de la demanda para el segundo semestre de 2026. Lo que vendes es forma horaria. Un suministro que no especifica en qué horas aceptas reducir deja fuera del contrato la palanca que más vale.

La tercera, la de datos, es la que menos presupuestas. «Estos datos en tiempo real son oro a la hora de tomar decisiones sobre la gestión energética», dijo González, en unos mercados «que cada vez se van aproximando más al tiempo real». Aquí el trabajo de la IA es aritmético. Casar previsión, precio y carga desplazable en ventanas de quince minutos es un cálculo continuo que no se sostiene a mano.

Crespo puso el contrapeso. «Las previsiones de demanda de inteligencia artificial son una locura absoluta. O sea, coges la peor de las previsiones, la más pesimista, y no hay capacidad humana, ni física, ni material, ni burocrática, ni nada de abastecer tanta energía». El agregado le da la razón, porque la Agencia Internacional de la Energía sitúa el consumo mundial de los centros de datos en 485 TWh en 2025 y cerca de 950 en 2030. El propio Crespo apuntó la salida. La IA generativa explotó en 2022, estamos en 2026 y, dijo, «creo que no hemos llegado a la fase en la que estén trabajando de verdad en optimizar y en hacer más eficientes los sistemas».

España lleva veinte años aprendiendo a construir megavatios. El megavatio se instala una vez y luego produce cuando quiere el sol, mientras que la hora hay que casarla todos los días. Ahí tienes el margen, en saber qué se enciende a las dos de la tarde de un domingo de mayo y quién lo paga.

Panel de RENMAD UsefulAI 2026, Madrid, 2 de junio de 2026. David Muñoz, delegado territorial de Naturgy; Alezeia González, directora de operaciones de Fortia Energía; Manuel Crespo, socio fundador de Nodos; Álvaro Díaz del Río, fundador y CEO de BluMind. Modera Raúl García, ASEALEN.