Energía por token en España: metodología, el mercado eléctrico y los casos de especulación

Sun, 14 Jun 2026 03:00:00 +0200

Notación: importes en euros (N €), decimales con coma. Todo el artículo está centrado en el mercado eléctrico español (OMIE). No se usa el símbolo de dólar (en este sitio es delimitador de fórmula).

Qué cubre este artículo

Segundo artículo del track de energía (C2), y deliberadamente más extenso, porque junta dos cosas que casi nunca se cuentan juntas: la metodología técnica de medir la energía por token, y la realidad del mercado eléctrico español que pone precio a esa energía. Para una plataforma de inferencia en España, los J/token son la mitad de la historia; la otra mitad es que esos kilovatios-hora se compran en un mercado marginalista, volátil y con casos documentados de manipulación. Quien dimensione el coste eléctrico de un cluster sin entender cómo se forma el precio en OMIE —y por qué ha llegado a triplicarse en un año— está construyendo el 30–50 % del TCO sobre arena. Este artículo cubre la medición, el mercado, los casos de especulación y las estrategias para no quedar expuesto. Sin opiniones de parte: datos, mecánica de mercado y hechos documentados, con sus fuentes.

La identidad: energía por token, y por qué el precio manda

La energía por token sale de la identidad que se fijó en el artículo de apertura:

$$\text{energía por token (J)} = \frac{\text{potencia media (W)}}{\text{throughput (tok/s)}}$$

Y el coste eléctrico por token es esa energía multiplicada por el precio de la electricidad:

$$\text{coste eléctrico por token} = \text{energía por token (kWh)} \times \text{PUE} \times \text{precio (€/kWh)}$$

Aquí está el punto de este artículo: los dos primeros factores (energía y PUE) los controla tu ingeniería; el tercero, el precio, lo pone el mercado eléctrico español, y es el que más se mueve. Una misma carga, con la misma eficiencia, puede costar el triple en electricidad según el mes —no por la tecnología, sino por OMIE—. Por eso medir bien la energía por token es necesario pero no suficiente: hay que entender la variable de precio que la multiplica.

Metodología: medir la energía por token sin engañarse

Antes del mercado, la medición. Como se vio en la introducción de energía, el dato de energía por token tiene cuatro decisiones de instrumentación que cambian el resultado:

Decisión	Trampa	Buena práctica
Frecuencia de muestreo	un muestreo grueso pierde los picos de prefill	muestrear fino (sub-segundo)
Placa vs nodo	la GPU sola subestima un 10–20 %	medir el nodo completo o declarar el límite
Ventana temporal	incluir warm-up o apagado falsea el J/token	alinear la ventana con la carga medida
Baseline de idle	atribuir o descontar cambia el número	decidir y documentarlo

La regla de oro: misma ventana para la potencia y para los tokens. Si DCGM integra la potencia de un intervalo y la herramienta de benchmark cuenta los tokens de otro, el J/token no significa nada. Con eso resuelto, ya tienes la energía por token; el resto del artículo va de lo que la multiplica.

El mercado eléctrico español: cómo se forma el precio

En España (y Portugal), el precio mayorista de la electricidad lo fija OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía), que gestiona el mercado diario y fija el precio de cada hora (OMIE). El sistema es marginalista (pay-as-clear): cada hora se casan la oferta (las centrales, ordenadas de más barata a más cara) y la demanda, y el precio para todos es el de la última central que entra —la marginal—. Ese precio marginal es el mismo para toda España (excepto Canarias) y se aplica a todos los agentes independientemente de su oferta inicial (Energía y Sociedad).

La consecuencia, central para entender la factura: cuando el gas es la central marginal (lo habitual en horas sin sol ni viento), las renovables, la nuclear y la hidráulica —baratísimas de producir— cobran el precio del gas. Esa diferencia entre coste de producción y precio cobrado son los llamados “beneficios caídos del cielo” (windfall profits), el corazón del debate sobre el diseño del mercado. Para el comprador de electricidad —un datacenter, por ejemplo— significa que el precio que paga no refleja el coste de generar, sino el de la tecnología más cara que hizo falta esa hora.

La volatilidad: el precio que se triplica en un año

El mercado marginalista, atado al gas en las horas caras, produce una volatilidad enorme. Los datos de 2026 lo ilustran: el precio mayorista español cerró mayo de 2026 con una media de 54 €/MWh, más del triple de los 16,92 €/MWh del mismo mes de 2025 (Merca2). Triplicarse en un año, sin que cambie tu consumo ni tu eficiencia.

Y dentro de un mismo día, la dispersión es brutal por el efecto de las renovables: la solar y la eólica entran a precios cercanos a cero, y en las horas centrales de mayo de 2026 los precios llegaron a ser negativos en varias sesiones (Merca2). El contexto estructural: la eólica y la solar pasaron del 26 % de la generación en 2019 a más del 40 % en la primera mitad de 2024, y en ese periodo el precio mayorista fue más de un 40 % inferior al que habría habido con los niveles renovables de 2019 (Banco de España).

Referencia	Valor	Fuente
Mayorista mayo 2026	54 €/MWh	Merca2
Mayorista mayo 2025	16,92 €/MWh	Merca2
Variación interanual	+219 % (×3,2)	derivado
Horas solares 2026	precios cercanos a 0 o negativos	Merca2
Renovables en generación	26 % (2019) → >40 % (2024)	Banco de España

La lectura para un cluster: la parte eléctrica del TCO no es un número fijo, es una variable con un rango de 3× interanual y de horas-cero a horas-pico intradía. Dimensionar el coste energético con un precio medio anual y olvidarse es ignorar el mayor riesgo del modelo.

La estructura de la factura: mayorista no es lo que pagas

Conviene no confundir el precio mayorista (el del pool de OMIE, que es del que hablan los titulares) con lo que realmente paga una empresa. Sobre el mayorista se añaden:

Componente	Qué es	Naturaleza
Energía (mayorista)	el precio de OMIE hora a hora	variable, volátil
Peajes de acceso	uso de las redes de transporte y distribución	regulado
Cargos	costes del sistema (renovables pasadas, etc.)	regulado
Impuestos	IEE (impuesto especial sobre electricidad) + IVA	fiscal

El resultado: el retail industrial que paga un datacenter está bastante por encima del mayorista —los peajes, cargos e impuestos pueden duplicar el precio de la energía pura—. Por eso en este artículo se distingue siempre entre el mayorista (~0,054 €/kWh en mayo 2026) y el retail industrial (~0,12 €/kWh): para el TCO importa el segundo, pero el primero es el que se mueve y arrastra al segundo. Una empresa grande puede acceder al mercado mayorista de forma más directa (vía comercializadora o representación), reduciendo el sobrecoste, pero asumiendo la exposición a la volatilidad que eso conlleva.

Existe además el PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor), la tarifa regulada indexada al mayorista para consumidores pequeños; un datacenter no usa PVPC, pero su existencia explica por qué la volatilidad del pool llega directamente a la opinión pública y al debate político —y, con él, a la regulación que acaba afectando a todos.

La crisis de 2021–2022: el origen del problema

La volatilidad actual no es nueva: tiene su origen en la crisis del gas de 2021–2022. Al dispararse el precio del gas (la central marginal en muchas horas), el sistema marginalista trasladó ese precio a toda la electricidad, incluida la generada por renovables, nuclear e hidráulica baratas. El resultado fueron precios mayoristas que multiplicaron por varias veces los históricos y unos “beneficios caídos del cielo” masivos para los generadores de tecnologías baratas que cobraban el precio del gas. Ese episodio es el que motivó tanto la excepción ibérica (limitar el gas en la formación del precio) como el debate europeo sobre rediseñar el mercado —y el que explica por qué, años después, el precio sigue siendo una variable de riesgo de primer orden para cualquiera que consuma muchos megavatios-hora—. Para un modelo TCO a varios años, la lección es que el precio eléctrico español ha demostrado capacidad de multiplicarse en meses por factores externos (geopolítica del gas), y que ningún supuesto de precio “estable” sobrevive a un episodio así si no está cubierto por contrato.

Los casos de especulación y manipulación

La volatilidad del marginalista crea incentivos para manipular el precio, y en España hay casos documentados con multas firmes de la CNMC. Las mayores sanciones a las eléctricas por manipular el mercado mayorista (Nada es Gratis):

Empresa	Multa CNMC	Concepto
Iberdrola	25 millones €	manipulación del precio mayorista vía hidráulicas
Naturgy	19,5 millones €	manipulación del mercado mayorista
Endesa	5,8 millones €	manipulación del mercado mayorista

El caso de Iberdrola es el más ilustrativo de cómo se especula con el marginalista: entre el 30 de noviembre y el 23 de diciembre de 2013, la empresa incrementó los precios de varias centrales hidráulicas de modo que no entraran en la casación pese a los elevados precios del mercado diario (Nada es Gratis). El mecanismo: retener agua barata (no ofertarla, u ofertarla a precio prohibitivo) para que la casación necesite una central más cara, subiendo el precio marginal que cobra toda tu cartera. En un sistema pay-as-clear, retirar capacidad barata sube el precio de todo lo que vendes esa hora —el incentivo a manipular está incrustado en el diseño—.

OMIE cuenta con mecanismos de supervisión y realiza auditorías para prevenir la manipulación (Energía y Sociedad), y la CNMC sanciona cuando la detecta —las multas anteriores son la prueba de que ocurre—. Para el comprador, el dato relevante no es asignar culpas, sino reconocer que el precio que paga se forma en un mercado donde la manipulación es posible y ha ocurrido, y que por tanto la exposición a ese precio es un riesgo a gestionar, no un dato a aceptar.

La otra especulación: acaparar capacidad de red (y la nueva ley de 2026)

Hay una segunda forma de especulación, distinta de la manipulación del precio, que afecta directamente a quien quiere montar un datacenter: el acaparamiento de permisos de acceso y conexión a la red. Durante años, numerosos promotores reservaron capacidad de conexión en nudos de la red para proyectos (sobre todo renovables) que no tenían intención real o capacidad de construir, bloqueando esa capacidad para proyectos firmes y especulando con el valor del permiso. Como una plataforma de inferencia es una instalación de demanda que necesita su punto de conexión, este cuello de botella le afecta de lleno: la capacidad de red es un recurso escaso y acaparado.

La respuesta regulatoria de 2026 ataca justo eso. El Gobierno (Ministerio para la Transición Ecológica) ultimó una normativa —en el marco del Real Decreto-ley 7/2026— para liberar capacidad de red y combatir la especulación, asegurando que las peticiones firmes puedan conectarse (El Periódico de la Energía, Fieldfisher). El mecanismo central, con efectos desde el 22 de marzo de 2026:

Elemento	Detalle
Quién paga	titulares de permisos de acceso y conexión de instalaciones de demanda
Qué pagan	una prestación mensual por “reservar” capacidad hasta entrar en operación
Cómo se calcula	peajes de transporte y distribución × un “factor k”
Modulación	por nivel de tensión y por la demora en la puesta en servicio
Factor k	a fijar por resolución de la Secretaría de Estado de Energía

La lógica: si reservar capacidad cuesta cada mes y el coste crece con el retraso, acaparar deja de ser gratis y el especulador suelta la capacidad que no va a usar. Para un proyecto de datacenter real la implicación es doble: (1) hay que presupuestar esa prestación por la capacidad reservada durante la construcción, y (2) hay un incentivo fuerte a construir rápido —cada mes de demora en arrancar suma prestación—. Es decir, la nueva ley convierte el tiempo de puesta en marcha en un coste explícito. Para el modelo TCO y el calendario de la propuesta, esto es un dato a incorporar desde el principio: la capacidad de red ya no se reserva “por si acaso” sin coste, y el cronograma de construcción tiene ahora una factura asociada.

El debate del diseño: por qué el marginalista incentiva especular

El problema de fondo no es solo que haya empresas que manipulen: es que el diseño del mercado premia hacerlo. En un sistema pay-as-clear (todos cobran el precio marginal), un generador con mucha capacidad barata tiene un incentivo perverso: retirar parte de su capacidad barata sube el precio marginal que cobra por toda la que sí vende. Si controlas suficiente cuota, el ingreso extra por subir el precio de toda tu cartera puede superar lo que pierdes por no vender esa capacidad retirada. Eso es exactamente lo que sancionó la CNMC en el caso de las hidráulicas.

Las alternativas de diseño que se debaten:

Diseño	Cómo paga	Efecto en el incentivo a especular
Pay-as-clear (actual)	todos cobran el marginal	alto: retirar capacidad sube el precio de todo
Pay-as-bid	cada uno cobra su oferta	menor incentivo, pero ofertas estratégicas
Contratos a largo / PPA	precio bilateral fijo	saca volumen del pool, reduce exposición

No hay consenso técnico sobre que el pay-as-bid sea mejor (introduce sus propios problemas de ofertas estratégicas), y la reforma del mercado eléctrico europeo ha optado más por fomentar los contratos a largo plazo (PPA y CfD) que por cambiar el mecanismo del pool. Para el comprador, la conclusión práctica es la misma que para el regulador: sacar tu volumen del pool mediante contratos a plazo es la forma más directa de no quedar expuesto al precio marginal —y a quien lo manipule—.

La excepción ibérica: un parche con fecha

Ante la crisis de precios del gas de 2021–2022, la Comisión Europea concedió a España y Portugal una excepción que les permite limitar el precio del gas usado para producir electricidad (contexto de mercado). La “excepción ibérica” desacopló parcialmente el precio eléctrico del gas, conteniendo los picos. Es relevante para una proyección de coste a varios años porque es un mecanismo regulatorio con vigencia limitada: cualquier modelo TCO a 36 meses debe contemplar qué pasa con el precio si la excepción cambia o expira. La regulación es otra variable del precio, no solo el mercado.

Qué significa para el coste eléctrico de un cluster

Juntando la energía por token (técnica) con el precio español (mercado), el coste eléctrico por token de un nodo de ejemplo (8×H100, 0,78 kWh por millón de tokens con PUE) según el escenario de precio:

Escenario de precio (España)	€/kWh	Coste eléctrico / 1M tokens
Hora solar / precio negativo	~0	~0
Mayo 2025 (mayorista bajo)	0,017	~0,013 €
Mayo 2026 (mayorista medio)	0,054	~0,042 €
Retail industrial (con peajes e impuestos)	~0,12	~0,094 €
Hora pico / crisis	0,20+	~0,16 €

El rango es de más de 10× entre la hora solar y la hora pico, y de 3× interanual a nivel de media. Sobre una flota que consume megavatios-hora al año, esa variabilidad es la diferencia entre un TCO holgado y uno asfixiado —y no depende de tu tecnología, sino de cuándo y cómo compras la energía.

Estrategias para no quedar expuesto

Aquí es donde el dato técnico se convierte en decisión. Cuatro palancas para gestionar la exposición al precio español, de menos a más estructural:

Estrategia	Qué hace	Trade-off
Tarifa indexada	pagas el mayorista hora a hora	barata en media, máxima exposición a la volatilidad
Tarifa fija / a plazo (OMIP)	precio cerrado por contrato	previsibilidad, pagas una prima por el seguro
PPA con renovable	compras directo a un parque solar/eólico	precio estable y bajo carbono, requiere volumen y plazo
Autoconsumo solar	generas en sitio	cubres las horas de sol casi gratis, capex y espacio
Scheduling temporal	mover carga diferible a horas baratas	solo aplica a lo no urgente (batch, fine-tuning)

La combinación sensata para una plataforma de inferencia en España: PPA o tarifa fija para la carga base (inferencia online, que no se puede mover), autoconsumo solar para cubrir las horas centrales casi gratis, y scheduling de lo diferible (entrenamiento, batch nocturno) hacia las horas valle o de máxima solar. Así se convierte la volatilidad del marginalista de riesgo en oportunidad: las mismas horas de precio cero que hunden el ingreso de los generadores son las horas baratas para quien consume.

Autoconsumo solar: las cuentas para un cluster

España es uno de los mejores sitios de Europa para el solar, y para un datacenter el autoconsumo tiene una lógica de coste clara. Las cuentas, ilustrativas:

Parámetro	Valor de referencia
Producción solar en España	~1.400–1.600 kWh por kWp y año
Capex instalación industrial	~600–900 € por kWp
Vida útil paneles	~25–30 años
Coste eléctrico evitado (retail)	~0,12 €/kWh

Para una instalación de 100 kWp (cubierta de nave): genera ~150 MWh/año, con un capex de ~70.000–90.000 €. A 0,12 €/kWh evitados, ahorra ~18.000 €/año, con un payback de ~4–6 años y luego ~20 años de energía casi gratis. La pega: un cluster consume 24/7 y el solar solo produce de día, así que el autoconsumo cubre una fracción —las horas centrales—, no todo. Pero esas horas centrales son justo las de precio mayorista bajo o negativo, así que el autoconsumo y el mercado se complementan: de noche compras barato (valle), de día generas tú. El coste evitado no es solo el de la energía, es el de no estar expuesto al pico solar inexistente y a la volatilidad diurna. Para un cluster con cubierta disponible, el autoconsumo es la palanca estructural de coste eléctrico más sólida en España.

TCO eléctrico anual: tres escenarios para un cluster en España

Juntando todo, el coste eléctrico anual de un nodo 8×H100 (~7,84 kW con PUE, ~68.700 kWh/año al 100 % de utilización) según la estrategia de compra, en España:

Estrategia	€/kWh efectivo	Coste eléctrico anual	Exposición
Indexada (sin cobertura)	~0,08 (variable)	~5.500 € ±mucho	máxima a la volatilidad
Fija / PPA renovable	~0,06 (estable)	~4.120 €	baja, previsible
PPA + autoconsumo solar	~0,045 (mezcla)	~3.090 €	baja + carbono mínimo

La diferencia entre la peor y la mejor estrategia es de ~2.400 €/año por nodo, antes de contar el riesgo: la indexada puede dispararse en un mes malo, mientras la PPA+solar es estable y baja. Sobre una flota de decenas de nodos y un horizonte de 36 meses, la elección de cómo se compra la energía mueve el TCO tanto como una decisión de hardware —y es una palanca que se decide con contratos, no con ingeniería—. Este número alimenta directamente el modelo TCO del track de FinOps (A8) y el dimensionamiento de la propuesta.

Los PPA: la palanca central (y su letra pequeña en 2026)

De todas las estrategias, el PPA (Power Purchase Agreement, contrato de compraventa de energía a largo plazo) es la pieza más importante para un datacenter en España hoy, y merece una sección propia porque su situación actual es excepcionalmente favorable… con una trampa.

Qué es un PPA, en corto

Un PPA es un contrato bilateral y a largo plazo (típicamente 10–12 años en España) entre un consumidor y un generador renovable, a un precio cerrado por MWh. Saca tu volumen del pool de OMIE: en vez de pagar el precio marginal hora a hora (con su volatilidad y su exposición a la manipulación), pagas el precio del contrato. Hay dos familias: físico (recibes la energía de ese parque) y financiero/virtual (un swap que cubre la diferencia con el mercado); y dos formas de perfil: pay-as-produced (pagas lo que el parque genera, cuando genera —barato pero intermitente—) y baseload (un perfil plano garantizado —más caro pero firme—).

Los precios hoy: mínimos históricos

España vive un momento único de precios de PPA. Los PPAs solares cayeron a un mínimo histórico de 32,5 €/MWh en el cuarto trimestre de 2025, con los percentiles más competitivos por debajo de 30 €/MWh —la mitad que en Francia— (pv-magazine, El Periódico de la Energía). La eólica se sitúa en torno a 50–60 €/MWh. Para ponerlo en contexto: un PPA solar a 30 €/MWh es ~0,030 €/kWh, menos de la mitad del retail industrial (~0,12 €/kWh) y muy por debajo del mayorista volátil.

Tecnología (PPA, España 2026)	Precio	Referencia
Solar fotovoltaica	~32,5 €/MWh (percentiles <30)	pv-magazine
Eólica	~50–60 €/MWh	mercado
Retail industrial (comparación)	~120 €/MWh	—

Por qué tan baratos: la canibalización

La caída no es casual: es la canibalización de la fotovoltaica. Cuanta más solar se instala, más horas centrales hay con precios mayoristas cercanos a cero o negativos, lo que hunde el valor capturado por la solar (los precios capturados han caído por debajo de 15 €/MWh), y con él el precio al que los parques firman PPAs (Energía Estratégica). Con más de 40 GW compitiendo por 30 GW de demanda, hay un exceso de oferta solar que abarata el PPA. Para el consumidor industrial es una oportunidad histórica; para el promotor solar, una crisis de rentabilidad —de ahí que se hable del “cierre de la ventana de PPAs solares” y de que el nuevo Real Decreto busque recomponer la competitividad industrial—.

España, líder europeo en PPAs

No es un fenómeno marginal: en 2024 España fue el país con más PPAs firmados de Europa por sexto año consecutivo, con 47 acuerdos por 4,66 GW de capacidad renovable (fuentes de mercado). El mercado es profundo, líquido y maduro, lo que facilita que un datacenter encuentre contraparte.

La trampa para un datacenter: energía anual ≠ potencia firme

Aquí está la letra pequeña que decide la arquitectura. Un PPA solar barato compensa energía a lo largo del año, pero no garantiza potencia física cada hora. Y un datacenter de IA no puede parar porque no haya viento una madrugada de enero o porque la curva solar caiga al atardecer (El Periódico de la Energía). Esta es la diferencia entre energía (kWh al año, que el PPA solar cubre baratísimo) y potencia firme (kW disponibles las 8.760 horas, que el sol no da). El sector lo resume así: España obliga ahora a hablar de energía firme (Revista Cloud).

La consecuencia para el diseño de la propuesta: un PPA solar a 30 €/MWh es el suelo de coste ideal para las horas de sol, pero hay que combinarlo para cubrir el resto: un PPA híbrido (solar + eólica, que se complementan en el tiempo), baseload para la parte plana, o almacenamiento (baterías, que el RDL 7/2026 también impulsa) para mover energía de las horas de sol a la noche. La arquitectura energética sensata de un datacenter español en 2026 no es “un PPA solar”, es un PPA solar barato como base diurna + firmeza para las horas sin sol (eólica, baseload, baterías o red como respaldo). Quien firme solo el PPA solar barato y descubra en producción que no tiene potencia firme de madrugada, habrá optimizado el coste de la energía e ignorado el de la disponibilidad —que para una plataforma de inferencia con SLO es innegociable—.

El contexto: el boom de datacenters en España

Todo esto ocurre en pleno boom: España se posiciona como epicentro del sur de Europa en datacenters, con inversiones de miles de millones y la capacidad instalada duplicándose hacia 2026 (DCD). El atractivo combina PPAs renovables baratos, suelo industrial más accesible que otras capitales digitales europeas, y jurisdicción UE. La restricción que lo modera es justo la de C2: el coste de la energía es bajo pero la potencia firme y la capacidad de red son los cuellos de botella —y ambos se gestionan con la combinación de PPA híbrido, almacenamiento y un cronograma de conexión que no caiga en la prestación por acaparamiento—.

El ángulo soberano y de carbono

Para una propuesta soberana, España tiene una ventaja doble que conviene cuantificar. Primero, carbono: la red española ronda los ~150–170 gCO₂/kWh (mix de renovables y gas), muy por debajo de Alemania (~363) aunque por encima de la Francia nuclear (~20–60). Segundo, renovables crecientes (>40 % de la generación), que tiran del precio y del carbono hacia abajo en las horas de sol. El argumento para la propuesta: un cluster en España, con autoconsumo solar y PPA renovable, puede lograr a la vez un coste eléctrico bajo y predecible y un carbono por token competitivo, dentro de jurisdicción UE. La volatilidad del marginalista no es solo un riesgo: bien gestionada con contratación y scheduling, es una palanca de coste que un hyperscaler en otra región no aprovecha igual.

El carbono, además, es variable por hora: en horas de máxima solar, la intensidad de la red española baja, así que mover carga diferible a esas horas reduce a la vez el coste y el carbono por token. La misma estrategia de scheduling sirve para los dos ejes.

Garantías de Origen: el carbono también tiene su mercado

Un matiz que conecta la especulación del precio con el reporte de carbono: en España (y la UE) existe un mercado de Garantías de Origen (GdO), certificados que acreditan que una cantidad de energía se produjo con fuente renovable. Una empresa puede comprar GdO para declarar que su consumo es “verde” en su reporte de carbono por mercado (market-based), aunque físicamente la electricidad que recibió de la red tuviera la intensidad media del mix. Esto crea dos formas de contabilizar el carbono, con implicaciones distintas:

Método	Qué cuenta	Cómo se baja el dato
Por ubicación (location-based)	la intensidad real de la red española esa hora	generar/consumir en horas limpias; ubicación
Por mercado (market-based)	según los GdO/PPA contratados	comprar certificados o firmar PPA

La contabilidad por ubicación premia consumir cuando la red española está limpia (horas solares); la por mercado permite “comprar” el atributo verde con GdO. El reporte CSRD exige normalmente ambas. La nota de cautela: el mercado de GdO es relativamente barato, y comprar GdO sin un PPA real detrás es una forma de maquillar el dato sin cambiar la electricidad física que consumes —el equivalente de coste a un greenwashing contable—. Para una propuesta soberana honesta, lo robusto es un PPA real con un parque renovable español (que sí cambia el origen físico y estabiliza el precio) más medición por ubicación que premie el scheduling a horas limpias, no acumular certificados.

La intensidad horaria: el dato de Red Eléctrica

España publica la intensidad de carbono de la red hora a hora (vía Red Eléctrica / esios y ElectricityMaps), y varía muchísimo a lo largo del día: en una tarde soleada de primavera puede bajar a ~80–100 gCO₂/kWh, y en una noche fría sin viento, con ciclos de gas, superar los ~250. Ese dato horario es el que permite el scheduling consciente del carbono: mover entrenamiento, ingestión documental o batch nocturno a las horas de menor intensidad reduce el carbono por token del trabajo diferible sin coste técnico. Es la misma palanca que el scheduling por precio —las horas baratas y las limpias coinciden en gran medida en España, porque ambas las marca el exceso de solar y eólica—. Medir el carbono por token “de media anual” desperdicia esta información; medirlo hora a hora y schedulear en consecuencia es lo que convierte el dato en una reducción real.

Energía por token, con el precio español, paso a paso

Cerrando el círculo con un cálculo completo para el nodo de ejemplo, en España:

Energía por token: 5.600 W (8×H100) ÷ 2.800 tok/s = 2 J/token (placa); ×PUE 1,4 = 2,8 J/token efectivo.
Energía por 1M tokens: 0,78 kWh (con PUE).
Coste eléctrico por 1M tokens según contratación:
- Indexada en hora solar (~0 €/kWh): ~0 €.
- PPA renovable (~0,05 €/kWh estable): ~0,039 €.
- Retail industrial (~0,12 €/kWh): ~0,094 €.
Carbono por 1M tokens: 0,78 kWh × ~160 gCO₂/kWh = ~125 gCO₂ (y menos en horas solares).

El mensaje: el J/token es fijo (lo pone tu ingeniería); el coste eléctrico por token varía más de 10× según cómo y cuándo compres la energía en España. Por eso este artículo dedica más espacio al mercado que a la medición: medir es el 30 % del problema; comprar bien es el 70 %.

Límites y trampas (data-driven)

Precio medio anual engañoso. Usar una media anual oculta la volatilidad de 3× interanual y de 10× intradía. Modela escenarios, no un punto.
Indexada por defecto. La tarifa indexada es barata en media pero te deja expuesto a cada pico y a cada episodio de manipulación. Para carga base, cúbrela.
Ignorar la excepción ibérica. Es un mecanismo regulatorio con fecha; un TCO a 36 meses debe contemplar su cambio.
Olvidar el carbono horario. El carbono y el precio bajan a la vez en horas solares; schedulear lo diferible mejora ambos ejes.
Confundir mayorista con lo que pagas. El retail industrial añade peajes e impuestos sobre el mayorista; usa el precio de tu contrato, no el del pool.

Con el precio español entendido, el track de energía continúa hacia las herramientas de medición a fondo (C3) y la energía en el TCO y la regulación (C8). Pero la lección de C2 es que, en España, el coste energético de la IA no se decide solo en la GPU: se decide en cómo compras la electricidad en un mercado marginalista, volátil y vigilado por manipulación.

Cierre

La energía por token es un número que la ingeniería fija con precisión —tantos julios por token, medidos en una ventana alineada con el throughput— y que el mercado eléctrico español multiplica por un factor que cambia más de 10× según la hora y 3× según el año. Esa segunda mitad, la del precio, casi nunca aparece en los artículos técnicos de IA, y es la que decide el 30–50 % del TCO de un cluster en España. El precio se forma en un mercado marginalista donde las renovables baratas cobran el precio del gas, donde la volatilidad ha triplicado la factura en un año, y donde hay multas firmes de la CNMC —Iberdrola 25 M€, Naturgy 19,5 M€, Endesa 5,8 M€— que demuestran que la manipulación no es teórica. Para una plataforma de inferencia soberana en España, la conclusión que sostienen los datos es doble: medir la energía por token con rigor, y comprar la electricidad con cabeza —PPA o tarifa fija para la carga base, autoconsumo solar para las horas de sol, y scheduling de lo diferible a las horas baratas y limpias—. España ofrece sol abundante, renovables crecientes y un carbono medio razonable; bien contratada, su energía es una ventaja competitiva, y mal contratada, el mayor riesgo del modelo. El J/token lo decides tú; el euro por token, el mercado —salvo que lo saques del mercado con un contrato—.

Ver también

MLPerf Power — el benchmark estándar de eficiencia energética (energía por query, performance-per-watt) y sus límites.
Leaderboards de eficiencia energética de LLMs — los rankings de J/token donde se publican los datos que esta metodología produce: cómo leerlos sin caer en sus sesgos.
Del vatio al carbono: PUE, intensidad de la red y el coste real de un token — el paso siguiente a medir J/token: convertir ese dato en gCO₂eq y en coste eléctrico real con PUE y mix energético del país.
Palancas de eficiencia energética en inferencia LLM — qué palancas (quantization, batching, motor, schedulers) reducen efectivamente los J/token que esta metodología mide.

Fuentes

OMIE · Operador del Mercado Ibérico de Energía — https://www.omie.es/
OMIE · precio del mercado diario — https://www.omie.es/es/market-results/daily/daily-market/day-ahead-price
Energía y Sociedad · importancia y precios de OMIE — https://www.energiaysociedad.es/omie-cual-es-su-importancia-para-el-sistema-electrico-espanol-y-portugues/
Nada es Gratis · manipulación del precio en el mercado eléctrico español (multas CNMC) — https://nadaesgratis.es/jose-luis-ferreira/manipulacion-del-precio-en-el-mercado-electrico-espanol
Merca2 · el precio de la luz en mayo 2026 (54 €/MWh, ×3 interanual) — https://www.merca2.es/2026/05/30/precio-luz-mayo-2026-disparo-2386473/
Banco de España · el sector eléctrico ante el alza del gas (renovables y precio) — https://www.bde.es/f/webbe/SES/Secciones/Publicaciones/PublicacionesSeriadas/DocumentosOcasionales/23/Fich/do2316.pdf
El Periódico de la Energía · normativa para liberar capacidad de red y combatir la especulación — https://elperiodicodelaenergia.com/el-gobierno-ultima-una-normativa-para-liberar-la-capacidad-de-las-redes-electricas-y-combatir-la-especulacion/
Fieldfisher · Real Decreto-ley 7/2026, paquete regulatorio de renovables — https://www.fieldfisher.com/es-es/locations/espana/actualidad/nuevo-paquete-regulatorio-energias-renovables
Bird & Bird · almacenamiento energético en el RDL 7/2026 — https://www.twobirds.com/es/insights/2026/spain/almacenamiento-energetico-real-decreto-ley-7-2026
pv-magazine · caída récord de los PPAs fotovoltaicos a 32,5 €/MWh — https://www.pv-magazine.es/2026/02/04/la-canibalizacion-provoca-una-caida-record-de-los-precios-de-los-ppas-fotovoltaicos-en-espana-hasta-los-325-e-mwh/
El Periódico de la Energía · PPAs solares cerca de 30 €/MWh (mitad que Francia) — https://elperiodicodelaenergia.com/la-canibalizacion-acerca-el-precio-de-los-ppas-solares-a-30-mwh-en-espana-la-mitad-que-en-francia/
Energía Estratégica · cierre de la ventana de PPAs solares y el nuevo RD — https://www.energiaestrategica.com/espana-atraviesa-un-cierre-de-la-ventana-de-ppas-solares-mientras-el-nuevo-real-decreto-busca-aliviar-la-industria/
El Periódico de la Energía · la gran decisión energética de los data centers (energía firme) — https://elperiodicodelaenergia.com/la-gran-decision-energetica-de-los-data-centers
Revista Cloud · los centros de datos obligan a España a hablar de energía firme — https://revistacloud.com/los-centros-de-datos-obligan-a-espana-a-hablar-de-energia-firme
DCD · boom de data centers en España hacia 2026 — https://www.datacenterdynamics.com/es/features/data-centers-en-espa%C3%B1a-hacia-2026-un-boom-de-90000-millones-en-proyectos/

Autoconsumo on lo0 — Blog Técnico