Biometano: de la promesa a la planta

Cuando el MITECO preparaba su hoja de ruta del biogás, en 2021, en España solo había una planta inyectando biometano en la red: la de Valdemingómez, en Madrid. Hoy son más de treinta. Hay 300 proyectos viabilizados y 200 con contrato de conexión firmado. «El crecimiento ha sido exponencial», resumió Carmen de Ribera, jefa de área de la Subdirección General de Hidrocarburos y Nuevos Combustibles del ministerio.

Lo contó el 22 de octubre en la jornada «Biometano: industria, territorio y transición energética» de la Escuela de Organización Industrial, Sedigas y RENMAD Biometano. Diego Crescente, director general de la EOI, la abrió con la idea de toda la mañana: el biometano está «dejando de ser una promesa para consolidarse realmente como una realidad industrial». Joan Batalla, presidente de Sedigas, puso la escala: nueve plantas nuevas este año y siete el anterior, pero una producción que aún ronda el 0,16% del consumo de gas natural. Para el camino que queda, Batalla dibujó cuatro casillas: regulación, infraestructura, industria y territorio.

Una demanda con BOE

La gran novedad de 2026 es que el biometano ya tiene comprador obligado. El Real Decreto-ley 7/2026, de marzo, encargó al Gobierno fijar cuotas, y el proyecto de real decreto de impulso del biometano las concreta: comercializadores y consumidores directos tendrán que acreditar un 0,5% de biometano en 2028 y un 6% en 2035. Alejandro Bonitch, socio de Cuatrecasas, llamó al decreto-ley «un cambio de paradigma», porque crea una demanda «de obligado cumplimiento». Para Lorenzo Chacón, experto sénior en biometano de ATA Renewables, llega por fin «esa pata energética que permite viabilizar económicamente los proyectos».

El texto aún es un proyecto, con elecciones convocadas. Sobre el sello de excelencia, De Ribera adelantó dos criterios: que no sea «una barrera de entrada» ni traiga «retroactividades impropias» a las plantas que ya operan o se tramitan. Luis González, socio de Watson Farley & Williams, tiró de refrán: «lo excelente a veces es enemigo de lo bueno».

Escarmiento en cabeza ajena

Segunda casilla: la red. Agustín Alonso, jefe de área de la Subdirección de Gas Natural de la CNMC, describió el vuelco: de un puñado de entradas muy controladas a cientos de plantas, muchas al final de un ramal de distribución. La Circular 2/2025 lo ordena con la «capacidad condicional»: lo que inyecta una planta depende del gas que se consume en su tramo de red. Donde no alcanza, un flujo inverso devuelve el excedente a la red de transporte.

El regulador, además, ha tomado nota de lo que vivió la electricidad. El permiso de conexión va ligado a la planta y solo se transmite con ella. Quien lo obtiene tiene dos años para empezar a inyectar o pierde el derecho, salvo retrasos por causas ajenas que debe justificar cada tres meses. Y las garantías tienen un mínimo regulado del 10% del coste de la conexión, con un tope de 100.000 euros. Puerta cerrada a la especulación con permisos. Alonso expresó un deseo para el año que viene: que en vez de 30 se hable de «entre 40 y 50» plantas.

El cliente ya firma

Queda saber quién compra. Miguel Mayrata, director general de Redexis Renovables, hizo la cuenta: si la electricidad es el 23-24% de la energía final, descarbonizar un 42% solo con ella no cuadra. «A mí las cuentas no me salen». Antonio Illescas, director de Desarrollo de Negocio y Operaciones de Biometano de Enagás Renovable, señaló al primer cliente: hornos de cerámica y vidrio, procesos con vapor, cerveceras. Calor estable, difícil de electrificar, que cambia de gas sin tocar la caldera.

Los contratos ya existen. Las dos plantas de Redexis Renovables, en Lorca y Almazán, venden toda su producción a 15 años a Shell Energy Europe, que la compra en el punto virtual de balance y la comercializa. «Nosotros no aprobaríamos una inversión en una planta si tuviésemos que depender de un único consumidor», explicó Mayrata. Lo que el comprador paga de verdad es la prueba de sostenibilidad: a menor intensidad de carbono, más vale el gas. Y la banca ha entrado. El despacho de González acaba de participar en la financiación de un proyecto y tiene mandatos en otros.

Lo que sobra también cotiza

En la entrevista final, Jesús Rodríguez, de RENMAD Biometano, preguntó a Nuria de Lucas, responsable de Transición Energética de Gases Renovables de Naturgy, si el CO₂ biogénico y el digestato son un activo o un pasivo. Un valor añadido, respondió, que hay que pensar «en tiempo de diseño».

El CO₂ que se separa al depurar el biogás ya se vende a la industria alimentaria si alcanza la calidad E290, pero su gran destino serán los combustibles sintéticos. De Lucas citó un observatorio sectorial publicado este año que calcula que harán falta 1,57 millones de toneladas de CO₂ biogénico en 2030 y más de 8 millones en 2040. Las plantas pequeñas tendrán que agregarlo en centros comarcales, porque «si la logística no funciona, no haces nada». El digestato, bien tratado, sustituye a un fertilizante mineral que hoy está «a precio de oro», y su fracción líquida puede alargar el riego.

El pueblo, la casilla decisiva

Si en algo coincidieron reguladores y promotores es en dónde se juega hoy el partido. «A día de hoy el riesgo no es tecnológico», dijo Luis González. «El riesgo es social». Las cifras de Lorenzo Chacón lo ilustran. De las 29 plantas que inyectaban en julio, la gran mayoría se levantó sobre instalaciones que ya existían: depuradoras, mataderos, plantas de biogás o de biodiésel, explotaciones agropecuarias. Solo seis eran proyectos nuevos. Tardaron entre año y medio y cuatro años en obtener la autorización ambiental integrada, y entre cuatro y algo más de seis desde que la pidieron hasta que empezaron a inyectar. En septiembre, Navarra prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2028 su moratoria a nuevas plantas. Bonitch pidió pasar «de las moratorias y de las consultas populares» a un marco con «parámetros de razonabilidad».

Para llegar ahí, el sector trajo los deberes hechos.

Empezando por los papeles. De Ribera recordó que una planta toca a la vez cuatro ámbitos de competencia: el urbanismo, que es municipal; el medio ambiente, repartido entre el Estado y las comunidades; la regulación estatal, y las normas europeas. El sello de excelencia, dijo, nació para que el rechazo social no frene plantas que cumplen la normativa. Chacón añadió que puede respaldar a los ayuntamientos, que son quienes reconocen el interés público del proyecto en el trámite urbanístico, con la presión vecinal encima. Illescas pidió ventanilla única, más medios para las administraciones y criterios homogéneos entre comunidades. Y propuso que la declaración de impacto ambiental lleve aparejada la calificación urbanística, como ya ocurre con la fotovoltaica. «No le des la mochila a un alcalde», resumió.

Después, contarlo mejor. Batalla había marcado la pauta en la apertura: los vecinos tienen derecho a saber qué sustratos recibirá una planta, qué tráfico generará, cómo se controlarán los olores, cuánta agua necesitará y qué se hará con el digestato. Y responder exige «compromisos comprobables» y canales abiertos durante toda la vida de la instalación. Buenaventura Gómez, director de Negocio Industrial de Valoriza, entonó el mea culpa: lo que más se repite en las plataformas vecinales es «nos han ocultado todo el procedimiento», porque el proyecto solo se conoce cuando sale a información pública. «La estrategia de acercamiento a los municipios por parte del sector debe cambiar». De Lucas bajó al detalle: no se habla igual en un pueblo de 200 habitantes que en uno de 20.000, y la primera pregunta siempre es «¿qué gano yo?». A menudo la respuesta está a la vista. La granja ya estaba allí antes que la planta. Si la planta se lleva el purín, los campos dejan de oler y los camiones dejan de pasar por la carretera que el pueblo comparte con el de al lado. Mayrata aportó la comparación que mejor lo explica: el campo genera 172 millones de toneladas de residuos al año y las personas, 5,6 millones, que se tratan en depuradoras «y nadie lo cuestiona». Son unas 2.900, precisó De Lucas.

Y, por último, demostrarlo con ingeniería. En Naturgy, contó De Lucas, lo que han oído en los pueblos ya está en el diseño: recepción cerrada, tanques cerrados, transporte cerrado, olores medidos antes, durante y después. Supone más inversión y más gasto de operación, y lo asumen. A la administración y a la sociedad les pidió: «dejadnos enseñaros que podemos hacer bien las plantas».

Una palabra

Illescas cerró el panel industrial con tres preguntas para la fábrica que dude: si tiene conexión eléctrica, si de verdad le llega la que necesitaría y cuánto está dispuesta a pagar por su CO₂. Los quemadores y las tuberías de gas, recordó, ya los tiene. Y evocó a Pepu Hernández, que tras ganar un Mundial lo resumió todo en una palabra: baloncesto. «Yo aquí diría biometano».

La promesa ya tiene plantas. Ahora le toca ganarse el pueblo.

Sobre la jornada

La jornada «Biometano: industria, territorio y transición energética» se celebró el 22 de octubre de 2026 en la Escuela de Organización Industrial (EOI), en Madrid, con asistencia presencial y en directo por streaming. La organizaron la EOI, RENMAD Biometano y Sedigas, la Asociación Española del Gas.