Biometano: de oportunidad a problema
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La mala regulación en trámite: cuotas obligatorias
España tiene una gran oportunidad con el biometano. Precisamente por eso conviene no estropearla. Es un gas renovable, gestionable, almacenable y compatible con las infraestructuras gasistas existentes. Permite valorizar residuos agrícolas, ganaderos, urbanos, agroindustriales y lodos de depuradora; reduce emisiones difusas; genera actividad rural; y puede sustituir gas fósil en usos industriales térmicos difíciles de electrificar.
El problema es que una buena tecnología puede arruinarse con una mala regulación. Y el proyecto de Real Decreto con el que el Gobierno pretende impulsar el biometano mediante cuotas obligatorias empieza a oler, nunca mejor dicho, a otra brillante idea concebida desde un despacho para terminar pagada por la industria.
El Ministerio sometió a audiencia pública en mayo de 2026 un texto que fija, por primera vez en España, una cuota mínima anual obligatoria de biometano para usos distintos del transporte. La senda crecería desde el 0,5% en 2028 hasta el 6% en 2035, sobre la suma de gas natural y gas natural licuado consumido o suministrado en el mercado nacional, con exclusiones para ciclos combinados, territorios insulares, transporte y cogeneración definida en el Real Decreto 616/2007. La obligación recaería sobre comercializadores y consumidores directos en mercado, se acreditaría mediante garantías de origen y su incumplimiento se conectaría con el régimen de infracciones muy graves.
La oportunidad del biometano español
España no necesita que nadie le explique el potencial del biometano. Según Sedigas, el potencial técnico nacional alcanzaría 163 TWh anuales, suficiente para cubrir en torno al 45% de nuestra demanda de gas natural. El PNIEC aspira a 20 TWh de biogás en 2030. Muy poca ambición para un país como España, que es el cuarto país de la UE con potencial de aprovechamiento de ese gas renovable.
Hay recurso, tecnología e interés inversor. Pero el biometano no despega en España. El propio MITECO reconoce que, a comienzos de 2026, España contaba con 23 plantas de biometano, 21 de ellas inyectando a red, con una capacidad conjunta próxima a 1,4 TWh anuales. Falta una política pública que entienda los incentivos antes de repartir obligaciones.
¿Quién paga los errores?
Porque la diferencia de enfoque se traduce en el éxito o fracaso de los resultados. La cuota del 6% equivaldría, según el Ministerio, a unos 10 TWh de biometano. Seguiríamos sin alcanzar en 2023 apenas el 50% del objetivo fijado para 2030, ya de por si muy poco ambicioso teniendo en cuenta nuestros recursos. Pero en el camino, dinamitaría la competitividad de muchas actividades industriales.
La propia memoria del proyecto reconoce que habrá impacto económico sobre los sectores consumidores de gas por el diferencial de cotización entre el biometano y el gas fósil. También admite nuevas cargas administrativas, cuantificadas en 738.500 euros anuales. Dicho en castellano de factura: el biometano es más caro y alguien pagará la diferencia. Ese alguien será el consumidor industrial, porque los costes regulatorios nunca se evaporan; se trasladan al contrato, se esconden en el margen o reaparecen en la factura.
La industria ya ha levantado la mano. La Alianza por la Competitividad de la Industria Española ha advertido del riesgo de encarecer los costes energéticos de sectores como alimentación, automoción, cemento, papel, química, refino, siderurgia o materias primas minerales. La asociación de industrias de cogeneración ACOGEN ha estimado que una cuota del 6% podría situar el sobrecoste en el entorno de 800 millones de euros anuales, pese a la exención formal del proyecto de Real Decreto. ¿Dónde está la trampa?
Gas caro, industria menguante
La cogeneración no es un consumo ordinario de gas. Es una tecnología industrial integrada en procesos productivos que generan simultáneamente calor útil y electricidad, basada en la demanda real de calor de la planta. Sectores como papel, cerámica, alimentación, química o refino la integran en su arquitectura productiva. Enagás atribuyó la caída del consumo industrial de gas en 2025, hasta 167,6 TWh y un descenso del 5,2%, principalmente a la caída de la cogeneración. ACOGEN sostiene que entre 2020 y 2025 España perdió el 50% de su capacidad de cogeneración industrial, unas 320 plantas y 2.000 MW cerrados, y alerta de que dos de cada tres cogeneraciones podrían estar paradas en 2030.
Por eso no basta con decir que la cogeneración queda formalmente exenta. La exención debe blindarse para que el coste de la cuota no se repercuta por vías contractuales o comerciales sobre el gas destinado a calor útil, consumos auxiliares, calderas de apoyo, postcombustión, respaldo térmico o puntos de suministro mixtos. En una fábrica real la energía térmica se gestiona de forma integrada; separarla artificialmente genera conflictos de medición, inseguridad jurídica y costes.
El problema alcanza también a la industria térmica no cogeneradora. Hornos, secaderos, calderas, reactores y procesos de alta temperatura no se electrifican por decreto ni se sustituyen en el calendario de un boletín oficial. Algunos podrán electrificarse a medio plazo, pero dependerán de potencia disponible, red, precios y paradas de planta asumibles. Si España encarece unilateralmente el gas industrial mediante una cuota nacional, sin mercado líquido ni compensación, puede terminar sustituyendo producción industrial nacional por importaciones con menor exigencia ambiental.
Promover el biometano sin arruinar la industria
Europa promueve el biometano, sí, pero no obliga a copiar el peor diseño posible. Pasar de 1,4 TWh de capacidad a esa escala exige permisos ágiles, conexión e inyección a red, flujo inverso, financiación, disponibilidad sostenible de residuos, control del digestato, aceptación territorial y estándares técnicos homogéneos. En definitiva, regulación para hacer posible una oferta competitiva. Porque solo con oferta competitiva habrá mercado y contraparte de demanda. Lo contrario es imponer demanda cautiva que arruina un sector para levantar provisionalmente a otro…que volverá a caer por falta de mercado real y sostenible.
Francia ha optado por certificados de producción con obligación inicial vinculada al consumo residencial y terciario; Países Bajos, por unidades negociables asociadas a proveedores y clientes ETS2. Existen alternativas más prudentes que cargar sin matices el coste sobre la industria térmica.
Falta regulación que incentive, falta mercado
La solución no es imponer el biometano a toda costa, sino regularlo mejor para hacerlo más competitivo: informe de impacto económico por sectores; exención real de la cogeneración; exclusión transitoria de consumos térmicos intensivos expuestos a competencia internacional; certificados negociables, subastas o contratos voluntarios; estándares claros de calidad, poder calorífico, impurezas, metrología y trazabilidad; y control parlamentario antes de aumentar cuotas o extender obligaciones a otros gases renovables.
El biometano puede ser una palanca de competitividad, autonomía energética y desarrollo rural. Pero si el Gobierno no rectifica habrá obrado otro pequeño milagro regulatorio en la peor dirección: transformar un recurso valioso en un nuevo impuesto encubierto, una nueva carga sobre las fábricas españolas. Y luego se preguntarán por qué se nos va la industria.