España tiene 22 plantas de biometano operativas y produce 0,428 TWh anuales el 0,13% de su demanda de gas mientras ocupa el tercer puesto europeo por inversión prevista en el sector, con 3.100 millones de euros comprometidos para generar 8,5 TWh al año. La brecha entre el capital en camino y la producción real resume el problema estructural del biometano español: el recurso existe, la inversión llega, pero los proyectos no se materializan al ritmo que el potencial técnico permitiría.
Un potencial de 151 TWh con solo el 0,13% aprovechado
El informe sobre potencial de biometano en España, elaborado por Bioliza y S3d para la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA Biogás), sitúa el potencial bruto del país en 151 TWh anuales, lo que lo coloca entre las principales economías europeas por disponibilidad de recursos orgánicos. Aplicados criterios técnicos, territoriales, logísticos y económicos, ese techo se reduce a 97 TWh de potencial accesible y a una horquilla de 25-35 TWh como volumen realmente movilizable en el horizonte de 2035, equivalente a una décima parte del consumo nacional de gas natural.
Las cinco familias de recursos identificadas son efluentes ganaderos, cultivos intermedios, paja de cereal, subproductos agroindustriales y residuos urbanos. Los cultivos intermedios encabezan el potencial con 11,8 TWh anuales, seguidos de purines y estiércoles con 9,6 TWh y residuos urbanos y lodos de depuradora con 5,4 TWh.
Tercer país europeo por inversión, pero lejos de aprovecharla
Los datos de la Asociación Europea del Biogás (EBA) sitúan a España como tercera economía de la UE por volumen de inversión prevista en biometano, solo por detrás de Dinamarca e Italia. Los 3.100 millones comprometidos apuntan a una producción de 8,5 TWh anuales, lo que representaría el 2,5% del consumo nacional de gas natural.
La capacidad actual de producción en España suma 86,5 GWh al día, una fracción mínima respecto a lo que la inversión prevista permitiría generar. Según la EBA, el pico de inversión europeo en biometano se concentrará entre 2027 y 2030, cuando el sector acumulará 22.440 millones de euros frente a los 3.320 millones del bienio 2025-2026, con una caída prevista después de 2030.
La distribución territorial de los proyectos en tramitación refleja la concentración del recurso orgánico en el interior peninsular. De las 341 plantas que en marzo habían cursado solicitudes de inyección a la red gasista, según Sedigás, 85 se ubican en Castilla y León, seguida de Andalucía con 48, Castilla-La Mancha con 44 y Aragón con 41.
Cinco millones de toneladas de CO₂ evitadas y 20.000 empleos rurales
El despliegue del biometano tendría implicaciones que van más allá de la sustitución energética. Alcanzar la horquilla de 25-35 TWh en 2035 evitaría entre 5 y 7 millones de toneladas de CO₂ anuales, reduciría importaciones de gas por un valor de entre 1.000 y 1.750 millones de euros al año y generaría entre 15.000 y 20.000 empleos directos e indirectos, concentrados en el medio rural.
A eso se suma el digestato, el fertilizante orgánico que resulta del proceso de producción. El informe de APPA Biogás calcula que el desarrollo previsto generaría entre 10 y 12 millones de toneladas anuales de este subproducto, con capacidad para reciclar hasta 72.000 toneladas de nitrógeno y reducir la dependencia de fertilizantes minerales importados.
El complemento a la electrificación, no su competidor
Laureano Parrilla, presidente de APPA Biogás, defendió durante la presentación del informe que el biometano no compite con la electrificación, sino que la complementa en los usos donde la electrificación directa es más compleja: industria, calor de proceso, transporte pesado y aplicaciones que requieren energía almacenable compatible con las infraestructuras existentes. La red gasista existente puede integrar este gas renovable sin grandes adaptaciones, lo que reduce la barrera de entrada frente a otras tecnologías que exigen infraestructuras completamente nuevas.
Marco normativo y oposición local, los dos frenos estructurales
La comparativa europea evidencia el retraso español. Dinamarca cubre cerca del 50% de su consumo de gas con biometano y Francia opera 760 plantas. España, con recurso disponible, red gasista consolidada e industria técnica, mantiene un despliegue incipiente que APPA Biogás atribuye a la falta de un marco normativo claro y estable, a la lentitud administrativa y a la ausencia de mecanismos de apoyo económico suficientes.
A eso se suma un factor que el informe cuantifica: el 30% de los proyectos actuales afronta algún tipo de oposición local, concentrada especialmente en las plantas que procesan residuos ganaderos y generan olores. La aceptación social se perfila como una variable tan determinante para el despliegue como la regulatoria.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima contempla el biometano dentro de la transición energética, pero la distancia entre el recurso disponible, la inversión comprometida y la producción real apunta a que los objetivos de 2035 exigirán decisiones de política energética que todavía no se han tomado. La inversión está llegando; lo que falta es el marco que la convierta en plantas operativas.
