Europa quiere multiplicar el biometano antes de 2030, pero el camino es más complejo de lo previsto

El plan REPowerEU fija una meta no vinculante de 35.000 millones de metros cúbicos anuales en 2030. Hoy la producción supera ligeramente los 4 bcm, con 4,1 bcm registrados en 2024. Si se mantienen las trayectorias actuales, los propios planes nacionales apuntan a un déficit potencial de entre 20 y 23 bcm. La brecha no es simbólica: el biometano forma parte de la estrategia para reducir dependencia energética tras la invasión rusa de Ucrania.

El sector ha avanzado en la última década, aunque desde una base reducida. Entre 2015 y 2024, la producción combinada de biogás y biometano creció un 34%, hasta 232 TWh, equivalentes a unos 22 bcm de gas natural. El biometano fue el segmento más dinámico, pasando de alrededor de 1 bcm a más de 4 bcm. El ritmo es significativo en términos porcentuales, pero insuficiente frente al salto exigido para 2030.

La producción está además concentrada en pocos países. Alemania, Francia, Dinamarca, Italia y Países Bajos generan casi el 90% del biometano europeo. Muchos Estados miembros participan, pero con volúmenes pequeños. Esta concentración complica la expansión, ya que exige replicar cadenas de suministro y marcos regulatorios en mercados donde aún no están consolidados.

Desde el punto de vista técnico, el biometano tiene la ventaja de integrarse en la infraestructura existente: un 77% de las plantas está conectado a redes de gas. El obstáculo principal no es la inyección en red, sino el coste. Mientras el gas natural promedió en 2025 unos 38 euros por megavatio hora, el biometano oscila entre 50 y 175 euros por MWh según materia prima y escala. Esa diferencia condiciona su competitividad sin apoyo o señales de mercado claras.

A diferencia de la solar o la eólica, el biometano no ha seguido una curva marcada de reducción de costes. La disponibilidad de residuos, la logística y la complejidad técnica limitan las economías de escala. En algunos casos, los costes aumentaron tras la crisis energética por el encarecimiento de insumos. El desafío, por tanto, no es de laboratorio, sino de estructura productiva.

El crecimiento inicial se apoyó en subsidios a la producción, como tarifas reguladas y primas. Más recientemente, la política europea ha virado hacia mecanismos basados en la demanda, obligando a determinados sectores a incorporar gases renovables. Este giro cambia la distribución del coste: lo que antes financiaban contribuyentes ahora recae en consumidores de gas, lo que abre debates sobre impacto en facturas y equidad.

En paralelo, se enfrentan dos modelos. Uno defiende apoyo estable a la producción para garantizar inversión y desarrollo rural. El otro apuesta por un mercado único con comercio transfronterizo y señales de precio. Las grandes empresas energéticas tienden a respaldar el enfoque orientado al mercado, mientras muchos promotores valoran la seguridad que ofrecen los esquemas subvencionados. La falta de alineación añade incertidumbre.

Las fricciones regulatorias complican aún más el panorama. Aunque la normativa europea reconoce un sistema común de balance de masas y certificación, algunos Estados miembros aplican interpretaciones restrictivas sobre el reconocimiento de certificados o ayudas estatales. Además, financiar producción en otros países puede resultar políticamente delicado cuando los beneficios locales no coinciden con quienes asumen el sobrecoste.

Escalar de poco más de 4 a 35 bcm en cinco años implica coordinar economía, regulación y política energética en un entorno fiscal más ajustado. El dilema no es únicamente técnico, sino estratégico: cómo impulsar seguridad energética y descarbonización sin generar tensiones internas sobre quién paga, quién produce y quién se beneficia del mercado único del biometano.