El pasado 22 de mayo de 2026, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) abrió la audiencia pública del Proyecto de Real Decreto de impulso del biometano, una norma que introduce por primera vez en España cuotas mínimas obligatorias de gas renovable en la comercialización de gas natural. El camino es progresivo: 0,5% en 2028, 1,8% en 2030 y hasta el 6% en 2035, según las cifras adelantadas por RETEMA. Una cifra que equivale a unos 10 TWh anuales de biometano al final del periodo, una multiplicación por siete de la capacidad actualmente operativa en el país. Biometano en Cataluña y España: estrategias de crecimiento
Para industrias gas-intensivas y comercializadoras, la pregunta ya no es si el biometano llegará a su mix energético, sino cómo gestionar su llegada obligada. Desde nuestra perspectiva consultora, hay tres lecturas del decreto que hay que hacer ahora, antes de que se cierre la audiencia pública el 11 de junio y la norma entre en vigor.
Primera lectura: el biometano ha dejado de ser un activo voluntario
Hasta ahora, el aprovisionamiento de biometano era una decisión estratégica voluntaria para empresas con ambición de descarbonización o presión ESG. Biometano: Activo financiero detrás de la descarbonización térmica
Con el nuevo decreto, pasa a ser una obligación regulatoria con calendario cerrado. Las comercializadoras deberán acreditar el cumplimiento mediante Garantías de Origen, y la cuota se trasladará inevitablemente a la factura final de los clientes industriales, especialmente los no exentos (quedan fuera generación eléctrica por ciclo combinado, cogeneración, territorios insulares y transporte).
La consecuencia práctica es que todas las industrias con consumo relevante de gas natural verán un sobrecoste estructural creciente entre 2028 y 2035. La diferencia entre las empresas que lo gestionen bien y las que no la marcará la capacidad de anticiparse a los contratos de aprovisionamiento y de buscar fórmulas que minimicen el coste de cumplimiento.
Segunda lectura: hay una ventana de oportunidad para firmar antes
Esta es una lectura especialmente relevante para la industria. El mercado español pasará de 1,4 TWh actuales a 10 TWh en 2035. Este crecimiento no será lineal ni ordenado: habrá tensiones de suministro, especialmente entre 2028 y 2031, mientras el pipeline de nuevas plantas se despliega para absorber la demanda obligada.
Las empresas que firmen contratos de aprovisionamiento a largo plazo ahora —ya sea directamente con productores vía PPAs de biometano, o con comercializadoras especializadas— captarán precios de referencia más estables. Las que esperen a 2027-2028 negociarán en un mercado ya tenso. Es un patrón que ya hemos visto con las PPAs eléctricas renovables: los primeros en moverse capturaron márgenes; los últimos pagan prima de retraso.
Tercera lectura: la Garantía de Origen no es un detalle menor
El decreto establece que el cumplimiento se acreditará mediante la Garantía de Origen (GO) del biometano. Esto puede parecer un trámite administrativo, pero en realidad abre tres cuestiones técnicas de fondo que hay que resolver antes de firmar nada:
Trazabilidad geográfica: habrá que definir si se aceptan GOs de otros países europeos o solo nacionales. La respuesta condicionará el precio y la disponibilidad.
Compatibilidad con otros esquemas: muchas industrias ya están utilizando biometano vía certificados de otros mecanismos (sistemas de reporting GHG, esquemas voluntarios). Habrá que evitar dobles cómputos y alinear los reportes.
Sello de excelencia socioambiental: el Real Decreto-ley 7/2026 prevé un nuevo sello que evaluará la sostenibilidad territorial, ambiental y social de las plantas. Los productores que lo tengan podrían generar GOs con prima de calidad —y, por tanto, atractivas para empresas con compromisos ESG fuertes.
Qué recomendamos hacer ahora
Ante este escenario, recomendamos a las industrias gas-intensivas y a las comercializadoras cuatro acciones inmediatas:
- Cuantificar la exposición: calcular la cuota económica del cumplimiento para cada año de la senda, según consumo actual y escenarios de precio del biometano.
- Revisar contratos vigentes: identificar ventanas de renegociación y cláusulas de repercusión de sobrecostes regulatorios.
- Explorar PPAs y contratos a largo plazo con productores nacionales o comercializadoras especializadas, aprovechando los precios actuales antes de la tensión de mercado esperada.
- Participar en la audiencia pública hasta el 11 de junio, especialmente para matizar aspectos de la GO y las exenciones que afecten a sectores específicos.
En auma auma acompañamos a promotores, industrias, utilities y administraciones en este tipo de análisis: desde la modelización del impacto económico y el apoyo en el aprovisionamiento para el lado de la demanda, hasta los estudios ambientales y la tramitación de nuevas plantas de biometano para el lado de la oferta. El biometano ha dejado de ser una opción reservada a pioneros. A partir de 2028, será una obligación tangible que hay que gestionar con el mismo rigor que cualquier otro vector estratégico de energía. Biogás y Biometano: Las claves para la descarbonización