Europa ha dejado claro que la descarbonización del sistema energético no es solo una cuestión tecnológica, sino también regulatoria. En este contexto, España avanza con una nueva metodología de retribución de las redes de distribución de gas, enmarcada en las orientaciones de política energética de la Orden TED/1318/2025 y el trabajo de la CNMC. 

Desde IAM Carbonzero, como desarrolladores de proyectos de biometano, consideramos que este cambio introduce señales relevantes para el sistema… pero también plantea interrogantes críticos que deben abordarse si queremos acelerar el despliegue real del biometano. 

1. Un cambio estructural: la red como vector de descarbonización

La nueva metodología parte de una premisa clave: 
La red de gas deja de ser una infraestructura pasiva para convertirse en un habilitador activo de la transición energética. 

Esto se traduce en: 

• • Reconocimiento del papel de los gases renovables en la red 

• • Introducción de incentivos a la inyección de biometano 

• • Integración progresiva de nuevos vectores como el hidrógeno 

La CNMC y el Gestor Técnico del Sistema (GTS) establecen, además, una hipótesis de uso de capacidad para las plantas conectadas en basa a la naturaleza del gas renovable inyectado : 

• • 70% para el biometano 

• • 30%para el  hidrógeno 

En este nuevo periodo se establece una señal positiva: el biometano no es marginal, es estructural en el corto y medio plazo. 

2. Incentivos a la inyección: señal positiva, pero con matices

Uno de los elementos más relevantes es el incentivo económico asociado a la inyección de gases renovables. 

Ejemplo práctico: 

• • Una planta de 50 GWh/año de biometano 

• • Genera aproximadamente 145.000 € anuales de retribución para el distribuidor 

• • Este ingreso es asumido por el sistema (no por el distribuidor directamente) 

Interpretación técnica 

• • Se reconoce valor sistémico al biometano 

• • Se incentiva al distribuidor a facilitar la conexión 

Pero aparecen cuestiones críticas en la propuesta y metodología planteadas por la CNMC, que tienen que ser resueltas por esta y por el MINISTERIO DE TRANSICIÓN ECOLÓGICA proponente de este cambio normativo positivo en la integración de la descarbonización del sector del gas: 

¿Qué infraestructura nueva y qué operación y mantenimiento retribuyen este incentivo? 

Actualmente los promotores sufragan la instalación de conexión, módulo de inyección, terrenos de ubicación, infraestructura eléctrica de suministro (que debería contar con DUP por defecto), comunicaciones, etc. además de la línea o gasoducto directo de conexión, sin una clara caracterización técnica de las infraestructuras de conexión, delimitación de responsabilidades y titularidad en las propuestas técnico económicas facilitadas por los operadores y titulares de la red que recordemos operan en un régimen de monopolio natural y de facto legal. 

Con ello la propuesta es difusa y no está definida. También lo es por el plazo de duración del incentivo. ¿Abarca solo los seis años del periodo o se extiende más? ¿Está ajustada a los activos que quedarán de titularidad del distribuidor?Tampoco queda bien establecida la energía inyectada que genera el incentivo. Se cita un valor facturado que no está bien definido, y tampoco queda recogido si el incentivo se aplica a la inyección en red de transporte secundario y primario. 

En todo caso, el sector agradece la enorme propuesta, pero por novedosa requiere una mayor concreción técnica en paralelo en la correcta definición de las instalaciones de conexión, y servicios auxiliares, delimitación de responsabilidades, fronteras y titularidad de los diferentes elementos, contenido técnico completo de las propuestas técnico-económicas, etc., quizás vía NGTS y la resolución CNMC de junio de 2025. El mismo detalle e incentivo se requieren en la red de transporte. Y ,por supuesto, en las configuraciones de flujo inverso que sean necesarias para una mayor integración de los gases renovables, caso en el que la opacidad es completa para los promotores, combinada con las restricciones de calidad actuales de las NGTS más restrictivas al respecto de la UE. 

3. El punto crítico: asignación de costes y riesgo para los promotores

Desde la perspectiva de los promotores de biometano, el principal riesgo de la metodología no está en los incentivos… sino en la distribución de costes. 

Actualmente, el modelo puede derivar en que el promotor: 

• • Asuma costes de conexión a red 

• • Financie módulos de inyección 

• • Cubra elementos técnicos (regulación, medida, filtrado, etc.) 

Mientras que: 

• • El distribuidor recibe una retribución regulada por esa misma inyección 

Implicación directa : Existe un desalineamiento económico: 

• • El sistema remunera al distribuidor 

• • Pero el coste inicial recae, en gran parte, sobre el productor 

👉 Esto introduce una distorsión que puede frenar proyectos, especialmente en fases tempranas, y además no clarifica en qué posición quedan los puntos de inyección ya existentes o los que han suscrito un contrato de conexión o aceptado condiciones técnico-económicas. ¿Si el incentivo aplica en esos casos, al distribuidor se le retribuirá sin tener que realizar nada?. Claramente esto requiere una revisión regulada de tales relaciones contractuales, en términos económicos, de responsabilidad y de titularidad. 

4. Nueva novedad relevante:plantas satélite

Uno de los elementos más interesantes de la propuesta es la inclusión de: 

“…o descargado en plantas satélites conectadas a redes de distribución” 

Esto abre una vía clave para el sector: 

• • Inyección indirecta mediante logística (GNL/GNC renovable) 

• • Desarrollo en zonas sin acceso directo a red 

• • Mayor capilaridad territorial 

Implicación estratégica 

Puede ser un acelerador real del despliegue en entornos rurales en un país que ha estado muy poco gasificado. Sólo el 22% de los municipios en España se encuentran gasificados, por lo que esta alternativa debe considerarse positiva y equivalente a la prioridad de despacho de la electricidad renovable en las redes eléctricas, pero requerirá: 

• • Claridad regulatoria 

• • Modelos de costes definidos 

• • Seguridad jurídica en la operación 

De hecho en paralelo requiere una revisión de la operación de carga de cisternas, y logística asociada en SL-ATR, por lo que debería haber un mandato de revisión de la normativa y procedimientos reguladores y/o el desarrollo de unos nuevos al efecto. 

5. Alegaciones sectoriales: un punto de inflexión

Durante el proceso de audiencia, han participado: 

• • Distribuidores 

• • Promotores de biometano 

• • Comercializadores y otros agentes 

Desde el lado de los promotores, el mensaje es claro:  Debe revisarse el modelo de asignación de costes. En particular, el sector está alineado en reclamar: 

• • Exclusión de la obligación de sufragar: 

• • Conexión a red 

• • Módulos de inyección 

• • Infraestructura asociada 

• • Reconocimiento del biometano como infraestructura de interés sistémico, y DUP no solo de las líneas directas sino también de la infraestructura auxiliar asociada, incluyendo el acceso al suelo de implantación. 

1. 6. La cuestión de fondo: si queremos biometano, hay que hacerlo viable

El regulador ya ha hecho un movimiento importante: 

✔ Reconoce el valor del biometano 
✔ Introduce incentivos 
✔ Proyecta crecimiento en la red 

Pero queda la decisión clave:  ¿Queremos un sistema que facilite la inversión… o que la penalice en origen? 

Si el modelo: 

• • Sobrecarga al promotor 

• • Introduce incertidumbre en costes 

• • No alinea incentivos 

El resultado será claro:  Menos proyectos, más lentitud, menor impacto en descarbonización 

1. 7. Conclusión: una oportunidad que exige ajuste fino

La nueva metodología es, sin duda, un avance muy positivo. 

Pero su éxito dependerá de un aspecto crítico:  El equilibrio entre incentivos y costes 

Desde IAM Carbonzero defendemos una posición clara: 

• • El biometano es infraestructura energética estratégica, es infraestructura circular y que coadyuva a la seguridad alimentaria 

• • Su desarrollo debe ser facilitado, no penalizado 

• • La regulación debe alinear a todos los agentes del sistema 

España tiene uno de los mayores potenciales de biometano de Europa. La tecnología está lista. Los proyectos existen. La necesidad es evidente. Ahora, la variable decisiva es una: Cómo diseñamos las reglas del sistema 

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