Dinamarca ha demostrado que el biometano puede cubrir una parte muy relevante del consumo de gas de un país. España empieza ahora ese camino, con un marco regulatorio nuevo que exigirá algo más que capacidad instalada: integración real en el territorio.
Dinamarca: cuatro décadas para llegar aquí
El pasado 4 de julio, la producción danesa de biogás superó el consumo total de gas del país durante un día completo, según el informe publicado por Nordic Carbon, el 15 de septiembre de 2026. Es un hito, pero hay que leerlo bien: biometano y gas natural comparten gasoductos, así que el hito refleja un balance contable nacional, no que todos los quemadores funcionen solo con gas renovable. En términos generales, según APPA Biogás, Dinamarca cubre ya cerca del 50 % de su consumo nacional de gas con biometano.
Detrás hay una política sostenida. Según la Agencia Danesa de la Energía, la producción creció rápidamente desde 2012, cuando entró en vigor un nuevo régimen de apoyo. Hoy la mayoría de las plantas se sitúan en el oeste del país, donde la densidad ganadera es mayor. Tampoco allí el camino es lineal. Dinamarca aspira a que todo su gas sea renovable en 2030, pero las proyecciones del Gobierno sitúan ya la cobertura total más cerca de 2035, por retrasos en la tramitación y el aumento de la demanda de gas
España: un despegue desde una base pequeña
La distancia es grande, pero la tendencia es clara. Según el MITECO, en 2021 solo había una planta de biometano en operación; a principios de 2026 ya había 23. Los datos más recientes del Gestor Técnico del Sistema gasista, confirman la aceleración. Los recoge la presentación de Enagás GTS al grupo de trabajo de biometano de Gasnam. a 31 de agosto de 2026 había en España 32 plantas de biometano produciendo, 30 de ellas inyectando en la red, con una capacidad conjunta de 1,4 TWh al año. En los últimos doce meses inyectaron 530,9 GWh: el sector está todavía en fase de arranque.
La cartera es amplia, con 287 solicitudes de conexión viabilizadas y 205 proyectos con contrato firmado. Pero también es exigente: más de la mitad de las solicitudes presentadas se han cancelado. No todo proyecto anunciado llegará a construirse, y eso también forma parte de un desarrollo ordenado. El PNIEC 2023-2030 fija el objetivo de alcanzar 20 TWh de producción de biogás en 2030. No parece fácil con la actual demora en las tramitaciones.
Un marco regulatorio en construcción
La base legal ya existe. El Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, en vigor, establece el mandato de fijar objetivos obligatorios de biometano y prevé un sello de excelencia social, territorial y ambiental para las plantas. El desarrollo concreto está todavía en tramitación. El MITECO sometió a audiencia pública, hasta el 11 de junio de 2026, un proyecto de real decreto de impulso del biometano, pendiente de aprobación por el Consejo de Ministros y de publicación en el BOE. El texto inical obliga a comercializadoras y consumidores directos a acreditar una cantidad mínima creciente de biometano: del 0,5 % en 2028 al 1,8 % en 2030 y al 6 % en 2035, sobre el gas natural consumido o suministrado en el mercado nacional. Según las previsiones del PNIEC y las estimaciones de la CNMC, ese 6 % equivaldría a cerca de 10 TWh de biometano.
La tendencia europea: el mercado lo ordenará el cumplimiento
En Europa se observa un desplazamiento del apoyo a la producción hacia obligaciones de consumo. Francia, Alemania y Países Bajos avanzan en esa dirección, cada uno con sus propias reglas de elegibilidad. El análisis de mercado de Nordic Carbon lo resume así: no bastará con producir biometano; habrá que demostrar que cumple los requisitos del destino al que se dirige.
España se incorpora a esa lógica con un rasgo propio en el borrador de su propuesta. Para computar en las cuotas, el biometano deberá disponer de garantía de origen. Además, las plantas que entren en operación después del inicio de las cuotas deberán contar con el sello de excelencia social, territorial y ambiental. Entre los criterios previstos para otorgarlo figuran, según la memoria del análisis de impacto normativo: la contribución a la seguridad de suministro; la economía circular y la descarbonización; la integración, participación y retorno territoriales; la creación de empleo local y la cohesión territorial.
En otras palabras, la relación de cada planta con su entorno dejará de ser solo una cuestión de reputación. Podría pasar a ser una condición de acceso al mercado, posición que se cuestiona desde el sector. Es unánime que se plantee como un elemento de mejora respecto a los requerimientos ya existentes y los elevados estándares que marca la regulación de las AAIs. Veremos en que queda finalmente.
El impacto en el territorio: qué podemos afirmar y qué hay que demostrar
Los beneficios potenciales están bien documentados. La Agencia Danesa de la Energía señala que, cuando se usan deyecciones ganaderas, se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero y a menudo mejora la disponibilidad de nutrientes para las plantas. A ello se suman la gestión de subproductos agroganaderos, la producción de digerido con valor agronómico y la actividad económica en zonas rurales.
Pero son beneficios potenciales. Se convierten en impacto real solo si el diseño, la ubicación y la operación son adecuados. Dinamarca también enseña esto. Un estudio encargado por la Agencia Danesa de la Energía cifró en un 2,5 % la pérdida media de metano de las plantas analizadas y concluyó que era necesario regularla. Desde el 1 de enero de 2023, todas las plantas agrícolas, de depuradora e industriales deben aplicar un programa de autocontrol y someterse cada año a una inspección de fugas de metano por un tercero independiente.
Hay organizaciones que consideran insuficiente ese control. Eso muestra que la medición y la transparencia son un debate abierto, también en los mercados maduros.
Un diálogo basado en datos, en ambas direcciones
En España han surgido plataformas vecinales contra proyectos concretos, que cada vez se extienden más. En ese debate conviven dos cosas distintas que conviene no mezclar. Por un lado, preocupaciones legítimas de la población que un promotor serio debe resolver con datos: olores, tráfico pesado, agua y protección de acuíferos, distancia a núcleos habitados y destino del digerido. Por otro, afirmaciones que circulan sin fundamento técnico y que generan miedos legítimos pero que no se corresponden con la realidad de una planta bien diseñada y operada.
La respuesta a ambas es la misma: información veraz, verificable y accesible. Un diálogo útil exige que todas las partes escuchen, que las dudas se respondan con evidencia y que ninguna posición se descalifique de entrada, tampoco la de quienes promovemos los proyectos. Desmentir una información falsa no es descalificar a quien la comparte: es ofrecerle mejores datos para formar su opinión.
En IAM carbonzero partimos de un principio: cada planta debe minimizar sus impactos sobre la población y el entorno. Eso se traduce en compromisos concretos, que aplicamos en todas nuestras plantas:
- Aplicar las mejores técnicas disponibles para prevenir y minimizar los olores y el impacto local.
- Recibir, transportar y almacenar las materias primas en sistemas cerrados.
- Diseñar la logística para evitar el paso por núcleos de población siempre que el trazado lo permita.
- Devolver opciones de mejora del suelo y fertilización que cierren el círculo del proceso en el entorno local.
No replicamos un modelo estándar de planta. Diseñamos cada proyecto según su ubicación, la dieta de entrada a la digestión anaerobia y las necesidades del entorno agrario. Y lo hacemos manteniendo un diálogo abierto con el territorio, para adaptar cada proyecto a su realidad y maximizar su retorno social, ambiental y económico.
Dinamarca ha tardado décadas en llegar hasta aquí. España tiene la oportunidad de avanzar más rápido, y tenemos muy claros los errores en los que no hay que caer. Estamos ante una emergencia real por la dependencia del exterior en el ámbito de la energía y nutrientes para el campo. La seguridad energética y alimentaria de España está en juego.
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