Portugal y España ante el coste de conectar el biometano: dos modelos para resolver el mismo reto
El desarrollo del biometano en Europa ya no depende únicamente de disponer de proyectos, materia prima o demanda. A medida que el sector madura, la capacidad de conectar las plantas a las redes gasistas en condiciones técnica y económicamente viables se está convirtiendo en uno de los elementos determinantes para acelerar su despliegue.
Portugal y España están abordando este reto prácticamente al mismo tiempo, pero con planteamientos diferentes:
- Portugal acaba de abrir una consulta pública para desarrollar un mecanismo que permitirá repartir parte de los costes de conexión de los productores de gases renovables entre los propios productores y el Sistema Nacional de Gas.
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España, por su parte, está avanzando en la regulación de las conexiones y de infraestructuras necesarias para aumentar la capacidad de inyección, como los sistemas de flujo inverso, pero plantea un modelo diferente para distribuir su financiación.
Dos aproximaciones que merece la pena analizar porque responden a una misma pregunta: ¿quién debe asumir el coste de adaptar las redes gasistas para incorporar cantidades crecientes de biometano?
Portugal propone compartir el coste de conexión
La Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) portuguesa mantiene abierta hasta el 21 de septiembre de 2026 una consulta pública para modificar el marco regulatorio aplicable a la conexión de productores de gases renovables y gases de bajo contenido en carbono. La iniciativa desarrolla el Decreto-Ley n.º 94/2026 y aborda no solo las condiciones económicas de las conexiones, sino también las tarifas, el acceso a las redes, los procedimientos de operación y los modelos logísticos necesarios para facilitar la incorporación de estos gases al Sistema Nacional de Gas portugués.
Uno de los elementos más relevantes de la propuesta es el nuevo mecanismo de reparto de los costes de conexión. ERSE propone que, para los elementos considerados elegibles:
- el 60 % del coste de conexión sea asumido por el Sistema Nacional de Gas (SNG);
- el 40 % restante corresponda al productor.
La contribución del sistema tendría, además, dos límites: un máximo de 600.000 euros por instalación y de 20.000 euros por cada GWh/año de capacidad de inyección. El modelo parte de una idea clara: si la incorporación de gases renovables aporta valor al conjunto del sistema energético y requiere adaptar determinadas infraestructuras, una parte de ese esfuerzo económico puede ser compartida.
¿Quién termina financiando la parte correspondiente al sistema?
Aquí se encuentra uno de los aspectos más relevantes de la propuesta portuguesa. Los costes asumidos por el Sistema Nacional de Gas, junto con determinados costes relacionados con la inyección de gases renovables que no sean recuperados mediante las tarifas específicas aplicables a los productores, se incorporarían a las tarifas de acceso soportadas por los consumidores finales. Es decir, Portugal plantea una socialización parcial del coste de integrar los gases renovables en su sistema gasista.
Según las estimaciones incluidas por ERSE, entre 2027 y 2031 los proyectos previstos representarían alrededor de 48 millones de euros en costes de conexión, de los que aproximadamente 23 millones serían asumidos por el sistema. Para el periodo 2031-2040 se estima una aportación adicional del sistema de unos 11 millones de euros. En conjunto, el importe socializado previsto alcanzaría aproximadamente 34 millones de euros.
No se trata, por tanto, de que el consumidor asuma el coste completo de las conexiones. El productor mantiene una participación relevante y existen límites a la aportación del sistema. Pero Portugal introduce explícitamente el principio de que parte del coste de incorporar gases renovables puede distribuirse entre el conjunto de usuarios del sistema gasista.
España está planteando un modelo diferente
España también está modificando su marco regulatorio para facilitar la inyección de biometano y otros gases renovables en las redes. El Proyecto de Real Decreto de impulso del biometano presentado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico incorpora varias medidas técnicas destinadas a facilitar la conexión y aprovechar mejor las infraestructuras gasistas existentes. Entre ellas, destaca la regulación de los equipos de flujo inverso, esenciales en determinadas zonas para permitir que el biometano inyectado en redes de distribución, pueda alcanzar redes de presión superior cuando el consumo local no es suficiente para absorber toda la producción.
La propuesta española plantea que estos equipos puedan integrarse como elementos de las instalaciones de transporte o distribución. Sin embargo, establece un régimen basado en la financiación de la inversión por parte de los promotores de las instalaciones de producción, mientras que la operación correspondería al titular de la red de presión superior.
También se clarifica el tratamiento de las instalaciones de conexión y de las líneas directas. Una vez puestas en servicio, determinadas infraestructuras pueden integrarse en el sistema gasista y quedar abiertas al acceso de terceros.
Esto introduce un elemento especialmente importante: si una infraestructura financiada inicialmente por un promotor termina siendo utilizada por otros productores, consumidores o redes de distribución, el marco prevé mecanismos de resarcimiento económico para el promotor inicial.
Dos modelos ante una misma cuestión
La diferencia entre ambos enfoques puede resumirse así:
Portugal apuesta, por tanto, por reducir directamente la inversión inicial que debe asumir el productor, socializando una parte limitada del coste.
España opta por un planteamiento en el que el promotor mantiene una mayor responsabilidad sobre la financiación inicial, aunque determinadas infraestructuras puedan incorporarse posteriormente al sistema y utilizarse de forma compartida.
La cuestión no es únicamente quién paga
Desde IAM Carbonzero consideramos positivo que el desarrollo del biometano busque fórmulas que minimicen el impacto económico sobre el consumidor final. Pero existe otra cuestión que debe abordarse simultáneamente. Si queremos acelerar el despliegue del biometano, los costes de conexión tampoco pueden convertirse en una barrera que comprometa la viabilidad de proyectos eficientes. Especialmente cuando una inversión financiada inicialmente por un productor no sirve exclusivamente a ese proyecto, sino que permite aumentar la capacidad de la red, facilitar nuevas conexiones o resolver restricciones que posteriormente pueden beneficiar a otros productores.
Por eso resulta especialmente importante establecer mecanismos transparentes que permitan distinguir entre la infraestructura necesaria exclusivamente para conectar una planta y aquella que genera un beneficio más amplio para la red y para futuros usuarios.
Un debate que Europa ya ha abierto
Esta discusión no es exclusivamente ibérica. La Directiva (UE) 2024/1788 sobre los mercados interiores del gas renovable, el gas natural y el hidrógeno dedica específicamente su artículo 58 a los costes y tasas de conexión de las instalaciones de producción de biometano.
La normativa europea exige a los Estados miembros establecer un marco regulador propicio para estas conexiones y señala expresamente que debe tener en cuenta, entre otros aspectos, la transparencia, la no discriminación, la estabilidad financiera de las inversiones y el avance del despliegue de los gases renovables. La cuestión que ahora deben resolver los Estados es cómo traducir esos principios a mecanismos concretos: Portugal ha puesto sobre la mesa un reparto explícito 60/40. España está construyendo un modelo diferente, basado en la financiación inicial por los promotores y en la posibilidad de integrar determinadas infraestructuras en el sistema, contemplando mecanismos de resarcimiento cuando sean aprovechadas por terceros.
El objetivo debe ser conectar más biometano con el menor coste posible
No existe necesariamente una única fórmula. El reto consiste en encontrar un equilibrio entre tres objetivos:
- proteger al consumidor
- garantizar la viabilidad de los proyectos
- desarrollar una infraestructura gasista preparada para incorporar cantidades crecientes de gases renovables.
Desde IAM Carbonzero creemos que España tiene la oportunidad de diseñar un modelo que preserve el primero de esos principios sin comprometer los otros dos. Porque no trasladar indiscriminadamente los costes de conexión al conjunto de consumidores es un objetivo razonable. Pero también lo es evitar que infraestructuras que terminan aportando capacidad y valor al conjunto del sistema recaigan exclusivamente sobre el primer productor que necesita desarrollarlas.
Portugal y España están buscando respuestas diferentes al mismo problema. La evolución de ambos modelos permitirá comprobar qué mecanismos consiguen algo que será decisivo durante los próximos años: convertir la capacidad potencial de producción de biometano en capacidad real de inyección a la red.
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