El auge del biometano abre el debate sobre quién debe pagar su integración en las redes de gas

El rápido crecimiento del biometano en Europa está abriendo un nuevo frente regulatorio: determinar quién debe asumir los costes necesarios para conectarlo e integrarlo en unas redes de gas diseñadas originalmente para transportar combustibles fósiles. La cuestión cobra especial relevancia a medida que avanza la electrificación y se plantea el futuro desmantelamiento de parte de estas infraestructuras.

Un informe elaborado por Ivan-Petar Yovchev para Regulatory Assistance Project (RAP) analiza los diferentes modelos europeos de asignación de estos costes y advierte de que determinadas decisiones regulatorias pueden prolongar la vida de activos gasistas que podrían dejar de ser necesarios durante la transición energética.

La producción de biometano en la UE-27 alcanzó 4.300 millones de metros cúbicos en 2024, todavía muy por debajo de los 334.140 millones de metros cúbicos de consumo de gas fósil registrados ese año. Pese a esta diferencia, su progresiva incorporación a las redes ya está obligando a adaptar infraestructuras y marcos regulatorios.

Conectar una planta puede exigir hasta 1,8 millones por punto de inyección

La inyección de biometano requiere equipos de control de calidad, medición y odorización, además de sistemas de compresión o regulación de presión y los correspondientes ramales de conexión.

Según el informe, únicamente los equipos de control de calidad, odorización y medida pueden representar entre 200.000 y 1,8 millones de euros por punto de inyección. El coste final depende también de la distancia entre la planta y la red y de las necesidades de compresión.

No existe, además, un único modelo europeo para repartir esta factura. En países como España, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Hungría, Lituania, Luxemburgo, Polonia y Portugal, los costes de conexión recaen sobre el productor. En otros, como Francia, Italia o Austria, se distribuyen en diferente proporción entre productor y operador de red.

Cuando los costes recaen sobre el operador y se incorporan a sus activos regulados, terminan recuperándose a través de los cargos pagados por los usuarios de la red

Más biometano también puede exigir adaptar las redes

El desafío no termina con la conexión de las plantas. Las redes gasistas fueron concebidas principalmente para transportar el gas desde las grandes infraestructuras hacia los consumidores, mientras que buena parte del biometano se produce y se inyecta en las redes de distribución.

Con volúmenes reducidos, las modificaciones pueden limitarse a las conexiones. Sin embargo, una mayor penetración puede obligar a interconectar redes o instalar compresores capaces de enviar el gas en sentido inverso hacia la red de transporte, especialmente cuando la producción local supera la demanda.

Esta situación podría hacerse más frecuente a medida que disminuya el consumo de gas asociado a la electrificación de la calefacción. El informe señala que, en buena parte de Europa, estas inversiones de refuerzo son sufragadas por los usuarios mediante los cargos de red. España constituye una excepción, ya que estos costes corresponden al productor de biometano.

A ello se añaden los gastos de operación y mantenimiento. RAP estima que los costes operativos adicionales pueden equivaler anualmente al 4 % del coste de conexión en transporte y al 8 % en distribución.

El riesgo de prolongar infraestructuras que después habrá que desmantelar

El análisis pone el foco especialmente en la planificación a largo plazo. La existencia de plantas conectadas puede obligar a mantener determinados tramos de la infraestructura gasista aunque disminuya el número de consumidores que dependen de ellos.

El informe apunta al caso de Dinamarca, donde algunas redes con una baja demanda de gas no pueden desmantelarse debido a la existencia de conexiones de biometano y a las garantías de acceso a la infraestructura.

Este fenómeno plantea una cuestión regulatoria adicional: quién asumirá hoy las inversiones necesarias para integrar el biometano y quién pagará posteriormente el mantenimiento y eventual desmantelamiento de esas mismas redes.

Priorizar el biometano donde la electrificación resulte más difícil

Ante este escenario, RAP plantea que la planificación energética determine no solo dónde existe capacidad para conectar nuevas plantas, sino también dónde estarán los futuros consumidores de biometano.

El informe considera que, debido a su coste y disponibilidad limitada, este gas renovable debería priorizarse en actividades con menores alternativas de electrificación, señalando específicamente la siderurgia, la fabricación de cemento y la industria química.

La proximidad entre producción y consumo permitiría reducir la necesidad de nuevas conexiones y refuerzos y evitar mantener grandes extensiones de la red únicamente para transportar biometano.

La propuesta pasa por situar la producción cerca de los futuros consumidores industriales, en lugar de planificar las conexiones tomando como referencia la actual demanda de gas fósil

El debate regulatorio se desplaza así desde cuánto biometano puede incorporarse al sistema hacia cómo y dónde hacerlo para minimizar el coste de la transición. Para RAP, las decisiones actuales sobre conexiones, tarifas y planificación de redes condicionarán tanto el desarrollo del biometano como el futuro proceso de reducción de las infraestructuras gasistas.