A medida que Europa intensifica sus esfuerzos por lograr la independencia energética y descarbonizar sus sistemas energéticos, el biogás se ha convertido en un componente fundamental del panorama de las energías renovables.
Derivado de materiales orgánicos mediante digestión anaeróbica, el biogás ofrece una alternativa sostenible a los combustibles fósiles, contribuyendo a la reducción de residuos, de gases de efecto invernadero y fomentan la seguridad energética. Este artículo propone analizar la situación actual del biometano en Europa, la dinámica del este mercado, las tecnologías clave, el desarrollo en cada país y los mecanismos de apoyo que configuran el futuro de este sector.
Fuente: EBA Biomethane Investment Outlook 2025
Según las perspectivas de inversión en biometano para 2025 de la asociación europea del biogás (EBA), la capacidad instalada de producción de biometano en Europa alcanzará los 7 000 bcm anuales a finales del primer trimestre de 2025, lo que representa un aumento del 9% respecto a 2024. A pesar de este crecimiento, el impulso está empezando a frenar, lo que evidencia la necesidad urgente de orientaciones políticas más claras y objetivos vinculantes para sostener la expansión del sector. Las perspectivas identifican un sólido compromiso de esta industria, con €28 000 millones asignados a la inversión en la producción de biometano (1 000 millones más que el año pasado), con una previsión de 7,3 bcm/año de capacidad de biometano para 2030. El número total de plantas de biometano en Europa también aumentó de 1.548 a 1.678 entre 2024 y 2025, con 165 nuevas plantas en funcionamiento.
Principales dinámicas del mercado europeo y tecnologías del biogás
El mercado europeo del biometano tiene objetivos ambiciosos y normativas en evolución. Iniciativas como REPowerEU apuntan a 35 bcm de biometano para 2030, mientras que Fuel EU Maritime y la Directiva de Energías Renovables III (REDIII) impulsan la demanda al exigir combustibles renovables y promover materias primas diversas y sostenibles.
La oferta depende de la disponibilidad de materias primas, es decir, de los residuos orgánicos y de la tecnología de conversión. Por otro lado, los costes de transporte y el rendimiento son consideraciones clave. Desde el punto de vista de la demanda, los requisitos ESG (Environmental, Social and Governance, por sus siglas en inglés) y los cambios legislativos, como la eliminación progresiva de los derechos de emisión gratuitos en el marco del sistema de Comercio Derechos de Emisiones de la Unión Europea (ETS), están impulsando significativamente el biometano.
De ahí que existan varios diseños en cuanto al digestor de una planta de biogás en función de la infraestructura disponible y del tamaño de la operación:
Costes de la producción de biometano
El LCOE para la producción de biometano a escala mundial oscila entre 50 y 130€/MWh, en función del tipo de materia prima, el tamaño de la planta, la tecnología elegida, la ubicación geográfica y las necesidades de pretratamiento. Más allá de los costes directos, el biometano aporta un valor significativo por sus características medioambientales (como las Garantías de Origen o la prueba de sostenibilidad).
Enfoque por países: Francia, España y Alemania
Francia: líder del sector
Fuente: EBA Webinar 25 June 2025 “Momentum matters: Mapping biomethane rollout and investment trends across Europe”
Francia lidera actualmente la producción de biometano en Europa, superando Alemania con un 21% más de producción y el triple de plantas. A pesar de este liderazgo en número de plantas, las instalaciones francesas tienen un tamaño medio inferior, de 251 Nm³/h. La nueva estrategia francesa de energía y clima (PPE3) fija un ambicioso objetivo de 44 TWh de biometano inyectado de aquí a 2030. Este crecimiento se apoya en gran parte en mecanismos públicos, especialmente el régimen de “obligation d’achat”, que ofrece una tarifa de compra garantizada. Además, la Ley de Clima y Resiliencia de 2021 introdujo los “Certificats de Production de Biogaz (CPB)”, que obligan a los proveedores de gas a garantizar una proporción mínima de biometano, creando un nuevo incentivo de mercado.
Según, el regulador energético francés, CRE, tras el análisis de 700 instalaciones, el LCOE de las centrales francesas es de unos 130 euros/MWh. Este coste es más elevado en las instalaciones industriales (unos 175 euros/MWh) que en las agrícolas (unos 130 euros/MWh), debido sobre todo a los mayores gastos operativos.
En cuanto a los costes, los costes de inversión (CAPEX) disminuyeron un 6% anual de 2017 a 2021 antes de aumentar un 11% en 2023 debido a la inflación. Los gastos de explotación (OPEX) también son más elevados para las plantas industriales (alrededor de 100 €/MWh) que para las centrales agrícolas (alrededor de 70 €/MWh), con un aumento del 6% en 2023.
La rentabilidad de los proyectos, medida por la Tasa Interna de Retorno (TIR), es generalmente buena, con una mediana del 13,9%. Sin embargo, la rentabilidad varía significativamente: las instalaciones autónomas agrícolas muestran una TIR mediana del 15,4%, mientras que los proyectos territoriales agrícolas se sitúan en el 11,2%, y las plantas territoriales industriales son mucho más bajas, con un 4,5%. Estas diferencias han llevado a la CRE a recomendar el ajuste de los mecanismos de apoyo para mejorar la orientación y la eficiencia.
España: un rol emergente
Reconocido por la EBA por su elevado potencial de biometano, España está aumentando rápidamente su apuesta por el biogás, impulsado por los objetivos nacionales y de la UE en materia de energías renovables. Sus abundantes recursos agrícolas y de residuos orgánicos posicionan a la península ibérica para una expansión significativa. España se identifica como un precursor con el mayor volumen de inversiones previstas, asegurando 4.800 millones de euros para futuros proyectos, lo que se traduce en 17,3 TWh/año de capacidad prevista, y se destaca por importantes inversiones en nuevos mercados.
Fuente: EBA Biomethane Investment Outlook 2025
Fuente: EBA Biomethane Investment Outlook 2025
La transformación de este potencial en plantas operativas reales en España comporte riesgos mínimos en gran medida a través de acuerdos comerciales de compra de biometano a largo plazo, en lugar de depender principalmente de las tarifas de alimentación tradicionales. Este enfoque sugiere una estrategia impulsada por el mercado que podría posicionar a España como un país productor principalmente para la exportación de biometano en el futuro, aprovechando sus considerables recursos nacionales para satisfacer la demanda internacional.
Según el estudio del IDAE, que abarca más de 400 instalaciones, el LCOE para las plantas de biogás españolas se estima en 110-125 euros/MWh. Las plantas industriales tienden a ser más caras (alrededor de 160 euros/MWh), mientras que las instalaciones agrícolas y de alimentación mixta tienen una media cercana a los 120 euros/MWh.
En cuanto a las tendencias de costes, el CAPEX disminuyó modestamente (~4% anual) entre 2016 y 2020 debido a la mejora de las técnicas de construcción y la disponibilidad de equipos. Sin embargo, en 2023 se produjo un aumento del 9% en los costes de capital, atribuido en gran medida a la inflación y a las interrupciones de la cadena de suministro mundial. El OPEX de las plantas industriales se estima en 85-95 €/MWh, mientras que las unidades agrícolas más pequeñas operan en torno a 65-75 €/MWh. El aumento de los costes de la mano de obra y de los insumos energéticos provocó un incremento medio del 5,5% del OPEX en 2023.
La tasa interna de rentabilidad (TIR) media de todos los proyectos se sitúa en torno al 12,6%. Las centrales autónomas agrícolas muestran un buen rendimiento, con una TIR media del 14,8%. Los proyectos agrícolas territoriales son ligeramente inferiores, con un 10,7%. Las plantas industriales de biogás, en particular las de gestión de residuos, muestran rendimientos más débiles, con TIR en torno al 5,1%.
Estos datos han llevado a los reguladores españoles a proponer subvenciones específicas y primas de alimentación mejoradas, sobre todo para proyectos agrícolas de alta eficiencia en regiones desatendidas.
Alemania: un líder maduro
Alemania es desde hace tiempo líder europeo en biogás, con la mayor capacidad instalada. Su mercado maduro, impulsado inicialmente por las fuertes subvenciones, se centra ahora en la transformación del biogás en biometano para la inyección en red y el transporte. La extensa red de plantas de Alemania proporciona una base sólida para el crecimiento y la innovación, especialmente en la integración del biometano en su combinación energética. Alemania tiene un volumen de inversión previsto de 20 000 millones de euros, lo que supone 0,6 TWh/año de capacidad prevista.
Alemania, con más de 9 000 plantas de biogás operativas, ofrece uno de los mercados más desarrollados de Europa. Los datos recopilados por el Centro Alemán de Investigación de la Biomasa (DBFZ) indican un LCOE medio de 115 euros/MWh, con las plantas agrícolas más nuevas logrando costes ligeramente inferiores debido a la escala y la eficiencia técnica. Las plantas industriales, por su parte, registran un LCOE de 150-170 euros/MWh, lo que refleja una logística compleja y una mayor intensidad operativa.
La evolución de los costes revela una dinámica importante: el CAPEX disminuyó aproximadamente un 5% anual de 2015 a 2020, pero desde entonces ha aumentado un 10% en 2023. El OPEX sigue siendo relativamente alto en comparación con las medias de la UE: alrededor de 100 €/MWh para las instalaciones industriales y 75 €/MWh para las unidades agrícolas. Se observa un aumento del 6,5% en 2023, impulsado principalmente por la escasez de mano de obra y la inflación de los costes energéticos.
La rentabilidad de los proyectos está bajo presión en el contexto alemán: la TIR media se sitúa en el 10,3%, por debajo de la media europea. Los sistemas autónomos agrícolas alcanzan una TIR del 12,9%, gracias a la escala favorable y a las tarifas de alimentación en virtud de los contratos EEG heredados. Los proyectos agrícolas territoriales rinden en torno al 9,4%. Las plantas industriales de biogás, muchas de las cuales se enfrentan a elevados costes de materia prima, registran una TIR inferior al 4%, lo que pone en entredicho su viabilidad a largo plazo.
Las autoridades federales alemanas están reevaluando los planes de apoyo para hacer frente al envejecimiento del parque de plantas, promover la repotenciación e incentivar mejor el uso de materias primas sostenibles, especialmente a la luz de los objetivos de neutralidad climática para 2045.
Resumen de las diferencias geográficas
| Key Category | Spain | Germany | France |
| Market Stage | Emerging biogas powerhouse | Mature, established market | Current EU leader in biomethane production |
| Production Goal / Capacity | 17.3 TWh/year planned | 0.6 TWh/year planned | 44 TWh/year by 2030 (target) |
| Main Support Mechanism | BPAs (Biomethane Purchase Agreements) | Historical Feed-in Tariffs (EEG); future support under review | Feed-in Tariff («Obligation d’Achat») + Biogas Production Certificates (CPB) |
| Median LCOE | €110–€125/MWh | €115/MWh | €130/MWh |
| OPEX (Agri / Indust.) | €65–€75 / €85–€95 per MWh | €75 / €100 per MWh | €70 / €100 per MWh |
| IRR (Median) | 12.6% | 10.3% | 13.9% |
| IRR (Best / Worst Segment) | Best: Agri Autonomous (14.8%) Worst: Industrial (5.1%) |
Best: Agri Autonomous (12.9%) Worst: Industrial (<4%) |
Best: Agri Autonomous (15.4%) Worst: Industrial Territorial (4.5%) |
| Strategic Direction | Biomethane export hub leveraging domestic resources | Modernization + repowering of aging fleet for net-zero by 2045 | Domestic growth to meet 2030 targets with state-driven support |
Evolución de los mecanismos de apoyo y perspectivas de futuro
Fuente: EBA Webinar 25 June 2025 “Momentum matters: Mapping biomethane rollout and investment trends across Europe”
En toda Europa, el apoyo normativo está pasando de las subvenciones tradicionales a los sistemas de licitación. Los países están implantando cuotas de biometano para los proveedores de energía y promocionándolo como combustible para el transporte mediante exenciones fiscales. El reconocimiento del biometano en el sistema de Comercio Derechos de Emisiones de la Unión Europea (ETS) también fomenta los acuerdos de compra de biometano. España, Dinamarca y el Reino Unido lideran los volúmenes de inversión previstos, mientras que Dinamarca, Italia y Polonia tienen las mayores capacidades añadidas previstas, y España, Grecia (1.010 millones de euros de inversión, 2,4 TWh/año de capacidad) y Polonia (1.090 millones de euros de inversión, 3,1 TWh/año de capacidad) preveen nuevas e importantes inversiones en el mercado.
A pesar de los retos planteados por las crisis energéticas y la inflación, el sector del biometano en Europa demuestra una notable resistencia y crecimiento. Los esfuerzos en curso para perfeccionar el apoyo, diversificar las materias primas y explorar nuevas vías de valorización señalan un futuro dinámico. El compromiso colectivo de la industria, los responsables políticos y los desarrolladores es crucial para aprovechar todo el potencial de esta vital fuente de energía renovable.
Comparación del biometano con el gas natural
Aunque el biometano ofrece importantes ventajas medioambientales y de seguridad energética, actualmente su coste es superior al del gas natural de origen fósil. A principios de 2025, el precio medio del gas natural en Europa oscila entre 25 y 45€/MWh, fluctuando debido a factores geopolíticos y estacionales. Este precio es sustancialmente inferior al LCOE del biometano, que oscila entre 50 y 130 euros por MWh según el país, la materia prima y el tipo de planta.
En términos de escala, la capacidad de producción de biometano en Europa alcanzó los 7 000 millones de m³ (bcm) anuales en el primer trimestre de 2025. Esta cifra contrasta fuertemente con el consumo total de gas natural de la UE, que era de aproximadamente 332 bcm en 2024: el biometano constituye poco más del 2% del consumo de gas de la UE.
A pesar de su sobrecoste actual, el biometano ofrece un valor climático superior, apoya a las economías locales y mejora la resistencia del suministro, algo especialmente importante en un contexto de suministro de gas posterior al aprovisionamiento ruso. Además, con el endurecimiento de los precios del carbono en el marco del Comercio Derechos de Emisiones de la Unión Europea (ETS) y el creciente valor de los atributos de sostenibilidad (por ejemplo, las garantías de origen), se espera que la diferencia económica entre el biometano y el gas natural se reduzca en los próximos años.
Lourdes Granados Mesa & Thibault Uhl
