El Real Decreto del biometano bajo la lupa: cuánto costará la cuota al consumidor y qué tres problemas tiene el texto que el MITECO debe resolver
El Real Decreto del biometano bajo la lupa: cuánto costará la cuota al consumidor y qué tres problemas tiene el texto que el MITECO debe resolver
El biometano avanzado cotiza hoy a 95 €/MWh en el mercado de transporte. Con gas TTF a 38 €/MWh, el premio bruto es 57 €/MWh. El impacto en el precio del gas para el consumidor final irá de 0,24 €/MWh en 2028 hasta 2,34 €/MWh en 2035. La aritmética es sencilla — pero el Real Decreto tiene tres problemas que los expertos ya han identificado.
En nuestra entrada sobre el biometano en España explicamos qué es, cómo se produce y qué relación tiene con el hidrógeno verde. Hoy vamos un paso más allá: analizamos en detalle el borrador de Real Decreto del MITECO que está en audiencia pública hasta el 11 de junio — cuánto va a costar realmente la cuota obligatoria de biometano al consumidor final, qué mecanismos faltan en el texto actual y qué lecciones no ha incorporado España de los modelos europeos de referencia. El análisis parte del trabajo publicado por Joaquín Coronado Galdos, co-founder de Digital Five Investment y uno de los analistas más rigurosos del sector del gas renovable en España.
La aritmética del coste: de 0,24 a 2,34 €/MWh para el consumidor
La pregunta que todo el sector se hace desde que el MITECO publicó el borrador es la misma: ¿cuánto va a costar la cuota de biometano al consumidor final? La respuesta requiere entender tres conceptos encadenados.
El precio del biometano avanzado. El biometano producido a partir de residuos orgánicos y estiércol — el llamado biometano avanzado, que computa el doble en los objetivos de renovables — se contrata hoy en el mercado de transporte a aproximadamente 90-100 €/MWh, con un escenario central de 95 €/MWh. ¿Por qué tan caro? Porque obtiene doble cómputo de certificados renovables — cada MWh de biometano avanzado cuenta como dos en los objetivos de la comercializadora. Eso infla artificialmente su precio de mercado respecto a su coste de producción real.
El premio bruto frente al gas. Con el gas TTF en torno a 38 €/MWh — la media de 2025, no el precio puntual de hoy — el diferencial entre el biometano (95 €/MWh) y el gas convencional es de 57 €/MWh. Ese es el sobrecoste bruto que el sujeto obligado — la comercializadora o el consumidor directo — tiene que asumir por cumplir con la cuota.
El descuento por ahorro en ETS2. Aquí hay un matiz importante que reduce el coste neto. El consumidor que sustituye gas por biometano a partir de 2028 evita el coste del ETS2 — el sistema de comercio de emisiones para edificios y transporte — porque el biometano computa con emisión nula. Con un factor de emisión del gas de 0,18 tCO₂/MWh y el precio del ETS2 creciendo según el escenario central de BNEF, ese ahorro oscila entre 8 y 18 €/MWh dependiendo del año. Resultado: el premio neto real oscila entre 47 €/MWh en 2028 y 39 €/MWh en 2035 — decreciente porque el valor del CO₂ evitado aumenta con el tiempo.
El impacto en el precio final del gas. Ese premio neto se promedia sobre cada MWh suministrado a toda la base obligada — no solo sobre el biometano consumido. El resultado es el llamado efecto "blended": el sobrecoste del biometano se diluye entre todos los consumidores de gas, y el impacto en el precio final es mucho menor que el precio del biometano en sí mismo. Según el análisis, ese impacto irá de 0,24 €/MWh en 2028 — prácticamente imperceptible — hasta 2,34 €/MWh en 2035 — equivalente a un incremento del 6% sobre el precio del gas a precios actuales.
| Año | Cuota | ETS2 €/t | Premio bruto €/MWh | Premio neto €/MWh | Repercusión €/MWh |
|---|---|---|---|---|---|
| 2028 | 0,5% | 55 | 57 | 47,1 | 0,24 |
| 2030 | 1,8% | 70 | 57 | 44,4 | 0,80 |
| 2032 | 3,3% | 85 | 57 | 41,7 | 1,38 |
| 2034 | 5,0% | 95 | 57 | 39,9 | 2,00 |
| 2035 | 6,0% | 100 | 57 | 39,0 | 2,34 |
Supuestos: biometano 95 €/MWh (mercado transporte, doble cómputo) · gas TTF = 38 €/MWh · premio bruto = 57 €/MWh · ETS2: escenario central BNEF. Fuente: análisis Joaquín Coronado Galdos, mayo 2026.
El problema que nadie menciona: el RD no tiene mecanismo de repercusión
Aquí está el mayor defecto técnico del borrador actual. El Real Decreto obliga a las comercializadoras y consumidores directos a incorporar biometano en sus ventas — pero no establece ningún mecanismo para que puedan repercutir ese coste adicional en la tarifa regulada del gas (la TUR). Los comercializadores de último recurso son sujetos obligados pero no pueden recuperar ese coste por la fórmula regulada vigente. Están obligados a pagar más por el biometano — pero sin poder trasladarlo al precio final.
La solución que propone el análisis es triple. Primero, reconocer el precio del mercado de transporte como referencia del precio recuperable: si los sujetos obligados no pueden recuperar el coste del biometano que compran, simplemente no encontrarán biometano para cumplir con la cuota — el mercado no funcionará. Segundo, introducir subastas competitivas que establezcan un coste de referencia de biometano como base para la repercusión — igual que el mecanismo AaaS hace para el hidrógeno. Tercero, excluir a la industria gas-intensiva — aquella cubierta por el ETS — de la obligación de cuota, como han hecho Francia y los Países Bajos.
Los tres problemas del RD que España debe resolver antes del 11 de junio
El análisis identifica con precisión tres deficiencias del borrador actual que deben corregirse en el texto definitivo:
Problema 1 — Sin precio de referencia recuperable. El RD no establece a qué precio puede el sujeto obligado recuperar el coste del biometano en su tarifa. Sin ese precio de referencia, las comercializadoras no tienen incentivo para comprar biometano por encima del precio del gas — y si no compran, los productores de biometano no tienen mercado. El instrumento de la cuota solo funciona si el sujeto obligado puede recuperar el coste. Francia y los Países Bajos lo tienen explícitamente regulado. España no.
Problema 2 — Sin subastas competitivas. Sin un precio de referencia fijado por subastas — como el mecanismo AaaS para el hidrógeno — el precio de compra del biometano queda a la negociación bilateral entre productor y comercializadora. Eso genera incertidumbre para ambas partes y puede llevar a precios muy por encima del coste de producción real — encareciendo innecesariamente la cuota para el consumidor final.
Problema 3 — Sin exclusión de la industria gas-intensiva. Las grandes industrias que ya pagan por sus emisiones a través del ETS estarían sujetas a la cuota de biometano — pagando dos veces por el mismo objetivo de descarbonización. Francia excluye expresamente a la industria de la cuota de biometano. Los Países Bajos excluyen la industria cubierta por ETS1. Dinamarca usa un modelo diferente — prima presupuestaria sin obligación a comercializadoras — que ha conseguido un 40% de biometano en red pero con coste fiscal elevado. España no ha incorporado ninguna de estas salvaguardas.
La conclusión: la cuota es el instrumento correcto — pero el texto necesita mejoras
La cuota obligatoria de biometano es el instrumento correcto para España. Sin mandato regulatorio, la demanda voluntaria de biometano no crecerá — es la misma lógica que aplica al hidrógeno verde: los compradores industriales no pagan un premium voluntariamente cuando hay alternativa más barata. El Real Decreto del MITECO da el paso correcto al crear esa demanda regulatoria obligatoria — exactamente lo que el sector lleva años pidiendo.
Pero el texto actual tiene tres agujeros técnicos que, si no se corrigen antes de la aprobación definitiva, pueden hacer que el instrumento no funcione en la práctica: sin mecanismo de repercusión, los sujetos obligados no comprarán; sin subastas, el precio será ineficiente; sin exclusión de la industria ETS, habrá doble penalización. El plazo de audiencia pública está abierto hasta el 11 de junio de 2026 — todavía hay tiempo para que el MITECO incorpore estas correcciones antes de la aprobación definitiva.
La relación entre el biometano y el hidrógeno verde es de complementariedad: ambos comparten la misma red gasista, el mismo sistema de Garantías de Origen y el mismo mercado de descarbonización del gas. Un marco regulatorio bien diseñado para el biometano — con los tres problemas corregidos — creará las condiciones de mercado que también beneficiarán al hidrógeno verde cuando llegue a la red en cantidades significativas.
📘 Fuentes consultadas: Joaquín Coronado Galdos (análisis LinkedIn "¿Cuánto cuesta la cuota de biometano?", mayo 2026), MITECO (borrador Real Decreto impulso biometano, 21 mayo 2026, audiencia pública hasta 11 junio 2026), Sedigas (reunión anual 2026), informe sectorial mayo 2026.
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