Valoración general
Renovem-nos comparte el objetivo de impulsar la producción sostenible de biogás y biometano
a partir de residuos orgánicos inevitables, así como la necesidad de reducir la dependencia del
gas natural fósil importado. El biogás y el biometano pueden desempeñar una función útil en la
transición energética, especialmente en determinados usos industriales difíciles de electrificar,
en usos materiales del carbono biogénico y en soluciones locales vinculadas a la gestión
eficiente de residuos.
No obstante, el proyecto de Real Decreto presenta una carencia estructural relevante:
establece una obligación general de penetración de biometano sin definir una jerarquía
de usos finales ni un marco de planificación del declive de la demanda de gas fósil y de
la red gasista asociada. El proyecto fija una cuota creciente de biometano del 0,5% en 2028
hasta el 6% en 2035, excluyendo determinados consumos como ciclos combinados,
cogeneración, transporte y ciertos sistemas insulares, pero no excluye expresamente los
consumos residenciales, comerciales o industriales electrificables.
Esta omisión puede provocar que un recurso necesariamente limitado se diluya de forma
indiferenciada en el conjunto del sistema gasista, en lugar de reservarse para aquellos usos
donde aporta mayor valor climático, económico e industrial. El biometano disponible no puede
sustituir de forma generalizada el gas natural fósil, y sin una jerarquía de usos la cuota puede
acabar reforzando una narrativa de continuidad gasista basada en volúmenes limitados de gas
renovable.
El marco jurídico europeo y estatal permite una regulación más selectiva. El artículo 12 de la
Ley 7/2021 habilita al Gobierno a establecer objetivos anuales de penetración de gases
renovables, especificando los tipos de producto, los sujetos obligados y los mecanismos de
certificación, e incluye expresamente la posibilidad de favorecer el uso directo industrial y la
inyección en red, sin imponer que esta última sea la vía prioritaria o indiferenciada. Además, el
Reglamento (UE) 2024/1789 exige que el desarrollo del mercado del gas renovable y del
hidrógeno evite efectos de bloqueo tecnológico o regulatorio, permita una reducción progresiva
y oportuna del gas fósil y tenga en cuenta el riesgo de activos varados y de costes crecientes
en redes con menor demanda.
Por todo ello, Renovem-nos considera que el proyecto debe modificarse para que el impulso
del biometano contribuya a una transición ordenada de salida del gas fósil, y se destinen las
fuentes de gas renovable para los usos de díficil descarbonización.
I. Alegación primera. Necesidad de introducir una jerarquía de usos del biometano
El proyecto de Real Decreto parte de una idea correcta —crear una demanda regulada para el
biometano—, pero la formula de manera incompleta. El biometano no debe tratarse como un
sustituto genérico del gas natural en todos los usos actuales, sino como una molécula
renovable escasa que debe asignarse allí donde la electrificación directa no sea técnica,
económica o sistémicamente razonable.
El PNIEC 2023-2030 eleva el objetivo de producción de biogás hasta los 20 TWh en 2030, cifra
relevante pero insuficiente para sustituir de forma generalizada el consumo actual de gas
natural (331,4 TWh el 2025). Esa limitación obliga a diseñar una política pública de priorización.
La alternativa —una cuota general aplicada sin distinción suficiente de usos— puede trasladar
señales equivocadas al mercado, reducir el incentivo a electrificar consumos sustituibles y
orientar inversiones hacia la prolongación de infraestructuras gasistas cuya función futura es
incierta.
Renovem-nos propone que el Real Decreto incorpore una jerarquía de usos elegibles para el
cómputo de la cuota obligatoria. En particular, deberían considerarse prioritarios:
a) los procesos industriales de alta temperatura o con requerimientos moleculares donde no
exista una alternativa eléctrica madura, eficiente y razonable;
b) los usos industriales esenciales en los que el gas renovable contribuya a la seguridad de
suministro, a la resiliencia industrial o a evitar emisiones en sectores sin alternativas claras;
c) los usos materiales del carbono biogénico, incluyendo aplicaciones químicas, industriales o
de valorización del CO2 biogénico separado durante el upgrading del biogás;
d) los usos locales eficientes del biogás, cuando el aprovechamiento directo en depuradoras,
instalaciones agroalimentarias, industrias próximas o redes de calor locales presente mejor
balance ambiental y económico que el enriquecimiento e inyección en red.
Propuesta de modificación
Se propone añadir un nuevo artículo 2 bis con la siguiente redacción:
Artículo 2 bis. Jerarquía de usos elegibles del biometano.
- El cumplimiento de las cuotas mínimas de penetración de biometano
reguladas en el artículo 2 deberá orientarse prioritariamente a los usos
finales en los que el empleo de gases renovables aporte mayor valor
climático, industrial y sistémico, de conformidad con los principios de
eficiencia, proporcionalidad, reducción de emisiones y evitación de activos
varados.
- A efectos del cómputo de la obligación, tendrán la consideración de usos
elegibles prioritarios:
a) los procesos industriales difíciles de electrificar, incluidos aquellos de alta
temperatura;
b) los usos industriales esenciales que se determinen reglamentariamente
por razones de seguridad de suministro, resiliencia industrial o inexistencia
de alternativas técnicas razonables;
c) los usos materiales del carbono biogénico, incluida la utilización industrial
o química del CO2 biogénico separado en los procesos de upgrading del
biogás;
d) los usos directos locales de biogás o biometano cuando, mediante
análisis técnico, ambiental y económico, se acredite que presentan un
mejor resultado que la inyección indiferenciada en la red gasista. - Mediante orden ministerial, previo informe de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia y trámite de audiencia pública, se aprobará y
revisará periódicamente la relación de usos elegibles y no elegibles,
atendiendo a la evolución tecnológica de la electrificación, a los objetivos de
descarbonización sectorial, a la disponibilidad efectiva de biometano
sostenible y al impacto tarifario sobre el sistema gasista.
II. Alegación segunda. Exclusión de los usos electrificables del cómputo de la cuota
El proyecto excluye correctamente los ciclos combinados y la cogeneración del denominador
de la obligación. Esta lógica debe extenderse a otros usos donde la utilización de gas
renovable pueda retrasar la electrificación.
La climatización residencial y comercial, el agua caliente sanitaria, la cocción doméstica y
buena parte de la demanda térmica de baja y media temperatura son usos donde existen
alternativas eléctricas eficientes, especialmente bombas de calor, electrificación directa de
procesos y mejoras de eficiencia. El propio Real Decreto-ley 7/2026, que habilita este
desarrollo reglamentario, afirma que la electrificación progresiva de hogares, empresas y
sectores productivos es el camino más directo y eficaz para reducir la dependencia de
combustibles fósiles, y cita expresamente la sustitución de calderas de gas por bombas de
calor como una de las decisiones concretas de inversión necesarias.
Permitir que el biometano se impute de forma indiferenciada a estos usos genera tres
problemas. Primero, reduce la disponibilidad de biometano para usos industriales realmente
difíciles de descarbonizar. Segundo, puede debilitar la señal económica de salida del gas fósil.
Tercero, puede servir como argumento comercial o regulatorio para prolongar conexiones residenciales y comerciales que deberían planificarse hacia la electrificación y el cierre
progresivo.
En el caso de la industria incluida en el régimen europeo de comercio de derechos de emisión,
el biometano debe priorizarse en sectores donde no existen alternativas claras, evitando que
consumos electrificables puedan utilizar la imputación contractual de biometano como vía para
suavizar el incentivo económico de descarbonización(ETS).
Propuesta de modificación
Se propone modificar el artículo 2.1 para añadir nuevas exclusiones:
e) los puntos de suministro de edificios residenciales, comerciales y del sector
servicios cuando el consumo de gas natural se destine principalmente a
calefacción, agua caliente sanitaria, cocción u otros usos térmicos electrificables;
f) los puntos de suministro industriales o la parte del consumo industrial destinada
a usos térmicos electrificables, de acuerdo con la metodología que se apruebe por
orden ministerial, atendiendo a la disponibilidad de tecnologías eléctricas
eficientes, al nivel de temperatura requerido, a los costes de ciclo de vida y a los
objetivos sectoriales de descarbonización;
g) cualquier otro consumo cuya descarbonización ordinaria, conforme a la
planificación energética y climática vigente, deba producirse prioritariamente
mediante eficiencia energética, reducción de demanda o electrificación directa.
Alternativamente, si el Ministerio considera jurídicamente más adecuado mantener estos
consumos dentro del denominador general, se propone que el biometano redimido
contractualmente para estos usos no pueda computar a efectos de cumplimiento de la
cuota, de forma que la obligación incentive la asignación del gas renovable a usos prioritarios.
III. Alegación tercera. La inyección a red no debe ser la opción preferente por defecto
El proyecto modifica el Real Decreto 1434/2002 para facilitar la conexión de plantas de
producción de otros gases con las redes de transporte y distribución, regula líneas directas,
prevé la cesión obligatoria de determinadas canalizaciones al transportista o distribuidor e
incorpora equipos de flujo inverso.
Renovem-nos no se opone a la inyección de biometano en la red gasista cuando sea la
solución más eficiente. Sin embargo, considera problemático que la orientación regulatoria se
formule en términos de “maximizar el volumen de gas renovable que pueda ser inyectado en el
sistema gasista”. El objetivo público no debe ser maximizar el volumen inyectado, sino
maximizar la reducción neta de emisiones, el valor sistémico del recurso y la eficiencia
económica de la infraestructura empleada.
En algunos casos, el uso directo local del biogás puede ser preferible a su upgrading e
inyección a red. El PNIEC recoge que el biogás puede aprovecharse de forma directa o
transformarse en biometano, y que las actuaciones deben tener en cuenta criterios técnicos,
ambientales y económicos. Además, el propio PNIEC subraya la importancia de minimizar las
fugas de gases de efecto invernadero en la producción, transporte y uso de biogás y
biometano.
Por ello, las inversiones necesarias para inyección, líneas directas, posiciones, equipos de
calidad, control, odorización o flujo inverso deberían someterse a una evaluación de
alternativas. Aunque parte de los costes iniciales recaiga sobre el productor, la integración de
activos en el sistema gasista, su operación y mantenimiento, el acceso de terceros y las
posibles retribuciones de equipos de flujo inverso pueden tener efectos sobre el conjunto del
sistema y sobre los peajes futuros.
Propuesta de modificación
Se propone modificar la redacción del nuevo artículo 4.3 del Real Decreto 1434/2002, previsto
en la disposición final primera del proyecto, sustituyendo la orientación de maximización del
volumen inyectado por la siguiente:
El análisis optimizará la integración de otros gases en el sistema gasista
atendiendo a la reducción neta de emisiones, la eficiencia económica, la
disponibilidad real de gas renovable sostenible, la existencia de usos locales
alternativos, el impacto tarifario sobre el conjunto de consumidores, la
compatibilidad con los planes de reducción de demanda de gas natural y la
evitación de activos varados.
En ningún caso la maximización del volumen inyectado podrá prevalecer sobre la
alternativa de uso directo local del biogás o del biometano cuando esta presente un
mejor resultado climático, económico o territorial.
Asimismo, se propone añadir al artículo 12 bis un nuevo apartado:
Cuando la conexión de una planta de producción de otros gases requiera nuevas
posiciones, líneas directas, equipos de flujo inverso u otras actuaciones con
impacto operativo o económico sobre el sistema gasista, el promotor deberá
aportar, junto con la solicitud, un análisis de alternativas que compare la inyección
a red con el uso directo local, la conexión a consumidores industriales próximos, la
valorización material del carbono biogénico y otras soluciones técnicamente
viables. Dicho análisis deberá incluir emisiones de ciclo de vida, riesgo de fugas de
metano, costes de inversión y operación, efectos tarifarios, ocupación de suelo,
transporte de sustratos y digestatos, y compatibilidad con la planificación de
descarbonización y reducción de la demanda gasista.
IV. Alegación cuarta. Transparencia, etiquetado y trazabilidad del biometano
El proyecto prevé que el biometano acreditado sea aquel que disponga de garantías de origen
conforme al Real Decreto 376/2022 y a la Orden TED/1026/2022. El sistema de garantías de
origen es necesario, pero no suficiente para orientar el recurso hacia los usos de mayor valor
climático. El Real Decreto 376/2022 establece que cada garantía de origen corresponde a 1
MWh de gas renovable y busca evitar la doble contabilización, pero por sí solo no resuelve la
cuestión de la asignación final del recurso ni de la jerarquía de usos.
Para que la cuota sea ambientalmente robusta y socialmente legítima, el sistema debe permitir
saber no solo que el gas es renovable, sino también de dónde procede, a qué uso final se
imputa y si contribuye o no a sustituir usos electrificables.
El artículo 26 del Real Decreto-ley 7/2026 ya prevé un sello de excelencia social, territorial y
ambiental para plantas de biometano, con criterios como economía circular, valorización
eficiente de residuos, integración con actividades agrarias, ganaderas, agroindustriales o de
gestión de residuos, participación y retorno territorial, empleo local, cohesión territorial,
descarbonización y seguridad de suministro. (BOE) Estos criterios deberían integrarse de forma
efectiva en el cumplimiento de la cuota, no quedar como un elemento accesorio.
El sistema debería estructurarse en seis elementos.
- Registro de usos finales admisibles
Debe crearse un registro administrativo de puntos de consumo elegibles para la imputación de
biometano computable. Solo podrá computar a la cuota el biometano asociado a puntos de
suministro inscritos previamente en dicho registro. - Clasificación de usos por categorías
Los usos finales deberán clasificarse en categorías normativas cerradas. A efectos de cómputo
de la cuota, solo deberían admitirse las siguientes:
a) usos industriales difíciles de electrificar;
b) usos industriales esenciales, previa justificación específica;
c) usos materiales del carbono biogénico;
d) usos locales directos de biogás o biometano cuando se acredite que presentan mejor
resultado ambiental y económico que la inyección indiferenciada en red.
Quedarían excluidos los usos residenciales, comerciales, administrativos, de servicios y los
usos térmicos industriales electrificables. Esta exclusión es coherente con la posición
estratégica de Renovem-nos: aceptar la inyección en red, pero restringir el cómputo a usos
industriales no electrificables, usos industriales esenciales y usos materiales del carbono
biogénico, evitando que los usos electrificables puedan beneficiarse de la cuota. - Cancelación de garantías de origen vinculada a uso final
La cancelación de garantías de origen no debería poder realizarse de forma genérica. Cada
garantía de origen cancelada para cumplir la cuota deberá quedar vinculada documentalmente
a:
a) sujeto obligado que la cancela;
b) volumen de biometano;
c) periodo de consumo;
d) categoría de uso final admisible;
Debe acreditarse que cada MWh se imputa a un uso final admisible y no a un consumo
electrificable. - Declaración responsable y verificación técnica del consumidor final
El consumidor final que reciba biometano computable deberá presentar una declaración
responsable anual en la que identifique el uso concreto del gas y certifique que dicho uso
corresponde a una categoría elegible.
Para consumos industriales, la declaración debería acompañarse de una memoria técnica
simplificada, firmada por técnico competente o entidad verificadora, que justifique la ausencia
de alternativa eléctrica madura o razonable. - Auditoría ex post y potestad de inspección
El Ministerio, la CNMC o el organismo designado deberían poder auditar anualmente una
muestra significativa de sujetos obligados, consumidores finales y garantías canceladas.
El incumplimiento debería comportar la pérdida del cómputo de esos volúmenes para la cuota,
sin perjuicio de las sanciones que correspondan. - Publicación anual agregada
Debe publicarse anualmente información agregada, en formato abierto, sobre:
a) volumen total de biometano producido;
b) volumen inyectado a red;
c) volumen usado localmente;
d) distribución por categorías de uso final;
Propuesta de redacción normativa
Artículo 4. Supervisión, control y acreditación del cumplimiento de las cuotas
de biometano.
- Por orden de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y
el Reto Demográfico se establecerá el procedimiento de control del
cumplimiento de la obligación regulada en este real decreto. Dicho
procedimiento incluirá no solo la acreditación del origen renovable del
biometano mediante garantías de origen, sino también la acreditación de su
imputación a usos finales admisibles. - A efectos del cumplimiento de las cuotas mínimas de penetración de
biometano, únicamente podrá computarse el biometano cuyas garantías de
origen hayan sido canceladas y vinculadas documentalmente a puntos de
suministro o consumos finales inscritos en el Registro de Usos Finales
Admisibles de Biometano. - Se crea el Registro de Usos Finales Admisibles de Biometano, dependiente
de la Dirección General de Política Energética y Minas, en el que deberán
inscribirse los puntos de suministro, instalaciones o consumos finales a los
que se impute biometano computable a efectos de la obligación regulada en
este real decreto. - La inscripción en el Registro deberá identificar el titular del punto de
suministro, el código identificativo del punto de consumo, la actividad
económica, el uso final del gas, el volumen máximo anual computable, la
categoría de elegibilidad y la justificación técnica de que el consumo
corresponde a un uso industrial difícil de electrificar, un uso industrial
esencial, un uso material del carbono biogénico o un uso local directo
ambiental y económicamente preferente. - En ningún caso podrá computar al cumplimiento de la cuota el biometano
imputado a consumos residenciales, comerciales, administrativos o de
servicios, ni a usos térmicos industriales electrificables, incluyendo
calefacción, agua caliente sanitaria, cocción, climatización, calor de baja
temperatura u otros usos para los que existan alternativas eléctricas
eficientes y razonablemente disponibles. - Los sujetos obligados deberán remitir anualmente a la Dirección General de
Política Energética y Minas un informe que detalle, para cada volumen de
biometano computado, las garantías de origen canceladas, el periodo de
consumo, el punto o puntos de suministro asociados, la categoría de uso
final admisible, el contrato o instrumento de asignación al consumidor final y
la declaración responsable del consumidor sobre el destino efectivo del gas. - Los consumidores finales a los que se impute biometano computable
deberán presentar una declaración responsable anual sobre el uso efectivo
del gas. En el caso de usos industriales, dicha declaración deberá
acompañarse de una memoria técnica que justifique la no electrificabilidad,
esencialidad o uso material correspondiente, así como la proporción del
consumo total de gas que puede considerarse elegible. - La Dirección General de Política Energética y Minas, directamente o a
través de entidades verificadoras acreditadas, podrá auditar la información
presentada por los sujetos obligados y consumidores finales. La
acreditación incorrecta del uso final, la imputación a consumos no elegibles,
la doble contabilización o la falta de correspondencia entre garantías de
origen, contratos y consumos reales determinará la pérdida del cómputo de
los volúmenes afectados, sin perjuicio de las responsabilidades
sancionadoras que procedan.
- El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico publicará
anualmente información agregada sobre el cumplimiento de las cuotas,
incluyendo volúmenes de biometano producidos, inyectados, consumidos,
certificados, cancelados y computados, desagregados por categorías de
uso final, sectores económicos, disponibilidad del sello de excelencia social,
territorial y ambiental y resultados de las actuaciones de inspección y
auditoría. - En el caso del metano sintético renovable producido a partir de carbono
biogénico, la inscripción en el Registro de Usos Finales Admisibles deberá
identificar adicionalmente el origen del CO2 biogénico, el origen y
adicionalidad del hidrógeno renovable, la instalación de síntesis, el
rendimiento energético del proceso, el destino final del gas producido y la
justificación de que dicho destino corresponde a un uso material, molecular
o industrial no electrificable.
Disposición transitoria nueva. Aplicación progresiva del sistema de
acreditación de usos finales.
Durante el primer año de aplicación de las cuotas, los sujetos obligados podrán
computar biometano acreditado mediante garantías de origen siempre que
presenten una declaración de asignación provisional a usos finales. A partir del
segundo año de aplicación, únicamente podrá computar el biometano vinculado a
usos inscritos en el Registro de Usos Finales Admisibles de Biometano.
En el plazo máximo de doce meses desde la entrada en vigor de este real decreto,
el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico aprobará, previo
informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y trámite de
audiencia pública, la orden ministerial que regule el Registro, las categorías de uso
admisible, la documentación exigible, los criterios de auditoría y el régimen de
publicación agregada de información.
V. Alegación quinta. Necesidad de delimitar expresamente el biometano computable y diferenciarlo de otros gases metánicos renovables o bajos en carbono
El proyecto de Real Decreto establece una cuota obligatoria mínima de penetración de
biometano acreditado y remite, a efectos de acreditación, al sistema de garantías de origen
regulado en el Real Decreto 376/2022 y en la Orden TED/1026/2022. Sin embargo, el proyecto
no delimita con suficiente precisión qué gases basados en metano pueden computar a dicha
cuota ni cómo deben tratarse otros gases renovables o bajos en carbono compatibles con la
red gasista.
Esta precisión es necesaria porque el marco vigente permite distinguir entre la naturaleza del
gas renovable, las materias primas empleadas y el proceso o tecnología de producción. En
particular, no debe confundirse el biogás producido directamente a partir de biomasa con el
biometano obtenido por depuración o enriquecimiento del biogás, ni con otros metanos
sintéticos renovables producidos mediante procesos de síntesis.
Renovem-nos considera imprescindible evitar dos riesgos regulatorios. El primero sería excluir
sin justificación usos potencialmente valiosos del carbono biogénico, como la utilización del
CO2 separado durante el upgrading del biogás en procesos industriales o de síntesis renovable.
El segundo, más relevante para los objetivos climáticos, sería permitir que otros gases
metánicos sintéticos o bajos en carbono entren automáticamente en la cuota de biometano,
diluyendo el objetivo específico del Real Decreto y reforzando una narrativa de continuidad
gasista no compatible con la electrificación y la reducción estructural de la demanda de gas.
Por ello, el Real Decreto debe establecer una diferenciación expresa entre:
a) Biogás, como combustible gaseoso producido a partir de biomasa o residuos orgánicos
biodegradables.
b) Biometano, como biogás depurado o enriquecido hasta alcanzar calidad compatible con la
inyección en red o con usos finales equivalentes al gas natural.
c) Metano sintético renovable de origen no biológico, producido a partir de hidrógeno
renovable y carbono de origen no biogénico o mediante otras rutas de síntesis no basadas
directamente en biomasa.
d) Metano sintético renovable con carbono biogénico, producido a partir de hidrógeno
renovable y CO2 biogénico.
Esta última categoría no debería confundirse automáticamente con el biometano ni computar
sin condiciones dentro de la cuota principal. No obstante, puede tener valor estratégico si
permite valorizar carbono biogénico de forma trazable, adicional y climáticamente robusta,
especialmente en usos materiales o industriales donde la molécula de carbono sea necesaria.
Este metano sintético renovable producido a partir de hidrógeno renovable y carbono biogénico
podrá ser reconocido, en su caso, como categoría diferenciada y computar en una cuota
específica o subcuota separada, siempre que su uso final se corresponda con alguna de las
categorías admisibles previstas en este real decreto: usos industriales difíciles de electrificar,
usos industriales esenciales o usos materiales del carbono biogénico.
Propuesta de modificación
Se propone añadir un nuevo artículo 2 ter:
Artículo 2 ter. Delimitación del biometano computable y de otros gases
metánicos renovables.
- A efectos del cumplimiento de las cuotas reguladas en el artículo 2,
únicamente tendrá la consideración de biometano computable el biometano
acreditado mediante garantías de origen de biometano, conforme al Real
Decreto 376/2022, de 17 de mayo, y la Orden TED/1026/2022, de 28 de
octubre, o normativa que las sustituya. - No tendrán la consideración automática de biometano computable otros
gases basados principalmente en metano, aunque sean compatibles con la
red de gas natural o dispongan de garantías de origen como gases
renovables, salvo que una norma de desarrollo establezca expresamente
sus condiciones de cómputo, acreditación y sostenibilidad. - Reglamentariamente se diferenciarán, al menos, las siguientes categorías:
a) biogás producido a partir de biomasa o residuos orgánicos
biodegradables;
b) biometano obtenido mediante depuración, enriquecimiento o upgrading
del biogás;
c) metano sintético renovable de origen no biológico;
d) metano sintético renovable producido a partir de hidrógeno renovable y
carbono biogénico. - El metano sintético renovable producido a partir de hidrógeno renovable y
carbono biogénico no computará automáticamente a efectos de la cuota
regulada en el artículo 2. Su eventual reconocimiento deberá condicionarse,
como mínimo, a la acreditación de:
a) origen renovable y adicionalidad del hidrógeno empleado;
b) trazabilidad del carbono biogénico utilizado;
c) reducción neta de emisiones de gases de efecto invernadero en análisis
de ciclo de vida;
d) eficiencia energética del proceso frente a alternativas de uso directo del
biogás, del biometano, del CO2 biogénico o de la electrificación directa;
e) ausencia de competencia con usos materiales prioritarios del carbono
biogénico;
f) ausencia de efectos de bloqueo sobre infraestructuras gasistas fósiles o
sobre usos finales electrificables. - Cualquier cuota futura para otros gases basados principalmente en metano,
distinta de la cuota de biometano regulada en el artículo 2, deberá
aprobarse mediante desarrollo normativo específico, con evaluación de
impacto climático, energético, tarifario e industrial, informe de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia y trámite de audiencia pública.
VI. Alegación sexta. Necesidad de un calendario de reducción, poda y desmantelamiento de la red gasista residencial y comercial
El principal riesgo estratégico del proyecto es que el biometano se utilice para sostener una
narrativa de continuidad de la red gasista actual. El marco europeo apunta en sentido contrario:
la regulación de los mercados del gas renovable, gas natural e hidrógeno debe facilitar la
integración de gases renovables, pero también evitar efectos de lock-in y permitir una salida
gradual y oportuna del gas fósil.
Además, el Reglamento (UE) 2024/1789 advierte expresamente de que las autoridades
reguladoras deben anticipar la disminución de la demanda de gas natural y adaptar los marcos
regulatorios para evitar que la recuperación de costes tarifarios amenace la asequibilidad,
especialmente cuando aumente la proporción de costes fijos frente a una demanda
decreciente. Este punto es crucial: una red gasista con menos usuarios puede generar una
espiral de costes crecientes para quienes permanezcan conectados, especialmente hogares
vulnerables, edificios con menor capacidad de rehabilitación o pequeñas actividades
económicas.
El proyecto, sin embargo, regula con detalle la integración de biometano en la red, pero no
incorpora un mecanismo equivalente de planificación del declive de la red gasista en usos
residenciales y comerciales. Una red diseñada para muchos consumos pequeños no es
necesariamente eficiente si acaba manteniendo unos pocos consumos dispersos, y pueden
aparecer problemas de baja utilización, costes elevados por kilómetro útil, flujo inverso, control
de presión, renovación del gas en tuberías, odorización, calidad y seguridad.
Propuesta de modificación
Se propone incorporar una nueva disposición adicional:
Disposición adicional nueva. Plan de transición, poda y desmantelamiento
progresivo de redes de distribución de gas natural en usos residenciales y
comerciales.
- En el plazo máximo de doce meses desde la entrada en vigor de este real
decreto, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico,
previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y
con participación de las comunidades autónomas, operadores de
distribución, entidades locales, organizaciones sociales y ambientales y
representantes de consumidores, aprobará una metodología para la
elaboración de planes de transición, poda, reconversión o
desmantelamiento progresivo de redes de distribución de gas natural
asociadas a usos residenciales, comerciales y de baja temperatura
electrificable. - Dicha metodología deberá incluir, al menos:
a) escenarios de reducción de la demanda gasista a 2030, 2035 y 2040;
b) identificación de zonas de red con riesgo de infrautilización, activos
varados o incremento desproporcionado de peajes;
c) evaluación de alternativas de electrificación, eficiencia energética, redes
de calor renovable o soluciones locales;
d) criterios de protección de consumidores vulnerables y prevención de una
espiral de costes para los últimos usuarios conectados;
e) calendario orientativo de cierre, reconversión o mantenimiento justificado
de ramales;
f) criterios para limitar nuevas extensiones de red gasista destinadas a usos
residenciales o comerciales, salvo razones justificadas de seguridad o
interés público.
- Los planes de desarrollo, autorización o retribución de nuevas instalaciones
gasistas vinculadas a la integración de biometano deberán acreditar su
compatibilidad con esta planificación de reducción progresiva de la red y no
podrán justificar la prolongación de infraestructuras destinadas
principalmente a usos electrificables.
VII. Alegación séptima. Evaluación tarifaria y protección de consumidores ante una red con demanda decreciente
El proyecto afirma que las medidas no implican mayores cargas administrativas que las
estrictamente necesarias y que se orientan a minimizar el coste global de las inversiones. Sin
embargo, esta afirmación no es suficiente. El coste relevante no es únicamente el coste de
conexión de nuevas plantas, sino el impacto sobre el conjunto del sistema gasista en un
escenario de reducción estructural de la demanda.
A medida que hogares, comercios y parte de la industria se electrifiquen, los costes fijos de
operación, mantenimiento, seguridad, medición, retribución y regulación de la red gasista se
repartirán entre menos usuarios. Si no se planifica este proceso, pueden aumentar los peajes
unitarios y producirse efectos regresivos sobre quienes tengan más dificultades para
abandonar el gas.
El Reglamento (UE) 2024/1789 señala precisamente la necesidad de anticipar la caída de la
demanda de gas y adaptar la regulación para que la recuperación de costes no amenace la
asequibilidad. Por tanto, el Real Decreto debería exigir una evaluación tarifaria dinámica y no
limitarse a considerar la minimización del coste agregado de conexión.
Propuesta de modificación
Se propone añadir una nueva disposición adicional:
Disposición adicional nueva. Evaluación de impacto tarifario de la integración
del biometano.
En el plazo de un año desde la entrada en vigor de este real decreto, la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia, con la colaboración del Gestor Técnico del Sistema y del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto
Demográfico, elaborará y someterá a consulta pública un informe de impacto
tarifario de la integración del biometano en el sistema gasista.
Dicho informe deberá evaluar, al menos:
a) escenarios de demanda de gas natural y biometano a 2030, 2035 y 2040;
b) evolución esperada de peajes y cargos bajo distintos ritmos de electrificación;
c) costes de operación y mantenimiento de redes infrautilizadas;
d) impacto de equipos de flujo inverso, líneas directas, posiciones y adaptaciones
técnicas;
e) distribución de costes entre productores, comercializadores, consumidores
industriales, consumidores domésticos y sistema gasista;
f) medidas para evitar que consumidores vulnerables o últimos usuarios
conectados soporten costes desproporcionados de una red en declive.
En Barcelona, a 9 de junio de 2026
Més informació
Renovem-nos presenta al·legacions al Decret de biometà
