23 plantas de biometano en España, 21 inyectando a la red: la distancia hasta los 20 TWh del PNIEC

De una planta a veintitrés en cinco años

En 2021 había en España una sola planta de biometano en operación. A principios de 2026, según los datos que maneja el Ministerio para la Transición Ecológica en la memoria del Real Decreto de impulso del biometano, son 23 plantas, de las que 21 inyectan en gasoductos existentes. Su capacidad conjunta ronda los 1,4 TWh anuales.

El dato de Enagás confirma la tendencia. En el año móvil cerrado en mayo de 2026 entraron en la red 504 GWh de biometano, un 17,7 % más que en el año móvil anterior: 198,1 GWh en la red de transporte y 305,8 GWh en las redes de distribución. La distribución crece mucho más deprisa (un 28,2 % frente a un 4,4 %), lo que dice algo sobre dónde se están conectando las plantas nuevas: cerca del consumo, en redes de media presión, y no en la troncal de 80 bar.

Lo que falta hasta el objetivo

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 fija una producción de 20 TWh de biogás en 2030. Entre lo que hay y lo que se persigue median catorce veces la capacidad actual. El Observatorio para la Descarbonización del Transporte que PwC elaboró para Gasnam, presentado en junio de 2026, pone otra referencia: solo para atender los objetivos del transporte, España necesitaría unas 150 plantas en 2030 y 278 en 2040.

Francia, con la que se compara siempre el sector, supera las 800 plantas conectadas. La diferencia no está en el recurso (España tiene más residuo agrícola y ganadero disponible) sino en la tramitación, en la aceptación local y en el precio del gas renovable frente al convencional, que es justo lo que el Real Decreto de cuotas intenta corregir con una demanda obligatoria.

Cada planta es un punto de inyección

Detrás de cada una de esas 21 plantas que inyectan hay una instalación que casi nunca aparece en las noticias: el punto de conexión con la red. Da igual que sea un gasoducto de transporte a 80 bar o una red de distribución a 16 bar; en la frontera entre la planta y la red hay que resolver lo mismo:

• Regulación y control del caudal, para entregar el gas a la presión que marca el operador y no inyectar más de lo que la red admite en cada momento.
• Medida fiscal con contador y corrector de volumen PTZ, porque ese gas se factura y genera garantías de origen.
• Análisis continuo de la calidad: composición y poder calorífico con cromatógrafo, más oxígeno, azufre y punto de rocío, para comprobar que el gas cumple las especificaciones del protocolo PD-01 antes de entrar.
• Odorización cuando el punto lo exige, y telemedida hacia el centro de control del operador.

Ese conjunto es, en esencia, una estación de regulación y medida especializada. En las autorizaciones que el BOE publicó en mayo de 2026 aparece descrita como «estación de medida G-65 con instalaciones de análisis de la calidad del gas y equipo de odorización».

Qué significa para tu instalación

Para quien promueve una planta, el punto de inyección es una partida más del proyecto, pero es la que decide si el gas entra o no: el operador de la red no acepta un metro cúbico que no esté medido y analizado según sus especificaciones. Conviene definirlo pronto, con el caudal mínimo y máximo real de la planta, la presión de la red de destino y los requisitos del operador, porque de ahí salen el tamaño del contador, el tipo de corrector y el analizador que hace falta.

Para el consumidor industrial que recibe ese gas, la instalación receptora no cambia: el biometano cumple las mismas especificaciones que el gas natural y se mide con la misma estación. Si estás dimensionando una ERM para una nave, una caldera o una cogeneración, el configurador de ERM te da la composición y el precio orientativo al momento.