El Informe Draghi, el Clean Industrial Deal o el Action Plan for Affordable Energy han puesto negro sobre blanco algo que la industria lleva años advirtiendo: sin energía competitiva no habrá reindustrialización europea ni transición energética sostenible.

Mientras Bruselas llena discursos sobre competitividad, en España seguimos acumulando costes sobre la industria gasintensiva. El último ejemplo es el proyecto de Real Decreto de impulso del biometano, actualmente en tramitación, que introduce cuotas obligatorias crecientes de consumo hasta alcanzar el 6% en 2035. Gobierno y sector gasista han decidido cargar sobre la industria una nueva factura multimillonaria disfrazada de transición energética: las cuotas obligatorias de biometano.

Sobre el papel, la propuesta parece impecable: economía circular, aprovechamiento de residuos, gases renovables y descarbonización. Nadie discute que el biometano pueda jugar un papel relevante en la transición energética. GasINDUSTRIAL apoya su desarrollo. La cuestión es otra: cómo se impulsa, quién asume el coste y qué impacto tendrá sobre la competitividad industrial. Porque la realidad industrial española sigue siendo muy preocupante. El consumo industrial de gas continúa muy por debajo de los niveles previos a la crisis energética. Este año seguimos acumulando nuevas caídas respecto a 2025. No hablamos de electrificación masiva ni de eficiencia milagrosa. Hablamos de producción que desaparece porque deja de ser competitiva.

En nuestro habitual A Fondo del Boletín electrónico podrás ver que el consumo industrial de gas ha caído un -22% si lo comparamos con datos anteriores a la crisis energética. Y este año llevamos una caída acumulada adicional del -5% respecto al mismo periodo de 2025.

Un mercado pequeño con una factura creciente

España pretende multiplicar por más de 25 veces el volumen actual de biometano inyectado en red en apenas unos años. Además, el sistema exigirá biometano acreditado, con Garantías de Origen y potencialmente sometido a un Sello Nacional de Excelencia. Es decir, se restringe todavía más la oferta elegible dentro de un mercado extremadamente pequeño. La lógica económica es bastante simple: demanda obligatoria, oferta escasa y mercado inmaduro se traduce en precios elevados.

Lo llamativo es que otros países europeos han seguido caminos muy distintos. Italia, Francia o Alemania han acompañado el desarrollo de los gases renovables con ayudas públicas, contratos por diferencias y mecanismos de estabilización de ingresos. Primero desarrollaron oferta y después construyeron mercado. España parece querer hacerlo al revés: trasladando desde el primer momento el riesgo económico directamente a los consumidores industriales.

Y todo ello mientras el propio PNIEC plantea distintas vías de descarbonización bajo el principio de neutralidad tecnológica: electrificación, biogás, hidrógeno renovable o eficiencia energética. Sin embargo, el diseño regulatorio actual parece orientado a priorizar una única solución: maximizar la inyección de biometano en red.

El propio Ministerio reconoce en la Memoria de Impacto Normativo que el sistema tendrá impacto económico sobre los consumidores debido al diferencial de cotización respecto al gas fósil. Lo extraordinario es que reconoce el coste… pero no lo cuantifica. En la Memoria de Análisis de Impacto de la Normativa se calculan las cargas administrativas que tendrán que soportar los sujetos obligados, (2.110€/año), pero no dice nada de la factura millonaria que tendrá que pagar la industria.

Tomando las referencias de los precios del biometano en Italia, el diferencial puede alcanzar fácilmente entre 45 y 95 €/MWh. Si se aplican estos precios a la senda obligatoria prevista en España, el sobrecoste acumulado podría situarse entre 2.300 y casi 5.000 millones de euros de 2028 a 2035.

Pero quizá el aspecto más preocupante de todo el diseño sea la enorme opacidad económica que puede generar el sistema. Se crea una obligación multimillonaria sin mecanismos suficientes de transparencia sobre cómo se trasladarán realmente los costes a los consumidores finales, lo que resulta especialmente sensible en un sector donde distintos eslabones de la cadena gasista pueden concentrarse, haciendo todavía más necesaria la transparencia sobre costes y mecanismos de repercusión al consumidor final.

La incertidumbre que no se menciona: la calidad del gas

Existe además otro debate que apenas empieza a emerger: la calidad del gas. El discurso oficial transmite que el biometano es simplemente “el mismo gas, pero renovable”. La realidad industrial es bastante más compleja. Actualmente se está trabajando en cómo proteger a sectores especialmente sensibles de los posibles impactos asociados a variaciones en composición del gas, contenido de oxígeno (100 veces más), CO₂ o determinados compuestos traza. Muchas instalaciones tendrán que asumir costes de adaptación derivados de la “calidad” del biometano, para evitar problemas de estabilidad de combustión, emisiones, corrosión, vida útil de equipos, cumplimiento ambiental y calidad final de producto. Mañana puede ser que determinadas industrias tengan que convivir con una calidad de gas crecientemente inestable sin haber diseñado jamás sus procesos para ello.

La transición energética solo funcionará si se construye sobre bases competitivas. La industria quiere y puede descarbonizarse. Es vital hacerlo con neutralidad tecnológica, costes asumibles y marcos regulatorios previsibles. Porque cuando una fábrica cierra, el consumo energético desaparece para siempre, y empezamos a correr un riesgo muy serio: confundir desindustrialización con descarbonización.

Mientras otros países acompañan a su industria durante la transición energética, en España seguimos trasladando costes crecientes sobre quienes todavía producen, exportan y sostienen el consumo industrial del sistema gasista.