RETEMA 273 Especial Bioenergía 2026

Nº 273 I ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

RETEMA

39 1987 - 2026

REPORTAJE

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

ENTREVISTA ÁNGELA SAINZ, EBA · REPORTAJE CATALUÑA Y COMUNITAT VALENCIANA: DOS RUTAS PARA EL DESARROLLO DEL BIOMETANO · ENTREVISTA CHARLOTTE MORTON, WBA · REPORTAJE EL AGUA QUE DEVUELVE ENERGÍA REPORTAJE EL BIOMETANO EUROPEO ENTRA EN LA CUENTA ATRÁS HACIA 2030

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SUMARIO • ESPECIAL BIOENERGÍA 2026 • Nº 273 • AÑO 39

¿Qué tratamos en este número? El número 273 de RETEMA pone el foco en la bioenergía y el momento de expansión que atraviesan el biogás y el biometano en España y Europa. Una edición que analiza la evolución de un sector fundamental en la descarbonización, la autonomía energética y la valorización de residuos, cuyo crecimiento plantea retos industriales, económicos, territoriales y sociales. El apartado de reportajes profundiza en cuestiones que marcarán el desarrollo del sector a través de perspectivas de inversión en biometano en Europa y la evolución de este mercado en España, con una mirada a Cataluña y la Comunidad Valenciana. La revista examina además uno de los factores determinantes para materializar nuevos proyectos: su licencia social, las relaciones con el territorio y las condiciones para favorecer su integración y aceptación. La mirada se amplía hacia la conexión entre agua y bioenergía, explorando modelos capaces de combinar tratamiento de efluentes y residuos con producción de energía y recuperación de recursos. A ello se suman contenidos técnicos sobre soluciones y líneas de investigación con los proyectos HIDROTERM y BIOSAL, así como un análisis de la Universidad de Valladolid sobre las tendencias en valorización de biogás y producción de biometano. Esta edición reúne a las principales voces del sector a escala nacional e internacional. Ángela Sainz Arnau (European Biogas Association) y Charlotte Morton (World Biogas Association) ofrecen una perspectiva europea y global sobre la evolución del biogás y el biometano; Javier Prados (Copenhagen Infrastructure Partners) aborda el sector desde la óptica de la inversión y el desarrollo de proyectos; Luis Navedo (AEBIG) analiza el momento del biogás en España; y Vanessa Abad (Clúster de la Bioenergía de Cataluña) ofrece una visión sobre el desarrollo de la bioenergía en Cataluña. El número incorpora perspectivas desde el territorio, la producción primaria, la investigación y la tecnología. Alcarràs Bioproductors, Bioliza, COAG, UPA, Cooperativas Agro-alimentarias y el Instituto de Procesos Sostenibles aportan su visión sobre temas que van desde el aprovechamiento de los recursos locales y el papel del sector agroganadero hasta la innovación tecnológica y los nuevos modelos de valorización. Una edición que analiza el presente de la bioenergía y las condiciones que determinarán la consolidación del biogás y el biometano en el nuevo modelo energético y productivo. Todo esto y mucho más en las páginas del número 273 de RETEMA.

STAFF DIRECCIÓN Jesús Alberto Casillas Paz albertocasillas@retema.es PUBLICIDAD David Casillas Paz davidcasillas@retema.es REDACCIÓN Águeda García de Durango aguedagarcia@retema.es Griselda Romero griseldaromero@retema.es Luis Bustamante luisbustamante@retema.es

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RETEMA

Águeda García de Durando,

Redactora jefe de RETEMA

COLABORADORES Patricia Ruiz Guevara Diego Ortuño EDICIÓN · ADC MEDIA Calle Maestro Arbos 9, oficina 0.02 - 28045 Madrid Telf. (+34) 91 471 34 05 info@retema.es DIRECCIÓN DE ARTE Y DISEÑO Irene García Alba

SUSCRIPCIONES suscripciones@retema.es Suscripción 1 año España: 144 € Suscripción 1 año resto de Europa: 261 € Suscripción 1 año resto de paises: 298 € Suscripción Digital 1 año: 82 €

Depósito Legal M.38.309-1987 ISSN 1130 - 9881

Publicación impresa en papel bajo el sistema de certificación forestal PEFC procedente de bosques gestionados de forma sostenible y fuentes controladas y con tintas ecológicas a base de aceites vegetales. 100% reciclable al final de su vida útil.

La dirección de RETEMA no se hace responsable de las opiniones contenidas en los artículos firmados que aparecen en la publicación. La aparición de la revista RETEMA se realiza a meses vencidos. © Prohibida laJULIO/AGOSTO reproducción total o parcial 2026por cualquier medio sin autorización previa y escrita del autor.

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SUMARIO

Raquel Lebrero, Universidad de Valladolid

María Molinos, Universidad de Valladolid

Ángela Sainz Arnau, EBA

Jaume Bernis, COAG

Beatriz Molina Martín, Parque Tecnológico de Valdemingómez

César Gimeno Sandig, GHK

Mercedes Gómez, Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha

Pere Aguiló Martos, Consorci Besòs Tordera

Vanessa Abad, Clúster de la Bioenergía de Cataluña

Carmen López-Quintana, Clúster de Residuos de Cataluña

Naiara Ortiz de Mendíbil, Sedigas

Sigrid Muñiz San Martín, doctora en Ciencias Ambientales

Pedro Ismael Martín Piral, UPA

Isabel García Colmenero, Bioliza

José Antonio La Cal, Bioliza

Jorge Blanco Coll, Generalitat Valenciana

Laia Sarquella, Institut Català d’Energia

Josep Mª Sans Companys, Alcarràs Bioproductors SAT

Charlotte Morton, WBA

Carmen Pertiñez Hernández, Innovación de Cooperativas Agro-alimentarias de España

Xavier Flotats, Universidad Politécnica de Catalunya

Isabel Ruiz Maldonado, EMASAGRA

Carlos Pizarro Loaiza, AINIA

Luis Navedo, AEBIG

Javier Prados, CIP

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JULIO/AGOSTO 2026

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SUMARIO

12 EMPRESA Can Barba: de tratar residuos a producir energía y nuevos recursos

20 EMPRESA El modelo SITRA: del laboratorio a la

optimización continua de las plantas de bioenergía

24 EMPRESA Sandfire MATSA promueve la economía circular mediante la transformación de residuos en recursos

26 Biometano: ¿potencial o realidad? ARTÍCULO

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30 ENTREVISTA Entrevista a Ángela Sainz Arnau, Directora de Comunicación de la European Biogas Association

44 EMPRESA Biometano: una energía estratégica para España y Europa

46 REPORTAJE El biometano europeo entra en la cuenta atrás hacia 2030

PRIMERA PERSONA 56 EN El sector agroganadero ante el desarrollo

del biogás y el biometano: de residuo a recurso

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SUMARIO

60 EMPRESA San Millán de los Caballeros, por dentro:

así será la nueva planta de biometano de Biorig

68 REPORTAJE Bioenergía y licencia social: cuando 82 REPORTAJE Licencia social sobre el terreno: cómo integrar los proyectos de bioenergía en el territorio

PRIMERA PERSONA 94 EN Biogás y biometano: una oportunidad para

la ganadería española (si hacemos bien las cosas)

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valorizar cada corriente

100 ENTREVISTA Entrevista a Vanessa Abad, Presidenta del Clúster de la Bioenergía de Cataluña

territorio y ciudadanía entran en el proyecto

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98 TECNOLOGÍA Más allá del digestor: ingeniería para

108 TECNOLOGÍA Palmieri completa la gama PASS™ con el lanzamiento de la versión pequeña

PRIMERA PERSONA 110 EN La importancia del enfoque territorial en

los proyectos de biogás-biometano

112 TECNOLOGÍA Tecnología para producir compost y

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SUMARIO

100 113 TECNOLOGÍA PROMAK SOLUTIONS: revolucionando

128 EMPRESA Veolia promueve el uso eficiente de la

114 REPORTAJE Dos rutas para el desarrollo del biometano

130 ENTREVISTA Entrevista a Charlotte Morton OBE,

el futuro del biogás y la valorización de residuos

PRIMERA PERSONA 124 EN Alcarràs Bioproductors: las 150 familias

de Alcarràs que revolucionan la ganadería sostenible

126 TECNOLOGÍA Eggersmann Spain pone en marcha una

nueva línea de tratamiento de biorresiduos en el CTRU de Torija

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biomasa para avanzar hacia una industria más resiliente

directora ejecutiva de la World Biogas Association

142 ARTÍCULO Producción de biogás a partir de materiales ricos en fibra, mediante hidrólisis hidrotérmica

146 EMPRESA Europa-Parts, tecnología y experiencia al

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servicio de la bioenergía

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026 • Nº 273 • AÑO 39

148 ARTÍCULO BIOSAL: biochar, agua y suelo vivo

para una agricultura mediterránea más resiliente

152 TECNOLOGÍA Bio-Dynamics: Especialista en depósitos monolíticos de hormigón armado

154 ARTÍCULO Subproductos y biorresiduos agrarios: el papel de las cooperativas ante vías de valorización innovadoras

158 ENTREVISTA Entrevista Javier Prados, director de

Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) en España

166 EMPRESA Terex-Ecotec TDS 815: Versatilidad y máximo rendimiento en trituración

167 EVENTOS El futuro del agua en ECOMONDO 2026 168 REPORTAJE El agua que devuelve energía 178 ENTREVISTA Entrevista a Luis Navedo, presidente de AEBIG

186 ARTÍCULO Nuevos conceptos de biorrefinerías para maximizar la producción de biometano a partir de residuos y aguas residuales

190 DIRECTORIO DE EMPRESAS

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EMPRESA I PREZERO

LA TRANSFORMACIÓN DE CAN BARBA: DE TRATAR RESIDUOS A PRODUCIR ENERGÍA Y NUEVOS RECURSOS El Consorci per a la Gestió de Residus del Vallès Occidental adjudica a la UTE PreZero-CALAF la construcción y explotación de la planta de biometanización ubicada en Terrassa.

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

PREZERO I EMPRESA

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EMPRESA I PREZERO

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a transformación de la planta de biometanización de Can Barba en Terrassa es un ejemplo de la evolución en el tratamiento de biorresiduos. La futura instalación combinará digestión anaerobia, producción de biometano, recuperación de nutrientes y regeneración de agua bajo un mismo modelo. El objetivo, más allá de tratar la fracción orgánica, es aprovechar al máximo los recursos que llegan a este complejo industrial. Durante años, las infraestructuras destinadas al tratamiento de los residuos orgánicos se concibieron para estabilizar una fracción biodegradable que, de otro modo, acabaría en vertedero. Hoy en día, el avance de la recogida separada, las mayores exigencias de circularidad y la necesidad de sustituir recursos y combustibles fósiles están transformando progresivamente su papel. Can Barba se sitúa en ese cambio. PreZero, en UTE con CALAF Constructora, ha resultado adjudicataria del contrato promovido por el Consorci per a la Gestió de Residus del Vallès Occidental para llevar a cabo la nueva construcción y explotarla durante diez años, con un importe de adjudicación que asciende a casi 106 millones de euros. El proyecto parte de una instalación con recorrido. Can Barba fue pionera en Cataluña en convertir residuos orgánicos municipales en energía y compost, pero las necesidades del territorio

Can Barba triplicará su capacidad de tratamiento, desde las actuales 21.000 hasta 60.000 toneladas anuales de materia orgánica

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han evolucionado y la capacidad disponible resulta insuficiente: los municipios consorciados generan más fracción orgánica de la que puede tratarse en el recinto existente, lo que obliga a recurrir a instalaciones externas. Por ello, la solución pasa por una planta con mayor capacidad y una concepción diferente. Frente a las actuales 21.000 toneladas anuales, Can Barba podrá tratar hasta 60.000 toneladas al año, de las que 45.000 corresponderán a fracción orgánica de los residuos municipales (FORM) y 15.000 a orgánica comercial. El salto no será solo cuantitativo: la nueva instalación será capaz de recuperar energía, nutrientes, materiales y agua, e integrarlos de nuevo en diferentes ciclos productivos. Un planteamiento que convierte Can Barba en ejemplo de hacia dónde se dirige la nueva generación de plantas de biorresiduos.

MÁS CAPACIDAD PARA UN MODELO DE RECOGIDA QUE EVOLUCIONA El cambio de Can Barba responde, en primer lugar, a una necesidad territorial. Los municipios del Vallès Occidental están revisando sus sistemas de recogida selectiva, y la previsión es que aumente la cantidad de materia orgánica y, al mismo tiempo, mejore su calidad. Noemí Iglesias i Farran, directora de Infraestructuras y Planificación del Consorci per a la Gestió de Residus del Vallès Occidental, apunta a ello. La comarca presenta situaciones muy diferentes, con municipios grandes, medianos y pequeños, entornos urbanos y rurales y distintos modelos de recogida. Algunos han avanzado hacia sistemas de alta eficiencia, mientras que en otros continúa existiendo una cantidad relevante de materia orgánica dentro de la fracción resto. El reto, por tanto, “no es únicamente recoger más fracción orgánica, sino conseguir una materia orgánica más limpia y homogénea mediante sistemas de recogida eficientes, el seguimiento de los

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El reto ya no es únicamente recoger más fracción orgánica, sino conseguir una materia orgánica más limpia y homogénea.

Noemí Iglesias, directora de Infraestructuras y Planificación del Consorci per a la Gestió de Residus del Vallès Occidental. datos, la información y la corresponsabilidad ciudadana”, señala Iglesias. Esta es una cuestión muy relevante para una instalación de biometanización. La presencia de impropios condiciona el aprovechamiento energético del residuo. Según Joan Valls, director de Tratamiento de Cataluña de PreZero, una FORM de mayor calidad incrementa el potencial metanogénico por tonelada entrante. La nueva planta

PREZERO I EMPRESA

incorporará, además, un sistema de seguimiento continuo de impropios que auditará la calidad de las aportaciones. La capacidad adicional busca anticiparse a esa transformación. Desde el Consorci advierten de que, cuando los municipios de mayor tamaño evolucionen hacia modelos de recogida más eficientes, el incremento de la fracción orgánica captada será considerable y es necesario disponer de infraestructura suficiente para tratarla. Can Barba no resolverá por sí sola el desafío de los biorresiduos. Iglesias introduce aquí una condición importante: la infraestructura deberá acompañarse de mejores sistemas de recogida separada, instrumentos fiscales que incentiven la participación y políticas continuadas de sensibilización. La planta constituye así el último eslabón de un sistema que comienza mucho antes, en la separación realizada por ciudadanos, comercios y municipios.

DEL RESIDUO AL BIOMETANO: EL NÚCLEO ENERGÉTICO DE CAN BARBA En relación a la tecnología, Can Barba contará con dos líneas de pretratamiento mecánico, con selección de voluminosos, trituración, separación magnética e inductiva de metales y aspiración neumática de plásticos y frac-

La nueva planta prevé producir 3,7 millones de Nm³ de biometano al año, equivalentes a alrededor de 38 GWh de energía renovable

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ciones ligeras. Estos últimos rechazos podrán destinarse a la producción de combustible sólido recuperado (CSR). Tras retirar los impropios y acondicionar la materia orgánica, comienza el proceso de digestión anaerobia en vía seca continua y régimen mesófilo. Can Barba combinará el digestor DRANCO existente, de 1.700 m³, con un segundo digestor vertical de 4.390 m³. La tecnología funciona mediante desplazamiento vertical por gravedad, en un reactor tipo flujo-pistón sin elementos móviles en su interior, una configuración que, según PreZero, aporta robustez frente a la heterogeneidad del residuo y flexibilidad operativa. De esa digestión se obtendrá el biogás que será transformado en biometano. Para ello, el proyecto incorpora una planta de upgrading mediante membranas poliméricas. Antes de llegar a esta etapa, el biogás se someterá a diferentes procesos

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EMPRESA I PREZERO

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PREZERO I EMPRESA

El nuevo modelo coloca la producción de recursos y energía en el centro del diseño de las plantas de biorresiduos. Joan Valls, director de Tratamiento de Cataluña de PreZero.

de acondicionamiento para eliminar humedad, condensados y otros compuestos. Este sistema de upgrading ha sido diseñado para alcanzar una recuperación de metano superior al 99 % y una pureza del biometano superior al 95 % de CH₄. A pleno régimen, la instalación de biometanización prevé producir 8,9 millones de Nm³ anuales de biogás, de los que 6,3 millones se destinan al sistema de upgrading, que producirá 3,6 millones de Nm³ de biometano, equivalentes a una producción comercial de alrededor de 38 GWh al año. El gas renovable se inyectará en la red de distribución situada junto a la planta, que también tiene próximos terrenos agrícolas susceptibles a recibir el digestato registrado como fertilizante. El biogás restante se aprovechará energéticamente en los motores de cogeneración con el objetivo de producir cerca de 6,3 MWh. El cambio respecto a la instalación actual es considerable: la producción de biogás pasará de aproximadamente 2 millones a 8,9 millones de Nm³ anuales. Los 3,6 millones de Nm³ de biometano previstos equivaldrían, tal como estima el Consorci, al consumo anual de gas de 7.000 hogares. El objetivo es, además, aprovechar casi todo el metano refinado para su incorporación al sistema gasista. “La prioridad será garantizar un aprovechamiento estable y continuado del biometano producido, evitando que una parte significativa del biogás se

desperdicie o tenga que quemarse en antorcha”, explica Iglesias.

EFICIENCIA PARA PRODUCIR ENERGÍA Y CONSUMIR MENOS La producción de biometano es solo una parte del balance: una instalación de estas características necesita energía para mantener los digestores a temperatura, higienizar el digestato y operar equipos, bombas, prensas, centrífugas o soplantes. El diseño de Can Barba busca reducir esa demanda mediante integración térmica, recuperación de calor y autoconsumo eléctrico. Las necesidades térmicas se cubrirán mediante la recuperación de calor de los compresores y el apoyo de motores de cogeneración o de una caldera alimentada con biogás de proceso. Para

La nueva Can Barba integrará en una misma instalación producción de biometano, recuperación de nutrientes y metales y regeneración de agua

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el consumo eléctrico se incorporará fotovoltaica, y podrán utilizarse de forma puntual los motores de cogeneración. Una de las soluciones más representativas de esta integración aparece en el tratamiento del digestato. La higienización térmica, realizada a 70 ºC durante 60 minutos, aprovechará el calor recuperado del enfriamiento de los compresores de biogás y del circuito de agua caliente. De esta forma, el proceso puede realizarse sin consumir energía primaria fósil ni detraer biometano destinado a la red. El aprovechamiento del residuo no termina en el gas. Se prevé producir 14.145 toneladas anuales de digestato higienizado, que podrá registrarse como fertilizante, mientras otra parte del material se destinará a compostaje en otra instalación del Consorci. El agua es otro de los flujos sobre los que actúa el diseño. Can Barba dispondrá de una depuradora interna basada en ultrafiltración y ósmosis inversa, y el agua regenerada se reutilizará en la propia instalación para operaciones como limpieza y preparación de reactivos. Los metales separados en el pretratamiento se recuperarán y las fracciones ligeras con poder calorífico podrán transformarse en CSR. En conjunto, PreZero sitúa el objetivo de valorización por encima del 95 % del peso total de los residuos recibidos. Esta cifra resume la filosofía del proyecto: reducir al mínimo los flujos que abandonan la instalación sin haber sido aprovechados.

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EMPRESA I PREZERO

El control de los impactos asociados al funcionamiento de la planta es otro de los aspectos que aborda el nuevo diseño. Las naves de recepción y procesamiento trabajarán bajo depresión para evitar emisiones difusas y el aire captado será tratado mediante un sistema de desodorización en varias etapas. El Consorci destaca que la modernización mejorará el control de olores, emisiones, consumos y aguas de proceso, y reducirá el transporte de residuos hacia instalaciones externas. La complejidad de integrar todos estos procesos convierte la ejecución de la infraestructura en otra de las bases del proyecto. Baltasar Fernández, jefe de grupo de CALAF Constructora, subraya la necesidad de combinar especialización en construcción y conocimiento en tratamiento de residuos. “Can Barba representa muy bien el tipo de proyectos en los que queremos seguir creciendo: infraestructuras técnicamente exigentes que, además de resolver una necesidad, contribuyen a avanzar hacia un modelo más sostenible y circular”, afirma.

UNA NUEVA GENERACIÓN DE PLANTAS DE BIORRESIDUOS Can Barba permitirá al Vallès Occidental disponer de mayor autonomía

Can Barba representa el tipo de proyectos en los que queremos seguir creciendo: infraestructuras técnicamente exigentes que, además de resolver una necesidad, contribuyen a avanzar hacia un modelo sostenible y circular. Baltasar Fernández, jefe de grupo de CALAF Constructora.

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PREZERO I EMPRESA

Can Barba busca convertir un problema de gestión en una fuente local de energía renovable, nutrientes, materiales y agua

para gestionar su propia fracción orgánica, reducir la dependencia de instalaciones externas y prepararse para un escenario en el que la recogida separada deberá ganar peso. Pero su interés va más allá de ampliar capacidad. La instalación muestra una evolución más profunda en la manera de concebir las infraestructuras de residuos: la frontera entre una planta de tratamiento y una de producción de recursos se difumina. La FORM que entra en Can Barba seguirá siendo un residuo que necesita ser gestionado. Sin embargo, el

proceso se diseña desde el principio para recuperar el mayor valor posible de esa materia: producir biometano e introducirlo en la red gasista; recuperar nutrientes mediante el digestato; regenerar agua para reutilizarla; recuperar metales y aprovechar energéticamente determinados rechazos. Joan Valls lo define como una transición hacia la “biorrefinería del siglo XXI”. Frente a las plantas biológicas históricamente concebidas para estabilizar residuos y reducir su destino a depósito controlado, el nuevo modelo coloca la producción de recursos y energía en el centro del diseño.

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Para el Consorci, esa transformación tiene además una lectura territorial. Can Barba supone “una apuesta estructural de la comarca por disponer de autonomía, capacidad y estabilidad en la gestión de sus biorresiduos”, y una inversión a largo plazo en servicio público, transición energética y economía circular. No se olvida la función divulgativa, con espacios destinados a visitas, jornadas y actividades de sensibilización ambiental. En Can Barba convergen así dos transformaciones que están llamadas a avanzar en paralelo. Por un lado, municipios y ciudadanía deberán separar más y mejor los residuos orgánicos. Por otro, las infraestructuras tendrán que ser capaces de extraer de ellos mucho más valor. El resultado es una planta que seguirá teniendo como primera misión tratar los biorresiduos del territorio, pero que incorpora una ambición adicional: convertir aquello que antes representaba un problema de gestión en una fuente local de energía renovable, nutrientes, materiales y agua. Ese cambio de función es uno de los rasgos que mejor define la nueva generación de infraestructuras para la materia orgánica.

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EMPRESA I SITRA

EL MODELO SITRA: DEL LABORATORIO A LA OPTIMIZACIÓN CONTINUA DE LAS PLANTAS DE BIOENERGÍA La firma combina investigación, validación tecnológica, digitalización y experiencia operativa para maximizar el rendimiento de las instalaciones con un claro objetivo: transformar datos en decisiones.

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SITRA I EMPRESA

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uando hablamos de la tecnología como un eje que marca la rentabilidad de un proyecto de bioenergía, automáticamente pensamos en los equipos y soluciones implantados en la planta. Pero lo cierto es que la eficiencia operativa de estas instalaciones depende de tomar decisiones acertadas antes, durante y después de la puesta en marcha de una instalación. Potencial de producción de biogás, escalabilidad del proceso, gestión predictiva, rendimiento de la digestión anaerobia, reducción de costes en operación y mantenimiento… Son indicadores que van desde el diseño hasta la operación, y en los que hay que minimizar incertidumbres y maximizar resultados. Precisamente desde esta perspectiva y con este objetivo, SITRA ha desarrollado un sistema de trabajo basado en la tecnología, la innovación, y en su capacidad de generar conocimiento, validar soluciones y transformar los datos obtenidos en decisiones operativas de alto valor.

UN MODELO QUE ARRANCA EN EL LABORATORIO En SITRA, todo este proceso arranca en el laboratorio. O, mejor dicho, en los laboratorios. Más allá de contar con una instalación centrada en la

El modelo SITRA integra laboratorio, validación tecnológica, digitalización y experiencia operativa para transformar datos en decisiones de alto valor

producción y el control de procesos de sus plantas, la firma cuenta con un laboratorio específico para realizar los ensayos BMP (Biochemical Methane Potential), una herramienta que determina el potencial de producción de biogás, y que permite tanto estimar con precisión la capacidad real de generación de metano, como obtener la información clave para el dimensionamiento de los procesos biológicos. Que una compañía como SITRA, especialista en la operación de proyectos de bioenergía, disponga de esta herramienta en sus instalaciones ya supone un valor añadido, pero no es el único elemento diferencial en su análisis de muestras. Y es que la firma cuenta con

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Los ensayos BMP permiten estimar con precisión el potencial real de generación de metano y aportar información clave para dimensionar los procesos biológicos

un laboratorio específico (Testing LAB) focalizado en la investigación aplicada, donde se desarrollan pilotajes, estudios y tratamientos previos. Un recurso especialmente relevante en aquellos proyectos que, por la naturaleza del residuo o la complejidad del proceso, requieren soluciones a medida antes de abordar el diseño de ingeniería.

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EMPRESA I SITRA

La planta piloto SERENA ha logrado reducir cerca de un 52% la materia orgánica y producir biogás de forma estable con contenidos de metano en torno al 70%

ha diseñado, construido y operado una planta de digestión anaerobia en doble fase que ha alcanzado una reducción de la materia orgánica cercana al 52% y una producción estable de biogás con contenidos de metano de alrededor del 70%.

DEL LABORATORIO A LA PLANTA PILOTO Como hemos visto, la apuesta por la innovación en SITRA permite que una prueba en su laboratorio tenga un impacto directo, por ejemplo, en una planta de biometano. Pero en este modelo SITRA, entre el conocimiento generado en el laboratorio y el entorno industrial también hay un paso intermedio: plantas piloto. En otras palabras, espacios de validación en condiciones reales de operación. En este ámbito, destaca uno de los últimos grandes hitos de SITRA en el ámbito de la digestión anaerobia, como es el proyecto SERENA. Una planta piloto con la que se ha validado una innovadora solución tecnológica para la valorización conjunta de purines porcinos y alpechines (corrientes residuales cuya gestión sigue siendo un reto). De esta forma, la compañía

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Así lo mostrará SITRA en el Salón del Gas Renovable

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l modelo de trabajo que SITRA aplica a sus proyectos de bioenergía también estará presente en el Salón del Gas Renovable de Valladolid, donde la compañía mostrará cómo la investigación, la validación tecnológica y la digitalización se integran para mejorar el rendimiento de las instalaciones. A través de ejemplos reales, los asistentes podrán conocer al detalle los resultados obtenidos en plantas piloto desarrolladas por la compañía como es el caso del pro-

SITRA mostrará en Valladolid cómo la investigación, la validación tecnológica y la digitalización pueden traducirse en mejoras tangibles en la operación de plantas de bioenergía

DE LA VALIDACIÓN A LA INNOVACIÓN OPERATIVA PERMANENTE Pero la innovación tampoco termina cuando la tecnología ya ha sido validada. El siguiente paso, que no acaba nunca, consiste en garantizar el poten-

yecto SERENA. También desgranará los casos de éxito en plantas de biometano donde la monitorización avanzada han permitido optimizar procesos y mejorar la rentabilidad de la operación. Además, el stand incorporará una zona interactiva en la que se podrán visualizar parámetros reales de operación, curvas de proceso e indicadores claves gestionados a través de WIM, la plataforma propia desarrollada por Sitra para la supervisión y monitorización de instalaciones de bioenergía. Una oportunidad para comprobar de forma práctica cómo los datos pueden convertirse en una herramienta de apoyo para la toma de decisiones. De esta manera, SITRA busca acercar a los profesionales del sector una visión completa de su modelo de trabajo, mostrando en primera persona cómo el conocimiento generado desde el laboratorio puede transformarse en soluciones aplicables y en mejoras tangibles para la operación diaria de las plantas.

cial industrial de la solución desarrollada y, sobre todo, en que todo este conocimiento siga aportando valor en el día a día de la operación de las instalaciones. En esta operativa diaria, SITRA supervisa y gestiona sus proyectos de bioenergía con una herramienta

SITRA I EMPRESA

propia (WIM). Esta es capaz de monitorizar este tipo de instalaciones a tiempo real, integrando toda la información crítica de operación en un único entorno digital capaz de detectar cualquier desviación que se pueda convertir en incidencia. Esto ya ha generado resultados tangibles en plantas de biometano. En una de ellas, el análisis avanzado de datos realizado a través del WIM ha permitido identificar una desviación progresiva en los niveles de sulfuro de hidrógeno (H2S) antes de alcanzar umbral de alarma habitual. En otras palabras, un diagnóstico predictivo que corrige la incidencia y que en este caso se ha traducido en la recuperación de biometano que ha generado un beneficio económico de 45.000€. Más allá de la cifra, este caso ilustra el valor real que aporta una gestión basada en el conocimiento y los datos. Además, es el colofón a todo este modelo SITRA que acabamos de explicar: generación de conocimiento desde el laboratorio, validación tecnológica, experiencia operativa… y todo retroalimentado desde el dato y la automatización. Se trata de un proceso que también cambia la perspectiva de la innovación. No solo se trata de desarrollar nuevas tecnologías. Se trata de asegurar que cada dato, cada ensayo y cada aprendizaje se traduzca en una decisión que genere valor.

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SITRA www.sitra.es

La monitorización en tiempo real mediante WIM permite anticipar desviaciones operativas antes de que se conviertan en incidencias

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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EMPRESA I MATSA

SANDFIRE MATSA PROMUEVE LA ECONOMÍA CIRCULAR MEDIANTE LA TRANSFORMACIÓN DE RESIDUOS EN RECURSOS La compañía reutiliza residuos del proceso de flotación como relleno en interior de mina y estudia incorporar cenizas volantes de biomasa como sustituto parcial del cemento.

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

MATSA I EMPRESA

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as operaciones mineras de Sandfire MATSA avanzan en la aplicación de soluciones innovadoras para mejorar la gestión de residuos y favorecer un uso más eficiente de los recursos naturales. La compañía emplea un sistema de gestión y depósito de estériles espesados, considerado por la Comisión Europea como una de las mejores alternativas en esta materia. Los residuos generados durante el proceso de flotación en la Planta de Tratamiento son enviados a las Plantas de Pasta, donde, mediante la eliminación de agua y la adición de cemento, se transforman en un material idóneo para el relleno de galerías y cámaras en el interior de la mina. De esta forma, un material considerado residuo encuentra una nueva utilidad dentro del propio proceso productivo. Sandfire MATSA trabaja además en un proyecto para incorporar cenizas volantes procedentes de la combustión de biomasa como sustituto parcial del cemento en estos rellenos. Durante el último ejercicio fiscal se completaron las infraestructuras necesarias y se puso en marcha un laboratorio específico para controlar la resistencia del material. Las primeras pruebas realizadas están ofreciendo resultados positivos, lo que permitirá avanzar en la reducción del consumo de materias primas y en la valorización de este subproducto. Para los residuos que no pueden reutilizarse, Sandfire MATSA dispone de instalaciones especializadas diseñadas bajo estrictos criterios ambientales, de integración paisajística y seguridad,

La nueva instalación de gestión de estériles contará con una inversión de unos 60 millones de euros y permitirá garantizar la continuidad de la actividad minera en la zona

conforme a rigurosos estándares internacionales (GISTM) y con verificaciones periódicas por parte de expertos independientes.

Sandfire MATSA estudia incorporar cenizas volantes procedentes de la combustión de biomasa como sustituto parcial del cemento en los rellenos de interior de mina

Durante el último ejercicio fiscal, se iniciaron las obras de una nueva instalación de gestión de estériles, con una inversión de unos 60 millones de euros. Su puesta en marcha permitirá garantizar la continuidad de la actividad minera en la zona y contará con los mismos criterios de control y seguridad que la instalación actualmente en uso, operativa desde 2007.

= ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

MATSA www.sandfirematsa.es

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EN PRIMERA PERSONA

Biometano:

¿potencial o realidad? POR RAQUEL LEBRERO Y MARÍA MOLINOS, INVESTIGADORAS DEL INSTITUTO DE PROCESOS SOSTENIBLES, UNIVERSIDAD DE VALLADOLID

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

RAQUEL LEBRERO Y MARÍA MOLINOS

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l biometano es un gas renovable estratégico, tanto por su contribución a la descarbonización como por su capacidad para valorizar residuos orgánicos. Sin embargo, con un potencial de producción superior a 100 TWh/año y una capacidad instalada en 2026 de aproximadamente 1,4 TWh/ año, en España el biometano sigue siendo más una promesa de futuro que una realidad extendida.

España dispone de un potencial de producción de biometano superior a 100 TWh/año, frente a una capacidad instalada de aproximadamente 1,4 TWh/año en 2026

Hablar de biogás y biometano conduce rápidamente a cuestiones técnicas. Mediante digestión anaerobia, la materia orgánica se transforma en ausencia de oxígeno y genera una mezcla gaseosa compuesta principalmente por metano y dióxido de carbono, el biogás, junto con un digestato rico en nutrientes como nitrógeno y fósforo, cuya gestión constituye una parte inseparable del proceso. El biogás puede aprovecharse directamente para generar energía in situ o someterse a un proceso de upgrading que incrementa su concentración de metano y permite obtener biometano, apto para su uso como combustible o para su inyección en la red gasista. Sin embargo, reducir el desarrollo industrial del biogás y el biometano a un desafío tecnológico deja fuera buena parte de las variables regulatorias, económicas, ambientales y sociales que condicionan su implantación real. Su despliegue es, ante todo, un reto

de integración: entre energía y residuos, agricultura e industria, logística e infraestructuras, regulación y financiación, medio ambiente y territorio, sociedad y medio rural. Pocas tecnologías ilustran con tanta claridad la necesidad de una mirada multidisciplinar y multisectorial. La cuestión fundamental no es, por tanto, únicamente cómo producir biogás o biometano de manera eficiente, sino cómo construir una cadena de valor capaz de funcionar de principio a fin. 1. Una cadena de valor que empieza mucho antes de la planta La cadena de valor del biogás comienza mucho antes de que la materia orgánica llegue al digestor. Parte de explotaciones ganaderas y agrícolas, industrias agroalimentarias, depuradoras e instalaciones de tratamiento de residuos. Para que un proyecto sea viable, no basta con identificar los recursos disponibles: es necesario conocer su volumen real, características, localización y estabilidad de suministro. Identificar la materia prima es solo el primer eslabón. A partir de ahí interviene una multitud de actores y sectores imprescindibles para que el proyecto llegue a materializarse. Ganaderos y agricultores actúan como productores del sustrato y, más adelante, como receptores del digestato en forma de fer-

El despliegue del biometano no depende únicamente de la tecnología, sino de la integración entre energía, residuos, agricultura, industria, infraestructuras, regulación y territorio ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

tilizante; gestores de residuos y empresas de saneamiento intervienen en la recogida, clasificación y pretratamiento; ingenierías y fabricantes de tecnología diseñan e implantan la planta de digestión anaerobia y los sistemas de upgrading; y empresas de transporte y logística garantizan el flujo constante de materia prima y subproductos. A ellos se suman distribuidoras, comercializadoras y operadores del sistema gasista, responsables de la inyección a red o del suministro a consumidores finales, así como entidades financieras y programas de apoyo que facilitan la inversión. Las administraciones públicas, por su parte, definen el marco regulatorio, los incentivos y los procedimientos de autorización, cuya tramitación puede resultar decisiva para el desarrollo de cada proyecto. Y, junto a todos ellos, el territorio y la sociedad local desempeñan un papel esencial: su aceptación puede determinar que una instalación pase del papel a la realidad. Esta diferencia entre recurso teórico y recurso realmente movilizable es decisiva. Por tanto, hablar de biometano obliga a hablar simultáneamente de ingeniería, microbiología, agricultura, gestión de residuos, logística, mercados energéticos, infraestructuras, normativa y planificación territorial. Como ya se apuntaba, la multidisciplinariedad y la multisectorialidad no son elementos accesorios del sector: forman parte de su propia naturaleza. 2. Más allá del digestor La necesidad de abordar la generación de biogás desde una perspectiva multidisciplinar y multisectorial se pone a prueba en cuanto un proyecto intenta pasar de la idea al terreno. Las tecnologías de generación de biogás y biometano son maduras, pero escalar el mercado sigue planteando numerosas barreras. La primera aparece en el suministro de materias primas: la compe-

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EN PRIMERA PERSONA

La viabilidad de una planta puede verse condicionada por el suministro de materias primas, la logística, la gestión del digestato, la conexión a red, la financiación y su integración territorial

tencia por determinados recursos, su estacionalidad o la necesidad de garantizar contratos a largo plazo pueden condicionar la economía de una instalación durante toda su vida útil. A esto se suma la logística: las distancias importan, y una localización aparentemente óptima desde el punto de vista energético puede dejar de serlo al incorporar el coste económico, ambiental y social del transporte de los sustratos. También resulta fundamental una adecuada gestión y, cuando sea necesario, el pretratamiento de los residuos para retirar materiales impropios y sustancias que puedan inhibir el proceso. La gestión del digestato es igualmente relevante: bien planificada, contribuye a cerrar ciclos de nutrientes y generar valor agrícola; sin esa planificación, puede convertirse en una limitación operativa y ambiental. A estas barreras técnico-logísticas se suman otras de carácter económico y regulatorio: la conexión a las infraestructuras gasistas, el acceso a financiación, los contratos de compraventa de gas, la evolución de los precios energéticos o los mecanismos de certificación. Cualquiera de ellas puede comprometer la viabilidad de un proyecto técnicamente sólido. Además, cada barrera remite a actores distintos: operadores de red, entidades financieras, comercializadoras, distribuidoras y administraciones públicas, incluidas las locales,

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lo que refuerza la necesidad de coordinación. La lista de barreras es, en el fondo, también una lista de disciplinas e interlocutores. Junto a estas barreras existe otra que no siempre ha recibido la misma atención: la integración territorial. Las plantas de biogás y biometano deben situarse cerca de las fuentes de materia orgánica, lo que vincula su implantación al medio rural y a comunidades concretas. Una instalación puede cumplir todos los requisitos técnicos y ambientales y, aun así, generar rechazo si el territorio percibe principalmente tráfico, olores, concentración de residuos o impacto paisajístico, sin beneficios claros asociados. Por eso, la aceptación social no puede abordarse como una tarea de comunicación al final del proyecto, sino que debe incorporarse desde el inicio en las de-

cisiones sobre ubicación, dimensión, logística y relación con el entorno. Todo ello ocurre, además, en un contexto de incertidumbre geopolítica y volatilidad de los mercados energéticos, lo que refuerza la importancia de la seguridad jurídica. Sin un marco regulatorio estable, predecible y coherente en el tiempo resulta difícil sostener inversiones a largo plazo. La regulación deja así de ser un simple trámite administrativo para convertirse en una pieza tan determinante como la disponibilidad de materia prima o la aceptación social. 3. Regular la demanda no es construir la oferta El biometano ocupa un lugar cada vez más central en la agenda energética europea. REPowerEU fijó como re-

INTEGRACIÓN PARA UN MAYOR IMPACTO

Energía

Residuos

BIOGÁS Y BIOMETANO

Agricultura

Más que energía

Industria

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

Territorio y sociedad

RAQUEL LEBRERO Y MARÍA MOLINOS

El proyecto de Real Decreto plantea elevar la cuota mínima de biometano desde el 0,5 % en 2028 hasta el 6 % en 2035, equivalente a unos 10 TWh anuales ferencia 35.000 millones de metros cúbicos anuales de biometano para 2030, mientras que la actualización del PNIEC 2023-2030 sitúa el objetivo español en 20 TWh anuales de biogás para esa fecha. A ello se suman instrumentos como el sistema de garantías de origen, que permite acreditar y comercializar el carácter renovable del gas, especialmente relevante para consumidores industriales que necesitan justificar reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero. El instrumento que más atención ha generado recientemente es el proyecto de Real Decreto impulsado por el MITECO, que plantea cuotas mínimas de biometano en el gas comercializado, desde el 0,5 % en 2028 hasta el 6 % en 2035, equivalente a unos 10 TWh anuales. Sin entrar en el detalle técnico de la propuesta, su principal novedad es que introduce una señal de demanda a largo plazo. Sin embargo, regular la demanda no genera automáticamente la oferta necesaria para cubrirla. Entre fijar un objetivo y disponer de una planta operativa hay que asegurar sustratos, cerrar acuerdos de suministro, completar la tramitación, obtener financiación y alcanzar acuerdos con el territorio, entre otros pasos. En definitiva, el cumplimiento de estos objetivos depende de toda la cadena de actores y disciplinas descrita hasta ahora. El punto de partida en el que nos encontramos da una medida del recorrido pendiente para alcanzar el objetivo propuesto. En 2024, la inyección de biometano a la red española apenas alcanzó los 316 GWh, un volumen todavía muy alejado tanto de los 20 TWh de producción previstos por el

PNIEC para 2030 como de los cerca de 10 TWh que supondría la cuota del 6% en 2035. Sin embargo, la comparación con otros países muestra que esta brecha puede reducirse. Francia ha logrado superar a Alemania en volumen de producción gracias, entre otros factores, a sistemas de primas a la inyección que proporcionan ingresos predecibles a los productores, mientras que en España los costes de conexión a la red recaen todavía mayoritariamente sobre el promotor. El objetivo propuesto no es inalcanzable, pero su cumplimiento dependerá de mucho más que de capacidad tecnológica. Será necesaria la coordinación entre administraciones, el acceso a materias primas sostenibles, la búsqueda de soluciones para el digestato, la existencia de contratos estables y la aceptación de los territorios que acogen las plantas. Ninguna de estas piezas pertenece en exclusiva al ámbito energético, y ninguna puede resolverse desde una sola disciplina y sector. Quizá tenga sentido, de hecho, dejar de pensar las plantas de biogás y biometano únicamente como instalaciones energéticas y entenderlas como infraestructuras territoriales de economía circular, ya que gestionan mate-

En 2024, la inyección de biometano a la red española apenas alcanzó los 316 GWh, frente a los 20 TWh anuales de biogás previstos por el PNIEC para 2030 ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

riales orgánicos, recuperan nutrientes, evitan emisiones y generan actividad económica local, además de producir un gas renovable. Bajo esta mirada, el objetivo no es multiplicar el número de plantas, sino desarrollar aquellas que aporten mayor valor ambiental, económico y social en cada territorio. Es precisamente en esa dirección donde trabajará RENEWME, una red doctoral Marie Skłodowska-Curie (MSCA-DN) coordinada por el Instituto de Procesos Sostenibles de la Universidad de Valladolid, que comenzará en 2027 y se desarrollará durante 4 años. Su objetivo es generar conocimiento científico interdisciplinar que integre estas dimensiones —técnica, económica, social, regulatoria y territorial— en marcos de decisión basados en datos y orientados a la política pública, con una Guía Blanca del Biometano como uno de sus resultados centrales. La red, integrada por un consorcio de 11 entidades pertenecientes a 8 países europeos, formará a 12 doctorandos en un entorno interdisciplinar, intersectorial e internacional, preparándolos para liderar la transición energética europea. El futuro del biogás y el biometano en España depende en gran medida de la capacidad de coordinar a productores, ingenierías, financiadores, administraciones y territorios en torno a un mismo proyecto. Iniciativas como RENEWME apuntan en esa dirección, formando a una nueva generación de investigadores para quienes la multidisciplinariedad no será un añadido, sino el punto de partida. Solo así, el potencial del biogás puede convertirse en la realidad que España todavía tiene pendiente.

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ENTREVISTA

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Ángela Sainz Arnau DIRECTORA DE COMUNICACIÓN DE LA EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION (EBA) 30

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

El biometano ya ha demostrado su potencial en Europa; ahora es necesario generar las condiciones para desplegarlo a gran escala Griselda Romero

TEMAS: BIOGÁS, BIOMETANO, SOSTENIBILIDAD, ECONOMÍA CIRCULAR

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a seguridad de suministro, la competitividad industrial, la gestión de residuos y la necesidad de desfosilizar usos difíciles de electrificar han reforzado el interés por soluciones capaces de conectar energía, territorio y economía circular. En este contexto, el biogás y el biometano han ganado protagonismo en la estrategia energética europea como complemento a la electrificación y afrontan ahora una etapa decisiva: demostrar que el potencial que se les reconoce puede traducirse en mercados consolidados, inversión y capacidad operativa. Para profundizar en esta cuestión, recurrimos a la European Biogas Association (EBA), la asociación europea que representa a toda la cadena de valor del biogás y el biometano y trabaja para impulsar su desarrollo sostenible en Europa. Su directora de Comunicación, Ángela Sainz Arnau, analiza el momento que atraviesa el sector, el papel que estos gases renovables pueden desempeñar en el sistema energético europeo y las condiciones necesarias para acelerar su despliegue. A lo largo de la entrevista, Sainz aborda el grado de avance hacia los objetivos de 2030 y 2040, la evolución del mercado y las diferencias entre Estados miembros, el impulso inversor, las principales barreras para el desarrollo del sector, su con-

tribución a la economía circular y la competitividad industrial, así como las áreas de innovación que marcarán la próxima década. La conversación se detiene también en el caso de España, en pleno crecimiento y con un elevado interés inversor, y en cuestiones cada vez más determinantes como la aceptación social y la integración de los proyectos en el territorio.

En apenas unos años, el biometano ha pasado de ser una tecnología con un papel relativamente secundario a ocupar un lugar destacado en la estrategia energética europea. Desde su punto de vista, ¿qué factores explican este cambio de paradigma y qué papel desempeñarán el biogás y el biometano en el sistema energético europeo de las próximas décadas? El cambio de posición del biometano en Europa responde, en primer lugar, a la evolución de las prioridades energéticas y geopolíticas de la Unión Europea. La crisis energética puso de manifiesto la vulnerabilidad asociada a la dependencia de los combustibles fósiles importados y aceleró la búsqueda de soluciones renovables, domésticas y escalables. En este contex-

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ENTREVISTA

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El valor del biogás y el biometano va mucho más allá de sustituir al gas fósil. Estamos hablando de una solución circular que transforma residuos y materia orgánica en energía renovable, fertilizantes orgánicos y CO₂ biogénico to, el biometano ha pasado a convertirse en un componente estratégico de la transición energética europea. REPowerEU marcó un punto de inflexión al establecer el objetivo de producir 35 bcm de biometano al año en 2030. Desde entonces, el sector ha demostrado que dispone de capacidad para crecer. Pero el valor del biogás y el biometano va mucho más allá de sustituir al gas fósil. Estamos hablando de una solución circular que transforma residuos y materia orgánica en energía renovable, fertilizantes orgánicos y CO₂ biogénico. Proteger el medio ambiente no consiste solo en reducir emisiones, sino también en aprovechar mejor los recursos. Esa combinación explica por qué su papel será cada vez más relevante en el desarrollo de la bioeconomía europea.

En un sistema energético cada vez más electrificado, ¿qué papel específico cree que deben desempeñar el biogás y el biometano? ¿En qué sectores considera que estos gases renovables aportan un mayor valor añadido frente a otras alternativas de descarbonización? La electrificación será fundamental para alcanzar la neutralidad climática, pero eso no significa que todas las necesidades

energéticas puedan o deban electrificarse. La electricidad representa actualmente alrededor del 24 % del consumo final de energía en la UE, mientras que una parte importante de la demanda sigue vinculada al calor y a sectores industriales difíciles de electrificar. Al mismo tiempo, aunque el consumo de gas fósil disminuirá, la demanda de gas seguirá siendo relevante durante las próximas décadas, por lo que será necesario acelerar su sustitución por gases renovables. El biogás y el biometano no compiten con la electrificación, sino que la complementan allí donde las moléculas aportan un mayor valor: determinados procesos industriales de alta temperatura, el transporte pesado y marítimo y otros usos difíciles de electrificar. Además, pueden aportar flexibilidad y resiliencia al sistema y aprovechar las infraestructuras gasistas existentes. Europa necesita, por tanto, una combinación inteligente de electrones y moléculas renovables. Esta necesidad también está siendo expresada por la industria: empresas de distintos sectores han reclamado, a través de la Joint Biomethane Declaration de la EBA, un despliegue más rápido del biometano como herramienta de competitividad, seguridad energética y desfosilización. El marco energético posterior a 2030 debería reflejar esta complementariedad y permitir que cada solución se desarrolle allí donde aporte un mayor valor.

El biogás y el biometano no compiten con la electrificación, sino que la complementan allí donde las moléculas aportan un mayor valor: determinados procesos industriales de alta temperatura, el transporte pesado y marítimo y otros usos difíciles de electrifica 32

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ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

La producción de biometano está creciendo con rapidez, pero su consolidación dependerá también de que exista una demanda sólida. Desde su punto de vista, ¿qué mecanismos serán necesarios para impulsar el mercado europeo del biometano? ¿Qué papel deberán desempeñar la industria, el transporte, las redes gasistas o las políticas públicas para estimular su consumo allí donde pueda aportar un mayor valor? Actualmente existe una demanda creciente de biometano y una capacidad de producción escalable, pero para acelerar el desarrollo del mercado es necesario contar con un marco de políticas e instrumentos que permita transformar esa demanda en nuevas inversiones y mayores volúmenes de producción. En los países donde el mercado del biometano se encuentra en fases más tempranas de desarrollo, como es el caso de España, será necesario combinar distintos mecanismos de apoyo a la producción y a la demanda, adaptados a las circunstancias nacionales. La experiencia de países como Italia, Francia o Dinamarca demuestra que una combinación adecuada de instrumentos puede contribuir de forma decisiva a dinamizar el sector. No existe un único mecanismo válido para todos los mercados: pueden combinarse ayudas a la inversión, incentivos a la producción, incentivos al consumo, obligaciones de suministro u otras herramientas regulatorias. El objetivo debe ser crear un marco estable y predecible que permita movilizar inversiones y avanzar en la desfosilización del sistema energético desde un enfoque tecnológicamente neutro. A nivel de infraestructuras, resulta igualmente fundamental garantizar un acceso eficiente y no discriminatorio del biometano a las redes gasistas, en línea con lo establecido en el denominado Gas Package (Directiva (UE) 2024/1788), cuyo plazo de transposición por parte de los Estados miembros expiró el pasado 5 de agosto. Los procedimientos de conexión y acceso deben ser claros, ágiles y proporcionados, evitando cargas administrativas o costes desproporcionados que

puedan frenar nuevos proyectos. Facilitar la integración del biometano en las redes permite, además, ampliar el número de consumidores potenciales y conectar la producción local con aquellos usos donde el gas renovable puede aportar un mayor valor. Asimismo, es fundamental contar con sistemas europeos de certificación y trazabilidad sólidos y transparentes que permitan acreditar el origen renovable del gas y sus características de sostenibilidad. Esto resulta especialmente importante para que los consumidores industriales puedan demostrar adecuadamente los ahorros de emisiones asociados al uso de biometano y beneficiarse de ellos en los marcos regulatorios aplicables, incluido el EU ETS, basado en sistemas de monitorización, reporte y verificación de emisiones. Por último, los contratos de compra a largo plazo también pueden desempeñar un papel fundamental. Los Biomethane Purchase Agreements proporcionan visibilidad y seguridad tanto a productores como a consumidores, facilitando la financiación de nuevos proyectos y aportando una mayor previsibilidad a la demanda.

Existe una demanda creciente de biometano y una capacidad de producción escalable, pero para acelerar el desarrollo del mercado es necesario contar con un marco de políticas e instrumentos que permita transformar esa demanda en nuevas inversiones y mayores volúmenes de producción

La Unión Europea mantiene el objetivo de alcanzar una producción anual de 35 bcm de biometano en 2030, mientras que la EBA ya plantea una visión mucho más ambiciosa para 2040. ¿Consideran que Europa dispone hoy de las condiciones necesarias para cumplir estos objetivos? En caso contrario, ¿qué decisiones políticas, regulatorias o de mercado serán imprescindibles para hacerlo posible? Europa dispone de los recursos y de la tecnología necesarios para alcanzar estos objetivos, pero todavía no reúne todas las condiciones regulatorias y de mercado necesarias para hacerlo al ritmo requerido. Un informe reciente de Guidehouse estima un potencial total de producción de biometano de hasta 35 bcm en 2030 en Europa (UE-27, Reino Unido, Noruega y Suiza), procedente

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ENTREVISTA

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RADIOGRAFÍA DE UN SECTOR EN EXPANSIÓN

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Situación actual del sector Capacidad instalada de biometano

Plantas de biometano operativas

Nueva capacidad incorporada en un año

8,2 bcm/año

≈1.975

Producción europea conjunta de biogás y biometano (2024)

22 bcm/año

>1 bcm

Capacidad instalada equivalente

≈80 TWh/año

35 bcm/año 26 bcm/año

Objetivo REPowerEU (2030) EU-27 Producción prevista por los Estados miembros (2030) Potencial estimado por Guidehouse (2030) EU-27 + 3

Hasta 35 bcm/año 116-132 bcm/año 205 bcm/año

Potencial estimado (2040) Potencial estimado (2050)

Producción de biometano

Objetivos y potencial de crecimiento Horizonte

EUROPA, EN CIFRAS:

Las cifras recopiladas por la European Biogas Association (EBA) reflejan el momento que atraviesa el sector europeo del biometano: una industria en crecimiento, con un elevado potencial de desarrollo y una cartera de inversión sin precedentes, aunque todavía lejos de los objetivos marcados por REPowerEU.

Potencial de producción en 2030 25 % Residuos agrícolas

23 %

19 %

Estiércol ganadero

Cultivos intermedios

15 % Aguas residuales industriales

Estas cuatro materias primas concentran el 81 % del potencial total estimado para Europa.

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ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

Impulso inversor Inversión comprometida

36.000 millones €

Nueva capacidad potencial asociada

Equivalencia energética

9 bcm/año

≈90 TWh

Si esta cartera de proyectos llega a materializarse, Europa podría incorporar alrededor de 9 bcm anuales adicionales de capacidad de producción para 2030, equivalentes a unos 90 TWh, que se sumarían a la capacidad instalada actual.

Los países que lideran el mercado Producción y despliegue Francia Alemania Italia Dinamarca Reino Unido

Mayor interés inversor Dinamarca Italia España

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ENTREVISTA

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principalmente de residuos agrícolas (25 %), estiércol ganadero (23 %), cultivos intermedios (19 %) y aguas residuales industriales (15 %), que en conjunto representan el 81 % del potencial total. Además, prevé que este potencial aumente hasta 116-132 bcm en 2040 y hasta 205 bcm en 2050. Ahora bien, ¿cuál es la situación actual? Desde diciembre de 2022, las orientaciones de la Comisión Europea sobre los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima (PNIEC) han animado a los Estados miembros a incluir un apartado específico sobre biogás y biometano en las actualizaciones de estos planes, con el objetivo de impulsar un mayor crecimiento de la producción en línea con la meta —no vinculante— de 35 bcm anuales para 2030 fijada por REPowerEU. Sin embargo, si se agregan las previsiones incluidas por los distintos Estados miembros, la producción prevista para 2030 alcanza únicamente 26 bcm anuales. Aunque el sector está invirtiendo y creciendo, y cada vez son más los países que incorporan objetivos específicos para el biogás y el biometano, las previsiones actuales siguen siendo insuficientes para alcanzar la meta fijada por REPowerEU. Por ello, será necesario elevar el nivel de ambición y reforzar los objetivos nacionales para aprovechar plenamente el potencial del biometano y contribuir a los objetivos europeos de seguridad energética y desfosilización.

Aunque el sector está invirtiendo y creciendo, las previsiones actuales siguen siendo insuficientes para alcanzar la meta fijada por REPowerEU. Es necesario elevar la ambición y reforzar los objetivos nacionales

Desde la aprobación de REPowerEU se han producido avances significativos, aunque siguen existiendo diferencias muy marcadas entre Estados miembros. ¿Cómo valora la evolución del sector en estos últimos años? ¿Qué países considera que están liderando el desarrollo del biometano y qué políticas o modelos de apoyo podrían servir 36

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

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ENTREVISTA

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Las barreras que frenan el despliegue del biometano… y cómo superarlas El principal desafío ya no es demostrar que el biometano funciona o que tiene una relevancia estratégica para Europa. El reto consiste en crear las condiciones necesarias para que pueda desplegarse a gran escala y aprovechar todo su potencial.

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¿QUÉ NOS FRENA?

¿QUÉ HACE FALTA?

Insuficiente ambición política y regulatoria

Establecer objetivos suficientemente ambiciosos y señales políticas claras, tanto a escala europea como nacional, para generar certidumbre y visibilidad a largo plazo, reducir el riesgo de las inversiones y favorecer el desarrollo de una demanda estable.

Menor competitividad frente al gas fósil

Contar con mecanismos que permitan cerrar la brecha entre el coste de producción del biometano y el precio de mercado del gas natural durante las fases iniciales de desarrollo del mercado. Estos mecanismos deberían reconocer el valor de la reducción de emisiones, la seguridad energética, la gestión de residuos y el resto de beneficios ambientales y sistémicos asociados a su producción.

Fragmentación del marco regulatorio

Avanzar hacia una mayor coherencia regulatoria entre las normas de energía, agricultura, residuos, fertilizantes, clima y medio ambiente, evitando duplicidades, cargas administrativas e incertidumbre, especialmente en el desarrollo de nuevos proyectos.

Permisos administrativos lentos y complejos

Agilizar la tramitación y simplificar los procedimientos para reducir uno de los principales cuellos de botella que afrontan los nuevos proyectos.

Reconocimiento parcial del valor del biogás y el biometano

Conseguir que las políticas reconozcan el valor completo de los sistemas de biogás y biometano, y no únicamente el volumen de gas renovable producido. Su cadena de valor contribuye simultáneamente a la descarbonización, la gestión de residuos, la agricultura, la producción de fertilizantes renovables, la seguridad energética y el aprovechamiento del CO₂ biogénico.

Dificultades de conexión a las redes gasistas

Garantizar procedimientos de acceso y conexión más ágiles y eficientes que faciliten la integración del biometano en las infraestructuras existentes.

Limitaciones en el acceso a materias primas sostenibles

Adaptar de forma dinámica el marco europeo —incluido el Anexo IX de la Directiva de Energías Renovables— para incorporar nuevas materias primas sostenibles conforme evolucionen las tecnologías y el conocimiento disponible.

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ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

de referencia para acelerar su implantación en el conjunto de Europa? Desde REPowerEU, el crecimiento ha sido muy significativo, aunque se concentra sobre todo en determinados países. Los datos más recientes publicados el pasado mes de julio muestran que ya existen alrededor de 1.975 plantas de biometano operativas en Europa y una capacidad instalada de 8,2 bcm/ año, tras añadir más de 1 bcm de capacidad en apenas un año. Si consideramos la producción conjunta de biogás y biometano, los últimos datos disponibles del Statistical Report son los de 2024 y reflejan una producción europea de 22 bcm anuales. Actualmente, en el segmento que más crece el biometano, Francia, Alemania, Italia, Dinamarca y Reino Unido se encuentran entre los países que lideran la producción y el despliegue. Al mismo tiempo, cuando analizamos la nueva inversión anunciada, Dinamarca, Italia y España aparecen entre los mercados que están atrayendo mayor interés inversor. No existe un único modelo que pueda trasladarse directamente de un país a otro. Sin embargo, sí hay elementos comunes en los mercados que están creciendo: objetivos claros, estabilidad normativa, acceso a las redes, procedimientos administrativos eficientes y mecanismos que permitan a los productores obtener un retorno adecuado por el valor energético y ambiental del biometano.

Más allá de la producción de energía renovable, el biogás y el biometano ofrecen beneficios asociados a la valorización de residuos orgánicos, la gestión sostenible de los estiércoles, la producción de fertilizantes renovables, la reducción de emisiones de metano y el impulso de la bioeconomía. ¿Cree que este carácter transversal está suficientemente reconocido en las políticas europeas o sigue predominando una visión centrada principalmente en su contribución energética? Todavía existe una tendencia a analizar el biogás y el biometano principalmente como fuentes de energía renovable, cuando su

contribución es mucho más amplia. Los sistemas de biogás permiten transformar residuos agrícolas, estiércoles, biorresiduos, residuos orgánicos industriales, aguas residuales y otros recursos en energía renovable. Al mismo tiempo, generan digestato, que puede convertirse en fertilizante orgánico y devolver nutrientes al suelo, y permiten recuperar CO₂ biogénico para usos industriales o para soluciones de eliminación de carbono. Por eso hablamos de una solución de economía circular: no solo sustituimos combustibles fósiles, sino que también cerramos ciclos de nutrientes y carbono, reducimos residuos y emisiones de metano y generamos nuevas oportunidades para agricultores, industrias y territorios rurales. Este carácter transversal debería estar mucho más presente en las políticas europeas.

El último Biomethane Investment Outlook elaborado por la EBA identifica cerca de 36.000 millones de euros en inversiones previstas, más de 1.200 nuevas plantas y un incremento del 28 % respecto a la edición anterior. ¿Qué lectura hace de estos datos? ¿Cree que el sector ha entrado definitivamente en una fase de despliegue industrial o siguen existiendo incertidumbres que podrían ralentizar la materialización de esta cartera de proyectos? Los datos del Biomethane Investment Outlook 2026 identifican alrededor de 36.000 millones de euros en inversiones comprometidas. Si estas inversiones se materializan, podrían aportar alrededor de 9 bcm anuales adicionales de capacidad de producción para 2030, equivalentes a unos 90 TWh. Esto se sumaría a la capacidad instalada actual que, como señalábamos anteriormente, ya ha superado los 8 bcm anuales, unos 80 TWh. En este mismo informe, España aparece como el tercer país receptor de inversión, con 3.100 millones de euros previstos para los próximos años, lo que supondría una capacidad adicional de 8,5 TWh anuales. El reto ahora es convertir este interés inversor en capacidad operativa y consumo. Para ello, será necesario mantener la confianza de los inversores y eliminar los obstáculos que puedan retrasar la materialización de estos proyectos.

Los mercados que están creciendo comparten elementos comunes: objetivos claros, estabilidad normativa, acceso a las redes, procedimientos administrativos eficientes y mecanismos que reconozcan el valor energético y ambiental del biometano ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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ENTREVISTA

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Las grandes áreas de innovación que marcarán la próxima década La próxima década estará marcada por una ampliación del concepto de biogás, en la que la innovación irá mucho más allá del aumento de la producción de biometano.

ÁMBITO DE INNOVACIÓN

PRINCIPALES OPORTUNIDADES IDENTIFICADAS

Nuevas materias primas

Utilización de materias primas y residuos actualmente infrautilizados.

Valorización del digestato

Valorización avanzada del digestato y recuperación de nutrientes para producir fertilizantes renovables.

CO₂ biogénico

Recuperación, utilización y certificación del CO₂ biogénico.

Nuevas tecnologías de producción

Desarrollo de tecnologías como la gasificación y la metanización, capaces de ampliar las fuentes de materia prima y las posibilidades de producción de gases renovables.

Integración energética

Mayor integración de los sistemas de biogás con otras energías renovables, favoreciendo un mejor aprovechamiento de los recursos disponibles.

Digitalización y desempeño ambiental

Incorporación de tecnologías de monitorización, digitalización y detección de emisiones, incluidos los sistemas LDAR, para mejorar el desempeño ambiental y la eficiencia de las plantas e identificar y reducir las fugas de metano con mayor precisión.

Limitaciones en el acceso a materias primas sostenibles

Adaptar de forma dinámica el marco europeo — incluido el Anexo IX de la Directiva de Energías Renovables— para incorporar nuevas materias primas sostenibles conforme evolucionen las tecnologías y el conocimiento disponible.

La innovación no consistirá únicamente en producir más biometano, sino en extraer un mayor valor de toda la cadena y aprovechar mejor los recursos disponibles

El objetivo: hacer más con los mismos recursos La innovación debe permitir avanzar simultáneamente en distintos frentes: • producir energía renovable; • recuperar nutrientes; • reducir emisiones; • aprovechar el CO₂ biogénico; • generar nuevas materias primas para la bioeconomía.

La fortaleza transversal Esta capacidad de integrar energía, agricultura, gestión de residuos y economía circular es precisamente una de las principales fortalezas del sector del biogás y el biometano.

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

En un contexto geopolítico cada vez más complejo, la capacidad de producir energía, nutrientes y carbono renovable dentro de Europa constituye una ventaja estratégica que todavía no estamos valorando suficientemente

La competitividad industrial y la autonomía estratégica se han convertido en dos de las grandes prioridades de la Unión Europea. ¿Qué papel pueden desempeñar el biogás y el biometano para reforzar la resiliencia energética europea, reducir la dependencia de combustibles fósiles importados y contribuir a una industria más competitiva? El biometano contribuye directamente a ambas prioridades. Es un recurso energético producido en Europa, con tecnologías europeas y a partir de recursos que, en muchos casos, todavía no están plenamente valorizados. Esto permite reducir la dependencia de combustibles fósiles importados y mantener una mayor parte del valor económico dentro de Europa. Además, el biometano puede sustituir al gas natural en numerosos procesos industriales sin necesidad de transformar por completo las infraestructuras existentes. Pero su contribución a la competitividad va más allá de la energía. La producción de biogás puede generar nuevos ingresos para agricultores y territorios rurales, mejorar la gestión de residuos y producir fertilizantes orgánicos y CO₂ biogénico, reduciendo así otras dependencias estratégicas. En un contexto geopolítico cada vez más complejo, esta capacidad de producir energía, nutrientes y carbono renovable dentro de Europa constituye una ventaja estratégica que todavía no estamos valorando suficientemente.

Para finalizar, si dentro de diez años miráramos atrás y concluyéramos que el biogás y el biometano se han consolidado como un pilar fundamental de la transición energética europea, ¿qué habrá tenido que cambiar respecto a la situación actual? ¿Qué

decisiones y prioridades habrán sido determinantes para hacerlo posible? Si dentro de diez años queremos mirar atrás y considerar que el biogás y el biometano se han convertido en un pilar de la desfosilización y de la gestión sostenible de los recursos en la economía europea, tendremos que haber pasado de una fase de reconocimiento de su potencial a otra de despliegue plenamente integrado en las políticas europeas. En un contexto en el que la desfosilización es urgente para reducir las emisiones y limitar los impactos del cambio climático, apostar por una única vía, como la electrificación, significaría cerrar puertas cuando necesitamos aprovechar todas las soluciones disponibles. Europa necesita una combinación inteligente de electrones y moléculas renovables, asignando cada solución allí donde pueda aportar un mayor valor y eficiencia. El biogás y el biometano pueden desempeñar un papel fundamental en esa combinación. Al mismo tiempo, necesitamos mercados capaces de reconocer el valor del biometano más allá de la energía, prestando una mayor atención a los coproductos y servicios que genera su cadena de valor. Esto pasa por integrar mejor energía, agricultura, gestión de residuos, fertilizantes y carbono dentro de una misma visión de economía circular. Europa ya cuenta con los recursos, la tecnología, una industria preparada y una cartera creciente de proyectos e inversiones. Ahora necesita las condiciones políticas y regulatorias adecuadas para transformar ese potencial en proyectos, mercados y beneficios reales para la economía y los territorios europeos. La fortaleza del biogás y el biometano reside precisamente en la diversidad de soluciones que ofrecen y en su capacidad para conectar sectores que hasta ahora se han abordado de forma separada.

La fortaleza del biogás y el biometano reside precisamente en la diversidad de soluciones que ofrecen y en su capacidad para conectar sectores que hasta ahora se han abordado de forma separada

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ENTREVISTA

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España, ante la oportunidad de convertirse en uno de los grandes mercados europeos del biometano El mercado español afronta una fase decisiva para convertir el interés inversor en producción efectiva ÁNGELA SAINZ ARNAU, DIRECTORA DE COMUNICACIÓN DE LA EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION (EBA), CONSIDERA QUE ESPAÑA REÚNE UNO DE LOS MAYORES POTENCIALES EUROPEOS PARA DESARROLLAR UNA INDUSTRIA DEL BIOMETANO SOSTENIBLE Y COMPETITIVA. SIN EMBARGO, ADVIERTE DE QUE EL RETO YA NO RESIDE EN EL POTENCIAL, SINO EN CONVERTIRLO EN PRODUCCIÓN EFECTIVA MEDIANTE UN MERCADO ESTABLE, UNA ADECUADA VALORIZACIÓN DE TODA LA CADENA DE VALOR Y UN DESPLIEGUE INTEGRADO EN EL TERRITORIO.

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spaña atraviesa un momento de fuerte crecimiento del mercado del biometano, aunque todavía se encuentra en una fase inicial respecto a su enorme potencial, ligado en buena medida al peso de los sectores agrario y ganadero. Según recuerda Sainz, a finales de 2024 el país contaba con 14 plantas de biometano operativas —unas 25 en la actualidad—, con una producción de 0,3 TWh, además de unas 270 plantas de biogás, que producen 4,1 TWh. La directora de Comunicación de la EBA subraya que los inversores siguen reconociendo las oportunidades que ofrece el mercado español. El Biomethane Investment Outlook 2026 sitúa a España entre los mer-

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cados europeos que despiertan un mayor interés inversor, junto con Dinamarca e Italia, y la identifica como el tercer país receptor de inversión prevista, con 3.100 millones de euros comprometidos para los próximos años, una cifra que podría traducirse en 8,5 TWh adicionales de capacidad instalada. A ello se suma el objetivo fijado por el PNIEC actualizado de alcanzar una producción anual de 20 TWh de biogás en 2030, duplicando la ambición de la anterior Hoja de Ruta del Biogás. Sainz recuerda además que España continúa siendo un mercado en desarrollo y considera que, para acelerar su crecimiento, será necesario combinar distintos mecanismos de apoyo

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

a la producción y a la demanda, adaptados a las circunstancias nacionales.

APROVECHAR TODO EL VALOR DEL BIOMETANO Para la EBA, el desarrollo del biometano en España debe ir acompañado de una adecuada valorización de todos los productos y beneficios asociados a esta tecnología, y no limitarse al incremento de la producción de gas renovable. En este sentido, Ángela Sainz considera fundamental avanzar en la valorización del digestato como fertilizante y fuente de nutrientes, ya que, si este producto no dispone de un marco regulatorio y de un mercado adecuados, una

ÁNGELA SAINZ ARNAU, EUROPEAN BIOGAS ASSOCIATION

España en cifras Plantas de biometano (finales de 2024)

14

Plantas de biometano (actualidad)

≈25

Producción de biometano

0,3 TWh

Plantas de biogás

≈270

Producción de biogás

4,1 TWh

Objetivo PNIEC 2030

20 TWh/año

Inversión prevista

3.100 millones €

Capacidad adicional asociada

8,5 TWh

Posición europea

3.er país receptor de inversión prevista

parte importante del valor circular de las plantas se pierde y aumenta la incertidumbre económica de los proyectos. Del mismo modo, defiende que el desarrollo de mercados para el CO₂ biogénico debería formar parte de la estrategia de crecimiento del sector, especialmente ante la creciente demanda de este recurso en distintas aplicaciones industriales. Su adecuada certificación y comercialización permitiría generar nuevas fuentes de ingresos para los proyectos y reforzar el modelo de economía circular asociado al biogás y al biometano.

EL DESAFÍO DIFERENCIAL: LA ACEPTACIÓN SOCIAL Más allá de los aspectos técnicos y económicos, Sainz identifica la aceptación social como uno de los principales retos para el desarrollo del biometano en España y advierte de que puede convertirse en uno de los factores determinantes para el futuro del sector.

En este contexto, considera que la transparencia, la información y el diálogo con las comunidades locales deben formar parte del desarrollo de los proyectos desde sus primeras fa-

El reto de España no es la falta de proyectos ni de potencial, sino conseguir que ese potencial se traduzca en producción efectiva, cumpliendo con las garantías ambientales necesarias ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ses. Asimismo, destaca que las visitas a plantas existentes constituyen una herramienta especialmente eficaz para acercar estas instalaciones a la ciudadanía y combatir la desinformación mediante información objetiva sobre cuestiones como los olores, el tráfico, las emisiones o el ruido. Respecto al sello de excelencia social, territorial y ambiental para el biometano, impulsado por el Gobierno, considera que puede contribuir a reconocer las buenas prácticas y reforzar la confianza, aunque advierte de que su carácter obligatorio podría introducir cargas burocráticas adicionales durante la tramitación de los proyectos.

UNA OPORTUNIDAD... Y TAMBIÉN UNA RESPONSABILIDAD La directora de Comunicación de la EBA considera que España dispone de una oportunidad extraordinaria para desarrollar una industria del biometano sostenible y competitiva, pero también de una responsabilidad. En su opinión, los proyectos que se impulsen durante los próximos años deben aspirar a convertirse en proyectos de referencia, no solo desde el punto de vista tecnológico y ambiental, sino también por su integración en el territorio y su relación con las comunidades locales. Estos primeros desarrollos pueden sentar un precedente para el conjunto de la industria y contribuir a generar la confianza necesaria para el crecimiento del sector. Para lograrlo, considera fundamental contar con un apoyo político e institucional claro y coordinado entre las administraciones nacional, autonómica y local, así como reforzar la coordinación entre agricultura, ganadería, gestión de residuos, industria y energía, de forma que los proyectos respondan a las necesidades del territorio y generen beneficios compartidos.

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EMPRESA I CYCLE0

BIOMETANO: UNA ENERGÍA ESTRATÉGICA PARA ESPAÑA Y EUROPA 44

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CYCLE0 I EMPRESA

Su carácter renovable, gestionable y local refuerza su papel en la descarbonización, la seguridad energética y el desarrollo de una economía circular.

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l biometano ya no se considera únicamente una herramienta de apoyo a la descarbonización. Su papel está cambiando. En toda Europa, se reconoce cada vez más como una fuente estratégica y local de energía verde: se produce a partir de materias primas orgánicas de origen local y está al margen de las fluctuaciones de los precios mundiales que afectan a los combustibles fósiles importados. Este cambio es significativo. En un periodo caracterizado por la incertidumbre geopolítica, la volatilidad de los mercados energéticos y las crecientes presiones para reforzar la resiliencia industrial de Europa, el biometano ofrece mucho más que una simple reducción de las emisiones de carbono, precisamente en un momento en que el consumo energético se vuelve cada vez más dependiente del gas. El biometano favorece la estabilidad y la resiliencia económica, la independencia energética, refuerza las economías circulares y garantiza una infraes-

El biometano convierte flujos locales de residuos orgánicos en una fuente renovable capaz de reforzar la autonomía energética y reducir la dependencia de recursos importados

tructura de gas renovable arraigada en las cadenas de suministro locales y mayor autonomía. El biometano, como gas natural renovable, se produce mediante la conversión de las emisiones naturales procedentes de los flujos locales de residuos orgánicos, como estiércoles, las aguas residuales, los residuos agrícolas, los desechos alimentarios y los subproductos industriales. El biometano se puede transportar mediante inyección en las redes de gas existentes o licuado y comprimido para transportar por carretera y marítimo. El proceso también produce digestato, un compuesto homologable como fertilizante orgánico que a su vez permite reducir la dependencia de los fertilizantes fósiles importados. Su valor es plenamente operativo. A diferencia de las fuentes de energía renovable intermitentes, el biometano es regulable y se puede utilizar para alimentar generadores de energía offgrid: con alto nivel de disponibilidad e independiente de las condiciones meteorológicas. Esto constituye una alternativa estratégica a las demás fuentes renovables tradicionales, en el contexto de unas redes eléctricas europeas cada vez más saturadas, ya que proporciona energía fiable con bajas o nulas emisiones de carbono cuando y donde se necesita. Trae otras ventajas al no requerir largas esperas para acceder a la red eléctrica gracias a la generación off-grid in situ que proporciona el biogás.

ESPAÑA, ANTE EL RETO DE ACELERAR EL DESPLIEGUE DEL BIOMETANO España cuenta con un potencial significativo para el desarrollo del bio-

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Cycle0 cuenta con cinco plantas operativas en España, equivalentes al 20 % de las plantas de biometano en funcionamiento en el país

metano, respaldado por sus sectores agrícola, ganadero, alimentario e industrial. Se han logrado avances, pero aún existe un margen de crecimiento considerable en comparación con los mercados europeos más maduros. El desarrollo de este potencial requerirá inversiones a largo plazo, una normativa práctica, aceptación social y operadores expertos capaces de construir, gestionar y operar estas plantas de forma segura y fiable. Cycle0 es uno de los principales promotores, propietarios y gestores europeos de plantas de biometano, con presencia en España y en toda Europa, y cuenta con cinco plantas de biometano operativas en España, lo que representa el 20 % de las plantas biometano operativas del país. Cycle0 está realizando inversiones a largo plazo en España y en toda Europa para contribuir a crear la infraestructura de gas renovable del futuro: transformando los residuos locales en energía fiable y renovable.

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CYCLE0 www.cycle0.com/es

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REPORTAJE

E

l biometano europeo ha entrado en una nueva fase de crecimiento. Después de varios años de expansión progresiva, Europa alcanza en 2026 las 1.975 plantas operativas, frente a las 1.678 contabilizadas en la edición anterior del European Biomethane Map. Son prácticamente 300 instalaciones más en términos netos en apenas un año y casi el doble de las registradas hace cinco años, cuando el mapa europeo recogía 1.023 plantas. A esto se suma que al menos el 86% de las instalaciones actuales están conectadas a la red de gas, una integración que permite incorporar el biometano a las infraestructuras gasistas existentes. El crecimiento del parque viene acompañado de un nuevo máximo en capacidad instalada. Europa dispone ya de 8,2 bcm anuales, un 17% más que en 2025. Una cifra que confirma el avance de este gas renovable, pero que adquiere otra dimensión al situarla frente a la referencia marcada para el final de la década: la Unión Europea aspira a alcanzar 35 bcm anuales de producción de biometano en 2030. Por tanto, el reto ya no reside únicamente en aumentar el número de instalaciones. Con poco más de cuatro años por delante, la cuestión es a qué velocidad pueden materializarse los proyectos que hoy conforman la cartera europea, superar las fases de autorización, financiación y conexión y comenzar a producir. Y es precisamente en este terreno donde los últimos datos de inversión dibujan un cambio de escala.

CERCA DE 36.000 MILLONES PARA LA SIGUIENTE FASE DEL BIOMETANO El 4th Biomethane Investment Outlook, publicado por la European Biogas Association (EBA) en julio de 2026, identifica 35.760 millones de euros de 48

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inversión futura, que la asociación redondea en cerca de 36.000 millones. La cartera procede de la información aportada por 37 inversores y desarrolladores de proyectos, junto con proyectos anunciados públicamente, y supone un crecimiento del 28% respecto a la edición de 2025. En un solo año se han incorporado 8.000 millones de euros adicionales de capital comprometido y 2 bcm de capacidad prevista. El volumen resulta relevante, pero también lo es el grado de madurez de una parte de esos proyectos. De los 3.320 millones de euros asociados al periodo 2025-2026, alrededor del 90% corresponde ya a inversiones en construcción. La EBA interpreta el descenso frente a los 8.000 millones que aparecían vinculados a ese mismo horizonte en su análisis anterior no como una pérdida de inversión, sino como el resultado del avance de proyectos que han ido abandonando la categoría de planificación para entrar en ejecución u operación. El grueso del capital, sin embargo, mira hacia los próximos años. El informe asigna 22.440 millones de euros al periodo 2027-2030 y otros 10.050 millones a proyectos posteriores a 2030, mientras que 310 millones corresponden a inversiones fuera de Europa o sin horizonte temporal especificado. En conjunto, la cartera analizada está asociada a 9,5 bcm anuales de capacidad adicional, aunque parte corresponde a desarrollos posteriores a 2030, fuera de Europa o todavía sin fecha determinada.

MÁS DE 1.200 PLANTAS PODRÍAN ENTRAR EN FUNCIONAMIENTO DURANTE LOS PRÓXIMOS CINCO AÑOS, SEGÚN LOS PARTICIPANTES EN EL ESTUDIO DE LA EBA ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

La composición de esa inversión muestra, además, que el crecimiento esperado procede fundamentalmente de nueva capacidad. 31.500 millones de euros, el 87% del total, se destinan a proyectos greenfield, es decir, nuevas instalaciones, mientras que otros 4.400 millones se dirigen a proyectos brownfield, entre ellos la adaptación de plantas existentes de biogás y cogeneración para producir biometano. Las operaciones de fusiones y adquisiciones representan 240 millones y otros 210 millones no tienen todavía una tipología de inversión especificada. Las expectativas de desarrollo son igualmente elevadas: los participantes en el estudio de la EBA prevén que más de 1.200 plantas puedan entrar en funcionamiento durante los próximos cinco años. La magnitud del pipeline evidencia el salto de escala del sector, pero también concentra buena parte de la incertidumbre de los próximos ejercicios. La movilización de capital constituye solo una parte del proceso; su traducción efectiva en nuevas instalaciones dependerá de la capacidad de los mercados europeos para convertir proyectos anunciados en activos construidos, conectados y operativos.

LA INVERSIÓN REDIBUJA EL MAPA EUROPEO No obstante, el crecimiento del biometano no avanza de manera uniforme por Europa. El número de instalaciones refleja años de desarrollo y políticas energéticas diferentes, mientras que la distribución de las inversiones previstas ofrece una fotografía distinta: señala dónde puede concentrarse buena parte de la siguiente ola de crecimiento. Francia constituye el ejemplo más evidente de esa diferencia. Con 829 instalaciones operativas, concentra más plantas que ningún otro país del mapa elaborado por EBA y GIE. Ale-

EL BIOMETANO EUROPEO ENTRA EN LA CUENTA ATRÁS HACIA 2030

mania e Italia aparecen a continuación, con 285 y 273 respectivamente, mientras que Dinamarca suma 61 y España apenas alcanza las 26. Sin embargo, el orden cambia sustancialmente cuando el foco se desplaza desde el parque existente hacia el capital previsto para los próximos años. Dinamarca encabeza la inversión futura identificada por la EBA, con 8.750 millones de euros y 20,9 TWh anuales de capacidad asociada. Le sigue Italia, con 4.030 millones y 23 TWh anuales. La tercera posición corresponde a nuestro país, con 3.100 millones de euros y 8,5 TWh anuales de capacidad prevista, por delante de Reino Unido, con 2.700 millones, y Francia, con 2.440 millones. Esta comparación permite apreciar las diferentes fases en las que se encuentran los mercados europeos. Un elevado parque operativo no implica necesariamente concentrar la mayor cartera de nueva inversión, del mismo modo que un mercado todavía reducido puede atraer importantes volúmenes de capital si las expectativas de crecimiento son elevadas. El caso alemán resulta ilustrativo: pese a contar con 285 plantas operativas, la inversión futura recogida por la EBA se limita a 240 millones de euros. En el extremo contrario, España presenta una de las menores bases instaladas entre los grandes mercados analizados, pero emerge como uno de los principales destinos del capital. También cabe destacar las diferencias en la escala de las instalaciones. El

UN ELEVADO PARQUE OPERATIVO NO IMPLICA CONCENTRAR LA MAYOR INVERSIÓN FUTURA: EL CAPITAL EMPIEZA A ANTICIPAR UNA NUEVA GEOGRAFÍA DEL BIOMETANO EUROPEO

tamaño medio de una planta europea se sitúa en 472 Nm³/h, pero el promedio alcanza los 1.528 Nm³/h en Dinamarca, frente a 667 Nm³/h en Italia, 607 Nm³/h en Alemania o 212 Nm³/h en Francia. Más que un único modelo europeo de despliegue, los datos muestran configuraciones muy diferentes, condicionadas por la estructura productiva, la disponibilidad de materias primas, las infraestructuras gasistas y los marcos de apoyo desarrollados en cada país.

EL TAMAÑO MEDIO DE LAS PLANTAS VARÍA ENORMEMENTE EN EUROPA: DE 212 NM³/H EN FRANCIA A 1.528 NM³/H EN DINAMARCA La evolución de la inversión apunta también a la influencia que pueden ejercer las políticas públicas sobre nuevos proyectos. La EBA destaca un aumento del 30% de las inversiones greenfield respecto al año anterior y señala específicamente la introducción de ayudas al capital en Italia y Noruega como uno de los factores que han impulsado nuevos desarrollos. El acceso a financiación, la estabilidad regulatoria, la tramitación y las posibilidades de conexión aparecen así entre los elementos que condicionan el paso desde el proyecto hasta su ejecución

ESPAÑA GANA PESO EN EL RADAR INVERSOR Dentro de este nuevo mapa, España presenta uno de los mayores contrastes entre capacidad actual y expectativas de crecimiento. El país sigue lejos de Francia, Alemania o Italia por número de instalaciones en funcionamiento, pero los 3.100 millones de euros

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

recogidos por la EBA lo colocan entre los mercados europeos con mayor volumen de inversión futura identificada. A principios de 2026, España contaba con 23 plantas de biometano en operación, 21 de ellas inyectando en el sistema gasista, y una capacidad conjunta cercana a 1,4 TWh anuales. En 2021 solo existía una instalación operativa. La fotografía de EBA y GIE, actualizada con información disponible hasta junio, eleva posteriormente el parque a 26 instalaciones, reflejo de un mercado que continúa incorporando capacidad durante el propio ejercicio. Pero el verdadero salto se encuentra todavía en el pipeline. Los datos más recientes del Gestor Técnico del Sistema, publicados en mayo de 2026, contabilizan 341 proyectos de conexión de biometano en tramitación, de los que 273 cuentan ya con una conexión considerada viable. Por su parte, el informe del Sistema Gasista Español correspondiente a 2025 señalaba que los promotores preveían alcanzar hasta 46 plantas operativas al cierre de 2026, con 4,6 TWh anuales de capacidad de producción. Los escenarios manejados por el Gestor Técnico del Sistema elevaban la capacidad condicional hasta 11-14 TWh anuales en 2027 y contemplaban la posibilidad de alcanzar 22 TWh en 2030 si se materializasen todos los proyectos. El condicional es importante. Estas cifras no representan producción asegurada ni una previsión cerrada, sino el volumen que podría alcanzarse si los

ESPAÑA PODRÍA ALCANZAR 22 TWH DE CAPACIDAD EN 2030 SI LLEGAN A MATERIALIZARSE TODOS LOS PROYECTOS CONTEMPLADOS POR EL GESTOR TÉCNICO DEL SISTEMA RETEMA

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REPORTAJE

NUESTRO PAÍS COMBINA TODAVÍA UN MERCADO REDUCIDO EN PLANTAS OPERATIVAS CON UNA DE LAS MAYORES CARTERAS DE INVERSIÓN PROYECTADA DE EUROPA proyectos avanzan efectivamente hasta su puesta en marcha. Esa distancia entre cartera y operación constituye probablemente uno de los principales interrogantes del mercado español. El fuerte interés promotor confirma que existe apetito inversor, pero el ritmo de crecimiento dependerá de la capacidad para resolver accesos y conexiones, completar la tramitación administrativa, asegurar el suministro sostenible de materias primas y encontrar demanda para la producción futura. España se encuentra así ante una situación particular: todavía es un mercado pequeño en términos de plantas operativas, pero empieza a comportarse como un mercado de mayor escala en términos de inversión proyectada. La cuestión durante los próximos años será hasta qué punto esa cartera consigue traducirse en instalaciones y producción efectiva.

UNA NUEVA SEÑAL REGULATORIA PARA ACTIVAR LA DEMANDA A esta aceleración inversora se suma un cambio relevante en el marco regulatorio español. En mayo de 2026, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) sometió a información pública el Proyecto de Real Decreto de impulso del biometano, que plantea por primera vez la introducción de un sistema de cuotas mínimas para garantizar una presencia creciente de este gas renovable en las ventas de gas natural y gas natural licuado. La propuesta establece una senda que comenzaría con una cuota del 0,5% en 2028 y aumentaría progresivamente 50

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hasta alcanzar el 6% en 2035. De acuerdo con los cálculos del MITECO sobre la evolución prevista de la demanda de gas, ese último porcentaje equivaldría a cerca de 10 TWh de biometano. Para acreditar el cumplimiento de las obligaciones, el gas deberá contar con la correspondiente Garantía de Origen. Más allá del volumen concreto, la introducción de cuotas supone un cambio relevante porque incorpora una señal dirigida al otro extremo de la cadena. El crecimiento del sector no depende únicamente de facilitar nuevas plantas; necesita también generar una demanda capaz de absorber la producción adicional. La propuesta española intenta precisamente avanzar en esa dirección, al tiempo que incorpora medidas técnicas destinadas a facilitar la conexión de los gases renovables al sistema gasista, entre ellas la consideración de los equipos de flujo inverso como activos del sistema.

EL MERCADO BUSCA CONECTAR PRODUCCIÓN Y DEMANDA Esta necesidad trasciende el mercado español. Para que la cartera de proyectos prevista para los próximos años termine materializándose, el

LA PROPUESTA ESPAÑOLA DE CUOTAS LLEVARÍA LA PRESENCIA MÍNIMA DEL BIOMETANO DEL 0,5% EN 2028 AL 6% EN 2035, EQUIVALENTE A CERCA DE 10 TWH ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

mercado europeo necesita dar mayor visibilidad a la demanda, facilitar acuerdos comerciales y reducir la incertidumbre para productores, compradores e inversores. Asegurar una salida para el biometano producido se convierte así en otro elemento del desarrollo de nueva capacidad. Es precisamente sobre este frente donde la Comisión Europea ha dado un nuevo paso en 2026. El pasado mes de junio puso en marcha el Biomethane Mechanism, una herramienta integrada en la *EU Energy and Raw Materials Platform*concebida para favorecer el desarrollo del mercado europeo. El mecanismo es voluntario y gratuito y busca conectar a empresas, inversores y otros agentes interesados en desarrollar proyectos y nuevas oportunidades comerciales. Su funcionamiento va más allá de un punto de encuentro entre compradores y vendedores. La plataforma incorpora un sistema de matching para facilitar el contacto entre oferta y demanda, información sobre los distintos marcos regulatorios nacionales, herramientas relativas a las condiciones de inversión y conexiones con oportunidades de financiación. La primera ronda de emparejamiento entre compradores y suministradores está prevista para septiembre de 2026, mientras que el resto de funcionalidades se irá desplegando progresivamente. La iniciativa llega en un momento en el que el aumento de la capacidad prevista empieza a exigir un desarrollo paralelo de la demanda. Con casi 2.000 instalaciones operativas y una cartera inversora cercana a los 36.000 millones de euros, el crecimiento del mercado dependerá cada vez más de la

EL BIOMETANO EUROPEO ENTRA EN LA CUENTA ATRÁS HACIA 2030

capacidad para conectar producción, compradores y financiación.

2030 PONE A PRUEBA LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN El salto experimentado por el biometano europeo durante los últimos años es difícil de desligar de la ambición fijada por REPowerEU. Sin embargo, el horizonte de 35 bcm anuales de producción en 2030 mantiene una distancia considerable respecto al nivel de desarrollo actual. La capacidad instalada en Europa alcanza hoy 8,2 bcm anuales, aunque ambas cifras no son directamente equivalentes: la primera corresponde a un objetivo de producción de la UE y la segunda a capacidad instalada en el conjunto europeo.

La inversión disponible será una de las claves, pero no la única. La experiencia de los mercados que están creciendo con mayor rapidez muestra que el desarrollo de nuevas instalaciones depende también de la agilidad de la tramitación, el acceso sostenible a materias primas, las conexiones a las redes, unas condiciones regulatorias suficientemente estables y la existencia de demanda para el gas producido. Son cuestiones que ya estaban presentes en el Plan de Acción del Biometano de REPowerEU y que cobran mayor importancia conforme aumenta el número y la escala de los proyectos. Los próximos cuatro años serán, por tanto, menos una prueba de potencial que de ejecución. Europa dispone de una cartera de inversión

EL CRECIMIENTO DEL BIOMETANO YA NO DEPENDE ÚNICAMENTE DE CONSTRUIR NUEVAS PLANTAS, SINO TAMBIÉN DE CONECTAR PRODUCCIÓN, DEMANDA Y FINANCIACIÓN creciente; ahora debe convertirla en instalaciones operativas y producción efectiva. Para España, donde la distancia entre el parque existente y la inversión proyectada es especialmente pronunciada, esa prueba será todavía más evidente.

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REPORTAJE

Biometano en Europa: 36.000 millones para acelerar una carrera aún lejos de 2030 Europa alcanza por primera vez los 8,2 bcm anuales de capacidad instalada, pero el objetivo de producir 35 bcm en 2030 obliga a acelerar considerablemente el despliegue. La inversión crece un 28% y dibuja una nueva geografía del biometano europeo. FUENTES: European Biogas Association (EBA), EBA Biomethane Investment Outlook 2026, julio de 2026; European Biogas Association (EBA) y Gas Infrastructure Europe (GIE), European Biomethane Map 2026, junio de 2026; Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), propuesta de Real Decreto de impulso del biometano, mayo de 2026; Enagás GTS, Rangos Admisibles 2027-2042 – Proceso de asignación conexión Biometano, mayo de 2026; Comisión Europea, Biomethane Mechanism, junio de 2026.

RADIOGRAFÍA DE EUROPA EN 2026 operativas 1.975 Plantas (+297 respecto al 2025)

35 bcm frente a 8,2 bcm

En realidad, la EBA señala que 327 nuevas plantas entraron en operación, pero también hubo cierres; por lo que el aumento neto realmente es de 297.

La ambición europea de producción para 2030 equivale a 4,3 veces la capacidad instalada actualmente.

36.000 M€

472 Nm³/h

Al menos el 86%

Inversión futura identificada por la EBA

Tamaño medio por planta

de las instalaciones están conectadas a la red de gas

EVOLUCIÓN DEL PARQUE EUROPEO DE BIOMETANO 2.200 1.650 1.100

1023

550 0

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2021

RETEMA

1322 2022/23

1548

1678

2023/24

2025

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

1.975

2026

EL BIOMETANO EUROPEO ENTRA EN LA CUENTA ATRÁS HACIA 2030

PLANTAS DE BIOMETANO EN EUROPA, 2026 +200

100-200

-100

Francia 829

Finlandia 32

Letonia 12

Alemania 285

España 26

Lituania 12

Italia 273

Austria 20

Ucrania 7

Reino Unido: 128

Bélgica 17

Eslovaquia 5

Países Bajos 92

Noruega 15

Irlanda 2

Suecia 67

Portugal 13

Luxemburgo 2

Dinamarca 61

República Checa 13

Hungría 2

Suiza 48

Estonia 12

Polonia 1

En total: 1975

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

RETEMA

53

REPORTAJE

TIPOLOGÍA DE LAS INVERSIONES IDENTIFICADAS POR LA EBA

87%

a nuevas plantas:

31.500 M€

4.400

240 M€

210 M€

a plantas existentes para reconversión o mejora,

a fusiones y adquisiciones

de inversión sin especificar

por ejemplo, instalaciones de biogás-CHP que pasan a producir biometano.

En un análisis adicional, la EBA identifica cerca de 8.000 millones de euros en mejoras de infraestructura y 781 millones de euros en tecnologías y usos finales.

¿DÓNDE SE CONCENTRA LA INVERSIÓN? Ranking según el EBA Biomethane Investment Outlook 2026:

1

2

3

4

5

8.750 M€

4.030 M€

3.100 M€

2.700 M€

2.440 M€

Dinamarca

Italia

España

Reino Unido

Francia

UN MERCADO EUROPEO PARA EL BIOMETANO Biomethane Mechanism: Lanzado por la Comisión Europea el 18 de junio de 2026 es una herramienta voluntaria y gratuita integrada en la EU Energy and Raw Materials Platform. €

Productor comprador Matching entre oferta y demanda

54

RETEMA

€

Regulación

Inversión

Financiación

Información sobre marcos nacionales

Información sobre condiciones de desarrollo de proyectos

Acceso a oportunidades y recursos financieros

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

EL BIOMETANO EUROPEO ENTRA EN LA CUENTA ATRÁS HACIA 2030

¿EN QUÉ PUNTO SE ENCUENTRA ESPAÑA? Nuestro país se sitúa como tercer destino europeo de inversión, con un fuerte pipeline de proyectos en desarrollo.

CAPACIDAD DE BIOMETANO EN ESPAÑA (TWH/AÑO) Hasta 22

24 TWh 18 TWh

11 - 14

12 TWh

Hasta 4,6

6 TWh

1,4 | 23 plantas

0 TWh Inicio de 2026

Cierre de 2026

2027 (escenario)

2030 (escenario)

Escenarios de capacidad sujetos a la materialización de los proyectos.

3.100 millones de euros

de inversión futura identificada por la EBA

42% solicitudes canceladas

273

341

plantas con conexión considerada viable

proyectos de conexión en tramitación

El volumen de proyectos revela el interés por desarrollar el mercado español, pero también la distancia entre solicitar una conexión y alcanzar la fase operativa.

España todavía está lejos de los principales mercados europeos por número de plantas operativas, pero concentra ya la tercera mayor cartera de inversión identificada por la EBA.

PROPUESTA DE CUOTA MÍNIMA DE BIOMETANO EN ESPAÑA 0,5 %

2028

Proyecto de Real Decreto de impulso del biometano sometido a información pública por el MITECO en mayo de 2026. Cuotas propuestas, no aprobadas.

1,1 %

2029 2030

1,8 %

2031

0,5 %

2032

2,5 % 3,3 %

2033

4,1 % 5%

2034 2035

6% 0%

2%

04 ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

06

8% RETEMA

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EN PRIMERA PERSONA

El sector agroganadero ante el desarrollo del biogás y el biometano: de residuo a recurso POR JAUME BERNIS, RESPONSABLE DE GANADERÍA DE COAG, COORDINADORA DE ORGANIZACIONES DE AGRICULTORES Y GANADEROS

E

l biogás y el biometano han dejado de ser una promesa de futuro para convertirse en una realidad que avanza, aunque todavía con paso desigual, en el conjunto del territorio español. Desde COAG llevamos años observando con atención este proceso, porque afecta de manera directa al corazón de nuestra actividad: las explotaciones agrícolas y ganaderas que, día a día, generan los purines, estiércoles, restos de cosecha y subproductos, que hoy se perfilan como una de las materias primas más relevantes para la producción de energía renovable en nuestro país.

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RETEMA

No hablamos de un debate abstracto: son decisiones que ya están tomando miles de agricultores y ganaderos sobre cómo gestionar sus subproductos y cómo relacionarse con las plantas de biogás que se construyen cerca de sus explotaciones, ante un modelo de negocio que, bien diseñado, puede suponer un salto cualitativo para el sector primario. UN MOMENTO DE OPORTUNIDAD REAL España cuenta con un potencial de biogás y biometano que numerosos estudios sitúan entre los más elevados

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

de Europa, en buena medida gracias a la cabaña ganadera y a la superficie agrícola del país. La cabaña ganadera española genera cada año más de 132 millones de toneladas de estiércoles y purines que, hasta ahora, se han gestionado fundamentalmente como fertilizante orgánico o, en las zonas con excedentes, como un problema medioambiental y administrativo de primer orden. La irrupción del biogás cambia radicalmente esta ecuación: lo que durante décadas fue visto como una carga se convierte en un recurso con valor económico y ambiental. Para las explotaciones ganaderas, la valorización energética de purines y

JAUME BERNIS

estiércoles abre varias vías de oportunidad. En primer lugar, permite reducir la presión sobre las zonas vulnerables a la contaminación por nitratos, al facilitar una gestión más ordenada y tecnificada de estos subproductos. En segundo lugar, el digestato resultante del proceso de digestión anaerobia es un fertilizante orgánico de mayor calidad agronómica que el purín sin tratar, con nutrientes más estables y mejor dosificados, lo que puede traducirse en un ahorro real en fertilización mineral para las explotaciones agrícolas del entorno. Y, en tercer lugar, y no menos importante, la producción de biogás y biometano puede gene-

rar una fuente de ingresos complementaria para explotaciones que, en muchos casos, atraviesan serias dificultades de rentabilidad, además de un estímulo importante para el mantenimiento de los censos ganaderos. A esto se suma el papel que el biometano puede jugar en la descarbonización del propio sector agrario, muy dependiente de los combustibles fósiles tanto para la maquinaria como para el transporte. Un sector que produce su propia energía renovable a partir de sus subproductos gana en autonomía energética y en resiliencia frente a la volatilidad de los precios de la energía, algo que hemos sufrido de manera especialmente dura en los últimos años.

La irrupción del biogás cambia radicalmente esta ecuación: lo que durante décadas fue visto como una carga se convierte en un recurso con valor económico y ambiental

LOS RIESGOS DE UN DESARROLLO MAL CALIBRADO Dicho esto, desde COAG queremos ser claros: el potencial del biogás y el biometano solo se traducirá en beneficio real para el sector agroganadero si el desarrollo de esta industria se hace con el productor en el centro y no como

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

Un sector que produce su propia energía renovable a partir de sus subproductos gana en autonomía energética y en resiliencia frente a la volatilidad de los precios de la energía

un mero proveedor de materia prima situado al final de la cadena de valor. Nos preocupa, y así lo hemos trasladado en distintos foros, el riesgo de que se reproduzca en el biogás el mismo patrón que hemos visto en otras cadenas agroalimentarias: un sector productor que aporta el recurso esencial —en este caso, purines y estiércoles—, pero que queda al margen de la parte más rentable del negocio, la que se genera en la planta de tratamiento, en la inyección a red o en la comercialización de las garantías de origen. Si

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EN PRIMERA PERSONA

El desarrollo del biogás y el biometano en España debe construirse sobre unas bases que garanticen una participación justa y estructural del sector agroganadero en el valor que se genera los agricultores y ganaderos se limitan a ceder su materia prima a cambio de una compensación simbólica, mientras el grueso del valor añadido se queda en manos de grandes operadores energéticos o fondos de inversión ajenos al territorio, estaremos desaprovechando una oportunidad histórica de fortalecer el tejido productivo rural. Existe también el riesgo de la especulación y la concentración de proyectos en determinadas zonas, con plantas de biogás de gran tamaño diseñadas para captar materia prima de un radio muy amplio, lo que puede generar tensiones sobre el precio y la disponibilidad de los purines, alterar las dinámicas locales de fertilización y, en algunos casos, entrar en competencia por la tierra y por los propios subproductos con las explotaciones familiares que llevan décadas gestionando estos recursos de forma sostenible. A ello se suma la incertidumbre regulatoria y administrativa. Los tiempos de tramitación de plantas de biogás siguen siendo excesivamente largos y complejos, lo que penaliza especialmente a los proyectos impulsados por agricultores y ganaderos o por sus cooperativas, que no siempre cuentan con la capacidad técnica y financiera de las grandes empresas energéticas para sortear estos trámites. Si no se simplifican y agilizan los procedimientos, corremos el riesgo de que solo los grandes actores puedan acceder a este mercado, dejando fuera precisamente a quienes generan la materia prima. LO QUE REIVINDICAMOS DESDE EL SECTOR PRODUCTOR Desde COAG defendemos que el desarrollo del biogás y el biometano en España debe construirse sobre unas

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RETEMA

bases que garanticen una participación justa y estructural del sector agroganadero en el valor que se genera. Esto pasa, en primer lugar, por impulsar y facilitar modelos de propiedad compartida o cooperativa, en los que los propios agricultores y ganaderos puedan ser socios de las plantas de biogás y no solo proveedores de purín a precio fijo. Las experiencias de otros países europeos, donde las cooperativas agrarias han liderado buena parte del desarrollo del biogás, demuestran que este modelo es viable y que genera un reparto de valor mucho más equilibrado en el territorio. En España ya contamos con ejemplos que apuntan en esta dirección y que conviene tomar como referencia. Es el caso de Alcarràs Bioproductors SAT, en el Segrià leridano, una sociedad agraria de transformación impulsada por más de 150 familias ganaderas de la comarca que decidieron unir fuerzas para dar salida a los purines, estiércoles y restos vegetales de sus explotaciones. Lo que comenzó como una planta de compostaje que transforma estos recursos en compost orgánico y ecológico de alta calidad se ha convertido en un proyecto de bioeconomía circular más ambicioso, que incorpora también una planta de biogás para el aprovechamiento energético de las deyecciones

Son los propios ganaderos quienes, organizados, controlan el proceso y capturan el valor generado, en lugar de limitarse a ceder su materia prima a terceros ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ganaderas y tecnología de upgrading, un conjunto de procesos que permiten purificar el biogás para convertirlo en biometano con una calidad similar a la del gas natural. Es precisamente el modelo que defendemos: son los propios ganaderos quienes, organizados, controlan el proceso y capturan el valor generado, en lugar de limitarse a ceder su materia prima a terceros. En segundo lugar, reclamamos un marco de precios y contratos transparente y estable para la cesión de purines y estiércoles, que reconozca su valor real como materia prima energética y que proteja a los ganaderos frente a condiciones abusivas o a la excesiva dependencia de una única planta en su zona. Es imprescindible que existan modelos contractuales tipo, supervisados por la Administración, que eviten situaciones de desequilibrio entre grandes desarrolladores y pequeñas explotaciones. En tercer lugar, pedimos que se agilicen y simplifiquen los procedimientos administrativos y ambientales para las plantas de biogás de titularidad agraria o cooperativa, con líneas específicas de apoyo público (ayudas, avales, líneas de financiación bonificada) que compensen la menor capacidad financiera de estos proyectos frente a los impulsados por grandes grupos energéticos. En cuarto lugar, consideramos fundamental que se garantice el retorno del digestato al campo en condiciones agronómicas óptimas, integrando su gestión dentro de los planes de fertilización de las explotaciones y evitando que la normativa sobre nitratos penalice injustamente a quienes ya están apostando por la valorización energética de sus subproductos.

JAUME BERNIS

UNA OPORTUNIDAD QUE NO PODEMOS DEJAR PASAR

El biogás y el biometano representan una de las pocas ocasiones en las que la transición energética y la actividad agroganadera pueden avanzar de la mano, generando beneficios ambientales, económicos y sociales para el medio rural

El biogás y el biometano representan una de las pocas ocasiones en las que la transición energética y la actividad agroganadera pueden avanzar de la mano, generando beneficios ambientales, económicos y sociales para el

medio rural. Convertir los purines y estiércoles en un recurso valorizado, en lugar de en un problema que gestionar, es una oportunidad que el sector

Por último, insistimos en la necesidad de una planificación territorial ordenada del desarrollo del biogás, que evite la concentración excesiva de plantas en determinadas comarcas y que tenga en cuenta la disponibilidad real de materia prima, la capacidad de absorción del digestato por parte del suelo agrícola y el equilibrio con otras actividades productivas del territorio.

no puede permitirse desaprovechar, pero solo se materializará en beneficio de agricultores y ganaderos si el productor está en el centro del desarrollo del biogás, con voz, con participación económica real y con las garantías necesarias para que esta nueva actividad refuerce la viabilidad de las explotaciones familiares que sostienen el medio rural español. Desde COAG seguiremos trabajando para que el desarrollo del biogás y el biometano en España se construya con el sector agroganadero como protagonista y no como mero espectador de una transformación que, en gran medida, se sustenta sobre su propia actividad productiva. Desde el sector agrario lo decimos alto y claro: no somos el problema, somos parte de la solución.

DEL RESIDUO A ENERGÍA SOLUCIONES INTEGRADAS PLANTAS COMPLETAS DE BIOGAS

Stand 253

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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EMPRESA I BIORIG

SAN MILLÁN DE LOS CABALLEROS, POR DENTRO: ASÍ SERÁ LA NUEVA PLANTA DE BIOMETANO DE BIORIG

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RETEMA

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

BIORIG I EMPRESA

Con una inversión cercana a 40 millones de euros, la instalación transformará hasta 198.000 toneladas anuales de materias primas agroganaderas en biometano, CO₂ biogénico y fertilizante orgánico.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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EMPRESA I BIORIG

E

n San Millán de los Caballeros, al sur de la provincia de León, Biorig está levantando una de las instalaciones con las que pretende desplegar su modelo de producción de gases renovables en España. La futura planta, actualmente en construcción y con entrada en operación prevista para 2027, supondrá una inversión aproximada de 40 millones de euros y estará orientada a transformar recursos procedentes de la actividad agrícola y ganadera del entorno en nuevos productos energéticos y agronómicos. Su dimensión da una primera medida del proyecto. Sobre una superficie aproximada de 9,7 hectáreas, la instalación tendrá capacidad para valorizar hasta 198.000 toneladas anuales de materias primas orgánicas y producir 125 GWh de biometano al año, equivalentes, según las estimaciones de la compañía, al consumo energético anual de unos 22.000 hogares. A esta producción se sumará la recuperación de alrededor de 17.000 toneladas anuales de CO₂ biogénico y la obtención de fertilizante orgánico certificado, obtenido a partir del digestato de la planta, destinado a regresar al entorno agrícola. Pero entender el proyecto exige mirar más allá de sus cifras de producción. La instalación se ha concebido alrededor de un circuito que comienza y termina en el territorio: recibir purines, estiércoles y paja, aprovechar su contenido energético mediante digestión anaerobia y recuperar posteriormente los nutrientes de la materia digerida. Biometano, CO₂ biogénico y fertilizante constituyen las tres salidas de ese circuito.

UNA PLANTA DISEÑADA A PARTIR DE LOS RECURSOS DEL TERRITORIO

el biogás. La elección de las materias primas condiciona el diseño y, en este caso, Biorig ha optado por especializar su modelo en recursos exclusivamente agroganaderos, fundamentalmente purines, estiércoles y paja procedentes del entorno de sus instalaciones. Quedan fuera, por tanto, los residuos urbanos, los lodos de depuradora o los cadáveres de animales. La proximidad constituye otro elemento del planteamiento. Trabajar con recursos generados cerca de la instalación busca contener las necesidades de transporte y, al mismo tiempo, introducir materiales que ya forman parte de la actividad agrícola y ganadera de la zona en un circuito controlado de recogida, tratamiento y aprovechamiento. La futura central se convierte así en un punto de conexión entre dos actividades que tradicionalmente se han gestionado por separado: el tratamiento de las deyecciones y subproductos agroganaderos y la producción de energía renovable. Esa gestión forma parte ya del día a día de las explotaciones del entorno. Alejandro Fuertes, gestor de la explotación de vacuno de leche Hermanos

La planta permitirá valorizar hasta 198.000 toneladas anuales de materias primas orgánicas, producir 125 GWh/ año de biometano, recuperar unas 17.000 toneladas/año de CO₂ biogénico y obtener fertilizante orgánico

El funcionamiento de la planta comienza mucho antes de que se produzca

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

Fuertes en Algadefe (León), destaca que actualmente retira el purín de su explotación mediante una cuba y lo utiliza como fertilizante en sus propias fincas, mientras que las camas de estiércol se limpian dos o tres veces al año para aplicarlas posteriormente sobre los terrenos. Las dificultades aparecen especialmente durante los inviernos lluviosos. “Cuando el terreno está demasiado húmedo no podemos acceder a las fincas con la maquinaria, por lo que tenemos que esperar a que las condiciones permitan realizar los trabajos”, afirma. Incluso cuando el acceso ya es posible, añade, el tránsito de tractores y cubas pesadas sobre terrenos todavía húmedos puede provocar compactación del suelo y terminar afectando a las producciones posteriores. Desde esa experiencia, disponer de una instalación cercana capaz de recibir estas materias supondría un cambio en la operativa cotidiana de la explotación. Fuertes apunta al ahorro de gasóleo, horas de trabajo y desgaste de tractores y cubas al reducir los desplazamientos necesarios para gestionar el purín. Pero destaca también otra ventaja: disponer posteriormente de la enmienda orgánica que produce la planta,que puede almacenarse hasta que las condiciones del terreno sean adecuadas para su aplicación. “De esta manera podemos organizar mejor los trabajos agrícolas y evitar entrar con maquinaria pesada cuando el terreno está demasiado húmedo”, señala.

LA DIGESTIÓN ANAEROBIA, NÚCLEO DEL PROCESO Una vez en la planta, cada carga inicia un recorrido diseñado para controlar tanto las características de los materiales como las condiciones en las que se produce su transformación. Las materias primas llegarán de forma programada, serán pesadas y pasarán por controles de procedencia, característi-

BIORIG I EMPRESA

cas y admisibilidad antes de incorporarse al proceso. La diversidad de los recursos que recibirá la planta ha condicionado buena parte de su configuración. Como explica Rubén Soro, Director de EPC de Biorig, “no se puede recibir y tratar de la misma manera un purín líquido que un estiércol o la paja”. La instalación contará por ello con tres líneas diferenciadas de entrada, adaptadas a las características físicas de cada material. Los purines y otros recursos líquidos se recibirán en un tanque herméticamente cerrados, mientras que los sólidos pasarán por suelos móviles que permitirán mezclarlos antes de incorporarlos al proceso. La paja requerirá una preparación adicional. Tras retirar posibles materiales inertes, como piedras y metales, se triturará hasta obtener partículas inferiores a 10 milímetros antes de mezclarse con una corriente líquida. Las tres líneas confluirán posteriormente en tres mezcladores finales, donde se incorporarán también agua pluvial recuperada y parte de la fracción líquida del digestato recirculado. El objetivo, señala Soro, es conseguir un sustrato “suficientemente homogéneo y bombeable” antes de conducirlo hacia la digestión. Antes de llegar a los digestores, la mezcla atravesará una etapa de higienización por encima de 70ºC durante una hora en cuatro tanques específicos, destinada a eliminar patógenos y contribuir a garantizar la calidad posterior del digestato. Desde allí pasará a un tanque pulmón que permitirá mantener una alimentación estable. El corazón de la planta de San Millán de los Caballeros estará formado por nueve digestores. Su dimensionamiento, explica Soro, responde tanto al volumen de materias que puede gestionarse de forma sostenible en el entorno como a las necesidades del propio proceso biológico. Cada unidad dispondrá de calefacción, agitación y un gasómetro de doble membrana.

Radiografía técnica de la planta de San Millán de los Caballeros ¿Qué entra? • Hasta 198.000 toneladas por año de materias primas orgánicas • Origen exclusivamente agroganadero: purines, estiércoles y paja • No utiliza: Residuos urbanos, lodos de depuradora y/o cadáveres de animales Cómo se transforma • Higienización: pasteurización a 70 ºC durante una hora en cuatro tanques de higienización • Digestión anaerobia: más de 60 días a 55 ºC, bajo control de temperatura, homogeneidad de la alimentación, carga y agitación • Tratamiento del biogás: Secado → desulfuración → upgrading mediante membranas

Escala de la instalación • Aproximadamente 40 M€ de inversión • 9,7 hectáreas de superficie • Su entrada en operación está prevista para 2027 9 digestores: 32,5 m de diámetro - 8 m de altura - 6.600 m³ de volumen efectivo por unidad

Biometano resultante: 95-99% de metano Antes de la inyección: Análisis → medición → odorización → compresión hasta 80 bar→ inyección en red Qué sale • 125 GWh/año de biometano: casi el consumo energético anual de 22.000 hogares • 17.000 toneladas anuales de CO₂ biogénico: recuperado y licuado para otros usos • Fertilizante orgánico: Enmienda orgánica CFP 3, obtenida a partir de la valorización del material digerido

Los nueve equipos, sin embargo, no funcionarán como unidades independientes. Se organizarán como un único sistema de digestión por etapas: los digestores primarios recibirán las materias y concentrarán la fase más activa de degradación, mientras que los secundarios o de postdigestión prolongarán la retención para aprovechar el potencial de la materia orgánica residual. Los depósitos finales de digestato permanecerán también cubiertos y es-

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tancos para recuperar el gas residual y evitar emisiones. A lo largo de un proceso que se prolongará durante más de 60 días a unos 55ºC, la estabilidad dependerá de mantener bajo control la temperatura, la composición y homogeneidad de la alimentación, la carga introducida, la agitación y el comportamiento general del sistema. La operación coordinada de varios digestores aporta además flexibilidad para adaptar las

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EMPRESA I BIORIG

mezclas a la disponibilidad estacional de las materias primas y realizar mantenimientos o paradas parciales sin detener por completo la producción de biometano.

LA TRANSFORMACIÓN DEL BIOGÁS EN BIOMETANO La digestión anaerobia no produce directamente el gas que terminará incorporándose a la red. El biogás obtenido contiene fundamentalmente metano y CO₂ y debe atravesar una segunda fase de tratamiento para alcanzar las características requeridas como biometano. En el centro, esta corriente pasará primero por sistemas de secado y desulfuración mediante carbón activo y, posteriormente, por un proceso de upgrading mediante membranas. El objetivo es obtener un biometano con una concentración prevista de entre el 95 % y el 99 % de metano. Una vez purificado, el gas será analizadoy comprimido hasta 80 bar antes de su inyección en la red gasista existente, a la que la planta estará conectada mediante un gasoducto soterrado. El sistema permite además recuperar parte de las corrientes que inicialmente quedan fuera de especificación. El biometano podrá retornar a la línea de

El digestato generado en la producción de biogás se valorizará para obtener una enmienda orgánica CFP 3 conforme al Reglamento (UE) 2019/1009 tratada y trazable, destinada a devolver nutrientes a los suelos agrícolas

baja presión, mientras que las trazas de metano de la corriente rica en CO₂ se recircularán hacia los digestores. Este esquema exige, según detalla Soro, un control continuo de la calidad del gas y del funcionamiento de las distintas etapas de tratamiento. Pero el tratamiento del biogás no termina en el biometano. La corriente rica en CO₂ separada durante el upgrading será también recuperada, purificada, comprimida y licuada para obtener BioCO₂, con una producción prevista de alrededor de 17.000 toneladas anuales.

La instalación dispondrá de almacenamiento específico para este producto y de un sistema de carga estanca a cisternas para su expedición. Esta configuración obliga a concebir la planta ubicada en San Millán de los Caballeros como algo más que un centro dedicado exclusivamente a producir gas. “Supone diseñar la instalación como un sistema de valorización integral y no únicamente como una planta de producción de gas”, resume Soro. A la línea de biometano y BioCO₂ se suma el tratamiento del digestato. El resultado es la integración dentro de una misma instalación de tres cadenas de acondicionamiento, control de calidad, almacenamiento y expedición.

RECUPERAR LOS NUTRIENTES PARA DEVOLVERLOS AL CAMPO El recorrido de la materia no termina con la extracción del biogás. Los nutrientes permanecen mayoritariamente en el digestato resultante de la fermentación, cuyo tratamiento constituye la tercera vía de valorización prevista en la planta de Biorig. Una vez finalizada la digestión, el material resultante se separará en fracciones sólida y líquida. Parte de esta última se recirculará hacia etapas anteriores, mientras que las corrien-

La planta ubicada en San Millán se convierte en una referencia para los próximos proyectos de Biorig: no se trata simplemente de replicar soluciones, sino de trasladar el conocimiento adquirido. Rubén Soro, director de EPC de Biorig.

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BIORIG I EMPRESA

tes destinadas a valorización podrán combinarse con materiales vegetales y cenizas. El objetivo es elaborar a mayores el digestato como una enmienda orgánica CFP 3 conforme al Reglamento (UE) 2019/1009, tratada y trazable, destinada a retornar a los suelos agrícolas. La higienización desempeña aquí un papel fundamental: Soro la define como un proceso “vital para garantizar la calidad del subproducto de la digestión anaerobia”. Esta gestión adquiere especial relevancia en territorios con una elevada actividad agrícola y ganadera. Purines y estiércoles concentran nutrientes — especialmente nitrógeno— cuya aplicación directa al terreno requiere planificación para evitar aportes excesivos

y el consiguiente riesgo de contaminación de suelos y aguas por nitratos. Al introducirlos en un circuito controlado de recogida, tratamiento y posterior aprovechamiento agronómico, la instalación de San Millán de los Caballeros plantea ordenar y hacer trazables unos flujos de nutrientes que ya existen en el territorio, ajustando posteriormente su aplicación a las necesidades agronómicas y a los límites establecidos por la normativa.

EL CONTROL AMBIENTAL TAMBIÉN FORMA PARTE DEL DISEÑO Una instalación con capacidad para valorizar hasta 198.000 toneladas

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

anuales de materias orgánicas exige integrar el control ambiental en su propio diseño. El proyecto cuenta con Declaración de Impacto Ambiental y Autorización Ambiental Integrada, con requisitos sobre emisiones atmosféricas, olores, protección del suelo y las aguas subterráneas, logística y vigilancia ambiental. El Estudio de Impacto Ambiental incorpora además un Programa de Vigilancia Ambiental para las fases de construcción y explotación. Un eje clave en el diseño ha sido aislar la planta para evitar que los residuos y lixiviados entren en contacto con el suelo o el agua.Las zonas de almacenamiento y acopio estarán impermeabilizadas y las aguas de contacto, lixiviados

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EMPRESA I BIORIG

LA PLANTA QUE QUIERE ECHAR RAÍCES EN EL MUNICIPIO La Mesa de Diálogo Verde reúne a Biorig, Ayuntamiento y ciudadanía en torno al seguimiento del proyecto y a la reinversión social asociada a la instalación.

P

ara José Alberto García, alcalde de San Millán de los Caballeros, la llegada de la planta de Biorig parte de una necesidad muy concreta del territorio. En un municipio estrechamente vinculado a la agricultura y la ganadería, la gestión del estiércol comienzaa encontrar limitaciones tanto por los periodos en los que las parcelas están ocupadas por los cultivos como por el riesgo de una aplicación excesiva, explica. A ello suma otro recurso abundante en la zona, la paja procedente del cultivo de maíz, cuya gestión también representa un coste para las explotaciones. El alcalde sitúa por ello la respuesta a estas necesidades ambientales como la principal aportación del proyecto, a la que suma las expectativas de desarrollo económico y generación de empleo para el municipio y la comarca. La relación entre el proyecto y su entorno comenzó, además, antes de la tramitación de las primeras licencias. García sitúa en 2023 una reunión informativa previa en la que se presentó a los vecinos qué se pretendía construir, los plazos y las soluciones planteadas. Desde entonces, califica la relación entre Ayuntamiento, población y empresa como “perfecta y profesional” y destaca la transparencia mantenida durante el proceso.

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Esa interlocución ha terminado adquiriendo una estructura permanente a través de la Mesa de Diálogo Verde, constituida formalmente por primera vez por Biorig precisamente en San Millán. El órgano reúne a la compañía, representantes municipales y ciudadanía y está concebido para hacer seguimiento de la actividad, canalizar dudas e incidencias y participar en las decisiones relacionadas con la reinversión social. El modelo contempla al menos dos reuniones anuales, además de convocatorias extraordinarias cuando sean necesarias. García considera que mantener esta interlocución resulta imprescindible tanto para informar como para recoger las necesidades planteadas por los vecinos y buscar posibles respuestas. La Mesa comienza además a traducirse en actuaciones concretas. Según explica el alcalde, ya se ha aprobado un proyecto de dinamización comunitaria que contempla talleres, formación y espectáculos, además de la creación de un espacio de cuidados para todos los vecinos. “Entre semana estará centrado en las personas más mayores para que puedan estar en un lugar atendidos, lo que va a dar un merecido respiro a quienes cuidan de ellos”, explica el alcalde. El planteamiento prevé ampliar

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

La planta supone una solución medioambiental, pero también una oportunidad de desarrollo económico y empleo para el municipio y la comarca.

José Alberto García, alcalde de San Millán de los Caballeros.

BIORIG I EMPRESA

su utilización durante los fines de semana, cuando se desarrollarán también actividades dirigidas a los más pequeños con el objetivo de contribuir a dinamizar la vida del municipio. Para el alcalde, estas actuaciones responden a una realidad que condiciona cada vez más a los pequeños municipios: el progresivo envejecimiento de la población rural y las necesidades asociadas a él, sin perder de vista, señala, el bienestar de los niños y las familias que permanecen en el municipio. El conjunto de iniciativas se encuadra en el compromiso de Biorig de destinar 250.000 euros durante la vida del proyecto a iniciativas sociales, culturales, educativas o ambientales, un esquema de reinversión que Biorig prevé replicar en sus instalaciones en España. Su destino no será decidido unilateralmente por la compañía: las propuestas planteadas por el tejido social se evaluarán en la Mesa de Diálogo Verde, donde los representantes locales cuentan con participación y voto. A esta vertiente social se suman las expectativas asociadas a la actividad económica de la instalación. Biorig estima alrededor de 100 puestos de trabajo durante la construcción y unos 35 empleos directos e indirectos durante la operación, y ha asumido el compromiso de fomentar la contratación y formación local. El proyecto generará además actividad vinculada al transporte, mantenimiento, suministros, gestión de materias primas y relación con agricultores y ganaderos. Con este doble componente ambiental y económico, García confía en que la puesta en marcha de la instalación contribuya a “reactivar económicamente el entorno” a través del empleo directo e indirecto asociado a su actividad.

y pluviales procedentes de las áreas de proceso se recogerán mediante redes específicas para reincorporarlas al circuito. Las aguas pluviales limpias, por su parte, discurrirán por una red independiente y podrán almacenarse para utilizarlas en el propio proceso o en tareas como la limpieza. La recuperación y recirculación de estas corrientes permitirá reducir las necesidades externas de agua, en línea con el principio de ‘consumo de agua cero’ con el que la compañía diseña todas sus plantas. “La gestión hídrica se ha planteado siguiendo un principio de separación de corrientes, recuperación y máxima recirculación interna”, subraya Soro. El secado del biogás permitirá recuperar alrededor de 650 toneladas anuales de condensados y la estimación inicial del proyecto cifra en 19.152 m³ al año el agua reutilizada. A ello se suma el contenido líquido de los purines, que aportan la mayor parte del agua que requiere el proceso; mientras que el ‘upgrading’ mediante membranas no requiere agua en ninguna de sus etapas, a diferencia de otras tecnologías. Los olores constituyen otro aspecto especialmente sensible para la integración de este tipo de infraestructuras en el territorio, pese a que la gestión profesional de los residuos y la aplicación de las Mejores Técnicas Disponibles limitan notablemente las emisiones de olores con respecto a la gestión tradicional de los residuos. En este sentido, la descarga y el pretratamiento se realizarán en espacios cerrados y la nave de recepción mantendrá sus accesos abiertos únicamente durante las operaciones necesarias para el movimiento de vehículos y materiales. Contará además con ventilación forzada. A estas medidas se añadirá un sistema centralizado de captación y tratamiento. “La actuación sobre los olores no se concentra únicamente en la nave de recepción, sino que se realiza tam-

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

El proyecto cuenta con Declaración de Impacto Ambiental y Autorización Ambiental Integrada, con requisitos sobre emisiones atmosféricas, olores, protección del suelo y las aguas subterráneas, logística y vigilancia ambiental

bién mediante captación en origen en aquellos equipos y puntos del proceso con mayor potencial de emisión”, precisa el responsable de construcción de Biorig. El aire captado será conducido a un tratamiento mediante scrubber y carbón activo antes de su emisión al exterior. La gestión de los olores aparece también entre las condiciones que los propios ganaderos consideran un punto a favor de la integración de la instalación en el territorio. Fuertes señala que resulta fundamental gestionar adecuadamente las materias y minimizar las posibles molestias para el entorno. Desde su experiencia, considera además que una planta de estas características puede contribuir a reducir este problema frente a la gestión tradicional de purines y estiércoles que realizan actualmente las explotaciones.

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BIORIG www.biorig.energy

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REPORTAJE

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL:

CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO Griselda Romero

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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REPORTAJE

EL DESPLIEGUE DEL BIOGÁS Y EL BIOMETANO YA NO DEPENDE ÚNICAMENTE DE LA VIABILIDAD TÉCNICA O ECONÓMICA DE LOS PROYECTOS. LA RELACIÓN CON EL TERRITORIO, LA TRANSPARENCIA, LA PARTICIPACIÓN Y LA CAPACIDAD PARA GENERAR VALOR COMPARTIDO SE CONSOLIDAN COMO FACTORES DECISIVOS PARA IMPULSAR SU DESARROLLO.

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spaña quiere producir más biogás y biometano. Y, aunque el despliegue a escala del sector responderá en gran medida a una estrategia energética de país, cada nueva planta se construye en un territorio concreto, con necesidades, condicionantes y expectativas propias. En esos lugares conviven actividades económicas, usos del suelo, infraestructuras, paisajes, explotaciones agrícolas y ganaderas y comunidades que mantendrán una relación con la instalación durante años. Es precisamente en esa escala local donde la integración territorial y la aceptación social de los proyectos adquieren una importancia creciente. La contribución del biogás y el biometano al aprovechamiento de los residuos orgánicos, la producción de gases renovables y la descarbonización explica el interés por acelerar su desarrollo. Pero la necesidad de estas infraestructuras no garantiza por sí sola su aceptación allí donde se implantan. Su ubicación y dimensión, los impactos que pueden generar, la relación con las actividades existentes o el 70

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valor que dejan en el entorno van más allá de la viabilidad técnica, ambiental y administrativa. También influyen la forma en que se diseñan los proyectos, la relación que establecen con las comunidades y su integración en los lugares que los acogen. Esa relación empieza a construirse mucho antes de que una planta entre en funcionamiento y continúa durante toda su vida útil. Las decisiones adoptadas durante su desarrollo acabarán contrastándose con el funcionamiento cotidiano de la instalación y con la experiencia de quienes conviven con ella. En ese recorrido se juega algo que ninguna autorización administrativa garantiza por sí sola: el reconocimiento y la confianza del entorno. La denominada “licencia social” cobra así sentido para un sector que afronta ahora una etapa decisiva de crecimiento. Este reportaje reúne cinco miradas complementarias sobre esa relación entre bioenergía, territorio y ciudadanía: Naiara Ortiz de Mendíbil, secretaria general de Sedigas, aporta la perspectiva sectorial sobre el desarrollo de los proyectos; Veolia,

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

la experiencia del operador y de la convivencia cotidiana entre las instalaciones y su entorno; Carmen López-Quintana, directora y clúster manager del Clúster de Residuos de Cataluña (CREC), la visión de la integración territorial desde las primeras decisiones; Sigrid Muñiz San Martín, doctora en Ciencias Ambientales y facilitadora de procesos de gobernanza ambiental y territorial, profundiza en el diálogo, la participación y las relaciones entre actores; y Ángela Sainz Arnau, directora de Comunicación de la European Biogas Association (EBA), aporta la perspectiva europea y analiza el precedente que los proyectos actuales pueden dejar para el desarrollo de los que vendrán.

CUANDO LA AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA DEJA DE SER SUFICIENTE Por qué aparece la licencia social Un proyecto puede ser técnicamente viable, ambientalmente necesario y administrativamente autorizable y, aun así, encontrar enormes dificulta-

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

des para implantarse. Es una realidad que sectores como el de los residuos o la bioenergía conocen desde hace años y que cobra especial relevancia ante el actual despliegue del biogás y el biometano. Como resume Carmen López-Quintana, la necesidad de una infraestructura a escala de país “no garantiza automáticamente su aceptación en el municipio donde debe ubicarse”. La distancia entre el respaldo a los objetivos generales de la transición ecológica y la aceptación de las infraestructuras concretas es también una de las cuestiones que identifica Naiara Ortiz de Mendíbil. El apoyo a un modelo energético más sostenible y descarbonizado puede convivir con dudas y resistencias cuando los proyectos llegan

¿Desde dónde se mira el territorio? Cinco perspectivas

LA VIABILIDAD DE UN PROYECTO SE JUEGA EN LA RELACIÓN QUE CONSTRUYE CON EL LUGAR QUE LO ACOGE al territorio. Reducirlas automáticamente al conocido fenómeno NIMBY —”Not In My Back Yard”— puede resultar, a su juicio, “insuficiente e incluso simplificador”: detrás de la contestación existen preocupaciones legítimas sobre la ubicación y dimensión de las instalaciones, sus impactos acumulativos, la transparencia o la distribución territorial de costes y beneficios. Olores, ruido, tráfico, emisiones, seguridad, impacto paisajístico, pro-

VISIÓN SECTORIAL Naiara Ortiz de Mendíbil · Sedigas Integrar el territorio desde la concepción del proyecto

cedencia de los residuos o materias primas, gestión del digestato o afecciones a suelos y aguas forman parte de esas preocupaciones. A ellas se suma una cuestión que señalan tanto Sedigas como el CREC: la percepción de injusticia que puede producirse cuando el entorno próximo asume los impactos mientras los beneficios económicos, energéticos o empresariales se generan fuera. Las experiencias negativas de instalaciones anteriores tampoco desaparecen con un nuevo expediente: pueden condicionar la percepción de los proyectos posteriores, incluso antes de conocer sus características. El cambio también tiene que ver con una sociedad que reclama mayor información, transparencia y capacidad

VISIÓN DE INTEGRACIÓN TERRITORIAL Carmen López-Quintana · Clúster de Residuos de Cataluña (CREC)

Ubicación · Escala · Materias primas · Logística · Digestato · Sector primario · Retorno local

Incorporar el territorio antes de cerrar decisiones

VISIÓN DE GOBERNANZA Sigrid Muñiz San Martín

VISIÓN DEL OPERADOR Veolia

Dar espacio real al diálogo y la participación

Demostrar los compromisos en el día a día

VISIÓN EUROPEA Ángela Sainz Arnau · European Biogas Association (EBA)

Escucha · Conocimiento situado · Capacidad de incidencia · Participación · Rendición de cuentas

Desempeño · Cumplimiento · Transparencia · Seguimiento · Convivencia

Cinco voces, cinco miradas complementarias sobre la relación entre los proyectos y los territorios que los acogen.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

Actores · Preocupaciones · Antecedentes · Conocimiento del entorno · Diseño

Construir hoy los referentes del sector Beneficios locales · Transparencia · Convivencia · Confianza · Efecto demostración

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REPORTAJE

de interlocución sobre las actuaciones que inciden directamente en su territorio. “Ya no es suficiente con cumplir estrictamente la normativa o explicar el proyecto cuando prácticamente todas las decisiones están tomadas”, advierte López-Quintana. Sigrid Muñiz introduce otro matiz: aunque existen periodos de información pública y un amplio reconocimiento legal de los derechos de acceso a la información y participación, estos mecanismos no siempre resultan “suficientemente inclusivos y efectivos” para garantizar un diálogo y una gobernanza de calidad. Surge así, en sus palabras, “un sujeto colectivo local que reivindica que se le tenga en cuenta”. Además, las consecuencias no se limitan al ámbito de la percepción o la reputación. Un contexto social adverso puede retrasar la tramitación, elevar los costes y el riesgo percibido, dificultar la financiación, obligar a modificar el diseño o la ubicación e incluso conducir al abandono de una iniciativa. Muñiz habla expresamente de un posible “desgaste reputacional o de legitimidad social”, mientras que Veolia sitúa la licencia social para operar en el reconocimiento de los grupos de interés “más allá de la concesión administrativa de largo plazo”. La autorización sigue siendo imprescindible, pero no agota la relación entre una infraestructura y el lugar que la acoge. En esa diferencia entre disponer de autorización y contar con el reconocimiento del entorno se sitúa la licencia social. Para López-Quintana, “no es comunicación ni consiste en convencer al territorio de que un proyecto es bueno”, sino “un proceso de construcción de confianza”. Sedigas coincide en rechazar que la aceptación pueda reducirse a una cuestión comunicativa y advierte de que la capacidad de responder a las preguntas de la ciudadanía de forma temprana, verificable y comprensible será deter72

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minante para el ritmo de despliegue del biometano en España. Desde la European Biogas Association (EBA), Ángela Sainz amplía la mirada hacia el conjunto del sector y señala que la aceptación social puede convertirse en uno de los factores determinantes para su futuro. “La aceptación social no se construye únicamente explicando una tecnología, sino demostrando el valor que aporta a las comunidades que acogen los proyectos”.

DISEÑAR UN PROYECTO TAMBIÉN SIGNIFICA COMPRENDER EL TERRITORIO Qué debe decidirse antes de construir

Analizar el territorio y sus actores antes de tener completamente cerrado el proyecto permite detectar preocupaciones, antecedentes y posibles conflictos y, cuando sea posible, incorporar ese conocimiento al propio diseño.

Carmen LópezQuintana, directora y clúster manager del Clúster de Residuos de Cataluña (CREC).

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Si la dimensión social puede condicionar la viabilidad de una instalación, incorporarla cuando el proyecto ya está definido deja poco margen para adaptar sus decisiones al lugar donde pretende implantarse. Las fuentes consultadas coinciden en situar ese trabajo mucho antes. López-Quintana sostiene que la licencia social debe incorporarse “desde el inicio como una dimensión más del proyecto, al mismo nivel que la planificación técnica, ambiental, económica o administrativa”. Ortiz de Mendíbil plantea igualmente integrar la dimensión social y territorial “desde su concepción”. Eso obliga, en primer lugar, a comprender el territorio antes de definir algunas de las características esenciales de la instalación. Sedigas propone un diagnóstico temprano que contemple la estructura productiva, los usos del suelo, la disponibilidad sostenible de materias primas, las infraestructuras y flujos logísticos, las sensibilidades ambientales y las preocupaciones de la población. Ese conocimiento debe servir para justificar la ubicación, la escala y el diseño de la instalación. Muñiz incorpora otra dimensión: una verdadera integración

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

Del permiso a la licencia social

Autorización administrativa y licencia social: dos planos distintos AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA

LICENCIA SOCIAL

Formal y reglada

Informal y relacional NATURALEZA

La conceden las administraciones competentes Se obtiene mediante procedimientos definidos Acredita el cumplimiento técnico, ambiental y administrativo Es necesaria para construir y operar

QUIÉN

Depende del reconocimiento y la confianza del entorno

CÓMO

Se construye mediante información, escucha, participación y transparencia

QUÉ ACREDITA

Se sostiene en el cumplimiento de compromisos y la gestión de impactos

PARA QUÉ

Puede condicionar la implantación y viabilidad social del proyecto

Se obtiene en un procedimiento administrativo

Se construye y mantiene durante toda la vida de la instalación CUÁNDO

El permiso permite empezar exige diseñar a partir de “las características del lugar donde se pretende implantar”, incluyendo también su realidad social y cultural y sus dinámicas de desarrollo territorial. Ese análisis tiene consecuencias muy concretas. Según Sedigas, la

LA UBICACIÓN Y LA ESCALA DE UNA PLANTA CONDICIONAN DESDE EL INICIO SU RELACIÓN CON EL ENTORNO

La confianza permite seguir

elección del emplazamiento debe considerar la proximidad de los sustratos y de los puntos de consumo o inyección, la capacidad de las vías de acceso y la sensibilidad ambiental y social del entorno. Tampoco existe “una dimensión óptima aplicable a todos los casos”: la escala debe responder a las características y capacidades de cada territorio. López-Quintana coincide en vincular el tamaño de la instalación con la disponibilidad real de recursos y añade dos preguntas que deben resolverse antes de cerrar el proyecto: de dónde procederán los residuos o subproductos y qué mo-

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

vimientos de transporte generará la actividad. En los proyectos de biogás y biometano, este planteamiento incluye también la relación con el sector primario y el destino de los materiales. Ortiz de Mendíbil defiende que agricultores y ganaderos “no deben ser considerados únicamente proveedores de sustratos y otros materiales orgánicos, sino socios estratégicos del proyecto”, mediante relaciones estables, equilibradas y transparentes. Sedigas extiende además la trazabilidad al digestato y plantea que su uso agronómico responda a las necesidades de los cultivos, las

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REPORTAJE

¿Qué hay que mirar antes de elegir dónde y cómo? CONTEXTO CULTURAL Y SOCIAL

RECURSOS

• Características locales

• Disponibilidad

• Dinámicas territoriales

• Procedencia

• Conocimiento del lugar

• Proximidad

COMUNIDAD

ESCALA

• Actores

• Dimensión de la planta

• Preocupaciones

• Recursos disponibles

• Antecedentes

• Capacidad del territorio

TEJIDO ECONÓMICO

LOGÍSTICA

• Empresas

• Accesos

• Proveedores

• Distancias

• Empleo local

• Tráfico

SECTOR PRIMARIO

MEDIO AMBIENTE

• Agricultores y ganaderos

• Usos del suelo

• Relación con el proyecto

• Agua

• Digestato

• Sensibilidades ambientales

Conocer el territorio antes de decidir permite ajustar mejor dónde, cómo y a qué escala desarrollar el proyecto.

características del suelo y la normativa aplicable. Desde la EBA, Sainz reclama una coordinación transversal entre agricultura, ganadería, gestión de residuos, industria y energía para que los proyectos respondan a las necesidades del territorio y generen beneficios compartidos. Comprender un territorio implica conocer también sus actores, preocupaciones, antecedentes y posibles conflictos antes de tener completamente cerrado el proyecto, como propone López-Quintana. Veolia añade las necesidades concretas de los ciudadanos y el contexto local, y extiende esa adaptación al propio diseño físico de las instalaciones, mediante su in74

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tegración arquitectónica, paisajística, ambiental y urbana. Muñiz reivindica, por su parte, el “conocimiento situado o experiencial que tienen sus moradores”: información que puede escapar a los estudios técnicos y contribuir a prevenir determinados errores de diseño. La profundidad de esa integración puede variar. Para Muñiz, el modelo más completo sería un proyecto endógeno: aquel que surge de una necesidad local, cuenta desde su origen con la participación de la población o de los agentes interesados y se imbrica económicamente con el tejido empresarial del territorio, sin perder su viabilidad técnica. Reconoce, sin embargo, que

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

esas condiciones no siempre se dan. Cuando el proyecto nace fuera, propone acercarlo a esa lógica incorporando desde fases tempranas demandas relacionadas con su escala, alcance territorial o efectos sobre la calidad de vida. Ese conocimiento adquiere valor cuando existe margen para que influya en las decisiones. López-Quintana lo resume al pedir que se analicen territorio y actores antes de cerrar todas las decisiones y, “cuando sea posible, incorporar ese conocimiento al propio diseño”. Pero para que esa incorporación sea posible, conocer el territorio debe dar paso a una relación capaz de escuchar antes de que las posiciones estén fijadas.

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

La confianza es algo que se da, no que se pueda pedir. Ser transparente, dialogante, cumplidor, rendir cuentas y ofrecer ciertas garantías o mecanismos que den seguridad, ayuda a cosechar confianzas. Sigrid Muñiz San Martín, doctora en Ciencias Ambientales y facilitadora de procesos de gobernanza ambiental y territorial.

LA CONFIANZA SE CONSTRUYE ANTES DE QUE APAREZCA EL CONFLICTO Qué hace que la relación con el territorio funcione Comprender el territorio no basta si ese conocimiento no se traduce en una relación temprana con quienes convivirán con el proyecto. “El principal desafío es construir confianza

antes de que aparezca el conflicto”, señala Ortiz de Mendíbil. Las fuentes consultadas sitúan por ello el diálogo en las primeras fases y advierten de las limitaciones de una comunicación tardía, defensiva o planteada cuando apenas queda margen para modificar decisiones. La experiencia europea apunta en la misma dirección: Sainz sitúa la transparencia, la información y el diálogo temprano con las comunidades locales entre las condiciones necesarias para favorecer la acepta-

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ción social. Para López-Quintana, anticiparse significa explicar el proyecto antes de que exista un conflicto y “escuchar antes de llegar con todas las decisiones cerradas”. El primer requisito es que la información resulte comprensible y accesible. En el caso del biogás y el biometano, Sedigas propone traducir la complejidad técnica a cuestiones concretas: qué aporta el proyecto, qué movimientos generará, cómo se gestionarán las posibles molestias o qué ocurrirá con

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REPORTAJE

el digestato. La transparencia exige explicar también aquello que puede generar preocupación. López-Quintana insiste en hablar con claridad de los posibles impactos y de cómo se prevendrán, medirán y corregirán: “La confianza difícilmente se construye desde un discurso exclusivamente centrado en los beneficios”. Pero informar es solo un primer nivel. “Participar no significa únicamente recibir información”, advierte Ortiz de Mendíbil. Deben existir cauces para plantear dudas y propuestas y conocer qué respuesta reciben; aunque una observación no se incorpore, Sedigas considera que debe contestarse de forma motivada. Muñiz incide en la diferencia entre informar y establecer una relación: “Comunicar y comunicarse no siempre significan lo mismo”. Frente a la transmisión unidireccional de información, sitúa el diálogo honesto y la escucha mutua como bases de una relación capaz de generar confianza.

CUANDO EL PROYECTO LLEGA CERRADO, BUENA PARTE DEL MARGEN PARA UNA PARTICIPACIÓN REAL YA SE HA PERDIDO Por otro lado, el diálogo tampoco implica que todas las decisiones deban compartirse. López-Quintana defiende que el promotor aclare desde el principio qué aspectos están definidos, cuáles pueden evolucionar y cuál es la capacidad real de incidencia de los distintos actores. Muñiz distingue diferentes grados de horizontalidad —desde una consulta puntual hasta procesos participativos, de codiseño o cogestión— en función del poder de decisión y la co76

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

rresponsabilidad asumida por las partes. El valor del proceso no depende necesariamente de alcanzar un consenso: puede servir también para acercar posiciones, delimitar mejor los desacuerdos o alcanzar acuerdos allí donde sea posible. La credibilidad necesita asimismo evidencias. Muñiz advierte de que informar sirve de poco cuando el promotor carece de credibilidad y que, sin confianza, incluso las medidas de mejora pueden recibirse con recelo. Sedigas pide compromisos medibles y verificables; Veolia vincula esa credibilidad con acciones concretas y mantenidas en el tiempo y señala herramientas como las visitas guiadas, los centros de interpretación, la publicación de datos verificables o los canales de consulta accesibles; y la EBA apuesta por información objetiva y comunicación basada en datos. Sainz destaca también las visitas a plantas existentes como una herramienta eficaz para acercar su funcionamiento a la ciudadanía y tratar directamente cuestiones como el tráfico, los olores, las emisiones o el ruido. La experiencia directa puede contribuir a reducir el desconocimiento y combatir información poco rigurosa, sin convertir la pedagogía en sustituto de la participación. Por último, la confianza tampoco depende únicamente del promotor. Ortiz de Mendíbil atribuye a las administraciones una función propia como garantes del rigor ambiental, sanitario y técnico y advierte de que “su credibilidad influye directamente en la confianza ciudadana”. Una voz institucional competente, accesible e independiente puede explicar qué controles existen, quién supervisará la instalación o por qué se considera adecuada una determinada decisión. También puede facilitar espacios de diálogo temprano sin sustituir los procedimientos reglados de información pública y evaluación ambiental.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

La confianza depende, sobre todo, de la coherencia entre lo anunciado y el funcionamiento real de la instalación.

Naiara Ortiz de Mendíbil, secretaria general de Sedigas.

La confianza, por tanto, no puede reducirse al resultado de una campaña de comunicación. Muñiz lo sintetiza de forma especialmente clara: “la confianza es algo que se da, no que se pueda pedir”. Ser transparente, dialogante, cumplidor, rendir cuentas y ofrecer garantías forma parte, en su planteamiento, de los comportamientos capaces de construirla. Esa confianza tendrá después que contrastarse con el funcionamiento real de la instalación.

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REPORTAJE

LA LICENCIA SOCIAL SE MANTIENE DURANTE TODA LA VIDA DEL PROYECTO Cómo se mantiene la confianza durante la operación Con la puesta en marcha, lo anunciado durante el desarrollo del proyecto empieza a contrastarse con su funcionamiento cotidiano. “La confianza depende, sobre todo, de la coherencia entre lo anunciado y el funcionamiento real de la instalación”, señala Ortiz de Mendíbil. La relación con el territorio tampoco termina con la obtención de los permisos: López-Quintana recuerda que una instalación convivirá durante muchos años con un municipio y una comunidad y que la confianza “se construye —o se pierde— también durante su operación”.

Buena parte de esa convivencia depende de los efectos cotidianos de una planta. Olores, tráfico, ruido o emisiones deberán gestionarse durante años. Sedigas añade, en el caso específico del biogás y el biometano, la prevención y monitorización de olores, la reducción de emisiones fugitivas, la logística planificada y el control sanitario y agronómico del digestato. Veolia vincula igualmente esa convivencia al desempeño operativo, el cumplimiento ambiental y de seguridad y el seguimiento de la instalación. La EBA sitúa precisamente la “buena convivencia con su entorno” entre los atributos que deberían caracterizar a los proyectos. El funcionamiento real necesita poder comprobarse. Sedigas plantea medir y comprobar el cumplimiento de los

De la promesa a la operación Lo anunciado frente a lo demostrado ANTES DE OPERAR

DURANTE LA OPERACIÓN

Compromisos

Resultados

Impactos previstos

Impactos reales

Medidas preventivas

Seguimiento y control

Canales de comunicación

Capacidad de respuesta

Indicadores

Datos compartidos

Protocolos

Gestión de incidencias

La confianza se pone a prueba cuando lo anunciado se contrasta con el funcionamiento real de la instalación.

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

LA OPERACIÓN CONVIERTE DURANTE AÑOS LOS COMPROMISOS DEL PROYECTO EN HECHOS COMPROBABLES

compromisos asumidos, mientras que Veolia incluye la publicación de datos verificables entre las herramientas para sostener la confianza. López-Quintana propone, en aquellas cuestiones especialmente sensibles para el entorno, definir de antemano criterios de seguimiento y mecanismos para compartir los resultados. Establecer esas reglas antes de que surja una incidencia evita tener que fijar los criterios de evaluación cuando las posiciones ya están enfrentadas. Ese seguimiento requiere mantener abierta la relación con la comunidad. Sedigas plantea identificar interlocutores estables, habilitar canales accesibles de información y respuesta y comunicar tanto los indicadores positivos como las posibles incidencias. El CREC coincide en la necesidad de que municipios y comunidades puedan trasladar dudas o problemas, conocer cómo está funcionando la instalación y contar con espacios estables de relación. Veolia resume esa continuidad en la necesidad de mantener un “contacto bidireccional continuo con la comunidad” mediante “acciones concretas y mantenidas en el tiempo”. También las incidencias ponen a prueba la relación construida. Ortiz de Mendíbil considera más eficaz una transparencia continuada que una actuación puntual ante una crisis y reclama reaccionar de forma transparente ante incumplimientos o problemas. López-Quintana plantea la cuestión desde la prevención: resulta “mucho más efectivo acordar previamente cómo se medirán y cómo se com-

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

¿Cómo se traduce la licencia social en medidas concretas? La Guía para la gestión de la licencia social y la integración de los proyectos de transición ecológica en Cataluña, impulsada conjuntamente por el Clúster de Bioenergia de Catalunya (CBC), el Clúster de l’Energia Eficient de Catalunya (CEEC) y el Clúster de Residus de Catalunya (CREC), y coordinada por el CBC, recoge herramientas para incorporar la dimensión social a los proyectos, con medidas aplicables al desarrollo y operación de instalaciones de biogás.

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MONITORIZACIÓN ABIERTA

COMISIONES DE SEGUIMIENTO

CANALES PARA LAS INCIDENCIAS

Hacer accesibles indicadores sobre olores, tráfico, ruido y gestión del digestato, especialmente durante los primeros años de operación.

Crear espacios estables con vecinos, ayuntamientos y otros actores locales para seguir los impactos y el funcionamiento de la instalación.

Habilitar mecanismos accesibles para comunicar molestias o incidencias y recibir respuesta.

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ESTUDIOS SOBRE IMPACTOS SENSIBLES

MECANISMOS DE RETORNO LOCAL

RETORNO, PERO CON PARTICIPACIÓN

Analizar específicamente las cuestiones que más preocupan en cada entorno: movilidad, tráfico de camiones, olores o integración paisajística.

Contemplar proyectos de desarrollo local, fondos comunitarios o reducciones tarifarias, además de fórmulas de participación en la financiación o propiedad mediante coinversión, crowdfunding o crowdlending.

La guía advierte de que, sin confianza previa ni participación en su definición, estas medidas pueden percibirse como greenwashing o como una “compra de voluntades”.

Fuente: La Guía para la gestión de la licencia social y la integración de los proyectos de transición ecológica en Cataluña, CBC, CEEC y CREC. partirán los resultados que intentar recuperar la confianza cuando ya se ha producido una incidencia”. La credibilidad acumulada dependerá tanto del desempeño habitual como de la respuesta cuando este se desvía de lo comprometido. Muñiz añade que la comunidad puede mantener una capacidad de fiscalización durante décadas, incluso cuando la instalación cumpla estrictamente la normativa. De ahí su insistencia en la necesidad de establecer relaciones estables a largo plazo, así como su propuesta de contemplar algún mecanis-

mo de “control, supervisión o participación social” también en la gestión de la planta. La relación puede adquirir así formas permanentes de seguimiento y corresponsabilidad. La operación demuestra, durante años, qué significa realmente la integración de una infraestructura en su entorno. Y esa relación puede tener un alcance mayor que la propia convivencia: también determina cuánto valor genera el proyecto para el lugar que lo acoge y qué condiciones deja para el desarrollo de los siguientes.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

LA INTEGRACIÓN TERRITORIAL COMO OPORTUNIDAD PARA CONSTRUIR MEJORES PROYECTOS Qué gana el territorio y qué gana el sector Por último, conviene señalar que la integración territorial de un proyecto no afecta únicamente a su aceptación. Las fuentes consultadas relacionan este proceso con la posibilidad de generar valor local, mejorar la adecuación de las instalaciones y favorecer el de-

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REPORTAJE

sarrollo del biogás y el biometano. Para Ortiz de Mendíbil, la aceptación local constituye un “activo estratégico” para el arraigo y la viabilidad a largo plazo de los proyectos. Veolia lleva esta idea un paso más allá al definir las infraestructuras ambientales como “activos comunitarios que generan un valor tangible y real para los ciudadanos”. Ese valor depende, en parte, de cómo se distribuyen los costes y beneficios de la instalación. Sedigas plantea que una integración efectiva debe traducirse en empleo y contratación local, oportunidades para agricultores y ganaderos, valorización de recursos orgánicos, recuperación de nutrientes, ingresos municipales, inversión y actividad económica en el medio rural. En el sector primario, la

valorización de estiércoles, purines y subproductos agrícolas puede mejorar su gestión, reducir emisiones y diversificar rentas. “Cuando el proyecto se integra realmente en el tejido productivo local y existe una distribución equilibrada de costes y beneficios, aumentan significativamente sus posibilidades de aceptación”, sostiene Ortiz de Mendíbil. La EBA incluye entre esos retornos la valorización de residuos, la producción de energía renovable y fertilizantes, la reducción de emisiones y las oportunidades para empresas locales. Veolia incorpora una dimensión social y ambiental que incluye empleo cualificado, formación y protección de la biodiversidad, y plantea que una buena integración puede generar “alianzas durade-

ras” capaces de fortalecer la autonomía energética local y la resiliencia. El conocimiento del territorio puede repercutir también en la calidad y viabilidad del propio proyecto. López-Quintana defiende que el análisis del entorno y sus actores pueda trasladarse al diseño, mientras que Muñiz destaca su capacidad para prevenir errores y aprovechar oportunidades. Para esta última, sus efectos alcanzan al conjunto del proyecto: “Si se realiza un trabajo serio que consiga integrar en el proyecto todos los factores que hay en danza, el proyecto resultante no sólo estará más integrado en el territorio, sino que también maximizará su viabilidad global”. Esta cuestión adquiere especial importancia en un sector que todavía está construyendo sus referencias. Sainz

¿Qué se juega el territorio? La implantación de una infraestructura plantea una cuestión que atraviesa la aceptación social: qué impactos asume su entorno y qué parte del valor generado permanece en él.

IMPACTOS A GESTIONAR

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VALOR QUE PUEDE GENERARSE

Olores Prevención · control · seguimiento

Empleo y contratación local Puestos de trabajo · proveedores · servicios

Tráfico y logística Rutas · distancias · movimientos

Sector primario Agricultores · ganaderos · valorización de subproductos

Ruido Actividad · transporte · operación

Recursos y nutrientes Materia orgánica · digestato · recuperación de nutrientes

Emisiones Control · fugas · monitorización

Actividad económica Inversión · empresas · ingresos municipales

Paisaje y entorno Ubicación · integración · escala

Formación y empleo cualificado Capacitación · perfiles técnicos · talento local

Digestato Trazabilidad · almacenamiento · uso agronómico

Energía y descarbonización Energía renovable · circularidad · reducción de emisiones

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

BIOENERGÍA Y LICENCIA SOCIAL: CUANDO TERRITORIO Y CIUDADANÍA ENTRAN EN EL PROYECTO

considera que España afronta “una gran oportunidad, pero también una responsabilidad”: los proyectos que se desarrollen en los próximos años deberían aspirar a convertirse en referentes tecnológicos, ambientales y territoriales, también por su integración y su relación con las comunidades locales. Para la EBA, lo que ocurra con estas primeras instalaciones puede influir en la confianza con la que continúe desarrollándose el sector. Sedigas apunta a una responsabilidad similar al señalar que una mala práctica en una instalación puede afectar a “la reputación del conjunto”, mientras que el CREC recuerda que los conflictos asociados a plantas existentes condicionan la percepción de nuevas iniciativas.

Esa responsabilidad se ha traducido también en iniciativas impulsadas por el propio sector. En el caso de Sedigas, la asociación destaca el Decálogo de compromisos para el desarrollo responsable del biometano, pionero en la materia y suscrito por las empresas asociadas en octubre de 2024, así como acciones de divulgación, jornadas abiertas, visitas a instalaciones en funcionamiento y programas de formación especializada, como el Programa Ejecutivo de Biometano desarrollado junto con la Escuela de Organización Industrial (EOI). El alcance de la integración territorial trasciende así cada instalación y tiene, por tanto, implicaciones para el desarrollo del conjunto del sector. López-Quintana recuerda que las nuevas infraes-

tructuras serán necesarias para avanzar en la gestión eficiente de los recursos, la economía circular y la transición energética, pero sitúa el desafío en conseguir que queden bien integradas allí donde se implantan. Ortiz de Mendíbil formula una conclusión similar para el biometano: “El futuro del biometano dependerá tanto de la capacidad de construir y operar instalaciones como de la forma en que estas se integren en las comunidades que las acogen”. Los proyectos que hoy empiezan a tomar forma no solo determinarán cuánto biogás y biometano será capaz de producir España en los próximos años. También contribuirán a construir (o destruir) la confianza con la que los territorios reciban los de mañana.

Los proyectos que se desarrollen en los próximos años deben ser referentes por su integración en el territorio y su relación con las comunidades: lo que ocurra con ellos puede marcar el precedente y la confianza con la que se desarrolle toda la industria. Ángela Sainz Arnau, directora de Comunicación de la European Biogas Association.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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REPORTAJE

LICENCIA SOCIAL SOBRE EL TERRENO:

CÓMO INTEGRAR LOS PROYECTOS DE BIOENERGÍA EN EL TERRITORIO GIPUZKOA, CASTILLA-LA MANCHA, GRANOLLERS EN CATALUÑA Y MADRID APORTAN CUATRO EXPERIENCIAS SOBRE CÓMO INCORPORAR LA DIMENSIÓN TERRITORIAL Y LA ACEPTACIÓN SOCIAL A LAS DECISIONES QUE ACOMPAÑAN EL DESARROLLO Y LA EXPLOTACIÓN DE ESTAS INFRAESTRUCTURAS.

Griselda Romero

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Planta de upgrading de biogás de Zubieta, Gipuzkoa. Foto: GHK

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llí donde se proyecta una instalación de biogás o biometano ya existen municipios, actividades económicas, infraestructuras, flujos de residuos, usos del suelo y poblaciones que convivirán con ella durante años. El despliegue de proyectos de bioenergía se materializa sobre territorios concretos, y esa realidad obliga, por tanto, a incorporar decisiones que van más allá de su diseño tecnológico: dónde ubicarlos, qué recursos e infraestructuras del entorno pueden aprovecharse, qué actores deben participar, cómo prevenir posibles afecciones o qué mecanismos mantener una vez iniciada la explotación. Las experiencias de Gipuzkoa, Castilla-La Mancha, Granollers y Madrid permiten observar cómo algunas administraciones y gestores están trasladando estas cuestiones a la práctica. Los cuatro casos parten de situaciones muy diferentes. GHK aporta la perspectiva de una infraestructura de tratamiento de biorresiduos ya implantada y posteriormente adaptada para producir biometano; Castilla-La Mancha, la de una administración autonómica que está ordenando el desarrollo de nuevas instalaciones; BioVO, en Granollers, la de dos entidades públicas que han conectado recursos e infraestructuras próximas; y el Parque Tecnológico de Valdemingómez, la experiencia de unas instalaciones con años de explotación a sus espaldas. César Gimeno Sandig, director general de GHK; Mercedes Gómez, consejera de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha; Vanessa Abad Cuñado, directora del Área de Tratamiento del

Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental; Pere Aguiló Martos, director de Operaciones del Consorci Besòs Tordera; y Beatriz Molina Martín, jefa del Departamento de Biometanización y Tratamiento de Biogás del Parque Tecnológico de Valdemingómez, explican cómo han incorporado la integración territorial, la aceptación social y la relación con el entorno al desarrollo y funcionamiento de sus respectivos proyectos e instalaciones.

EL TERRITORIO ENTRA EN LAS DECISIONES DEL PROYECTO Una primera lectura conjunta de las cuatro experiencias muestra que la integración territorial empieza en decisiones muy concretas. La ubicación de una instalación es una de ellas, pero alrededor de un proyecto hay muchas más preguntas: qué núcleos de población tiene próximos, qué infraestructuras funcionan ya en la zona, de dónde procederán los recursos que necesita, qué recorrido tendrán que realizar, quién los gestiona o qué destino tendrán los productos obtenidos. Mirar el territorio desde esta perspectiva puede modificar incluso la configuración del proyecto. Una infraestructura existente puede condicionar dónde resulta más razonable incorporar una nueva tecnología; la proximidad entre diferentes instalaciones puede abrir posibilidades para compartir recursos; y la concentración de determinados residuos en una zona obliga a pensar conjuntamente en su tratamiento, transporte y posterior aprovechamiento. Los casos analizados muestran también que la integración física y la inte-

INTEGRAR UNA INFRAESTRUCTURA EN EL TERRITORIO EXIGE MIRAR MÁS ALLÁ DE LA PLANTA: QUÉ HAY ALREDEDOR, QUÉ RECURSOS EXISTEN Y CÓMO SE RELACIONARÁ CON SU ENTORNO 84

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gración social están relacionadas. La distancia respecto a zonas habitadas, la ocupación de nuevo suelo, las conexiones necesarias o la prevención de olores y otras posibles molestias condicionan la relación posterior de la instalación con su entorno. Son cuestiones que tienen una respuesta técnica, pero cuyos efectos se perciben fuera de los límites de la planta. Esta mirada obliga a ampliar la escala. La unidad de análisis deja de ser únicamente la instalación y pasa a incluir el sistema territorial en el que tendrá que funcionar: los recursos disponibles, las infraestructuras existentes, las actividades que se desarrollan alrededor y las personas y entidades que intervienen en esos flujos. Partir de las condiciones reales del territorio permite además identificar qué relación puede mantener la infraestructura con sus necesidades y recursos y qué retorno puede generar en él.

UNA RELACIÓN QUE ATRAVIESA DISTINTAS FASES Las cuatro experiencias corresponden además a momentos diferentes del desarrollo de una infraestructura. Esa diversidad permite comprobar que la dimensión territorial y el debate sobre la aceptación social aparecen mucho antes de que una planta empiece a producir biogás o biometano y continúan cuando lleva años haciéndolo. En las fases iniciales se toman decisiones difíciles de modificar posteriormente. La planificación puede establecer condiciones generales para ordenar la llegada de nuevos proyectos; durante su diseño se concreta su relación con el entorno; y antes de la autorización ya pueden abrirse procesos de información y participación que permitan conocer quiénes estarán afectados o vinculados a la futura instalación. Cuando el proyecto avanza, aparecen otras necesidades. Los acuerdos entre las entidades implicadas deben traducirse en responsabilidades concretas, los

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recursos tienen que llegar hasta la instalación y las medidas previstas para evitar afecciones deben funcionar en condiciones reales. La coordinación que permitió desarrollar el proyecto pasa entonces a formar parte de su operación cotidiana. Y la puesta en marcha tampoco cierra ese proceso. Es durante la explotación cuando se comprueba el comportamiento efectivo de una infraestructura. Los sistemas de seguimiento permiten contrastar lo previsto con lo que ocurre sobre el terreno; las incidencias y reclamaciones muestran dónde persisten problemas; y la experiencia acumulada puede exigir ajustes operativos, nuevas inversiones o medidas adicionales. Los cuatro casos permiten recorrer, de este modo, buena parte de la vida de estas infraestructuras: desde la ordenación previa y las decisiones de implantación hasta la coordinación durante su desarrollo y la capacidad de respuesta una vez que están funcionando.

MÁS ACTORES ALREDEDOR DE LA PLANTA Otra cuestión es la variedad de actores implicados. La relación territorial de un proyecto difícilmente puede reducirse al diálogo entre promotor, Administración y ciudadanía. Alrededor de las instalaciones de biogás y biometano pueden encontrarse municipios, gestores de residuos, empresas públicas y privadas, operadores de otras infraestructuras, agricultores, ganaderos o productores de los residuos que posteriormente serán tratados. La propia naturaleza de estos proyectos explica parte de esa diversidad. La materia prima tiene que generarse y recogerse; en muchos casos debe transportarse; diferentes entidades pueden intervenir en su tratamiento; el biogás obtenido puede transformarse y conectarse a otras infraestructuras energéticas; y el digestato resultante abre una nueva relación con el territorio cuando se plantea su aprovechamiento agronómico.

Coordinar esa cadena exige definir responsabilidades y mantener relaciones que no desaparecen cuando termina la construcción. La experiencia de proyectos compartidos muestra hasta qué punto la gobernanza puede condicionar el funcionamiento posterior de la infraestructura. La cooperación institucional necesita traducirse en acuerdos sobre quién aporta los recursos, quién asume determinadas inversiones, quién opera las instalaciones o cómo se resuelven las necesidades que surgen durante la explotación.

EL MAPA DE UN PROYECTO DE BIOMETANO INCLUYE MUNICIPIOS, GESTORES, OPERADORES, PRODUCTORES DE RESIDUOS, AGRICULTORES Y CIUDADANÍA La ciudadanía ocupa otra posición dentro de ese mapa. Las experiencias consultadas apuntan a la necesidad de ofrecer información comprensible sobre instalaciones cuyos procesos resultan técnicos y, en ocasiones, poco conocidos. Explicar qué residuos reciben, qué ocurre dentro de ellas, qué posibles afecciones se controlan y qué resultados generan permite relacionar conceptos como digestión anaerobia o upgrading con cuestiones mucho más cercanas: qué sucede con los residuos orgánicos, qué energía se obtiene de ellos o qué recursos pueden volver a aprovecharse. La relación con el territorio incluye también la capacidad de trasladar qué aporta el proyecto allí donde se implanta. Ese retorno puede adoptar formas diferentes según las características de cada iniciativa y del entorno en el que se desarrolla, desde el aprovechamiento de recursos locales hasta la generación de nuevos productos o la conexión entre servicios e infraestructuras que ya operan en la zona.

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DEL PROYECTO PREVISTO A LA INSTALACIÓN REAL El funcionamiento marca finalmente una diferencia importante. Sobre el papel pueden establecerse distancias, sistemas de control, medidas preventivas, mecanismos de comunicación o previsiones sobre los beneficios de una instalación. La explotación permite comprobar su resultado. Aquí la integración territorial adquiere una dimensión especialmente práctica. Una molestia percibida por el entorno requiere mecanismos para identificarla y valorar su origen; una medida ambiental debe poder comprobarse; y una reclamación necesita encontrar algún cauce de respuesta. Mantener esa capacidad durante años obliga a asumir que las condiciones de funcionamiento pueden cambiar y que algunas soluciones tendrán que revisarse. También los beneficios dejan de ser únicamente una previsión. Una instalación en operación genera datos sobre residuos tratados, energía producida, recursos recuperados o emisiones evitadas que permiten explicar su aportación a partir de resultados concretos. Esa información no elimina por sí misma las posibles afecciones, pero permite que la relación con el territorio y la ciudadanía se apoye en evidencias sobre el funcionamiento real del proyecto. Gipuzkoa, Castilla-La Mancha, Granollers y Madrid muestran, desde escalas y momentos distintos, cómo esa relación se traduce en decisiones sobre implantación, planificación, cooperación, seguimiento y respuesta. Sus experiencias no configuran una única fórmula aplicable a cualquier proyecto. Sí permiten observar una cuestión común: integrar una infraestructura en un territorio implica trabajar sobre las condiciones concretas en las que va a desarrollarse y mantener esa atención a medida que el proyecto pasa del plano a la operación cotidiana.

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Emplazamiento, integración física y prevención ambiental

Gipuzkoa:

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a relación de una infraestructura de biometano con su entorno comienza mucho antes de su puesta en marcha. La elección del emplazamiento, la prevención de posibles afecciones y la integración física y ambiental de la instalación son algunos de los factores que GHK destaca en la experiencia desarrollada en Gipuzkoa. El Consorcio parte de un contexto que considera favorable. Según explica César Gimeno Sandig, director general de GHK, la población guipuzcoana presenta una elevada concienciación sobre la protección ambiental y la gestión de los residuos. En paralelo, la recogida selectiva de materia orgánica ha pasado del 29 % en 2015 al 60 % actual. Gimeno sostiene que tanto la construcción de la planta de biometanización como la posterior incorporación del upgrading se han desarrollado “sin oposición social”. Junto a esa predisposición del territorio, GHK relaciona la aceptación de la instalación con varias decisiones adoptadas alrededor de su implantación. La primera tiene que ver con el emplazamiento. La planta se situó en el extremo de un polígono industrial y alejada de viviendas. A ello se sumó, según Gimeno, un especial cuidado en su diseño, atendiendo a aspectos como la estética, la jardinería y su integración en el entorno. Otro frente ha sido la prevención ambiental. El Consorcio asegura haber prestado especial atención a evitar posibles afecciones derivadas del funcionamiento de la planta, con especial cuidado en la depuración de olores y el control de las emisiones líquidas.

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La buena aceptación de una instalación se apoya en una población muy concienciada, una ubicación alejada de viviendas, la integración en el entorno, la prevención estricta de afecciones y las campañas de comunicación sobre gestión circular de residuos. César Gimeno Sandig, director general de GHK.

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La comunicación completa este planteamiento. GHK ha desarrollado campañas sobre gestión circular de residuos que, junto con las condiciones de implantación y las medidas ambientales, han contribuido, según Gimeno, a lograr “una buena aceptación de la instalación”. Existe además una conexión directa entre la infraestructura y los hábitos de la propia población. El recurso que alimenta la planta procede de la materia orgánica recogida selectivamente en los hogares guipuzcoanos. Cada año se recogen cerca de 55.000 toneladas de biorresiduos, parte de las cuales se destinan a compostaje y parte a su valorización mediante digestión anaerobia. En la experiencia que traslada GHK, la integración territorial se ha trabajado desde la propia implantación de la infraestructura, apoyado en una población habituada a separar sus residuos, un emplazamiento alejado de viviendas, atención al encaje físico de la planta, control de posibles molestias y comunicación sobre la gestión circular de los residuos.

Planta de biometanización de GHK GHK gestiona y trata los residuos municipales de Gipuzkoa mediante diez plantas construidas durante la última década, un sistema que, según el Consorcio, ha permitido que el territorio no precise vertederos para sus residuos municipales. La planta de biometanización está en funcionamiento desde 2019, tras la adjudicación un año antes de una concesión a 20 años a una agrupación de empresas participada mayoritariamente por FCC. Inicialmente, el biogás obtenido mediante digestión anaerobia se destinaba a generar electricidad renovable, con una producción de hasta 10.000 MWh anuales. La evolución de la tecnología llevó posteriormente a incorporar un sistema de *upgrading*. Tras una inversión adicional de 3,7 millones de euros y doce meses de ejecución, desde julio de 2026

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la instalación produce biometano apto para su inyección en la red gasista, en un proyecto que GHK califica como pionero en el norte de España. La planta tiene capacidad para tratar 40.000 toneladas anuales de biorresiduos y actualmente procesa unas 34.000. El *upgrading* puede tratar hasta 600 Nm³/h de biogás y producir alrededor de 344 Nm³/h de biometano, equivalente, según GHK, al consumo de unos 9.000 hogares. El sistema mantiene además la posibilidad de destinar el biogás a generación eléctrica y los motores de cogeneración como respaldo. El complejo incorpora una planta fotovoltaica de 684 kWp, con una producción estimada de 700 MWh anuales, y cuenta con certificación ISCC y garantías de origen renovable para el biometano.

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Castilla-La Mancha:

Planificación, participación y anticipación social

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ompatibilizar la gestión de los residuos orgánicos mediante nuevas plantas de biometano con el bienestar de la población es, para el Gobierno de Castilla-La Mancha, uno de los principales retos que plantea el despliegue del sector. La respuesta que prepara la Junta incorpora la dimensión social y territorial desde antes de la tramitación de los proyectos. El borrador de Decreto que establecerá las condiciones para estas instalaciones contempla distancias mínimas respecto a los núcleos urbanos y otras medidas de seguridad y protección

del entorno y de la población. A ellas se suman dos instrumentos dirigidos específicamente a la relación de cada proyecto con el territorio. El Plan de Comunicación Social deberá garantizar la transparencia, el acceso a la información y una adecuada comprensión del proyecto. Mercedes Gómez, consejera de Desarrollo Sostenible, explica que tendrá que recoger los aspectos relativos al diseño, ejecución y explotación de la instalación y favorecer una aceptación informada mediante una comunicación objetiva, clara y verificable. Además, deberá ini-

Plan Regional de Biometanización Castilla-La Mancha utiliza el Plan Regional de Biometanización para ordenar la gestión de los residuos orgánicos mediante digestión anaerobia y su valorización para producir biometano. Según los últimos datos disponibles manejados por el Gobierno regional, el volumen de residuos orgánicos a tratar se sitúa en torno a 16 millones de toneladas anuales. A partir de la información recogida en el Plan, la Junta ha impulsado un marco normativo con el que busca aportar seguridad jurídica a la implantación de nuevas plantas. Este desarrollo se articula por dos vías: una modificación de la Ley de Evaluación Ambiental de Castilla-La Mancha, cuyo alcance comprende también otros proyectos sometidos a evaluación ambiental, y un Decreto específico para definir las características que deberán cumplir las instalaciones

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de biometano en la región. El Gobierno autonómico vincula este desarrollo a varios objetivos ambientales: reducir la contaminación difusa del suelo y el subsuelo asociada a los residuos orgánicos, favorecer alternativas agronómicas que permitan disminuir el uso de fertilizantes químicos y reducir la contribución de los sectores agrícola y ganadero a las emisiones de gases de efecto invernadero de CastillaLa Mancha. El Plan conecta así el despliegue del biometano con la gestión de los residuos orgánicos de la región y su valorización de acuerdo con la jerarquía de residuos, dentro de los objetivos de economía circular planteados por el Gobierno autonómico.

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El reto es compatibilizar la gestión de los residuos orgánicos mediante plantas de biometanización con el bienestar de los ciudadanos, haciendo que conozcan los proyectos y sean partícipes de los beneficios que generan en sus municipios.

Mercedes Gómez, consejera de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha.

ciarse antes de la tramitación del proyecto y acompañar a la documentación presentada para su autorización. El Plan de Responsabilidad Social Corporativa deberá adaptarse a las características del entorno y a sus grupos de interés. Su finalidad será favorecer la integración social y económica de la instalación y contribuir al desarrollo local mediante actuaciones de carácter social, económico o ambiental. Gómez plantea que ambos planes se elaboren en colaboración con los agentes sociales del municipio. La participación alcanza también la propia preparación de la normativa. El borrador del Decreto cerró a finales de agosto su fase de información pública y participación tras recibir numerosas sugerencias del sector empresarial y de la ciudadanía. La Junta prevé analizarlas antes de elaborar el texto definitivo con el objetivo de alcanzar un amplio consenso social. A escala municipal, Gómez insiste en trasladar a los ciudadanos información sobre las características y la tecnología de las plantas y explicar los beneficios asociados a la gestión de los residuos orgánicos. También considera necesaria una labor pedagógica de los promotores en colaboración con las autoridades municipales.

Esa participación puede alcanzar a quienes intervienen directamente en los flujos de materiales. La consejera señala a los tenedores de residuos, a los que considera necesario formar e informar sobre las posibilidades de valorización de la materia orgánica y su correcta gestión; y a los agricultores del entorno, a los que plantea ofrecer abonos de calidad obtenidos a partir de la transformación del digestato. Para Gómez, que los ciudadanos conozcan

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en profundidad los proyectos y puedan participar de los beneficios que generen en sus municipios será determinante para su viabilidad. La experiencia de Castilla-La Mancha sitúa así la licencia social en una fase muy temprana del desarrollo de los proyectos. La planificación regional intenta incorporar desde el principio condiciones de implantación, información, participación y retorno al territorio, antes de que las nuevas instalaciones lleguen a construirse.

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Proximidad, cooperación y gobernanza compartida

Granollers:

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a integración territorial de un proyecto también puede comenzar por analizar los recursos, infraestructuras y actores que ya existen en su entorno. La experiencia de BioVO, en Granollers, muestra cómo esa lectura previa del territorio puede llevar a conectar instalaciones próximas y articular una solución compartida entre distintas entidades. El proyecto parte de una oportunidad concreta: dos instalaciones públicas prácticamente contiguas generaban biogás a partir del tratamiento de residuos municipales y aguas residuales. Su proximidad, junto con la cercanía de la red gasista, permitió plantear una solución conjunta para aprovechar los excedentes y transformarlos en biometano. Para Vanessa Abad Cuñado, directora del Área de Tratamiento del Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental, esta configuración deja un primer aprendizaje: antes de proyectar nuevas infraestructuras conviene analizar qué recursos existen en el territorio, quién los gestiona, qué capacidades están disponibles y cómo pueden conectarse. En BioVO, la planta de upgrading se integró en un entorno donde ya funcionaban infraestructuras de saneamiento y tratamiento de residuos, reduciendo la necesidad de ocupar nuevos espacios. La cooperación permitió convertir esa proximidad física en un proyecto común. Pere Aguiló Martos, director de Operaciones del Consorci Besòs Tordera, destaca la importancia de formalizarla desde el inicio. Los convenios suscritos por ambas entidades permitieron estudiar conjuntamente la

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La gobernanza es tan importante como la tecnología: antes de diseñar nuevas infraestructuras hay que identificar qué recursos existen en el territorio, quién los gestiona y cómo pueden conectarse para generar valor local. Vanessa Abad Cuñado, directora del Área de Tratamiento del Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental.

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Mi primera recomendación es formalizar la cooperación desde el inicio: acordar las aportaciones, la financiación, la distribución de ingresos y las responsabilidades de explotación antes de construir. Pere Aguiló Martos, director de Operaciones del Consorci Besòs Tordera.

solución y acordar antes de construir aspectos como el emplazamiento, las aportaciones, la financiación, la distribución de los ingresos y las responsabilidades de explotación. Esa coordinación continúa una vez puesta en marcha la instalación. BioVO recibe biogás procedente de dos

procesos distintos, con diferencias de caudal, presión y composición, lo que exige comunicación entre las instalaciones que lo generan y la planta que lo transforma. La experiencia muestra, según Aguiló, que compartir una infraestructura requiere mantener la cooperación también durante su funcionamiento cotidiano. Abad sitúa aquí otro de los aprendizajes del proyecto: la gobernanza. La confianza entre los dos consorcios y el trabajo conjunto de sus equipos han sido necesarios para coordinar aspectos técnicos, económicos, administrativos y operativos. Desde su perspectiva, una tecnología adecuada debe ir acompañada de capacidad para coordinar a las entidades y actores implicados.

La comunicación y la transparencia completan esta relación con el territorio. Ambos responsables consideran necesario explicar la utilidad del proyecto y acercar a la ciudadanía conceptos técnicos como biogás, biometano o upgrading a través de sus resultados: aprovechamiento de recursos locales, producción de energía renovable, reducción de emisiones y menor dependencia de combustibles fósiles. BioVO dispone además de información pública sobre las características de la instalación y su producción de biometano. La experiencia de Granollers pone así el acento en aprovechar lo que ya existe, conectar recursos e infraestructuras próximas y construir una gobernanza capaz de sostener esa cooperación antes y después de la puesta en marcha.

Proyecto BioVO BioVO es un proyecto conjunto del Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental y el Consorci Besòs Tordera para aprovechar los excedentes de biogás generados en dos instalaciones vecinas de Granollers: la planta de digestión anaerobia y compostaje de la fracción orgánica de los residuos municipales y la EDAR Granollers, donde el biogás procede de la digestión de los fangos. Parte del biogás se aprovechaba mediante cogeneración para producir electricidad y calor, mientras que los excedentes podían terminar quemándose en antorcha. BioVO conduce ambos flujos hasta una planta común de upgrading, donde se depuran mediante tecnología de membranas para obtener biometano e inyectarlo en la red gasista. La planta tiene capacidad para tratar 500 Nm³/h de biogás y ocupa aproximadamente 620 m².

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Está ubicada en el mismo recinto que las dos instalaciones a las que presta servicio y dispone allí mismo del punto de inyección a la red. La colaboración comenzó con un convenio firmado en 2019 para estudiar alternativas y elaborar el anteproyecto y se concretó en un segundo acuerdo en 2021. La obra fue adjudicada en junio de 2022 a la UTE FACSA-TRANSPARENTA y la inyección de biometano comenzó en julio de 2023. La inversión inicial ascendió a 2,775 millones de euros, con una ayuda de 1.012.945 euros de fondos FEDER canalizada a través del IDAE. Los dos consorcios asumieron a partes iguales el importe restante. Desde enero de 2026, la operación corresponde al Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental, de acuerdo con el convenio firmado por ambas entidades en 2025.

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Seguimiento, respuesta y mejora continua

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Madrid:

uando una infraestructura lleva años en funcionamiento, la relación con el territorio pasa también por su capacidad para responder a los problemas que aparecen durante la explotación. Seguimiento ambiental, atención a las demandas vecinales e introducción de mejoras marcan la experiencia acumulada por el Parque Tecnológico de Valdemingómez (PTV) en Madrid. Para Beatriz Molina Martín, jefa del Departamento de Biometanización y

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Tratamiento de Biogás de la Dirección General del PTV, uno de los principales retos ha sido compatibilizar la prestación de un servicio esencial para la ciudad con la reducción de las molestias que pueden percibir los vecinos. La gestión de los olores ha sido una prioridad desde el inicio de la explotación. Las medidas aplicadas comienzan en el propio proceso, con la incorporación de un compuesto férrico en los digestores para reducir la concentración de ácido sulfhídrico en el biogás. A ello

Complejo de biometanización del Parque Tecnológico de Valdemingómez El complejo de biometanización del Parque Tecnológico de Valdemingómez (PTV) está integrado por dos plantas de biometanización y una planta de tratamiento de biogás y forma parte del sistema de gestión de residuos del Ayuntamiento de Madrid. La fracción orgánica de los residuos municipales se somete a digestión anaerobia para producir biogás, que posteriormente se conduce a la Planta de Tratamiento de Biogás. Allí se depura para obtener biometano e inyectarlo en la red gasista nacional. El proceso genera también digestato, que se destina a compostaje para producir material bioestabilizado o compost para su aplicación al suelo. Durante 2025, el complejo inyectó en la red gasista

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14.487.494 Nm³ de biometano, equivalentes a 156 GWh térmicos de energía renovable. Según el Ayuntamiento de Madrid, esa producción permitiría abastecer aproximadamente a 500 autobuses urbanos o cubrir las necesidades de gas natural de una ciudad de tamaño medio. El modelo incluye una colaboración con la Empresa Municipal de Transportes (EMT), mediante la cual el biometano producido a partir de los residuos de la ciudad puede destinarse al abastecimiento de autobuses urbanos. Actualmente está en marcha una ampliación de la capacidad de la Planta de Tratamiento de Biogás con la que el Ayuntamiento prevé incrementar alrededor de un 20 % la producción de biometano.

LICENCIA SOCIAL SOBRE EL TERRENO: CÓMO INTEGRAR LOS PROYECTOS DE BIOENERGÍA EN EL TERRITORIO

La aceptación social requiere un proceso continuo de información, transparencia y capacidad de adaptación y respuesta.

Beatriz Molina Martín, Jefa del Departamento de Biometanización y Tratamiento de Biogás de la Dirección General del Parque Tecnológico de Valdemingómez del Ayuntamiento de Madrid.

se ha sumado la implantación, renovación y ampliación de los sistemas de desodorización, que incluyen biofiltros convencionales de corteza de pino, torres de lavado, filtros de carbón activo y biofiltros avanzados con microorganismos capaces de degradar los compuestos odoríferos. La tecnología se acompaña de seguimiento ambiental continuo y de ajustes en la explotación. Según Molina, este conjunto de actuaciones ha permitido reducir significativamente las emisiones de olor y, con ellas, las incidencias y quejas asociadas registradas en el Servicio de Sugerencias y Reclamaciones del Ayuntamiento de Madrid. La experiencia acumulada sitúa así la capacidad de respuesta como parte de la relación con el entorno. El funcionamiento cotidiano obliga a comprobar la eficacia de las medidas, conocer las preocupaciones trasladadas por la ciudadanía e introducir mejoras cuando sea necesario. Molina considera que la combinación de mejoras tecnológicas, seguimiento y atención a las preocupaciones ciudadanas ha resultado fundamental para obtener resultados duraderos. La información y la transparencia completan ese trabajo. La responsable del PTV señala que la ciudadanía valora especialmente la existencia de

mecanismos rigurosos de seguimiento ambiental, las mejoras introducidas en las instalaciones y la disposición de la Administración a escuchar y atender, en la medida de lo posible, las preocupaciones planteadas. A ello suma la necesidad de hacer visibles los resultados del tratamiento de los residuos y sus beneficios ambientales y sociales, desde la producción de energía renovable a partir de recursos locales hasta la reducción de emisiones y del consumo de combustibles fósiles.

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Para Molina, cuando estos beneficios se conocen y comprenden, se refuerza la percepción de utilidad pública de las instalaciones. La experiencia de Valdemingómez muestra así que la integración territorial continúa construyéndose una vez que la infraestructura está en funcionamiento. El seguimiento, la atención a las preocupaciones ciudadanas y la introducción de mejoras forman parte de una relación con el entorno que debe mantenerse y adaptarse durante toda su explotación.

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Biogás y biometano: una oportunidad para la ganadería española (si hacemos bien las cosas) POR PEDRO ISMAEL MARTÍN PIRAL, SECRETARIO DE INNOVACIÓN, FORMACIÓN Y CAMBIO CLIMÁTICO DE LA UNIÓN DE PEQUEÑOS AGRICULTORES Y GANADEROS (UPA)

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a construcción de plantas de tratamiento de biogás y biometano, ajustándose a una planificación adecuada y responsable, puede ser muy positiva para la sociedad española, al convertir los residuos ganaderos y de depuradoras en una fuente de energía renovable. Es lo que defendemos desde la Unión de Pequeños Agricultores y Ganaderos, y lo creemos porque conocemos y amamos nuestro sector y nuestros pueblos, y estamos convencidos de que los avances tecnológicos,

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La instalación adecuada y responsable de plantas de biogás vinculadas a granjas de pequeña y mediana dimensión puede convertir un residuo en una fuente de energía renovable y en una oportunidad para el territorio

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PEDRO ISMAEL MARTÍN PIRAL

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EN PRIMERA PERSONA

UPA apuesta por plantas de biogás de pequeña y mediana escala, cooperativas o comunitarias y vinculadas a las propias explotaciones y al territorio, frente a grandes plantas centralizadas bien aplicados, pueden ser positivos para todos y todas. España es un país de paradojas. Se da la circunstancia de que somos una potencia ganadera, por lo que lógicamente generamos una gran cantidad de excrementos y, sin embargo, estamos a la cola en el desarrollo de plantas de biogás y biometano, una innovación tecnológica que permite convertir un residuo difícil de gestionar en una fuente de energía renovable. En Europa hay cerca de 19.000 instalaciones de este tipo. En nuestro país no llegamos ni a las 300. Hoy, debido a los últimos conflictos bélicos entre grandes potencias, somos muy conscientes de la necesidad de apostar por la independencia energética. Pues bien, las plantas de biogás y biometano permiten transformar residuos, sobre todo ganaderos, en biogás y, tras su depuración, en biometano, ofreciendo una posible solución al problema creciente en el medio rural de las zonas vulnerables por nitratos. Además, se produce energía sin apenas emitir a la atmósfera gases de efecto invernadero, generando puestos de trabajo en las zonas rurales.

HACER LAS COSAS BIEN Cualquier avance tecnológico requiere de una aplicación planificada y responsable. En el tema de las plantas de biogás apostamos por la instalación de desarrollos de pequeña y mediana escala, cooperativos o comunitarios, gestionados por las propias explotaciones o a nivel local, frente a grandes plantas centralizadas controladas por capital extranjero, generalmente fondos de inversión. En este asunto siempre debe primar el interés social y medioambiental por encima del económico. Desde UPA apostamos por impulsar modelos ganaderos menos intensivos, mejor integrados en el territorio y con menor generación de purines, y rechazamos con rotundidad el modelo de grandes instalaciones, asociadas a grandes plantas de biometano, por su impacto negativo en la cohesión territorial y en la viabilidad de las explotaciones más pequeñas. En esta tarea todas las Administraciones —central, autonómicas y municipales— deben implicarse y colaborar intensamente. LO PRIMERO: LOS VECINOS Y VECINAS La principal preocupación con estas plantas es el impacto que pueden tener en la calidad de vida en nuestros pueblos, en aspectos como los olores o el ruido. Una preocupación que debe atenderse y anteponerse a cualquier otro interés. Estos proyectos deben cumplir a rajatabla con su responsabilidad social empresarial, demostrando transparencia y respeto por las personas, la comunidad y el medio ambiente. E, igualmente, deben cumplir con su responsabilidad

La planificación debe partir de los residuos realmente disponibles en cada territorio para dimensionar adecuadamente las plantas y evitar transportes a largas distancias

social y ambiental, que busca evitar el daño a otras especies, entre ellas la nuestra, y a la propia naturaleza. • Coordinación: Lo primero que se debe hacer en una zona donde se piense instalar una planta es hacer un estudio de los residuos, tanto ganaderos como de otro tipo, que se generan en la zona, para así dimensionar adecuadamente la planta. No es lógico que en una misma zona se pretenda construir dos o más plantas de biometano a escasos kilómetros, como actualmente están proyectadas en algún caso. Si no se hace bien, puede que no haya residuos suficientes para abastecer a la planta y se tengan que traer de distancias muy largas, con lo cual el primer objetivo, que es la descarbonización, no se estaría cumpliendo. Creemos que la distancia máxima de traslado de residuos nunca debería exceder de los 30 km. Igualmente, no es lo mismo una planta que procese 30.000 toneladas de residuos al año que una de más de 100.000 toneladas al año. • Planificación: Es importantísima una planificación óptima de los residuos de entrada, sus mezclas y la temperatura a

El desarrollo del biogás no puede hacerse a costa de la calidad de vida de los pueblos: los olores, el ruido y otros posibles impactos deben atenderse y anteponerse a cualquier otro interés 96

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PEDRO ISMAEL MARTÍN PIRAL

la que se lleva a cabo la digestión anaeróbica por parte de las bacterias, ya que, en caso contrario, estas morirían y se producirían problemas de olores. • Gestión: Para que exista una buena gestión se deben tener en cuenta las distancias a los núcleos rurales de población. Creemos que una distancia mínima de 2.000 metros reduciría el riesgo de molestias por olores. También se deberán adaptar viales para que el tráfico de camiones no atraviese poblaciones. UN DESARROLLO CON REGLAS CLARAS Se necesita con urgencia la puesta en marcha de marcos normativos aplicables que regulen este tipo de plantas, tanto a nivel nacional, con la aproba-

Las protestas que se están generando en ciertas zonas rurales deben ser escuchadas y obligar a los promotores a tomarse muy en serio el impacto de estos proyectos, más allá de la financiación y las subvenciones ción del proyecto de Real Decreto de Impulso del Biometano, como a nivel territorial, donde solo está regulada en algunas comunidades autónomas. En conclusión, desde nuestra organización estamos a favor de las plantas de biogás/biometano, siempre que cumplan unos protocolos de actuación, ya que pueden contribuir a resolver los problemas de gestión de residuos ganaderos. Además, servirán para incre-

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mentar nuestra autonomía energética, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y la huella climática y generar recursos en las zonas rurales. Las protestas que se están generando en ciertas zonas rurales deben ser escuchadas y servir para crear una conciencia ciudadana que obligue a los promotores a tomarse muy en serio este tema y no ir solamente a por la financiación y la subvención.

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TECNOLOGÍA I AMBISORT

MÁS ALLÁ DEL DIGESTOR: INGENIERÍA PARA VALORIZAR CADA CORRIENTE Pretratamiento, digestato, upgrading y nuevas vías de valorización para plantas de biogás más eficientes.

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l desarrollo del biogás y el biometano está impulsando proyectos y elevando las exigencias de eficiencia y valorización de los residuos. En este contexto, la estabilidad de una planta empieza mucho antes de que el residuo llegue al digestor. Los impropios,

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una alimentación irregular o un pretratamiento inadecuado condicionan la operación aguas abajo, mientras que la gestión del digestato determina sus posibilidades de valorización. El rendimiento global depende de cómo se diseñan y coordinan todas las etapas.

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En Ambisort abordan estos proyectos desde una visión de proceso. Su actividad en bioenergía abarca pretratamiento, separación de corrientes, deshidratado del digestato, upgrading a biometano y alternativas como la pirólisis.

AMBISORT I TECNOLOGÍA

EL PROCESO EMPIEZA ANTES DEL DIGESTOR Los residuos orgánicos pueden llegar con envases, impropios y variaciones de humedad, granulometría y composición. El pretratamiento debe transformar esa entrada heterogénea en un sustrato estable y adecuado para digestión anaerobia, reduciendo contaminantes y evitando pérdidas de materia orgánica. Ambisort integra tecnologías de Smicon para desempaquetado y separación de orgánicos, soluciones de transporte y dosificación de Westeria y equipos de trituración, bombeo y acondicionamiento según cada aplicación. La clave no está en una máquina aislada, sino en definir cómo deben trabajar conjuntamente alimentación, separación, transferencias, recirculaciones y servicios auxiliares.

DIGESTATO: DE SUBPRODUCTO A RECURSO

MÁS ALLÁ DE LA PRODUCCIÓN DE BIOGÁS

INGENIERÍA APLICADA A PLANTA

La salida del digestor constituye una etapa crítica. Una separación sólido-líquido eficiente permite reducir volúmenes, facilitar el manejo de las fracciones resultantes y preparar el digestato para su valorización. En este ámbito, las prensas de tornillo AKUPRESS de Bellmer ofrecen soluciones adaptables a distintas configuraciones de digestión y objetivos de separación. Así, el tratamiento del digestato deja de ser únicamente una necesidad operativa y pasa a formar parte de la estrategia de valorización de la planta.

El crecimiento del biometano está ampliando la cadena tecnológica de las instalaciones. Ambisort incorpora soluciones de upgrading de Quadrogen para depurar el biogás y transformarlo en biometano, integrándolas en el balance global de proceso. Al mismo tiempo, tecnologías como la pirólisis abren nuevas vías de valorización para corrientes orgánicas y digestato. Esta evolución exige coordinar equipos, automatización, interfaces mecánicas y eléctricas y condiciones reales de operación desde las primeras fases del proyecto.

Ambisort participa en proyectos industriales desde las pruebas con material y la definición del proceso hasta la ingeniería, integración, montaje, automatización, puesta en marcha y servicio posterior, trabajando con fabricantes especializados como Smicon, Bellmer, Quadrogen, Westeria y Barradas. El reto ya no consiste únicamente en producir biogás, sino en diseñar el proceso para aprovechar mejor el residuo, operar de forma estable y obtener valor de las corrientes resultantes. Ahí es donde la ingeniería marca la diferencia. Y cuando el objetivo es optimizar una instalación existente o definir una nueva línea, todo empieza por comprender bien el residuo, las condiciones de operación y lo que debe conseguir la planta.

Una separación sólido-líquido eficiente reduce volúmenes, facilita el manejo del digestato y prepara sus distintas fracciones para nuevas vías de valorización

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AMBISORT www.ambisort.com

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ENTREVISTA

Vanessa Abad

PRESIDENTA DEL CLÚSTER DE LA BIOENERGIA DE CATALUNYA

La bioenergía requiere una visión transversal que permita aprovechar todo su potencial Águeda García de Durango Xavier García

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TEMAS: BIOENERGÍA, ECONOMÍA CIRCULAR, BIOGÁS, BIOMETANO

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ENTREVISTA

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a bioenergía ha ganado peso en la transición energética al combinar descarbonización, aprovechamiento de recursos locales y economía circular. En Cataluña, esta evolución se ha traducido en un ecosistema que integra biomasa forestal, biogás, biometano y nuevas vías de valorización de subproductos. Sin embargo, el sector todavía debe superar barreras como la complejidad administrativa, la necesidad de marcos regulatorios estables y, cada vez con mayor intensidad, la aceptación social de los proyectos. Sobre este escenario reflexiona Vanessa Abad, presidenta del Clúster de Bioenergía de Catalunya, una entidad que ha cumplido una década acompañando la transformación del sector. Abad analiza la evolución experimentada desde la creación del entonces Clúster de la Biomasa de Catalunya hasta la configuración de un ecosistema más amplio, en el que la bioenergía se plantea también como herramienta para reforzar la seguridad energética, mejorar la gestión forestal, valorizar recursos orgánicos y generar actividad económica en el territorio. La conversación aborda las oportunidades específicas de Cataluña, desde el potencial agroalimentario y forestal hasta el suministro de calor renovable a la industria y el despliegue del biogás y el biometano. También pone el foco en cuestiones llamadas a marcar la próxima etapa del sector: la licencia social, la valorización del digestato, el biochar y el CO₂ biogénico, la descarbonización de procesos industriales difíciles de electrificar y el desarrollo de modelos como los biopolígonos, capaces de concentrar actividades complementarias y generar nuevas sinergias territoriales.

En 2025, el Clúster de Bioenergía de Catalunya celebró su décimo aniversario. Mirando atrás, ¿qué balance hace de esta década de actividad y cómo ha evolucionado el ecosistema de la bioenergía en Cataluña desde la creación del Clúster? ¿Qué hitos destacaría? Cuando nació el Clúster, en 2015, lo hizo como el Clúster de la Biomasa de Catalunya, con el objetivo de impulsar el aprovechamiento energético sostenible de la biomasa y fortalecer una cadena de valor que entonces se encontraba en una fase incipiente. Con el paso de los años, el sector ha evolucionado de forma muy significativa y el propio Clúster ha evolucionado con él. La incorporación de ámbitos como el biogás, el biometano y el aprovechamiento del digestato respondió a la necesidad de representar toda la cadena de valor de la bioenergía y de dar respuesta a los nuevos retos de la transición energética y la economía circular. Esta evolución dio lugar al actual Clúster de Bioenergía de Catalunya, una entidad más amplia, integradora y preparada para afrontar los desafíos presentes y futuros.

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Uno de los principales logros del Clúster ha sido crear un espacio de colaboración estable entre todos los agentes del sector

Durante esta década, hemos visto cómo la bioenergía ha pasado de ser considerada una tecnología con un gran potencial a consolidarse como una solución estratégica para avanzar hacia la descarbonización, reforzar la seguridad y la soberanía energética, mejorar la gestión forestal, valorizar los recursos orgánicos y generar actividad económica y empleo en el territorio. Uno de los principales logros del Clúster ha sido crear un espacio de colaboración estable entre todos los agentes del sector. Hemos impulsado proyectos de innovación, favoreciendo la transferencia de conocimiento, promoviendo la cooperación empresarial y contribuyendo a dar mayor visibilidad a la bioenergía y a sus beneficios ambientales, económicos y sociales. También hemos trabajado para trasladar a las administraciones las necesidades y oportunidades del sector, contribuyendo a crear un entorno cada vez más favorable para su desarrollo. Si tuviera que destacar un hito, más allá del crecimiento de la propia entidad y de sus asociados, sería precisamente la consolidación de un ecosistema que hoy trabaja de forma mucho más coordinada y con una visión compartida. Hace diez años hablábamos principalmente del potencial de la bioenergía; hoy hablamos de proyectos reales, de empresas consolidadas, de innovación aplicada y de soluciones que ya están contribuyendo a la transición energética de Cataluña. El balance de estos diez años es positivo, pero también somos conscientes de que aún queda mucho por hacer. La próxima década será clave para acelerar la implantación de la bioenergía en todas sus formas, aprovechar mejor los recursos locales y consolidar su papel como una pieza imprescindible para construir un modelo energético más sostenible, competitivo y resiliente.

Cataluña ha apostado por integrar la bioenergía dentro de una estrategia más amplia de bioeconomía circular y valorización de recursos locales. Desde su experiencia, ¿qué elementos diferencian el modelo

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VANESSA ABAD, CLÚSTER DE LA BIOENERGIA DE CATALUNYA

catalán y qué aprendizajes podrían trasladarse a otras comunidades autónomas? Uno de los principales rasgos diferenciales es haber entendido la bioenergía como parte de un sistema más amplio de aprovechamiento eficiente de los recursos biológicos. En Cataluña existe una visión que conecta la gestión forestal, la actividad agroganadera, la industria, la gestión de la biomasa y la producción de energía renovable. Esta visión se refleja en iniciativas de distinta naturaleza, como la instalación de Alcarràs Bioproductors, que ejemplifica el aprovechamiento y la valorización de los recursos generados por la actividad agroganadera, y BioForin, un proyecto estratégico orientado al fomento de la bioeconomía regional y al refuerzo de la resiliencia climática mediante el impulso de la investigación y el desarrollo de nuevas aplicaciones de valor añadido con potencial de mercado.

Ambos ejemplos muestran la amplitud de la bioeconomía y cómo puede generar oportunidades tanto en el ámbito de la producción energética como en el desarrollo de nuevos productos, tecnologías y modelos de aprovechamiento de los recursos. Otro elemento clave es la colaboración entre agentes públicos y privados y la apuesta por la innovación y la transferencia tecnológica. Esta aproximación facilita que los proyectos tengan una visión integral y generen beneficios ambientales, económicos y sociales. El principal aprendizaje es que el éxito no depende únicamente de la tecnología, sino de construir ecosistemas de colaboración estables y adaptados a las características de cada territorio.

España dispone de uno de los mayores potenciales de producción de biogás y biometano de Europa, pero su desarrollo sigue siendo muy inferior al de

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ENTREVISTA

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otros países. ¿Cuáles son, a su juicio, las principales barreras que aún frenan el despliegue de nuevos proyectos? Las barreras son varias. En primer lugar, la complejidad administrativa y los largos plazos de tramitación generan incertidumbre para los inversores. También existe la necesidad de un marco regulatorio más estable que aporte seguridad a largo plazo. Otro aspecto importante es la aceptación social. Muchos proyectos encuentran dificultades porque no siempre se explica adecuadamente qué beneficios aportan ni cómo se gestionan los posibles impactos. Finalmente, es necesario mejorar la coordinación entre políticas energéticas, agrarias y ambientales para facilitar proyectos que aportan beneficios en todos estos ámbitos.

Cataluña cuenta con un importante sector agroalimentario, una elevada disponibilidad de biomasa forestal y una intensa actividad industrial. ¿Qué oportunidades ofrecen estas características para acelerar el desarrollo de la bioenergía y qué ámbitos presentan hoy un mayor potencial de crecimiento?

La aceptación social se ha convertido en uno de los principales retos para muchos proyectos de bioenergía. El Clúster está impulsando iniciativas RETEMA

La principal conclusión es que la aceptación social no puede trabajarse únicamente cuando el proyecto ya está definido. Debe formar parte del proceso desde el inicio. La transparencia, la participación y el diálogo con el territorio son elementos fundamentales. Es importante explicar claramente qué problemas resuelve el proyecto, qué beneficios genera para la comunidad y cómo se gestionarán los posibles impactos. También recomendamos que los proyectos generen valor local mediante empleo, colaboración con empresas del territorio y retorno económico para la ciudadanía. Una iniciativa es la elaboración de La Guía de Licencia Social, elaborada por los clústeres catalanes de Bioenergía, Energía Eficiente y Residuos, destaca que el éxito de un proyecto de transición energética o economía circular no depende únicamente de cumplir la normativa o de su viabilidad técnica y económica, sino también de conseguir la aceptación y confianza de la sociedad. La licencia social se entiende como el apoyo que la comunidad concede a un proyecto a través de la transparencia, la participación y el diálogo. Aunque no es un requisito legal, es un factor decisivo para evitar conflictos, retrasos y rechazo social. La guía propone integrar la dimensión social desde el inicio del proyecto mediante un proceso estructurado que incluye: identificar a los grupos de interés y conocer sus expectativas; mantener una comunicación clara, transparente y continua; fomentar la participación ciudadana en las distintas fases del proyecto; anticipar y gestionar los posibles impactos sociales y ambientales; y garantizar que el territorio perciba beneficios reales derivados del proyecto. Además, plantea ocho principios fundamentales para generar confianza: transparencia, participación, gobernanza, comunicación, pedagogía, gestión de impactos, integración territorial y retorno de beneficios a la comunidad. En conjunto, la guía promueve un cambio de enfoque: pasar de gestionar conflictos cuando aparecen a prevenirlos

Hace diez años hablábamos del potencial de la bioenergía; hoy hablamos de proyectos reales, de empresas consolidadas, de innovación aplicada y de soluciones que contribuyen a la transición energética de Cataluña

Cataluña dispone de unas condiciones especialmente favorables para desarrollar distintas tecnologías de bioenergía. La elevada producción de residuos orgánicos procedentes del sector agroalimentario ofrece un enorme potencial para producir biogás y biometano, mientras que la biomasa forestal puede contribuir tanto a la generación de energía como a mejorar la gestión de los bosques y reducir el riesgo de incendios. También vemos un gran potencial en el suministro de calor renovable para la industria, las redes de calor y frío, la producción de combustibles renovables para el transporte pesado y la integración de soluciones circulares que aprovechen todos los subproductos generados.

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específicas sobre licencia social e integración territorial. ¿Qué conclusiones están obteniendo y qué recomendaciones trasladarían a promotores y administraciones?

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VANESSA ABAD, CLÚSTER DE LA BIOENERGIA DE CATALUNYA

En Cataluña existe una visión que conecta la gestión forestal, la actividad agroganadera, la industria, la gestión de la biomasa y la producción de energía renovable mediante la construcción de relaciones de confianza con la ciudadanía. Este modelo es especialmente relevante para proyectos relacionados con energías renovables, bioenergía, eficiencia energética y gestión de residuos, donde la implicación de la ciudadanía es un elemento clave para el éxito.

La bioenergía se sitúa en la intersección entre la transición energética, la economía circular y la gestión de residuos. ¿Qué oportunidades ofrece esta convergencia para avanzar hacia un modelo más eficiente y sostenible? Esta convergencia permite abordar varios retos simultáneamente. Un mismo proyecto puede reducir emisiones de gases de efecto invernadero, valorizar residuos que antes suponían un problema, producir energía renovable, recuperar nutrientes para la agricultura y generar actividad económica local. Precisamente, esa capacidad de ofrecer soluciones múltiples convierte a la bioenergía en una tecnología estratégica dentro de la transición hacia una economía más circular y resiliente.

Más allá de la producción de energía, la valorización del digestato, el biochar o el aprovechamiento del CO₂ biogénico están ganando protagonismo. ¿Cuáles de estas líneas considera que tendrán un mayor recorrido en los próximos años y por qué? Creemos que todas ellas tendrán un papel relevante porque aumentan el valor añadido de los proyectos y mejoran su sostenibilidad económica.

La valorización del digestato como fertilizante permitirá avanzar hacia una agricultura más circular. El biochar ofrece oportunidades para mejorar los suelos y contribuir al secuestro de carbono. Y el aprovechamiento del CO₂ biogénico abrirá nuevas aplicaciones industriales y alimentarias, además de contribuir a la descarbonización de determinados procesos. En definitiva, el futuro pasa por aprovechar íntegramente todos los productos obtenidos en las plantas de bioenergía.

La industria necesita soluciones para descarbonizar procesos difíciles de electrificar. ¿Qué papel pueden desempeñar el biometano, la biomasa y otros gases renovables en este ámbito durante la próxima década? Van a desempeñar un papel muy importante. Existen numerosos procesos industriales donde la electrificación no es técnicamente viable o resulta muy costosa. En estos casos, el biometano y otros gases renovables pueden sustituir directamente al gas natural aprovechando las infraestructuras existentes. La biomasa también continuará siendo una solución muy competitiva para la generación de calor industrial, especialmente en sectores con elevada demanda térmica. La combinación de electrificación allí donde sea posible y gases renovables donde sea necesario permitirá acelerar la descarbonización industrial.

Desde la perspectiva del Clúster, ¿qué prioridades deberían marcar la agenda de las administraciones

Muchos proyectos encuentran dificultades porque no siempre se explica adecuadamente qué beneficios aportan ni cómo se gestionan los posibles impactos

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VANESSA ABAD, CLÚSTER DE LA BIOENERGIA DE CATALUNYA

—tanto en Cataluña como a nivel estatal— para consolidar la bioenergía como un sector estratégico y acelerar las inversiones? Las prioridades deberían centrarse en simplificar los procedimientos administrativos, ofrecer un marco regulatorio estable y predecible, facilitar el acceso a la financiación y promover mecanismos que favorezcan la demanda de gases renovables. También es fundamental reforzar la planificación territorial, impulsar la innovación, apoyar la formación de profesionales especializados y coordinar las políticas energéticas, agrícolas, industriales y ambientales. La bioenergía requiere una visión transversal que permita aprovechar todo su potencial.

Si tuviera que definir cuál debería ser el papel de Cataluña en el desarrollo de la bioenergía durante los próximos diez años, ¿qué objetivos considera prioritarios, y qué le gustaría que hubiera cambiado al celebrar el vigésimo aniversario del Clúster? Cataluña tiene la oportunidad de convertirse en una referencia europea en bioeconomía circular aplicada a la energía. Nos gustaría llegar al vigésimo aniversario con una red consolidada de plantas de biogás y biometano distribuidas por el territorio, una gestión forestal mucho más activa gracias al aprovechamiento energético de la biomasa, una mayor implantación de calor renovable en la industria y un ecosistema empresarial más competitivo e innovador. El objetivo final es que la bioenergía contribuya de forma significativa a la descarbonización, la competitividad económica y el desarrollo rural.

Para finalizar, en los últimos años se ha hablado mucho de los biopolígonos y de la creación de ecosistemas industriales ligados a la bioeconomía, especialmente en zonas con fuerte actividad agroganadera. ¿Cree que este modelo puede

Un mismo proyecto puede reducir emisiones de GEI, valorizar residuos que antes suponían un problema, producir energía renovable, recuperar nutrientes para la agricultura y generar actividad económica local

convertirse en una de las grandes palancas para el desarrollo de la bioenergía en Cataluña y, posteriormente, en otras regiones españolas? Sin duda. Los biopolígonos representan una evolución natural del concepto de bioeconomía circular porque permiten concentrar actividades complementarias que aprovechan de forma conjunta los recursos disponibles. En estos ecosistemas pueden integrarse plantas de biogás y biometano, industrias agroalimentarias, sistemas de recuperación de nutrientes, aprovechamiento del CO₂, producción de fertilizantes renovables y otras actividades que generan sinergias y mejoran la eficiencia. Este enfoque favorece las economías de escala, reduce costes logísticos, aumenta la competitividad y genera mayor valor añadido para el territorio. Si se acompaña de una buena planificación y de una gobernanza adecuada, puede convertirse en una de las principales palancas para acelerar el desarrollo de la bioenergía tanto en Cataluña como en el conjunto de España.

La aceptación social no puede trabajarse únicamente cuando el proyecto ya está definido; debe formar parte del proceso desde el inicio ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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TECNOLOGÍA I PALMIERI

PALMIERI COMPLETA LA GAMA ™ PASS CON EL LANZAMIENTO DE LA VERSIÓN PEQUEÑA

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l Grupo Palmieri amplía su oferta para el tratamiento de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (FORSU) con el lanzamiento de PASS™-Small, la versión compacta del sistema PASS (Palmieri Advanced Splitting System). Con este nuevo modelo, la empresa completa una gama capaz de responder a las necesidades de cualquier planta, desde grandes depuradoras hasta instalaciones de menor tamaño.

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UNA GAMA COMPLETA PARA DIFERENTES CAPACIDADES PASS™ es la tecnología patentada de Palmieri para el pretratamiento y desempaquetado de la FORSU en plantas de biogás. El sistema integra tres fases de proceso —pretrituración, eliminación de hierro y prensado— en una sola máquina, separando el componente orgánico de los materiales plásticos y metálicos y produciendo una pulpa orgánica destinada a la digestión anaeróbica. Con la introducción de la versión Small, diseñada para plantas de pequeña y mediana capacidad y operaciones de desempaquetado, la gama PASS™ incluye tres configuraciones —Standard, Light y Small— capaces de cubrir todo el espectro de necesidades de tratamiento, desde grandes sistemas hasta instalaciones más compactas. Cada versión mantiene los principios de flexibilidad, compacidad y durabilidad que caracterizan la tecnología PASS™, adaptándolos a la escala de cada proyecto. PASS™-Small está diseñada para tratar entre 7 y 10 toneladas por hora, con un peso total de 13.500 kg y una menor huella que otras versiones de la gama. Estas características resultan especialmente adecuadas para su instalación en plantas existentes con espacios predefinidos, así como para aplicaciones específicas de desempaquetado.

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PASS™-Small está diseñada para tratar entre 7 y 10 toneladas por hora y completa una gama formada por las configuraciones Standard, Light y Small

Con PASS™-Small, Palmieri extiende su tecnología de prensado a las instalaciones más pequeñas, sin sacrificar la calidad del producto final.

LA CALIDAD DE LA PULPA COMO FACTOR DIFERENCIADOR Al igual que las demás versiones de la gama, PASS™-Small está diseñada para garantizar una producción de alta calidad. La tecnología PASS™ permite obtener una pulpa orgánica con un contenido de plástico inferior al 0,1 % y una fracción orgánica arrastrada en la corriente ligera inferior al 3 %, contribuyendo a mejorar la eficiencia de los procesos posteriores de digestión anaeróbica.

PALMIERI I TECNOLOGÍA

Además, presenta un bajo consumo energético, inferior a 2,5 kWh por tonelada tratada, en línea con el compromiso del Grupo Palmieri con el desarrollo de soluciones orientadas a mejorar la eficiencia energética. La accesibilidad de los componentes internos de la máquina, comunes a toda la gama PASS™, facilita también las tareas de mantenimiento, reduciendo el tiempo de inactividad de la planta y los costes operativos asociados.

UNA RESPUESTA A LAS NECESIDADES DEL MERCADO El lanzamiento de la versión Small responde a la creciente demanda de los operadores que requieren soluciones escalables que puedan integrarse en plantas más pequeñas o existentes sin comprometer el rendimiento que ha

convertido a PASS™ en un referente en el sector del tratamiento de residuos sólidos urbanos orgánicos. La configuración Small también está diseñada para adaptarse al contexto específico de cada planta: componentes

La tecnología PASS™ permite obtener una pulpa orgánica con menos del 0,1 % de plástico y un consumo energético inferior a 2,5 kWh por tonelada tratada

como el módulo de eliminación de hierro y el sistema de celdas de carga para automatización están disponibles como opciones. Esto significa que, cuando la fracción orgánica entrante presenta un menor nivel de contaminación, los operadores pueden elegir la configuración que mejor se adapte a sus necesidades operativas y presupuesto, sin sacrificar la eficiencia que caracteriza a toda la gama PASS™. Con esta nueva configuración, el Grupo Palmieri refuerza su oferta industrial, brindando al mercado una gama completa, diseñada para apoyar a los operadores de biogás en cada etapa del crecimiento de su planta.

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PALMIERI www.pass-solution.com

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EN PRIMERA PERSONA

La importancia del enfoque territorial en los proyectos de biogás-biometano POR JOSÉ ANTONIO LA CAL, CEO Y SOCIO FUNDADOR DE BIOLIZA, E ISABEL GARCÍA COLMENERO, RESPONSABLE DE DESARROLLO DE NEGOCIO DE BIOLIZA

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uando se habla de bioenergía en general, y de producir biometano a partir de biogás en particular, es necesario tener en cuenta que, a diferencia de otras tecnologías como la solar o la eólica, en este caso es necesario disponer y gestionar el recurso, es decir, los diferentes tipos de

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biomasas que sirvan de materia prima para la planta. Y esta es, precisamente, la clave del éxito de este tipo de proyectos, más allá de la tecnología o la financiación, por ejemplo. El recurso, o la receta como se denomina en este tipo de proyectos, es una mezcla de diferentes tipos de biomasa o sustratos, de origen agrícola, ganade-

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ro o agroindustrial fundamentalmente. Estos recursos, a veces residuos, a veces subproductos, tienen otros usos, conllevan unos costes y, en general, están sujetos o sometidos a unos condicionantes de tipo legal, administrativo, comercial, técnico, medioambiental, etc. Todo ellos conviene conocerlos al detalle antes de empezar a desarrollar

JOSÉ ANTONIO LA CAL E ISABEL GARCÍA COLMENERO

cualquier proyecto de estas características. Además, son los que determinan el tamaño de la planta y su viabilidad técnico-económica, o sea, todo. Por ello, es muy importante un buen enfoque, es decir, qué sustratos tengo en la zona donde pretendo instalar mi planta (cantidad, tipología, estacionalidad, usos alternativos, costes de eliminación o gestión o precios de mercado, etc.). Esto va a determinar el tamaño de mi planta y la tecnología a emplear, así como el precio del biometano obtenido.

Que un recurso exista en un territorio no significa necesariamente que esté disponible para el proyecto

Ahora bien, que un recurso exista en un territorio no significa necesariamente que esté disponible para el proyecto. Es necesario diferenciar entre recurso potencial y recurso realmente movilizable, descontando usos actuales, compromisos comerciales, estacionalidad, calidad, costes de acondicionamiento y transporte, y posibles restricciones normativas. También debe analizarse la logística: dónde se localiza el recurso, cuál es su grado de dispersión, qué distancias deben recorrerse, qué accesos existen y hasta qué radio de aprovisionamiento sigue siendo viable económica y ambientalmente. Una planta puede disponer de una gran cantidad de biomasa sobre el papel y, sin embargo, encontrarse con que una parte importante de ella no puede movilizarse en condiciones competitivas. Si se trata de residuos agrícolas, se debe conocer qué se hace actualmente con ellos, cómo se gestionan y quién lo hace, qué normativa les aplica, qué puede depender de cada CCAA, etc. Si se trata por el contrario de un subpro-

ducto que ya tiene un mercado concreto, habrá que ver si se puede o no competir, qué precios se están pagando por él y qué perspectivas de futuro hay, cómo le afecta la normativa, etc. LA VIABILIDAD TAMBIÉN SE JUEGA FUERA DE LA PLANTA El enfoque territorial tampoco termina en la entrada de materias primas a la planta. Hay que analizar con el mismo detalle la salida y la adecuada valorización y/o aprovechamiento de los productos obtenidos como consecuencia del proceso, especialmente el digestato, tanto de su fracción líquida como de la sólida. Su gestión puede condicionar decisivamente la viabilidad del proyecto: es necesario conocer qué superficie agrícola existe en el entorno, qué capacidad tiene para absorberlo, qué necesidades agronómicas presenta, qué limitaciones normativas pueden aplicarse y qué costes supone su almacenamiento, transporte y aplicación. De nuevo, la cercanía y el conocimiento del territorio son determinantes. A ello se suma la dimensión social e institucional. Un proyecto de biogás o biometano no se implanta únicamente sobre un mapa, sino en un territorio en el que ya operan agricultores, ganaderos, industrias, gestores de residuos, administraciones y población local. Involucrar a estos actores desde las primeras fases permite conocer mejor la realidad del recurso, anticipar conflictos, identificar sinergias y mejorar la aceptación del proyecto. En muchos casos, contar con

Contar con acuerdos estables y relaciones de confianza puede ser tan importante como disponer de una buena tecnología ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

acuerdos estables y relaciones de confianza puede ser tan importante como disponer de una buena tecnología. En definitiva, son muchas circunstancias las que hay que tener en cuenta antes de empezar a hacer nada. Y este desenfoque es uno de los grandes problemas que están teniendo los proyectos de biometano actualmente en algunas zonas de España, donde los promotores han aterrizado en el territorio tratando de implementar sus soluciones sin tener en cuenta el ecosistema previo al que antes me he referido, sin considerar los usos alternativos existentes, las ubicaciones a pesar de cumplir con la normativa urbanística, las tipologías de sustratos a utilizar, etc., más guiados por la cantidad y las expectativas, que por la realidad concreta de cada proyecto, con sus especificaciones locales y territoriales.

La viabilidad de una planta de biometano empieza mucho antes de la planta: empieza en el territorio

Por tanto, el orden de desarrollo debería ser, en muchos casos, justamente el contrario al que a veces se plantea: no decidir primero qué planta se quiere construir y buscar después cómo alimentarla, sino estudiar primero el territorio en el que se quiere implantar, conocer qué recursos están realmente disponibles, cómo se gestionan actualmente y qué salidas existen para los productos obtenidos. A partir de ahí, podrán definirse con mayor rigor la capacidad de la planta, la tecnología, la ubicación y el modelo de negocio más adecuados. De este modo, la viabilidad de una planta de biometano empieza mucho antes de la planta: empieza en el territorio.

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TECNOLOGÍA I MYCSA

TECNOLOGÍA PARA PRODUCIR COMPOST Y BIOMASA DE CALIDAD

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ada año, miles de toneladas de restos de poda, residuos de jardinería, madera y otros residuos orgánicos pueden convertirse en recursos de gran valor. Ya sea para producir compost o para generar biomasa destinada a usos energéticos, el éxito del proceso depende en gran medida de una correcta preparación del material desde el primer momento. En este ámbito, la tecnología de Komptech acompaña todo el proceso

La trituración, el cribado y la separación permiten preparar los residuos orgánicos para obtener compost y biomasa de mayor calidad

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de valorización de los residuos orgánicos. El primer paso es reducir el tamaño del material con equipos como Crambo, diseñado para triturar madera y residuos verdes, o Axtor, que transforma diferentes tipos de biomasa en astilla de calidad para su aprovechamiento energético. Después, las cribas Nemus y Multistar clasifican el material según el tamaño requerido, mientras que Hurrikan elimina los impropios ligeros para obtener una fracción más limpia y de mayor calidad.

PREPARACIÓN Y CONTROL DEL MATERIAL, CLAVES PARA UNA VALORIZACIÓN EFICIENTE Una vez preparado el material, entra en juego uno de los equipos más importantes del proceso de compostaje: la Topturn. Su función es voltear las pilas de compost para que el oxígeno llegue a toda la masa, mezclar el material de forma homogénea y ayudar a mantener unas condiciones adecuadas de humedad. Gracias a este trabajo, los microorganismos pueden desarro-

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llar su actividad de forma más eficiente, acelerando la descomposición de la materia orgánica y obteniendo un compost homogéneo y de alta calidad. Cuando cada etapa del proceso está correctamente dimensionada, no solo se mejora la calidad del compost, sino que también se obtiene una biomasa mejor preparada para su aprovechamiento energético. La combinación de trituración, separación, cribado y volteo permite sacar el máximo partido a los residuos orgánicos, reduciendo rechazos y favoreciendo un uso más eficiente de los recursos. Como distribuidor oficial de Komptech en España y Portugal, MYCSA ofrece asesoramiento especializado y soluciones adaptadas para optimizar cada etapa del proceso de valorización de residuos orgánicos, contribuyendo a una economía más circular y a un aprovechamiento más eficiente de los recursos.

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MYCSA www.mycsamulder.com

No esperamos al futuro. Nosotros lo construimos.

Los procesos de producción deben ser seguros, fiables y eficientes. Con nuestra tecnología de medición de nivel y presión, lo hacemos posible. Sensores resistentes y mediciones precisas que facilitan tu trabajo, haciéndolo más eficiente, simple y sostenible. Todo es posible. Con VEGA.

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Industria del Bioenergía

Medición de nivel para silos de biomasa Problema

Solución

La central de Drax, dispone de una instalación de dos silos de 12.000 m³, de 27 m de altura y 30 m de diámetro.

Se instalaron radares VEGAPULS 6X con medición sin contacto, trabajando en un rando cercano a 27 metros.

Con llenado central por cinta y descarga inferior mediante tornillo.

En cada silo se montaron dos unidades para obtener una lectura media y asegurar redundancia.

La gestión de stock de biomasa requería una medición fiable en silos grandes, con superficies de producto irregulares por el llenado/descarga frecuente y condiciones difíciles de polvo y ruido. Además, el cliente prefería una tecnología que midiera sin contacto para reducir el mantenimiento asociado.

Los sensores VEGAPULS 6X se ubicaron hacia el centro y se orientaron ligeramente hacia fuera para medir aproximadamente a media distancia del radio, consiguiendo una referencia representativa del perfil de superficie. Aun con el punto de llenado cercano, la medición se mantuvo estable.

Impacto La instalación obtuvo una medición de nivel robusta y continua (sin la necesidad de purgas de aire). Aportando datos clave para la capacidad disponible de llenado y el suministro de biomasa a sala de control, optimizando la operación de la planta.

vega.com

PROMAK I TECNOLOGÍA

PROMAK SOLUTIONS: REVOLUCIONANDO EL FUTURO DEL BIOGÁS Y LA VALORIZACIÓN DE RESIDUOS

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n la nueva era de la transición energética, convertir residuos en activos de alta rentabilidad ya no es una opción: es una necesidad estratégica. En Promak transforman el concepto tradicional de Waste to Energy diseñando e integrando tecnologías de vanguardia que maximizan cada etapa del ciclo orgánico. Su ingeniería de precisión abarca desde el tratamiento y acondicionamiento avanzado de sustratos hasta sistemas de digestión anaerobia, procesado y mezcla de alta eficiencia. No

se limitan a operar plantas; impulsan su rendimiento mediante soluciones orientadas al aumento directo de la producción de biogás, garantizando un salto cualitativo en la generación de energía. Llevan la valorización al siguiente nivel energético y ambiental. Desarrollan infraestructuras de CHP (Cogeneración) y Upgrading para la conversión a biometano de alta pureza, junto con innovadores procesos de licuefacción de CO₂ y valorización del carbono biogénico. Además, cierran el

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círculo de la economía con sistemas integrales para el tratamiento del digestato y la recuperación de nutrientes, convirtiendo los efluentes en fertilizantes de alto valor comercial. En Promak Selling Solutions unen innovación, eficiencia y sostenibilidad para convertir sus desafíos ambientales en líneas de negocio altamente rentables.

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PROMAK www.promaksolutions.es

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REPORTAJE

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DOS RUTAS PARA EL DESARROLLO DEL BIOMETANO

CATALUÑA Y LA COMUNITAT VALENCIANA ACELERAN SUS PROYECTOS CON MODELOS DISTINTOS Y UNA PREOCUPACIÓN COMÚN POR EL DIGESTATO, EL TERRITORIO Y LA ACEPTACIÓN SOCIAL Águeda García de Durango

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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REPORTAJE

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spaña quiere multiplicar la producción de biogás durante los próximos cuatro años, pero el salto se juega más allá de los objetivos energéticos. Las comunidades autónomas tienen que decidir qué plantas caben en cada territorio, de dónde procederán sus residuos y qué ocurrirá con el digestato. Cataluña y la Comunitat Valenciana comparten la apuesta por el biometano, aunque el desarrollo observado en cada una apunta a escalas y ritmos distintos.

EL SALTO DEL PROYECTO A LA PLANTA El biometano se ha convertido en una cartera de expedientes, inversiones y conflictos locales. A principios de 2026 España contaba con 23 plantas de biometano, 21 de ellas conectadas al sistema gasista, y una capacidad conjunta próxima a 1,4 TWh anuales, según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. La cifra sigue lejos de los 20 TWh de biogás que prevé el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para 2030. El Gobierno ha tratado de acortar esa distancia con una propuesta de cuotas obligatorias para las ventas de gas. El borrador sometido a audiencia pública plantea comenzar con un 0,5 % de biometano en 2028 y alcanzar el 6 % en 2035. También prepara un sello de excelencia social, territorial y ambiental para distinguir los proyectos con mejor encaje. La señal de demanda llega cuando parte de las decisiones que condicionan las plantas ya se están tomando en las administraciones autonómicas. Cataluña parte de una base más amplia. En 2023 tenía 72 plantas de biogás en funcionamiento, entre depuradoras, vertederos, ecoparques, industrias e instalaciones agroganaderas. Producían unos 600 GWh, 116

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EL BIOMETANO HA DEJADO DE SER UNA POSIBILIDAD LEJANA PARA CONVERTIRSE EN UNA CARTERA DE EXPEDIENTES, INVERSIONES Y CONFLICTOS LOCALES

destinados en su mayor parte a electricidad mediante cogeneración. El salto al biometano comenzó en 2021, y la inyección en la red alcanzó 134 GWh en 2025, según los últimos datos aportados por el Institut Català d’Energia. Durante los tres últimos años han iniciado su tramitación ambiental y urbanística unos 50 proyectos y han entrado en servicio cuatro plantas agroganaderas. La estrategia catalana fija para 2030 una producción de 2 TWh de biogás, 246 MW de potencia y el tratamiento de 8,4 millones de toneladas de materia orgánica. El gobierno catalán ha acompañado esos objetivos con un grupo de trabajo interdepartamental, cambios normativos, ayudas a plantas que procesen deyecciones ganaderas y una estrategia propia para el digestato. La Comunitat Valenciana se encuentra en una fase anterior, aunque su cartera de proyectos crece con rapidez. La Ruta Valenciana del Biogás tomó como punto de partida 32 instalaciones con digestión anaerobia y una producción de 0,26 TWh al año. A ellas se suman nueve grandes proyectos sometidos a evaluación dentro de la autorización ambiental integrada. Sus capacidades oscilan entre 18 y 109 GWh anuales. Si todos se construyeran en los términos planteados, aportarían cerca de 734 GWh al año, el 31 % del potencial accesible previsto por la planificación autonómica para 2030. El gobierno valenciano contempla también otros

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siete u ocho proyectos en fases preliminares.

DOS FORMAS DE ENTENDER LA ESCALA La diferencia entre ambas comunidades aparece con más nitidez al observar el tamaño de las nuevas plantas. Cataluña ha definido un modelo ligado a los residuos disponibles y a la participación del sector ganadero. En las comarcas con mayor concentración de deyecciones, la Generalitat catalana considera que las plantas colectivas pueden resolver una necesidad compartida. Sus líneas de ayuda dan prioridad a los proyectos con presencia activa de los ganaderos y que procesan residuos cercanos.

UN PROYECTO PUEDE PRODUCIR GAS Y EMPEORAR SU BALANCE SI DEPENDE DE RESIDUOS LEJANOS, CONCENTRA NUTRIENTES O ABRE UN CONFLICTO DURADERO CON EL MUNICIPIO La Comunitat Valenciana había previsto un despliegue más distribuido, con plantas pequeñas y medianas próximas al origen de los materiales. La inversión privada se está orientando, sin embargo, hacia instalaciones de mayor capacidad para obtener economías de escala. Esa evolución puede acelerar la producción, pero amplía el radio de recogida, el tránsito de camiones y la superficie necesaria para gestionar el digestato. Jorge Blanco Coll, director general de Qualitat i Educació Ambiental de la Generalitat Valenciana, resume el lími-

DOS RUTAS PARA EL DESARROLLO DEL BIOMETANO

LA ACEPTACIÓN SOCIAL NO SUSTITUYE AL CONTROL AMBIENTAL, PERO PUEDE ANTICIPAR PROBLEMAS QUE UN EXPEDIENTE TÉCNICO TARDA EN MOSTRAR te que debe guiar las autorizaciones: “Nuestro objetivo no es alcanzar una cifra a cualquier coste, sino dar paso a aquellos proyectos que acrediten materias primas reales, una logística proporcionada, una gestión correcta del digestato y un balance climático y ambiental positivo”. El tamaño deja así de ser una cuestión financiera para convertirse en un criterio territorial. La administración valenciana presta atención a la acumulación de iniciativas en Utiel-Requena y el norte de Castellón. Varios proyectos pueden sumar impactos sobre la red viaria, el agua o los suelos aunque cada uno resulte viable por separado. Cataluña afronta un problema parecido en las comarcas con mayor carga ganadera, que suelen coincidir con zonas vulnerables a la contaminación por nitratos.

EL DIGESTATO DECIDE LA VIABILIDAD El gas ocupa el centro del relato energético, pero representa una parte pequeña del balance material de una planta. La mayor parte de lo que entra sale en forma de digestato. De su tratamiento y destino depende que el proyecto resuelva un problema de residuos o lo traslade a los campos y las masas de agua. Cataluña calcula que el cumplimiento de su estrategia llevaría asociada la gestión de unos 7,8 millones de toneladas anuales de digestato. Laia Sarquella Planella, responsable del Programa de Bioenergía del ICAEN, recuerda que esa materia orgánica ya existe y que una parte se genera en zonas vulnerables. La digestión puede mejorar sus características frente al purín fresco, pero no elimina los nutrientes. La

salida pasa por tratamientos que permitan concentrarlos, transportarlos a zonas deficitarias y recuperar agua para fertirrigación. Los beneficios climáticos tampoco dependen solo del digestor. Un análisis de la Generalitat catalana sobre plantas centralizadas concluye que la reducción de la huella de carbono puede llegar al 75 % cuando la instalación se acompaña de mejoras en las granjas, como la retirada rápida de los purines de las naves. El balance pierde fuerza si las materias primas recorren largas distancias, los depósitos quedan abiertos o el digestato carece de un destino acreditado. La Comunitat Valenciana sitúa el digestato como el principal reto ambiental del sector. Sus zonas vulnerables obligan a comprobar la superficie agraria disponible, las necesidades de los cultivos, los aportes de otras fuentes y el estado de las aguas subterráneas. La trazabilidad debe cubrir el origen de los residuos, la composición del digestato, sus tratamientos, las parcelas receptoras, las dosis y las fechas de aplicación. Las dos comunidades reclaman ajustes estatales. Cataluña pide aclarar cuándo el digestato puede dejar de ser residuo; la administración valenciana señala otro problema: las confederaciones hidrográficas mantienen como residuo la fracción líquida incluso después de tratamientos avanzados, lo que cierra su encaje como agua regenerada. Este es un debate a tener en cuenta en territorios con escasez hídrica y alta presión ganadera.

LA LICENCIA SOCIAL ENTRA EN LA AUTORIZACIÓN La oposición a algunas plantas ha

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obligado a incorporar preguntas que durante años quedaron fuera de los planes energéticos. Los vecinos quieren conocer las rutas de los camiones, las medidas contra los olores, la procedencia de los residuos y el destino del digestato. También preguntan qué retorno recibirá el municipio que asume la instalación. Cataluña defiende que los proyectos cuenten desde el inicio con ganaderos, ayuntamientos y población local. Sarquella cita la planta de Bioproductors d’Alcarràs, promovida por un grupo de ganaderos, como muestra de una gestión colectiva que devuelve productos fertilizantes a las explotaciones y crea actividad en la zona. La experiencia también explica por qué las plantas colectivas avanzan con más lentitud que las individuales: exigen acuerdos, una ubicación aceptada y una tramitación

LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA SOLO SE SOSTIENE CUANDO LA PLANTA DEMUESTRA QUÉ PROBLEMA LOCAL RESUELVE Y CÓMO REPARTIRÁ SUS BENEFICIOS

más compleja. La posición valenciana rechaza tanto la prohibición general como la autorización automática por tratarse de energía renovable. Cada promotor debe justificar el suministro, la logística, el consumo de agua, la prevención de olores y la capacidad del territorio para recibir los materiales de salida. La

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REPORTAJE

EL TAMAÑO DEJA DE SER UNA CUESTIÓN FINANCIERA PARA CONVERTIRSE EN UN CRITERIO TERRITORIAL aceptación no sustituye al control ambiental, pero puede anticipar problemas que un expediente técnico tarda en mostrar.

UNA TRANSICIÓN QUE SE DECIDE PLANTA A PLANTA Cataluña y la Comunitat Valenciana no discuten la función que puede cumplir el biometano. Ambas lo relacionan con la gestión de residuos, la reducción de emisiones ganaderas y el suministro de gas renovable a usos que tienen pocas 118

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alternativas. La discrepancia aparece al decidir la escala, el radio de suministro y el reparto del valor. El objetivo nacional de 20 TWh necesita muchas más instalaciones, pero el número de plantas no basta para medir el avance. Un proyecto puede producir gas y empeorar su balance si depende de residuos lejanos, concentra nutrientes o abre un conflicto duradero con el municipio. Las comunidades están convirtiendo esos riesgos en criterios de autorización, aunque todavía faltan reglas

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estatales sobre digestatos, aguas tratadas y conexiones. Los próximos años mostrarán si el sector crece como una red vinculada a las necesidades de cada comarca o como un conjunto de grandes instalaciones que compiten por las mismas materias primas. Las respuestas de Cataluña y la Comunitat Valenciana apuntan a una condición común: la producción energética solo se sostiene cuando la planta demuestra qué problema local resuelve y cómo repartirá sus beneficios.

DOS RUTAS PARA EL DESARROLLO DEL BIOMETANO

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REPORTAJE

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ataluña aspira a producir 2 TWh de biogás al año en 2030 y a tratar 8,4 millones de toneladas de materia orgánica. La responsable del Programa de Bioenergía del ICAEN explica qué medidas ha puesto en marcha la Generalitat, por qué no existe un único uso preferente para el gas y qué condiciones deben cumplir las plantas colectivas.

¿Qué medidas ha puesto en marcha Cataluña para ordenar el crecimiento del sector y qué cambios siguen pendientes? La aprobación de la Estrategia Catalana del Biogás 20242030 nos permitió iniciar las actuaciones que considerábamos más urgentes. Creamos un grupo de trabajo interdepartamental, con participación técnica y política, introdujimos cambios normativos para agilizar la tramitación y convocamos ayudas a la inversión para plantas que tratasen de forma mayoritaria deyecciones ganaderas. El Gobierno aprobó después la Estrategia Catalana del Digestato. Está ligada a la anterior, pero se centra en el material que sale de las plantas. Su gestión debe resolverse desde el inicio del proyecto y suele plantear más dificultades que la valorización del gas. Queremos establecer un marco ordenado, ágil y sostenible desde el punto de vista ambiental, social y económico. Quedan mejoras que exceden las competencias catalanas. Entre ellas figuran la consideración del fin de la condición de residuo del digestato, las distancias entre granjas y plantas de biogás y la distancia máxima admitida para el autoconsumo eléctrico con biogás.

¿Qué usos deberían tener prioridad para el biogás y el biometano producidos en Cataluña? No existe una solución única. La generación eléctrica con biomasa no se contempla como vía principal, salvo en casos concretos en los que pueda ser competitiva. Prevemos el consumo de biogás en los lugares donde se produce, su distribución a emplazamientos próximos mediante gasoductos locales y la depuración a biometano para inyectarlo en la red cuando el consumo se encuentre más lejos. La inyección permite aprovechar las redes existentes para transportar, almacenar y distribuir el gas. Si la red está demasiado alejada de las materias primas, puede resultar más adecuado transportar BioGNC en camiones hasta un punto de inyección. El biometano también puede abastecer vehículos industriales pesados, procesos térmicos de la industria o la producción de derivados químicos como el metanol. La elección debe partir del rendimiento energético de toda la cadena, desde la gestión de las materias primas hasta el uso final del gas. 120

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Una iniciativa debe contar desde el principio con el sector ganadero y con las administraciones municipales y autonómicas, además la sociedad local debe formar parte del proceso

La estrategia habla de unas doce nuevas plantas al año ¿Debe interpretarse como un objetivo? Es un valor medio orientativo, no un objetivo. La producción cambia mucho según el tamaño de la planta y las materias primas que procesa. Por eso el número de instalaciones no puede separarse de su capacidad ni de la función que cumplen en el territorio. La estrategia identifica las zonas con mayor producción de deyecciones ganaderas y residuos orgánicos. En las áreas con una concentración alta de deyecciones tiene sentido promover plantas de gestión colectiva. Muchas coinciden con zonas vulnerables por nitratos, por lo que el proyecto debe incorporar tratamientos avanzados para el digestato. Hoy predominan las plantas individuales. Las colectivas requieren acuerdos entre más actores, una ubicación compartida y trámites más largos, pero pueden responder mejor a los problemas de las zonas con alta densidad ganadera.

¿Qué condiciones favorecen una implantación aceptada por el territorio? Una iniciativa debe contar desde el principio con el sector ganadero y con las administraciones municipales y autonómicas. También intervienen los centros de investigación, las ingenierías y las consultoras especializadas. En Cataluña trabajamos con el Clúster de Bioenergía, que reúne buena parte de este conocimiento. La sociedad local debe formar parte del proceso. El proyecto ha de dimensionarse según los recursos orgánicos cercanos, cubrir los depósitos de recepción y almacenamiento, reducir los movimientos de vehículos y mantener información transparente y diálogo con los vecinos durante la construcción y la operación. Contamos con ejemplos como Bioproductors d’Alcarràs, una planta colectiva promovida por un grupo amplio de ganaderos. Junto con el biometano, obtiene fertilizantes que regresan a las explotaciones y abastecen a otras empresas de la zona. Ese vínculo ayuda a que el valor permanezca en el territorio.

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DOS RUTAS PARA EL DESARROLLO DEL BIOMETANO

Laia Sarquella

RESPONSABLE DEL PROGRAMA DE BIOENERGÍA DE LA DIVISIÓN DE GESTIÓN ENERGÉTICA DEL INSTITUT CATALÀ D’ENERGIA

La aprobación de la Estrategia Catalana del Biogás 2024-2030 nos permitió iniciar las actuaciones que considerábamos más urgentes ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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REPORTAJE

Jorge Blanco Coll DIRECTOR GENERAL DE QUALITAT I EDUCACIÓ AMBIENTAL DE LA GENERALITAT VALENCIANA

La Ruta Valenciana del Biogás atribuye el mayor potencial accesible a la ganadería y los residuos agrícolas 122

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a Comunitat Valenciana prevé alcanzar 2,34 TWh anuales de biogás en 2030. Jorge Blanco Coll analiza qué residuos pueden sostener ese crecimiento, cómo debe relacionarse la digestión anaerobia con el compostaje y por qué la trazabilidad del digestato condiciona el futuro de las plantas.

¿Qué materias primas deberían sostener el desarrollo del biogás y el biometano en la Comunitat Valenciana? El sector no debería depender de una única corriente. Nuestra estructura productiva aconseja la codigestión de deyecciones ganaderas, subproductos agroalimentarios, ciertos residuos agrícolas, biorresiduos municipales recogidos por separado y lodos de depuradora. Cada flujo cumple una función. Los purines ofrecen un rendimiento energético moderado, pero su tratamiento captura emisiones difusas de metano y mejora la gestión de nutrientes. Los subproductos agroalimentarios suelen tener más potencial metanogénico y pueden estabilizar el proceso. Los biorresiduos municipales deben proceder de una recogida separada con pocos impropios, y los lodos deberían aprovechar primero las depuradoras que ya disponen de digestión anaerobia. La Ruta Valenciana del Biogás atribuye el mayor potencial accesible a la ganadería y los residuos agrícolas, con 1.284 GWh anuales. Les siguen la industria agroalimentaria, con 564 GWh; los biorresiduos, con 259 GWh, y las aguas residuales, con 233 GWh. El resultado dependerá de combinar corrientes compatibles y próximas.

¿Qué distancia resulta razonable para transportar esos residuos? La proximidad debe orientar los proyectos. La Ruta tomó como referencia un radio de hasta 30 kilómetros, sujeto al balance ambiental de cada caso. No creemos que deba convertirse en una regla rígida e idéntica para todas las materias primas. Hay que valorar la densidad energética, el contenido en agua, la frecuencia de los viajes, la orografía, la red viaria y las alternativas de tratamiento. Transportar a larga distancia residuos

La digestión anaerobia y el compostaje pueden formar parte de la misma cadena

muy diluidos puede reducir el beneficio climático y causar molestias que el proyecto no compensa. Cada planta debe presentar un estudio logístico comprobable, identificar el origen y la cantidad de los residuos, acreditar acuerdos de suministro estables y calcular las emisiones del transporte. Las rutas deben acordarse con los ayuntamientos y evitar el paso de vehículos pesados por núcleos habitados cuando exista otra opción.

¿Puede la digestión anaerobia competir con el compostaje y con otros tratamientos de residuos? El biometano debe incorporarse a la planificación como complemento de la prevención, la reutilización y el reciclado material. La producción de energía no puede crear una demanda artificial de residuos ni desincentivar su reducción. La digestión anaerobia y el compostaje pueden formar parte de la misma cadena. Una primera etapa recupera energía y estabiliza parte de la materia orgánica. El compostaje posterior puede producir una enmienda más estable y reducir el volumen final. Los restos leñosos suelen encajar mejor en el compostaje, mientras que los residuos húmedos y biodegradables pueden resultar adecuados para la digestión. Una planta de biogás es ante todo una instalación de tratamiento de residuos. La autorización debe examinar juntos el abastecimiento, la producción energética y el destino del digestato. Medir el proyecto solo por el gas que genera ofrece una visión incompleta.

¿Qué controles necesita el digestato para que su uso agronómico sea seguro? El proyecto debe presentar un balance de masas y nutrientes, acreditar la superficie agraria y ajustar las dosis a las necesidades de los cultivos. El cálculo tiene que incluir otros aportes fertilizantes, el estado de las aguas subterráneas, los periodos sin aplicación y la capacidad de almacenamiento. La trazabilidad abarca el origen de los residuos, las condiciones del proceso, la composición del digestato, la separación de fases, los tratamientos posteriores, los transportistas, las parcelas, las dosis y las fechas. Esa información debe contrastarse con los cuadernos de explotación y con los registros de traslados y gestión de residuos. La normativa estatal plantea una dificultad con la fracción líquida. Aunque reciba un tratamiento avanzado, las confederaciones hidrográficas la consideran residuo y no agua regenerada. Defendemos que el Estado aclare este encaje y permita evaluar estas corrientes según su calidad final, el tratamiento aplicado y el riesgo real, con controles equivalentes a los de otras aguas residuales industriales.

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EN PRIMERA PERSONA

Alcarràs Bioproductors: las 150 familias de Alcarràs que revolucionan la ganadería sostenible POR JOSEP Mª SANS COMPANYS, PRESIDENTE DE ALCARRÀS BIOPRODUCTORS SAT

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Qué pasa cuando más de 160 granjas deciden unirse para convertir un reto ambiental en un negocio sostenible? La respuesta está en Alcarràs (Lleida), donde el sector porcino y vacuno ha tomado las riendas de su propio futuro demostrando que la economía circular no es una moda, sino la mejor herramienta para garantizar la rentabilidad y el arraigo en el territorio. UN RETO DEL CAMPO CON RESPUESTA COOPERATIVA

Cualquier ganadero conoce de primera mano el desafío que representa la gestión diaria de las deyecciones. En la comarca del Baix Segrià, el peso de la actividad ganadera es enorme, y con él, la responsabilidad de gestionar de forma eficiente, legal y sostenible miles de toneladas de purines y estiércoles al año. Lejos de ver esto como un freno o esperar a que las soluciones vinieran de fuera, los propios profesionales de la

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zona decidieron actuar. Un total de 150 familias ganaderas de bovino y porcino de Alcarràs se organizaron para constituir la SAT Alcarràs Bioproductors. Su meta era clara: construir y gestionar de forma conjunta sus propias infraestructuras para transformar el estiércol en productos de alto valor agronómico, cerrando el ciclo de los nutrientes y aportando energía limpia a la comarca. LA PLANTA DE COMPOSTAJE: UN TRAJE A LA MEDIDA PARA LA SALUD DEL SUELO El primer gran pilar de este proyecto es su planta de compostaje, una instalación capacitada para tratar nada menos que 67.000 toneladas al año (unas 183 toneladas diarias) de materia orgánica. ¿Cómo se elabora el compost? El proceso combina dos fuentes clave del sector primario local: la fracción ganadera, consistente en estiércol de

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vacuno y la parte sólida del purín de cerdo; y la fracción vegetal, compuesta de restos de poda, paja y otros residuos agrícolas de la zona. Mediante un compostaje estrictamente controlado en humedad, oxigenación y temperatura, estos materiales sufren una transformación biológica natural que elimina patógenos y semillas de malas hierbas. El resultado final es un compost de alta calidad, con registro en el Ministerio (MAPAMA) bajo el Real Decreto 506/2013. Para el agricultor, este producto es auténtica “comida” para la tierra: un fertilizante orgánico rico en humus que regenera suelos desgastados, mejora la capacidad de retención de agua y reduce la factura en abonos químicos de síntesis. LA PLANTA DE BIOGÁS Y BIOMETANO: LA GRANJA COMO CENTRAL DE ENERGÍA RENOVABLE El segundo pilar es la planta de biogás, diseñada para valorizar la materia or-

JOSEP Mª SANS COMPANYS

gánica fluida mediante un proceso de digestión anaerobia (fermentación sin oxígeno en tanques cerrados).De esta fermentación natural se obtiene un biogás rico en metano (entre el 60% y el 70%), el cual alimenta un equipo de cogeneración para generar electricidad y calor 100% renovables que abastecen las propias instalaciones ganaderas. Además, el material digerido que sale de los tanques (el digestado) se procesa en la planta de compostaje, garantizando que no se pierda ni una sola gota de materia orgánica. DEL CAMPO AL DEPÓSITO: LA REALIDAD DEL BIOMETANO Y LA MOVILIDAD LIMPIA Lo que en su día fue una aspiración es hoy un pilar completamente consolidado en la operativa de Alcarràs Bioproductors. Mediante tecnología de depuración (upgrading), la planta refina el biogás hasta convertirlo en biometano, inyectándolo de forma directa a la red nacional de gas. Asimismo, el siguiente paso es abastecer directamente a la propia flota de camiones encargados de recoger el estiércol en las granjas. De este modo, la logística del proyecto funcionará con el

mismo combustible biogénico que generan las deyecciones, cerrando un ciclo de transporte con huella neutra de carbono. UN BIOPOLÍGONO PENSADO POR Y PARA EL DESARROLLO LOCAL Para rematar el proyecto, Alcarràs Bioproductors ha puesto en marcha un polígono bioindustrial. Este espacio está pensado para atraer e instalar empresas dedicadas a sacar aún más valor a los subproductos del campo: desde la extracción de bioestimulantes hasta la obtención de nuevos productos ecológicos. Junto a esto, se ha articulado una Comunidad Energética Local, pensada para que las granjas socias alcancen la autosuficiencia energética y reduzcan sus costes de producción. ¿QUÉ GANA EL GANADERO Y EL TERRITORIO? El ganadero y el territorio ganan garantía ambiental y legal, con una solución definitiva y agrupada a la gestión de nitratos y deyecciones en más de 160 granjas; ahorro en insumos, con la producción de biofertilizantes y compost que sustituyen al abono químico, mejorando la estructura del suelo; ahorro energético,

con la generación de luz y calor propio, protegiéndose de las subidas del precio de la energía; nuevos ingresos, con la revalorización comercial del estiércol a través del compost, el biogás y futuros subproductos; reducción de emisiones, con la captura activa de metano, reduciendo drásticamente la huella de carbono de la carne y la leche producidas; y vida para el pueblo, con la creación de empleo directo e indirecto que fija población rural y asegura el relevo generacional de 150 familias. EL CAMPO COMO SOLUCIÓN AL RETO CLIMÁTICO Proyectos como el de Alcarràs Bioproductors demuestran que la ganadería no es parte del problema ambiental, sino pieza clave de la solución. Cuando la innovación técnica se pone al servicio del conocimiento tradicional del ganadero, el resultado es una actividad más rentable, más respetuosa con el entorno y preparada para los retos del siglo XXI. Las 150 familias de Alcarràs han trazado el camino: cuidar la tierra, aprovechar hasta el último recurso y demostrar que el futuro del campo pasa por la unión y la bioeconomía circular.

Alcarràs Bioproductors ha puesto en marcha un polígono bioindustrial, un espacio pensado para atraer e instalar empresas dedicadas a sacar aún más valor a los subproductos del campo ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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TECNOLOGÍA I EGGERSMANN

EGGERSMANN SPAIN PONE EN MARCHA UNA NUEVA LÍNEA DE TRATAMIENTO DE BIORRESIDUOS EN EL CTRU DE TORIJA La instalación, ejecutada para TRAGSA en Guadalajara, integra descompactación, cribado y transporte para el tratamiento y afino de la fracción orgánica procedente de recogida separada.

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ggersmann Spain ha completado el suministro, la instalación y la puesta en marcha de una nueva línea de tratamiento de biorresiduos en el Centro de Tratamiento de Residuos Urbanos (CTRU) de Torija, en Guadalajara, dentro de un proyecto desarrollado para la Empresa de Transformación Agraria (TRAGSA). La actuación forma parte de la Línea 2 de tratamiento de biorresiduos del centro y se enmarca en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, financiado por la Unión Europea a través de los fondos NextGenerationEU.

Integración de transportadores y puntos de transferencia del CTRU de Torija (Guadalajara)

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UNA SOLUCIÓN INTEGRAL DE TRATAMIENTO Y AFINO El proyecto constituye una nueva referencia de Eggersmann Spain en el

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EGGERSMANN I TECNOLOGÍA

Nueva línea de tratamiento de biorresiduos del CTRU de Torija (Guadalajara)

ámbito de las instalaciones fijas para el tratamiento de residuos orgánicos, abarcando no solo el suministro de maquinaria, sino también su integración mecánica y funcional dentro del conjunto de la planta. La instalación suministrada incorpora un equipo mezclador-disgregador equipado con un transportador de cadena rascadora y una unidad de descompactación compuesta por dos rotores, basados en la misma filosofía de funcionamiento que los rotores de las volteadoras BACKHUS. Estos equipos se encargan de recibir y acondicionar el material antes de las posteriores etapas de tratamiento. A continuación, el proceso integra un trómel de cribado Eggersmann SD21, de 2,1 metros de diámetro, y una criba de malla elástica para el afino posterior. El conjunto se completa con siete transportadores, CT-101 a CT-107, que enlazan las diferentes etapas del proceso y permiten conducir de forma

Eggersmann Spain ha ejecutado el montaje, la integración, la programación, los ajustes y la puesta en marcha del conjunto

continua las distintas fracciones obtenidas. Eggersmann Spain ha ejecutado, además, el montaje, la integración, la programación, los ajustes y la puesta en marcha del conjunto.

PUESTA EN MARCHA SATISFACTORIA Tras finalizar los trabajos, durante las pruebas con material se verificaron la alimentación, el funcionamiento coordinado de la instalación, las capacidades de proceso y los sistemas de protección y seguridad. La puesta en marcha en carga se completó satis-

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factoriamente, dejando la instalación preparada para su explotación en condiciones normales de funcionamiento. Con esta actuación en Torija, Eggersmann Spain refuerza su presencia en el mercado español de instalaciones para el tratamiento de residuos orgánicos y su capacidad para desarrollar proyectos que combinan maquinaria especializada, ingeniería, integración y puesta en marcha de líneas completas.

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EGGERSMANN www.eggersmannrecyclingtechnology.com

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EMPRESA I VEOLIA

VEOLIA PROMUEVE EL USO EFICIENTE DE LA BIOMASA PARA AVANZAR HACIA UNA INDUSTRIA MÁS RESILIENTE La compañía integra gestión, suministro y tecnología para convertir recursos locales en energía térmica renovable, con Fuentes de Ebro como ejemplo de valorización de biomasa y residuos orgánicos.

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a transformación energética del sector industrial representa una oportunidad estratégica para consolidar la competitividad y la eficiencia operativa en España. A través de su programa estratégico GreenUp, Veolia, líder en servicios ambientales, impulsa esta transición con soluciones integrales que abarcan desde el diseño y la financiación hasta la construcción, el suministro de combustible y la operación de las instalaciones. La compañía transforma más de 357.000 toneladas de biomasa al año y cuenta con la confianza de más de 1.440 clientes.

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Para garantizar un suministro estable, la compañía gestiona toda la cadena de valor de la biomasa, desde su origen hasta la planta. Además, toda la materia prima cuenta con la certificación SURE, un sistema voluntario desarrollado por REDcert y Bioenergy Europe que acredita el cumplimiento de los requisitos de sostenibilidad establecidos por la Directiva Europea de Energías Renovables. Esta gestión integral se complementa con soluciones tecnológicas adaptadas a las necesidades de cada cliente. Las calderas de Veolia pue-

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La planta de Fuentes de Ebro puede preparar hasta 15.000 toneladas anuales de restos agrícolas y forestales para su transformación en astillas y pellets

VEOLIA I EMPRESA

den utilizar recursos de origen forestal, agrícola o industrial, incluso con distintos niveles de humedad, lo que permite aprovechar las materias disponibles en cada territorio y garantizar una producción térmica eficiente. A ello se suma la digitalización del servicio, basada en sistemas de monitorización avanzada y supervisión experta en tiempo real.

FUENTES DE EBRO: BIOMASA LOCAL PARA UNA ENERGÍA MÁS SOSTENIBLE

La instalación trata además unas 27.000 toneladas de lodos y otros residuos orgánicos al año, de los que obtiene más de 15.800 toneladas de fertilizantes y enmiendas orgánicas

La planta de Veolia en Fuentes de Ebro (Zaragoza) ejemplifica cómo la gestión conjunta del agua, los residuos y la energía puede generar soluciones útiles para el territorio. Sus instalaciones tienen capacidad para tratar más de 50.000 toneladas de materia orgánica al año y convertirlas en recursos destinados tanto a la producción energética como a la actividad agrícola. En el ámbito energético, la planta prepara hasta 15.000 toneladas anuales de restos agrícolas y forestales procedentes del entorno. Tras su acondicionamiento, estos materiales se

transforman en astillas y pellets, combustibles sólidos con unos parámetros óptimos de humedad y diseñados específicamente para alimentar calderas industriales de alto rendimiento. La segunda línea de esta infraestructura se basa en el compostaje, tratando aproximadamente 27.000 toneladas al año de lodos procedentes de depuradoras de aguas residuales urbanas e industriales, así como otros residuos orgánicos del entorno. A través de distintos procesos de tra-

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tamiento, se obtienen más de 15.800 toneladas de fertilizantes y enmiendas orgánicas que pueden utilizarse en agricultura y jardinería. La puesta en marcha de esta infraestructura ha contado con el respaldo de las ayudas públicas para inversiones sostenibles de la Unión Europea y del Departamento de Presidencia, Economía y Justicia del Gobierno de Aragón. Esta aportación ha cubierto el 40 % del coste de los equipos de afinado de biomasa y fertilizantes, reforzando el desarrollo de una instalación con impacto socioeconómico en la región. Esta combinación de procesos permite aprovechar recursos que, de otro modo, se considerarían residuos y requerirían un tratamiento específico. Los restos agrícolas y forestales se transforman en combustibles sólidos para generar energía térmica renovable, mientras que los lodos de depuración y otros residuos orgánicos se convierten en enmiendas y fertilizantes que devuelven nutrientes al suelo.

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VEOLIA www.veolia.es

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ENTREVISTA

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Charlotte Morton

DIRECTORA EJECUTIVA DE LA WORLD BIOGAS ASSOCIATION (WBA)

España tiene potencial real para convertirse en uno de los principales mercados europeos del biometano durante la próxima década Águeda García de Durango

TEMAS: BIOGÁS, BIOMETANO, ECONOMÍA CIRCULAR, DESCARBONIZACIÓN

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ENTREVISTA

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l biogás y el biometano están llamados a desempeñar un papel destacado en la descarbonización europea, sobre todo en aquellos sectores donde la electrificación directa resulta difícil o costosa. Sin embargo, su desarrollo sigue condicionado por la lentitud en la concesión de permisos, los elevados costes iniciales, las dificultades de conexión a la red y la falta de señales estables de demanda. Todo ello pone en riesgo el objetivo de la Unión Europea de producir 35.000 millones de metros cúbicos de biometano al año en 2030. Sobre la situación del sector reflexiona Charlotte Morton OBE, directora ejecutiva de la World Biogas Association (WBA), quien analiza los factores que impulsan el mercado europeo y las barreras que frenan su crecimiento. Desde su perspectiva internacional, Morton examina los modelos adoptados por países como Francia, Dinamarca y Alemania, así como el potencial de España, que cuenta con abundantes residuos orgánicos y una extensa infraestructura gasista, pero todavía mantiene un número reducido de plantas que inyectan biometano en la red. La conversación aborda también las medidas necesarias para atraer inversión, el papel de las obligaciones de mezcla y los precios de compra garantizados, la planificación territorial de las materias primas y la aceptación social de los proyectos. Morton analiza asimismo el valor del digestato, la necesidad de controlar las fugas de metano y las oportunidades ligadas al CO₂ biogénico, los combustibles sintéticos y las emisiones negativas. Iniciativas de la WBA como el programa #MakingBiogasHappen, el Marco Regulatorio Mundial del Biogás y el Sistema Internacional de Certificación de la Digestión Anaerobia muestran algunas de las vías propuestas para acelerar el despliegue del sector sin rebajar los estándares ambientales, operativos y de seguridad.

¿Cómo describiría la situación actual del sector del biogás y el biometano en Europa? ¿Qué factores están acelerando o frenando su desarrollo?

El sector europeo del biogás y el biometano es uno de los mercados de gases renovables más grandes y de mayor crecimiento del mundo, aunque ese avance sigue concentrado en unos pocos países. Alemania, Francia, Italia y Dinamarca continúan al frente del mercado regional del biometano, mientras que España se perfila como uno de los mercados europeos con mejores perspectivas y un gran margen de crecimiento. Pese a estas señales positivas, la capacidad de producción de biometano instalada sigue muy por debajo del objetivo de la UE de alcanzar 35 bcm anuales, es decir, 35.000 millones de metros cúbicos, en 2030 dentro de REPowerEU. Este objetivo busca reforzar la seguridad energética y descarbonizar el transporte y otros sectores cuyas emisiones son difíciles de reducir. El respaldo político y el despliegue cada vez mayor de plantas de biometano a escala industrial están impulsando el crecimiento. Sin embargo, la complejidad de los permisos, los elevados costes iniciales y, en algunos casos, los problemas de aceptación social impiden que el sector avance al ritmo del que sería capaz. El trabajo de la Asociación Mundial de Biogás está muy centrado en ayudar al sector a desarrollar su potencial con la mayor rapidez, seguridad y profesionalidad posibles. Este es el objetivo del programa #MakingBiogasHappen (#MBH) y de sus principales iniciativas: el Marco Regulatorio Mundial del Biogás (GBRF, por sus siglas en inglés) y el Sistema Internacional de Certificación de la Digestión Anaerobia (ADCS International). #MBH actúa como motor para reducir los riesgos regulatorios, normalizar los aspectos técnicos y estructurar la cartera de proyectos. Uno de los componentes clave del programa es un nuevo procedimiento destinado a acortar los plazos de concesión de permisos sin rebajar la confianza regulatoria ni los estándares. Esto supondría un cambio decisivo para la mayoría de los mercados del biogás, incluidos los europeos. Estamos trabajando para poner en marcha el primer proyecto piloto y demostrar que el procedimiento puede aplicarse con éxito en cualquier parte del mundo.

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La complejidad de los permisos, los elevados costes iniciales y, en algunos casos, los problemas de aceptación social impiden que el sector avance al ritmo del que sería capaz

nes necesarias para construir y operar una planta de biometano puede llevar varios años. Es un plazo demasiado largo si se tiene en cuenta todo lo que debe construirse antes de 2030. El sector también necesita procesos de conexión a la red más rápidos y homogéneos, una cartera mayor de proyectos preparados para recibir inversión y señales de demanda a largo plazo que den a los promotores la confianza necesaria para comprometer capital ahora, en lugar de esperar. Son las mismas barreras que detectamos de forma reiterada en nuestras conversaciones con los miembros de la WBA y con responsables políticos de todo el mundo. Por eso, acortar los plazos de concesión de permisos y compartir entre países modelos normativos que ya han dado buenos resultados figura entre nuestras principales prioridades como asociación.

La electrificación suele dominar el debate sobre la transición energética. ¿Qué funciones pueden desempeñar el biogás y el biometano que resultan difíciles de sustituir mediante la electrificación directa o el hidrógeno renovable?

Los países europeos avanzan a ritmos muy distintos. ¿Qué marcos políticos o modelos de mercado aplicados en países como Dinamarca, Francia, Italia o Alemania podrían servir de ejemplo para los mercados menos maduros?

El biogás y el biometano ofrecen una solución de economía circular consolidada desde hace tiempo que complementa tanto la electrificación como el hidrógeno renovable. Proporcionan una fuente de energía renovable y gestionable para aquellos sectores en los que la electrificación directa resulta difícil desde el punto de vista técnico, cara o poco práctica. Permiten afrontar a la vez los retos energéticos y los relacionados con los residuos, al tiempo que aprovechan las infraestructuras existentes. Su carácter circular está reconocido en varias políticas de la UE, entre ellas la Directiva sobre energías renovables. El biometano, en particular, puede inyectarse de forma directa en las redes de gas existentes sin necesidad de construir un sistema de suministro energético por completo nuevo. La legislación europea sobre el mercado del gas respalda de forma expresa el acceso de los gases renovables a estas redes. Esto significa que el biometano puede empezar a sustituir hoy mismo al gas fósil, sin esperar décadas a que se construyan nuevas infraestructuras.

Hay varios modelos que merecen atención. El precio de compra garantizado a largo plazo que Francia ofrece para el biometano inyectado en la red ha dado a los promotores una seguridad real sobre sus ingresos y ha sido clave para el rápido crecimiento de ese mercado. Dinamarca ha optado por un planteamiento basado en objetivos: ha fijado una meta clara para la proporción de la demanda de gas que debe cubrirse con biometano y ha diseñado sus mecanismos de apoyo en torno a su consecución. Esto ha llevado al país a registrar una presencia muy elevada de biometano en relación con el tamaño de su red de gas. En varios mercados existe un «derecho de inyección», que obliga a los operadores de las redes a conectar a los productores de biometano. Los costes de conexión se reparten entre el conjunto de la red, en lugar de recaer por completo

La Unión Europea quiere producir 35 bcm de biometano al año en 2030. ¿Cree que este objetivo sigue siendo alcanzable? ¿Cuáles son los principales obstáculos pendientes? Alcanzar los 35 bcm en 2030 siempre fue un objetivo ambicioso y, con la trayectoria actual, el sector no llegará a cumplirlo. Eso no significa que no merezca la pena perseguirlo ni que la producción no pueda acercarse mucho más a esa cifra de lo que indican los niveles actuales. Como comentaba antes, la tramitación de permisos es uno de los mayores obstáculos. En Europa, conseguir las autorizacio-

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sobre cada promotor, como ocurre en Alemania. Este sistema ha eliminado uno de los obstáculos más frecuentes para el desarrollo de proyectos. Todos estos modelos tienen algo en común: sustituyen la incertidumbre regulatoria y financiera por previsibilidad mediante una compra garantizada, una conexión asegurada y una trayectoria clara para varios años. Los mercados menos maduros no necesitan crear mecanismos desde cero. Pueden adaptar los que ya se han probado y han dado resultados en otros lugares de Europa. Este es el planteamiento que sustenta el Marco Regulatorio Mundial del Biogás (GBRF) de la WBA. El marco reúne políticas y modelos de negocio que ya han dado resultados en distintos países y los presenta de manera que puedan adaptarse a las circunstancias locales. Ahora trabajamos con varios gobiernos para llevar las recomendaciones del GBRF a la práctica, empezando por estados seleccionados de India y Brasil. El objetivo es ayudar a estos mercados a adoptar políticas, normas y estándares capaces de cambiar su trayectoria.

España dispone de abundantes residuos orgánicos agrícolas, ganaderos, agroindustriales y municipales, además de una extensa infraestructura gasista. Desde su perspectiva internacional, ¿cómo valora el potencial de España y por qué su desarrollo se ha quedado rezagado frente al de otros países europeos? España cuenta con una de las mejores bases de recursos de Europa: abundantes residuos orgánicos agrícolas, ganaderos, agroindustriales y municipales, una extensa red de distribución de gas ya instalada, una posición sólida en energías renovables y una cartera creciente de proyectos anunciados. Sobre el papel, su potencial de materias primas debería bastar para situarla entre los principales productores europeos de biometano.

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España todavía tiene pocas plantas de biometano que inyecten gas en la red en comparación con los mercados europeos más avanzados. La cifra está muy lejos del potencial que la mayoría de los análisis prevén para 2030. Esta diferencia responde en gran medida al diseño de las políticas y del mercado, no a la disponibilidad de recursos. Durante buena parte de la última década, los mecanismos españoles de apoyo se orientaron a la generación de electricidad y no a la inyección en la red. La retirada de anteriores tarifas reguladas frenó el desarrollo del sector justo cuando otros mercados europeos empezaban a acelerar. Sin una señal estable de demanda a largo plazo dirigida de forma específica a la inyección de biometano, y con unos permisos que siguen tardando demasiado, los promotores han tenido más dificultades para conseguir financiación que en mercados como Francia o Dinamarca. Esto ocurre pese a que, sobre el papel, la viabilidad económica en España es muy sólida. También hemos observado rechazo en algunas comunidades españolas. Según nuestra experiencia, suele deberse a una falta de conocimiento de la tecnología y no a una oposición real. En última instancia, esto refleja una incapacidad del propio sector del biogás para explicar su actividad de forma clara y accesible a una población que, en muchos casos, nunca ha tenido contacto con la digestión anaerobia. Es un problema recurrente en muchos mercados, no solo en España. Por eso, la WBA organiza mesas redondas trimestrales que reúnen a asociaciones nacionales de biogás de todo el mundo para compartir experiencias y prestarse apoyo. La comunicación y el conocimiento público son algunos de los retos que intentamos abordar en conjunto.

garantizado para los volúmenes inyectados o ambas opciones. Nada da más confianza a inversores y prestamistas que saber que habrá un mercado para su producción durante los próximos quince o veinte años. La segunda sería una tramitación de permisos más sencilla y sujeta a plazos concretos, a ser posible con un único punto de contacto para los promotores y fechas límite legales para tomar decisiones. Así, la amplia cartera española de proyectos podría convertirse en plantas operativas, en lugar de quedar paralizada durante la fase de planificación. La tercera sería un marco favorable para la conexión a la red, que incluyera algún tipo de reparto de sus costes. De este modo, los proyectos pequeños y medianos no quedarían excluidos por razones económicas. Las señales de demanda tienen un peso enorme. Estados Unidos muestra tanto la fuerza como la vulnerabilidad de los mercados que dependen en gran medida de créditos de cumplimiento negociables. Estos créditos pueden generar una fuente de ingresos muy potente para los combustibles renovables, pero los cambios en las exigencias regulatorias y en su valor también pueden alterar la rentabilidad de los proyectos. España necesita, por tanto, una demanda previsible que no dependa solo del precio volátil de los créditos.

Hemos observado rechazo en algunas comunidades españolas; según nuestra experiencia, suele deberse a una falta de conocimiento de la tecnología y no a una oposición

Si pudiera recomendar tres medidas prioritarias a los responsables políticos españoles para desarrollar este potencial, ¿cuáles serían? En concreto, ¿qué peso tienen las señales de demanda a largo plazo, como las obligaciones de mezcla de biometano u otros mecanismos de apoyo, para atraer inversión? Daría prioridad a tres medidas. La primera sería una señal de demanda clara, vinculante y a largo plazo, ya sea mediante una obligación de mezcla de biometano, un precio de compra

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La disponibilidad de materias primas es decisiva para el crecimiento del sector. ¿Cómo puede ampliarse la producción sin generar competencia por los residuos, recurrir a cultivos energéticos insostenibles o recorrer distancias excesivas para su transporte? La disponibilidad de materias primas es decisiva para el crecimiento del sector. Sin embargo, todavía hay una enorme cantidad de residuos orgánicos que no se recicla de forma adecuada. Los residuos alimentarios, los restos agrícolas, el estiércol, las aguas residuales urbanas e industriales y otros residuos orgánicos tienen un valor considerable, tanto como fuentes de energía renovable como por los nutrientes que contienen. Cuando no se reciclan, liberan metano durante su descomposición, un gas que calienta el planeta mucho más rápido que el CO₂ a corto plazo. Debemos aprovechar mucho mejor los residuos orgánicos que ya generamos, en

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Debemos aprovechar mucho mejor los residuos orgánicos que ya generamos, en lugar de tratar las materias primas como una mercancía que puede transportarse cada vez más lejos para abastecer nuevas plantas lugar de tratar las materias primas como una mercancía que puede transportarse cada vez más lejos para abastecer nuevas plantas. Para conseguirlo, necesitamos conocimiento territorial y planificación de las materias primas. Las plantas deben tener un tamaño y una ubicación acordes con los recursos disponibles y con sus mercados finales. También deben contar con acuerdos de suministro seguros y a largo plazo que ofrezcan mayor certidumbre a los promotores, agricultores y productores de residuos. El reto no consiste tanto en buscar materias primas cada vez más lejanas como en crear las infraestructuras, políticas y mercados necesarios para aprovechar recursos que hoy se desperdician. Esta es otra de las razones por las que la WBA está ejerciendo presión en el ámbito internacional. La Presidencia turca de la COP31 ha fijado como principal prioridad de la cumbre la reducción rápida de las emisiones de metano procedentes de los residuos, algo que consideramos una gran oportunidad. La WBA defiende que los países se comprometan con un Protocolo sobre Residuos Orgánicos, un marco internacional vinculante para el reciclaje de estos flujos. El protocolo garantizaría que las materias primas se recogieran de forma adecuada y llegaran a las plantas de biogás, en lugar de quedar abandonadas para descomponerse y emitir metano. España, gracias a su amplia base de recursos, estaría bien situada para beneficiarse de un marco de este tipo.

Algunos proyectos de biometano afrontan una oposición local creciente por cuestiones como el tráfico, los olores, el consumo de recursos o la concentración de instalaciones. Según su experiencia, ¿qué distingue a un proyecto bien diseñado y cómo pueden los promotores ganarse la confianza pública desde el principio? Un proyecto bien diseñado parte de la idea de que la viabilidad técnica o financiera no basta. Una planta de digestión anaerobia debe funcionar tanto para su operador como para la comunidad en la que se ubica. La confianza pública depende de que el sector demuestre unos estándares altos y constantes, incluidas buenas prácticas ambientales y operativas. Estos criterios deben incorporarse al proyecto desde el inicio y no tratarse cuando ya hayan surgido conflictos durante la planificación. Los promotores deben hablar pronto con los agentes locales, escuchar las preocupaciones legítimas y explicar con claridad tanto los beneficios como los posibles efectos del proyecto. Cuando las comunidades ven que sus residuos orgánicos se convierten en energía renovable, biofertilizantes y otros productos de valor, el proyecto resulta mucho más atractivo. Como he mencionado, la WBA también ha desarrollado el Sistema Internacional de Certificación de la Digestión Anaerobia (ADCS International) dentro del programa #MakingBio-

El reto no consiste tanto en buscar materias primas cada vez más lejanas como en crear las infraestructuras, políticas y mercados necesarios para aprovechar recursos que hoy se desperdician ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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La confianza pública depende de que el sector demuestre unos estándares altos y constantes, incluidas buenas prácticas ambientales y operativas

gasHappen. Este sistema certifica y compara el desempeño operativo y la seguridad de las plantas. De este modo, ofrece a las comunidades y a los reguladores una señal independiente y creíble de que un proyecto cumple estándares exigentes. También da a los operadores e inversores la certeza de que la planta se gestiona de una forma que protege tanto su rendimiento como sus resultados financieros.

El debate suele centrarse en el gas renovable, mientras que el digestato recibe mucha menos atención. ¿Qué papel puede desempeñar para reducir la dependencia europea de los fertilizantes minerales y reforzar la circularidad de los nutrientes? ¿Qué barreras siguen frenando su adopción en el mercado? El digestato es un coproducto de la digestión anaerobia y contiene nutrientes valiosos, como nitrógeno, fósforo y potasio, que pueden devolverse a los suelos agrícolas. En el contexto europeo actual, en el que la seguridad y el coste de los fertilizantes se han convertido en cuestiones estratégicas, el digestato refuerza la circularidad de los nutrientes y ayuda a los agricultores a reducir su dependencia de los fertilizantes minerales y los costes ligados a estos insumos. La principal barrera no es la falta de valor, sino la ausencia de mercados desarrollados y de marcos normativos homogéneos. Durante algún tiempo, el digestato se trató como un residuo y quedó sujeto a cargas administrativas que generaban inseguridad jurídica y condiciones desiguales. El Reglamento de la UE sobre productos fertilizantes, aprobado en 2019, supuso un paso relevante para corregir esta situación, ya que abrió una vía para que el digestato entrara en el mercado interior europeo y compitiera con los fertilizantes minerales. Sin embargo, el digestato sigue considerándose un residuo hasta que se comercializa como producto fertilizante de la UE con marcado CE, algo que no siempre ocurre. Los Estados miembros mantienen criterios distintos sobre su condición de residuo, fin de la condición de residuo o subproducto por-

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que interpretan y aplican estos conceptos de forma diferente en sus marcos jurídicos nacionales. Otras barreras regulatorias y los procedimientos de evaluación de la conformidad también limitan su adopción. Por ejemplo, los costes de las auditorías y de los análisis de laboratorio exigidos para acreditar la conformidad y la calidad resultan desproporcionados para las instalaciones pequeñas, dado que los productos fertilizantes obtenidos no ofrecen un rendimiento financiero elevado. Por este motivo, no todo el digestato llegará al mercado como producto fertilizante de la UE con marcado CE y los productores no compiten en las mismas condiciones en todos los países. En el ámbito nacional, la comercialización y el uso del digestato como fertilizante orgánico o enmienda del suelo deberían regularse mediante su inclusión expresa en las normas nacionales sobre fertilizantes. Esto favorecería la economía circular dentro de cada país. Los responsables políticos también deberían reconocer la necesidad de regular el digestato como producto fertilizante aunque no disponga de marcado CE.

La credibilidad del biometano depende de reducir al mínimo las emisiones de metano y demostrar beneficios climáticos reales. ¿Qué estándares de seguimiento, certificación y trazabilidad deberían convertirse en una práctica habitual en Europa? El principio básico debería ser el siguiente: si el metano es el producto, no debe escapar a la atmósfera. Las fugas de metano son un problema ambiental y empresarial. Junto con el bajo rendimiento de algunas plantas, pueden dañar la credibilidad del sector. Cada molécula de metano que se escapa representa producto e ingresos perdidos, además de un impacto climático evitable. La prevención, la vigilancia y la reparación de fugas deben convertirse en tareas habituales durante la operación de las plantas.

Cuando las comunidades ven que sus residuos orgánicos se convierten en energía renovable, biofertilizantes y otros productos de valor, el proyecto resulta mucho más atractivo

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Necesitamos sistemas creíbles de certificación y trazabilidad que permitan demostrar el comportamiento climático del biometano a lo largo de toda la cadena de valor

También necesitamos sistemas creíbles de certificación y trazabilidad que permitan demostrar el comportamiento climático del biometano a lo largo de toda la cadena de valor. Iniciativas como ADCS International pueden desempeñar una función destacada, ya que fijan expectativas comunes sobre el rendimiento de las plantas y unos requisitos mínimos en materia de salud, seguridad y medioambiente.

Más allá de la producción de gas renovable, el sector del biogás habla cada vez más del aprovechamiento del CO₂ biogénico, la retirada de carbono y las emisiones negativas. ¿Qué peso cree que tendrán estas oportunidades en la competitividad del sector a largo plazo? La digestión anaerobia es, en esencia, una tecnología que genera varios productos, y el CO₂ biogénico es uno de ellos. Ya se usa de forma amplia en la industria de la alimentación y las bebidas y tiene un potencial real en ámbitos como el e-metanol. El CO₂ biogénico puede combinarse con hidrógeno renovable para producir moléculas verdes destinadas a sectores difíciles de descarbonizar, como el transporte marítimo, la aviación y la industria química. La ventaja competitiva de la digestión anaerobia a largo plazo reside en su capacidad para obtener varios produc-

tos valiosos de un mismo recurso orgánico. Cuanto mejor aprovechemos en conjunto el biometano, los nutrientes y el CO₂ biogénico, evitando a la vez las emisiones de metano, más sólidos serán los argumentos económicos y climáticos a favor del sector. Un informe reciente de la Asociación de Digestión Anaerobia y Biorrecursos del Reino Unido (ADBA), titulado The World’s Cheapest Cleaner, aporta cifras concretas. El estudio concluyó que capturar el CO₂ biogénico durante el proceso de depuración del biogás para convertirlo en biometano puede retirar carbono de la atmósfera con un coste de entre una cuarta parte y la mitad del correspondiente a otras tecnologías de eliminación de gases de efecto invernadero. Los resultados se refieren al Reino Unido, pero la lógica económica subyacente puede trasladarse a cualquier lugar donde la digestión anaerobia opere a gran escala: un proceso consolidado y ya desplegado puede superar en costes a tecnologías de retirada de carbono más nuevas y especulativas. Es una buena muestra del papel que este sector puede desempeñar en la generación de emisiones negativas reales.

El biometano seguirá siendo un recurso limitado. En su opinión, ¿qué sectores deberían tener prioridad para su consumo: las industrias difíciles de descarbonizar, el transporte pesado, el transporte marítimo, la generación eléctrica flexible o la calefacción? ¿Por qué? Debemos dar prioridad a las aplicaciones en las que el biometano pueda lograr la mayor reducción de emisiones, es decir, aquellos sectores en los que resulta muy difícil eliminar los combustibles fósiles y existen pocas alternativas prácticas. Esto conduce hacia usos que necesitan una molécula con alta densidad energética, almacenable y gestionable, en lugar de electricidad directa. Como el biometano es equivalente al gas natural desde el punto de vista químico, puede emplearse de inmediato mediante la infraestructura gasista y los vehículos de gas existentes, sin esperar a que se construyan nuevos sistemas de

Debemos dar prioridad a las aplicaciones en las que el biometano pueda lograr la mayor reducción de emisiones: aquellos sectores en los que resulta muy difícil eliminar los combustibles fósiles y existen pocas alternativas prácticas 140

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Para las empresas españolas, la oportunidad pasa por desarrollar proyectos locales que combinen la producción de gas, la recuperación de nutrientes y, cuando corresponda, el aprovechamiento del CO₂ biogénico

suministro. Esto le da un valor especial en el transporte pesado por carretera y en el transporte marítimo. Ya ha mostrado su potencial en la logística de larga distancia, el transporte público y la distribución alimentaria, mientras que el bio-GNL ofrece una vía real para descarbonizar el transporte marítimo. También tiene valor para la producción de calor industrial, incluidos los procesos difíciles de electrificar y su uso como insumo en las industrias del vidrio, el acero y la cerámica. La aplicación idónea en cada mercado dependerá de la disponibilidad de materias primas sostenibles, las infraestructuras existentes y las demás alternativas disponibles.

De cara a 2030 y los años posteriores, ¿qué avances cree que tendrán un mayor efecto sobre el sector? ¿Para qué oportunidades deberían prepararse hoy las empresas españolas? Creo que tres avances marcarán el sector. El primero será el paso de considerar el biometano ante todo como combustible para el transporte o la calefacción a reconocerlo como una plataforma capaz de producir gas, biofertilizantes y CO₂ biogénico para combustibles sintéticos y usos industriales. Esto cambia la base económica de cada planta nueva. El segundo será una mayor presión, procedente tanto de la regulación como de los compradores empresariales, para acreditar un comportamiento climático verificable y trazable. Como resultado, sistemas de certificación como ADCS de la WBA estarán cada vez más cerca de convertirse en un requisito de acceso al mercado, en lugar de ser un elemento diferenciador. El tercero será una mayor atención al aprovechamiento completo de las materias primas que ya se generan, en vez de competir por cultivos energéticos escasos o transportar residuos durante largas distancias. Este cambio favorecerá a las empresas con un buen conocimiento del territorio y capacidad para planificar el suministro de materias primas. Para las empresas españolas, la oportunidad no consiste solo en construir más plantas de biometano. También pasa por desarrollar proyectos locales que combinen la producción de gas, la recuperación de nutrientes y, cuando corresponda, el aprovechamiento del CO₂ biogénico. Asimismo, conviene prepararse desde una fase temprana para los requisitos de certificación y trazabilidad que exigirán cada vez más los compradores europeos e internacionales. La combinación española de abundantes materias primas, infraestructuras gasistas existentes y una posición sólida en energías renovables significa que, si se resuelven las barreras políticas y de concesión de permisos que hemos comentado, el país tiene potencial real para convertirse en uno de los principales mercados europeos del biometano durante la próxima década.

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Producción de biogás a partir de materiales ricos en fibra, mediante hidrólisis hidrotérmica El Grupo Operativo HIDROTERM propone la combinación de hidrólisis hidrotérmica y la digestión anaerobia para emplear residuos con alto contenido en fibras en plantas de biogás agroindustrial. Belén Fernández1, Paula Gálvez1, Joan B. Pons2, Sebastián Farré2, Xavier Cuberes3, Erena Estrada3, Josep A. Gómez3, Guillermo Douat4, Eudald Tuxans4, L. Zulema Borjas4, Jordi Casasayas4, Beatriz Corzo4, Conrad Paga5 1 IRTA I www.irta.cat/es • 2TORRE SANTAMARIA SL • 3REMONDIS IBERIA SAU I www.remondis.com.es • 4ACSA OBRAS E INFRAESTRUCTURAS SAU • 5CLÚSTER DE BIOENERGÍA DE CATALUÑA I www.clusterbioenergia.cat

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PRODUCCIÓN DE BIOGÁS A PARTIR DE MATERIALES RICOS EN FIBRA, MEDIANTE HIDRÓLISIS HIDROTÉRMICA

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l biogás se produce a partir de biomasa como cultivos energéticos, residuos forestales, residuos agrícolas, residuos de alimentos, fangos de depuradoras, etc., mediante el proceso llamado digestión anaerobia (DA), un proceso biológico que ocurre en ausencia de oxígeno. Hay diversas tecnologías para llevar a cabo el proceso de DA, pero los sistemas de mezcla completa se consideran los más consolidados a nivel industrial para el tratamiento de residuos orgánicos (GENCAT 2025). El otro producto del proceso es el digerido, usado frecuentemente como un producto fertilizante orgánico. Según la Agencia Internacional de la Energía, el potencial de producción sostenible de biogás equivale a una cuarta parte de la demanda mundial de gas natural, siendo Europa el territorio con mayor potencial de producción de biogás (40%) (IEA 2025). El mercado del biogás y del biometano crece en cada país por diferentes impulsos: el regulatorio y los incentivos; los avances tecnológicos que abaratan costes; los beneficios ambientales y de economía circular; la mayor seguridad energética; o el incremento de la población y/o la urbanización que aporta más residuos como materia prima (Markets 2024). En 2024, había 270 plantas de biogás en España, muy por debajo de su potencial (EBA 2024) a pesar de que España dispone de una Hoja de ruta del biogás (MITECO 2022) que fija un objetivo de producción de 10,4 TWh/ año en 2030, momento en que el biometano contribuiría a alcanzar un 25 % de energía renovable empleada en el

sector del transporte. Como ejemplo, Cataluña dispone de 70 plantas de biogás y 12 de biometano en 2024 (EBA 2024), junto con una Estrategia Catalana del Biogás que tiene como uno de sus objetivos aumentar la cantidad de deyecciones procesadas vía DA (31 % deyecciones totales en 2030 frente a 4 % en 2020) (GENCAT 2024). Esto supondrá que, en la mayoría de las futuras plantas de biogás, se planteará la codigestión con otros residuos agroindustriales para asegurar su viabilidad económica. Por tanto, es necesario el desarrollo tecnológico que permita emplear sustratos de varios orígenes (forestal, ganadero, agrícola o industrial) que, en conjunto, presentan una gran potencialidad para aumentar la capacidad de producción de biogás.

biogás debido a que su rendimiento es muy bajo o su velocidad de descomposición es muy lenta. Históricamente, la producción de combustibles alternativos y productos químicos de valor añadido a partir de biomasa residual se ha basado principalmente en dos vías de conversión: métodos termoquímicos y bioquímicos. Los procesos bioquímicos están en su mayoría bien desarrollados y ampliamente utilizados. Sin embargo, estos métodos por sí solos no son eficientes para el tratamiento de residuos orgánicos ricos en lignina. Las tecnologías termoquímicas convencionales, como la pirólisis y la gasificación, no son adecuadas para el procesamiento de biomasas con alto contenido de humedad.

MATERIALES LIGNOCELULÓSICOS

PROYECTO HIDROTERM

Al contrario de la paja de cereal que sí llega a cotizar en los mercados agrarios, la gestión de otras biomasas lignocelulósicas (de origen agrícola, industrial, residual o secundaria como, por ejemplo, poda, astillas, cáscaras, raspones, hojas, etc.) se contempla a menudo como un problema. Tradicionalmente, la biomasa lignocelulósica se utiliza para producción de compost (sustrato o estructurante); como cobertura o sustrato para suelos; como material para lecho de animales; y más recientemente, se emplea en peletización por su uso en calderas (combustible) o para gasificación (biochar). Todos estos materiales con alto contenido en fibras no suelen ser valorados en DA para la producción de

El proyecto HIDROTERM es un grupo operativo integrado por Torre Santamaria SCCL, Remonids Iberia SAU, Sorigué, coordinado el Clúster de Bioenergia de Catalunya (CBC) y en el que participa Instituto de Investigación y Tecnología Agroalimentaria (IRTA) como entidad de investigación. Como proyecto innovador, HIDROTERM pretende combinar la DA con la licuefacción o hidrólisis hidrotérmica (HH), un proceso termoquímico aplicable a residuos y/o biomasa humedades, para generar un cambio en la gestión de residuos generados en la industria agrícola. El objetivo general del proyecto es evaluar dicha combinación para optimizar la producción de biogás en digestores agroindustriales, sin

Como proyecto innovador, HIDROTERM pretende combinar la DA con la licuefacción o hidrólisis hidrotérmica (HH), un proceso termoquímico waplicable a residuos y/o biomasa humedades, para generar un cambio en la gestión de residuos generados en la industria agrícola

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En este contexto, se seleccionan dos condiciones de operación de HH, dentro del intervalo bajo de temperatura y presión, aplicándose a 18 materiales lignocelulósicos, recogidos en las comarcas indicadas, con un contenido de fibra entre 17 y 87% de su materia seca. Se agruparon en tres categorías: (1) cercanos a la planta de biogás, pero no usados en DA (9 materiales; entre ellos, huesos de fruta, astilla forestal, restos de poda u hollejos de uva); (2) cercanos y usados en codigestión (8 materiales; entre ellos, pulpa de frutas, y deyecciones.); y (3) fangos de depuradora industrial (1 material). Al final del proceso HH, se producen 3 fases: sólida o hidrochar (8-22% del peso del material inicial); líquida o hidrolizado (75-86% del peso del material inicial); gaseosa (3-9% del peso del material inicial). Tras el HH, la hemicelulosa y una parte de la celulosa de la biomasa pretratada se convierten en metano durante la DA, mientras que el resto de la celulosa y la lignina componen principalmente el hidrochar sólido. modificar las condiciones de funcionamiento de los digestores industriales, a partir de residuos con alto contenido en fibra. La HH tiene una serie de ventajas cuando en comparación con otros pretratamientos de biomasa lignocelulósica: (i) su duración está en el intervalo de las “horas”, lo que permite un diseño más compacto del reactor; (ii) permite la fijación de una parte del carbono inicial; (iii) se descomponen materias tóxicas para DA; y (iv) se destruyen patógenos facilitando el uso del digestato. Es aplicable a biomasa con alto contenido de humedad (<80%) a diferencia de otros procesos termoquímicos (pirólisis, torrefacción o gasificación); por tanto, las materias primas húmedas no necesitan pasar por un secado antes de HH. Como desventaja, es un proceso que requiere energía, ya que el proceso de HH o carboniza144

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ción hidrotérmica es un proceso que necesita temperaturas de 170 - 250 ºC y presiones de 8-50 bar.

EFECTO DE LA TECNOLOGÍA DE HH Como caso de estudio, se seleccionaron las comarcas de Ponent en Cataluña (Segriá, Noguera, Pla d’Urgell, Urgell, Segarra, y Garrigues) donde ya existe alguna planta de biogás, y se están proyectando nuevos digestores. En estas comarcas predominan actividades agrícolas de tipo frutícola de regadío, vitivinícolas, oleícolas, cultivo extensivo de cereales (cebada o trigo), de leguminosas y de herbáceos, así como ganaderas (mayoritariamente bovina, avícola, y porcina) junto con actividades industriales de transformación de estos productos (DIPUTACIÓ DE LLEIDA, 2023).

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En la actualidad, dentro del proyecto, se está optimizando el funcionamiento del piloto de HH y DA en régimen de codigestión y operándose en continuo, usándose los mejores materiales hidrolizados, y se están comenzando a caracterizar los digeridos e hidrochares obtenidos

PRODUCCIÓN DE BIOGÁS A PARTIR DE MATERIALES RICOS EN FIBRA, MEDIANTE HIDRÓLISIS HIDROTÉRMICA

En general, el proceso de HH mejoró tanto la biodegradabilidad (+20%) como el potencial de biometanización (+100%) de la mayoría de los materiales de la categoría 1, comparándolos con el mismo material antes y después del tratamiento HH, mientras que apenas afectó o empeoró la biometanización de los materiales de la categoría 2. Los materiales hidrolizados de la categoría 1 son adecuados además para ser valorizados mediante codigestión con deyecciones ganaderas (en el proyecto, se seleccionó estiércol y purín vacuno de leche), siempre y cuando su biodegradabilidad y rendimiento sean mayores que el de las deyecciones. En definitiva, se pone de manifiesto que la HH ha demostrado ser eficaz en la descomposición de la materia orgánica de biomasa lignocelulósica, mejorando la disponibilidad de sustratos para la producción de biogás. La HH sería pues un buen pretratamiento en estos sustratos difíciles de digerir para mejorar su potencial de generación de biogás. Además, esta tecnología es capaz de manejar varios tipos de residuos, desde residuos agrícolas hasta lodos de depuradoras,

Gracias al desarrollo del presente proyecto, se quiere incidir en aumentar el alcance de suministro de biomasa para el sector biogás, para también poder promover la valorización de los residuos industriales y agrícolas en Cataluña y España, al mismo tiempo que se mejora en la autosuficiencia y diversificación del mix energético

asegurando versatilidad en la aplicación y puede integrarse fácilmente con infraestructuras de tratamiento de residuos ya existentes. Se establece una posible nueva cadena de valor a partir de una tecnología innovadora, permitiendo aplicar un fertilizante con mayor calidad nutricional, mayor predictibilidad y menor riesgo de impacto ambiental. Gracias al desarrollo del presente proyecto, se quiere incidir en aumentar el alcance de suministro de biomasa para el sector biogás, para también poder promover la valorización de los residuos industriales y agrícolas en Cataluña y España, al mismo tiempo que se mejora en la autosuficiencia y diversificación del mix energético.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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EMPRESA I EUROPA-PARTS

EUROPA-PARTS, TECNOLOGÍA Y EXPERIENCIA AL SERVICIO DE LA BIOENERGÍA

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a valorización de la biomasa se ha convertido en una pieza fundamental dentro del desarrollo de nuevas soluciones energéticas y de los modelos de economía circular. Restos forestales, podas, madera residual o diferentes fracciones orgánicas pueden transformarse en recursos aprovechables siempre que exista detrás una tecnología adecuada y, sobre todo, un conocimiento profundo de cada aplicación. En este ámbito desarrolla su actividad Europa-Parts, empresa especializada en maquinaria y recambios para los sectores del reciclaje, la biomasa y el tratamiento de residuos. Su trabajo no se limita al suministro de equipos, sino que parte del análisis de las necesida-

des de cada instalación para ofrecer soluciones adaptadas a los diferentes materiales, capacidades de producción y procesos de valorización. A ello se suma la importancia del servicio técnico, el suministro de recambios y el acompañamiento posventa, aspectos especialmente relevantes en instalaciones donde la disponibilidad de la maquinaria resulta esencial.

TECNOLOGÍA PARA CADA FASE DEL PROCESO Dentro de esta trayectoria, Europa-Parts mantiene una estrecha relación con WILLIBALD, fabricante alemán con una larga experiencia en tecnologías para el procesamiento de

Europa-Parts combina maquinaria especializada, asesoramiento técnico, recambios y servicio posventa para adaptar cada solución a las necesidades de la instalación

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

biomasa, residuos verdes y compost. Una colaboración que permite ofrecer soluciones para distintas fases del proceso, desde la trituración inicial hasta el cribado y el tratamiento de la materia orgánica. En trituración, la gama está encabezada por la EP 5500 SHARK, un equipo de altas prestaciones orientado al procesamiento de grandes volúmenes y capaz de trabajar con diferentes tipos de biomasa y residuos vegetales. Junto a ella, la MS 3000 MINISHARK traslada la filosofía de WILLIBALD a un formato más compacto, especialmente interesante para producciones medias, trabajos móviles o instalaciones que buscan mayor flexibilidad operativa.

EUROPA-PARTS I EMPRESA

El proceso puede complementarse con la FLEXSTAR 3000, diseñada para clasificar materiales como biomasa, compost, astilla o residuos previamente triturados. El cribado permite obtener fracciones más homogéneas y adecuar el producto final al destino previsto, un aspecto clave cuando la biomasa debe cumplir determinadas condiciones para su aprovechamiento posterior. Por su parte, la volteadora TBU 3P aporta una solución específica para los procesos de compostaje, favoreciendo la mezcla, aireación y homogeneización del material. De este modo, una misma instalación puede combinar diferentes vías de valorización y aprove-

La EP 5500 SHARK está orientada al procesamiento de grandes volúmenes, mientras que la MS 3000 MINISHARK ofrece una alternativa compacta para producciones medias y trabajos móviles

char de forma eficiente distintas fracciones orgánicas. La combinación de experiencia, asesoramiento, maquinaria especializada y servicio posventa permite a Europa-Parts abordar la bioenergía desde una perspectiva global. Junto a fabricantes como WILLIBALD, la compañía contribuye a transformar residuos y subproductos en nuevos recursos, ayudando a las plantas a avanzar hacia procesos de tratamiento cada vez más eficientes, rentables y circulares.

= ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

EUROPA-PARTS www.europa-parts.com

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ARTÍCULO

BIOSAL: biochar, agua y suelo vivo para una agricultura mediterránea más resiliente Angie Marcela Pedraza Torres, investigadora avanzada I+D+i – Área de Sostenibilidad | Water, air & soil EURECAT I www.eurecat.org/home/es/

El proyecto BIOSAL – Aplicación del biochar en agricultura regenerativa ha estudiado durante dos años el potencial del biochar como herramienta para recuperar funciones esenciales del suelo y favorecer sistemas agrícolas más resilientes

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ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

BIOSAL: BIOCHAR, AGUA Y SUELO VIVO PARA UNA AGRICULTURA MEDITERRÁNEA MÁS RESILIENTE

El suelo es mucho más que el soporte físico sobre el que crecen los cultivos. Regula el ciclo del agua, almacena carbono, proporciona nutrientes y alberga una enorme diversidad de organismos responsables de procesos esenciales para la producción agrícola. Sin embargo, entre el 60 y el 70% de los suelos presentan actualmente algún grado de degradación, asociado, entre otros factores, a la pérdida de materia orgánica, la compactación, la erosión y la salinización.

E

n los sistemas agrícolas mediterráneos este problema adquiere especial relevancia. La combinación de sequías estivales, episodios de lluvia intensa y pérdida progresiva de materia orgánica puede reducir la capacidad del suelo para almacenar agua y nutrientes y aumentar su vulnerabilidad frente a fenómenos climáticos extremos. Ante este escenario, el proyecto BIOSAL – Aplicación del biochar en agricultura regenerativa ha estudiado durante dos años el potencial del biochar como herramienta para recuperar funciones esenciales del suelo y favorecer sistemas agrícolas más resilientes. El proyecto se desarrolla en el marco de los Grupos Operativos de la Asociación Europea para la Innovación (AEI-Agri) del Plan Estratégico de la PAC 2023-2027, está liderado por la Fundació Drissa, coordinado por el Clúster de Bioenergia de Catalunya (CBC) y cuenta con la participación de Idària SCCL y Eurecat- Centro Tecnológico de Catalunya.

UN SUELO CON MARGEN DE MEJORA El diagnóstico inicial, realizado en 2025 sobre un suelo franco, mostró un mar-

gen considerable de mejora: una materia orgánica de apenas el 1,04%, carbono orgánico próximo al 1%, una densidad aparente de 1,19 g/mL y una capacidad de retención de agua de 37,5 g H₂O/100 g de suelo seco, junto con niveles bajos de nitrógeno y fósforo. Sobre esta base se establecieron ocho tratamientos: control, biochar, compost, estiércol bovino, purín y sus tres combinaciones con biochar. El biochar se aplicó a una dosis equivalente a 2L/m2, mientras que las combinaciones con las enmiendas orgánicas se diseñaron buscando una relación aproximada 50:50 en materia seca, con el objetivo de comparar los materiales bajo condiciones funcionalmente equivalentes de aporte de carbono y nutrientes. El biochar utilizado, producido mediante pirólisis de material leñoso procedente de restos de poda del territorio, presentó una porosidad del 78% y una superficie específica de 323,7 m²/g. Esta elevada estructura porosa explica su interés como una matriz capaz de interactuar con el agua, los nutrientes y los microorganismos del suelo durante periodos prolongados. Las sondas instaladas en la parcela permitieron observar el comporta-

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

miento real del agua en el perfil del suelo, más allá de los muestreos puntuales. En otoño de 2025, la capacidad de retención de agua de purín+biochar alcanzó 51,8 g H₂O/100 g frente a 38,4 g/100 g del control, aproximadamente un 35% más. En primavera de 2026, el tratamiento con biochar alcanzó una humedad media del 35,4% frente al 24,2% del control, equivalente a un incremento relativo del 46%. La combinación compost + biochar llegó al 38,1%, aproximadamente un 58% más que el control. En el indicador de agua disponible relativa que es la fracción de agua potencialmente aprovechable por las raíces, el tratamiento compost + biochar alcanzó un valor un 137% superior al control. Estos resultados son especialmente relevantes en agricultura mediterránea: la cuestión no es únicamente cuánto llueve o cuánto se riega, sino qué capacidad tiene el suelo para almacenar esa agua y mantenerla disponible para el cultivo. A ello se suma una respuesta interesante en la conductividad eléctrica. En otoño, varios tratamientos con biochar registraron valores aproximadamente un 79-80% inferiores al control, mien-

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ARTÍCULO

tras que purín+biochar presentó un valor un 73% inferior. Esta diferencia apunta a un posible efecto sobre la dinámica de los iones presentes en la solución del suelo. En la última campaña, purín+biochar alcanzó un 5,08% de materia orgánica frente al 2,69% del control, aproximadamente un 89% más. El mismo tratamiento presentó un 69% más de fósforo total, un 63% más de fósforo asimilable, un 41 % más de potasio y un 16% más de calcio intercambiable respecto al control.

UN LABORATORIO DE RESILIENCIA A ESCALA REAL En verano de 2025, el campo sufrió una inundación severa que afectó al terreno. En invierno, unas heladas intensas afectaron al cultivo previsto de coles y brócolis y obligaron a introducir una cubierta de mostaza y camomila como estrategia transitoria de agricultura regenerativa. Posteriormente, durante el verano de 2026, los nuevos cultivos de calabacín y remolacha estuvieron sometidos a episodios de calor intenso y prolongado. Lejos de invalidar el ensayo, estos episodios lo convirtieron en un banco de pruebas de resiliencia climática a escala real, representativo de condiciones cada vez más frecuentes en la agricultura mediterránea. En el último ciclo, las plantas de calabacín que consiguieron completar la fructificación mostraron respuestas diferenciadas. En purín+biochar se observó uno de los frutos de mayor desarrollo respecto al control y el análisis foliar mostró aproximadamente un 87% más de fósforo, un 52% más de potasio, un 25% más de calcio, un 51% más de hierro y un 56% más de manganeso. El diseño experimental de BIOSAL, sin réplicas espaciales independientes por tratamiento, no permite atribuir estadísticamente una mayor producti150

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vidad a esta combinación. Sin embargo, los resultados aportan una señal coherente entre condiciones del suelo, nutrición vegetal y capacidad de mantener el desarrollo del cultivo bajo condiciones térmicas exigentes.

ÍNDICE SWI-BIOSAL Precisamente para evitar interpretar de forma fragmentada decenas de parámetros, BIOSAL desarrolló el SQI-BIOSAL (Soil Quality Index-BIOSAL), un índice que integra 18 indicadores físico-hidrológicos, químicos y biológicos, entre ellos tres actividades enzimáticas utilizadas como indicadores de funcionalidad microbiana en los ciclos del Carbono, Fosforo y actividad. La dimensión biológica mostró algunas de las respuestas más marcadas del ensayo. En la primera campaña, estiércol+biochar incrementó la actividad β-glucosidasa un 112% respecto al

Para evitar interpretar de forma fragmentada decenas de parámetros, BIOSAL desarrolló el SQI-BIOSAL, un índice que integra 18 indicadores físicohidrológicos, químicos y biológicos, entre ellos tres actividades enzimáticas utilizadas como indicadores de funcionalidad microbiana en los ciclos del Carbono, Fosforo y actividad

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

control y la fosfatasa un 87%. En primavera, compost+biochar, estiércol+biochar y purín+biochar presentaron actividades fosfatasa entre un 94 y un 99% superiores al control. La evaluación se complementó con secuenciación del gen 16S rRNA. Los resultados mostraron diferencias en la estructura de las comunidades bacterianas entre tratamientos y una mayor riqueza y diversidad bacteriana en el biochar aplicado individualmente respecto al control. Las combinaciones con enmiendas mostraron, sin embargo, respuestas distintas entre sí, reforzando una idea clave, la biodiversidad y funcionalidad no necesariamente evolucionan de forma paralela. El suelo partió de un SQI-BIOSAL del 70,6% y, durante las tres campañas posteriores, los tratamientos superaron el 80% dentro de la escala comparativa definida para el propio índice. Además, ningún tratamiento resultó ganador de forma sistemática. En la primera campaña, verano de 2025, destacó compost+biochar (94,0%); en otoño destacaron estiércol bovino y purín; y en primavera de 2026 las primeras posiciones correspondieron a estiércol+biochar (94,6%) y compost+biochar (93,6%). Esto sugiere que las enmiendas orgánicas pueden generar respuestas más rápidas, mientras que determinadas combinaciones con biochar adquieren mayor relevancia conforme evoluciona el sistema y se estabilizan diferentes funciones del suelo a mediano y largo plazo. Esta aproximación conecta directamente con la Directiva (UE) 2025/2360 sobre protección, vigilancia y gestión sostenible del suelo, que establece un marco armonizado para monitorizar y evaluar la salud de los suelos europeos mediante descriptores comunes. El SQI-BIOSAL sigue esta lógica y cubre cinco dimensiones relacionadas con ese enfoque: estructura del suelo, gestión del agua, materia orgánica, nutrientes y actividad biológica. No

BIOSAL: BIOCHAR, AGUA Y SUELO VIVO PARA UNA AGRICULTURA MEDITERRÁNEA MÁS RESILIENTE

constituye una herramienta oficial de evaluación regulatoria, pero si una metodología experimental alineada con el nuevo marco europeo para integrar información obtenida en condiciones reales de campo. Tras dos años de experimentación, el principal resultado de BIOSAL no fue identificar una única combinación ganadora, sino demostrar que la regeneración del suelo debe evaluarse como un proceso multifuncional y dinámico.

DEL ENSAYO A LA OPORTUNIDAD PARA LAS EMPRESAS DEL SECTOR El interés de BIOSAL no se limita a sus resultados agronómicos. Proyectos de este tipo permiten validar, sobre suelo real y bajo condiciones climáticas adversas, tecnologías, materiales y herramientas de monitorización antes de su transferencia a otros contextos.

BIOSAL demuestra que la resiliencia del suelo frente al cambio climático no depende de una solución única, sino de combinar biochar, materia orgánica, conocimiento del suelo y seguimiento riguroso

También permiten explorar nuevas vías de valorización de biomasa y subproductos orgánicos, desarrollar formulaciones orientadas a funciones concretas del suelo y generar series de datos que una empresa individual difícilmente podría obtener por sí sola. BIOSAL demuestra que la resiliencia del suelo frente al cambio climático no depende de una solución única, sino de combinar biochar, materia orgánica, conocimiento del suelo y seguimiento riguroso. Para las empresas, participar activamente en este tipo de iniciativas supone ade-

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más anticiparse a un escenario en el que agricultores, administraciones y mercados demandarán cada vez más soluciones respaldadas por evidencias sobre salud del suelo, eficiencia hídrica y resiliencia climática. La colaboración en consorcios como BIOSAL, que reúne explotaciones agrícolas, entidades vinculadas a la valorización de biomasa, centros tecnológicos y clústeres sectoriales, reduce el riesgo técnico de innovar en solitario y facilita el acceso a infraestructuras, conocimiento especializado y escenarios reales de validación.

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TECNOLOGÍA I BIO-DYNAMICS

BIO-DYNAMICS: ESPECIALISTA EN DEPÓSITOS MONOLÍTICOS DE HORMIGÓN ARMADO

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BIO-DYNAMICS I TECNOLOGÍA

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EN PRIMERA PERSONA

Subproductos y biorresiduos agrarios: el papel de las cooperativas ante vías de valorización innovadoras POR CARMEN PERTIÑEZ HERNÁNDEZ, TÉCNICO DEL DEPARTAMENTO DE SOSTENIBILIDAD Y PROYECTOS DE INNOVACIÓN DE COOPERATIVAS AGRO-ALIMENTARIAS DE ESPAÑA

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CARMEN PERTIÑEZ HERNÁNDEZ

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a agricultura y la ganadería españolas generan importantes volúmenes de subproductos cuya gestión se ha convertido en un reto creciente. Desde Cooperativas Agro-alimentarias de España, a través de nuestra participación en el proyecto europeo Red Temática Europea en Bioeconomía Rural (thERBN), se han analizado los flujos de residuos, así como las alternativas circulares actualmente disponibles para su valorización, contribuyendo de esta manera a los objetivos de la Estrategia Europea de Bioeconomía. LOS FLUJOS DE RESIDUOS QUE CONCENTRAN LOS MAYORES DESAFÍOS En el sector agrícola, uno de los principales retos se encuentra en los restos de poda procedentes de frutales, olivar y viñedo. Su elevado volumen y dispersión geográfica, unidos en algu-

nos casos a la presencia de impurezas, dificultan su aprovechamiento y pueden incrementar considerablemente la complejidad y los costes asociados a su gestión y valorización. Una problemática especialmente relevante en España está vinculada al olivar. Durante la campaña se generan grandes cantidades de alperujo en un periodo de tiempo muy reducido, lo que concentra las necesidades de almacenamiento,

transporte y tratamiento y supone un importante desafío para las almazaras y cooperativas. En el ámbito ganadero, uno de los principales retos está relacionado con la gestión de los purines. Esta presión se intensifica especialmente en territorios con una elevada concentración de granjas ganaderas y en determinadas zonas húmedas, donde las condiciones ambientales pueden limitar las posibilidades de gestión y aprovechamiento de estos recursos.

El modelo cooperativo permite concentrar los subproductos, organizar su recogida y transporte y alcanzar los volúmenes necesarios para hacer viables nuevas alternativas de valorización

MUCHO RESIDUO, POCO VALOR: EL RETO DE SU GESTIÓN

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La valorización de estos subproductos todavía se enfrenta a importantes barreras. Una de las principales es el elevado coste logístico, especialmente cuando se trata de biomasa dispersa, con un alto contenido en humedad o mezclada con materiales impropios, como tierra o plásticos. A ello se suma el escaso valor de mercado de muchos

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EN PRIMERA PERSONA

subproductos agrícolas y ganaderos, que en ocasiones dificulta justificar económicamente su recogida y transformación. También existen obstáculos de carácter técnico. La falta de maquinaria especializada y de infraestructuras adaptadas limita la posibilidad de aprovechar determinados materiales a escala local. En paralelo, las diferencias normativas entre comunidades autónomas, junto con la complejidad y la duración de algunos procedimientos administrativos, pueden dificultar la puesta en marcha de nuevas iniciativas de valorización. Otro elemento fundamental es la necesidad de contar con más proyectos demostrativos en condiciones reales. Agricultores, ganaderos y cooperativas necesitan conocer experiencias que funcionen sobre el terreno, con resultados técnicos y económicos contrastados, antes de apostar por nuevas tecnologías o modelos de negocio que requieren realizar inversiones. Es precisamente en este ámbito donde el modelo cooperativo puede desempeñar un papel decisivo. La capacidad de las cooperativas para agrupar a numerosos productores permite concentrar los subproductos generados en las explotaciones, organizar conjuntamente su recogida y transporte y alcanzar volúmenes suficientes para hacer viables determinadas alternativas de valorización.

La valorización debe priorizar los usos capaces de generar un mayor valor, desde la alimentación humana y animal hasta otras alternativas como la extracción de compuestos bioactivos 156

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Esta dimensión colectiva puede contribuir a reducir costes, facilitar inversiones compartidas y convertir materiales de escaso valor individual en recursos capaces de alimentar nuevas cadenas de valor vinculadas a la bioeconomía. Estas barreras ponen de manifiesto la necesidad de avanzar hacia soluciones que permitan gestionar estos subproductos de manera eficiente y sostenible. BIORRESIDUOS QUE SE ACUMULAN Y SOLUCIONES QUE NO ATERRIZAN La falta de soluciones consolidadas y las dificultades logísticas ponen de manifiesto la necesidad de mejorar la gestión de estos subproductos para avanzar hacia modelos más sostenibles y circulares. En este contexto, soluciones como el compostaje, la producción de biochar o el biogás pueden desempeñar un papel interesante en la transición hacia la bioeconomía circular. Siguiendo el principio de valorización en cascada, el aprovechamiento de subproductos y residuos debe priorizar aquellos usos capaces de generar un mayor valor. Siempre que sea posible, deben priorizarse en primer lugar los usos destinados a alimentación humana y animal, seguidos de otras alternativas de alto valor añadido, como la extracción de compuestos bioactivos. En este ámbito ya existen tecnologías técnicamente viables capaces de transformar determinados subproductos en nuevos productos de interés. Sin embargo, muchas de estas soluciones todavía encuentran dificultades para alcanzar una aplicación comercial a mayor escala, principalmente debido a los elevados costes logísticos y operativos, que pueden comprometer su viabilidad económica. Por otro lado, estarían las vías de valorización con fines energéticos, situadas en la parte inferior de la pirámide, entre las que se encuentran el biometano y el biogás. Su desarrollo está avanzando en España, aunque la implantación de

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El desarrollo del biogás y el biometano requiere inversiones importantes, un suministro suficiente y estable de materias primas, una adecuada planificación territorial y una buena integración en el entorno

estas instalaciones requiere inversiones importantes, un suministro suficiente y estable de materias primas y una adecuada planificación territorial. Además, algunos proyectos pueden encontrarse con dificultades de aceptación social, por lo que resulta especialmente importante garantizar su integración en el entorno y demostrar sus beneficios para el territorio. No obstante, España ya cuenta con ejemplos de plantas de biogás vinculadas a cooperativas y, a nivel europeo, existen plantas de biogás de gestión cooperativa que son un modelo de referencia. No solo a nivel técnico, sino porque la cooperativa busca y asegura un impacto positivo en el territorio, buscando la manera más eficiente de gestionar los residuos agrarios y biorresiduos de la agroindustria. Sin olvidar que la gestión cooperativa asegura la participación activa de los socios, que son a su vez residentes en las zonas rurales donde se instalan estas plantas, favoreciendo un impacto positivo en el territorio. De este modo, la valorización puede generar actividad económica, empleo y nuevas oportunidades en el medio rural. El biogás no es una solución aislada. Nuestra propuesta se basa en una estrategia integral de bioeconomía y economía circular en origen que incluye diversas alternativas complementarias, ya que nuestro foco se sitúa en resolver las necesidades de las cooperativas.

CARMEN PERTIÑEZ HERNÁNDEZ

¿HACIA DÓNDE APUNTA EL FUTURO? Aunque muchas tecnologías avanzadas —como el biogás, la gasificación o la producción de nuevos bioproductos— todavía necesitan ganar escala o avanzar desde experiencias piloto hacia modelos plenamente comerciales, el análisis realizado en el proyecto thERBN apunta en una dirección clara: más cooperación y un mayor apoyo técnico directo a las cooperativas. En este camino, el modelo cooperativo puede desempeñar un papel fundamental. Su capacidad para agrupar los subproductos y residuos generados por numerosos agricultores y ganaderos permite concentrar volúmenes suficientes para hacer viables nuevas

La gestión cooperativa asegura la participación activa de los socios y puede convertir la valorización de los residuos en actividad económica, empleo y nuevas oportunidades para el medio rural alternativas de valorización y, al mismo tiempo, abordar una de las principales barreras del sector: la logística. Una gestión colectiva permite organizar la recogida, optimizar las rutas de transporte, compartir infraestructuras y

reducir costes que difícilmente podrían ser asumidos de manera individual. Además, abre la puerta a una gestión integral de los subproductos, capaz de reducir la huella de carbono asociada a su transporte y tratamiento y facilitar el cumplimiento de las crecientes exigencias ambientales. El reto, por tanto, no consiste únicamente en disponer de nuevas tecnologías, sino en crear las condiciones necesarias para que puedan llegar al territorio. La cooperación, la escala y el acompañamiento técnico serán claves para que agricultores y ganaderos no tengan que afrontar individualmente inversiones y costes difíciles de asumir y puedan, además, participar, a través de sus cooperativas, en las nuevas oportunidades económicas que ofrece la valorización de sus subproductos.

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ENTREVISTA

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Javier Prados DIRECTOR DE COPENHAGEN INFRASTRUCTURE PARTNERS (CIP) EN ESPAÑA

España puede cerrar la brecha con los líderes europeos del biometano si convierte su potencial en proyectos financiables Griselda Romero

TEMAS: BIOMETANO, FINANCIACIÓN, ECONOMÍA CIRCULAR

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spaña no tiene un problema de falta de capital para desarrollar biometano. Tiene, según Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), un problema de condiciones para que ese capital pueda desplegarse. Permisos que se alargan, incertidumbre regulatoria, necesidad de asegurar materias primas durante décadas, escala suficiente y modelos capaces de diversificar ingresos forman parte de una ecuación que determinará qué proyectos consiguen realmente llegar a construirse. Esa es precisamente la mirada que aporta CIP, uno de los grandes inversores internacionales en infraestructuras energéticas renovables y con una estrategia específica en bioenergía avanzada. La compañía ha situado a España entre sus mercados prioritarios y desarrolla en La Sentiu de Sió (Lleida) Cobirgy, un proyecto de gran escala concebido para transfor-

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mar residuos ganaderos y orgánicos del entorno en biometano y otros productos de valor. En esta entrevista, Javier Prados, director en España de Copenhagen Infrastructure Partners, reflexiona sobre qué hace hoy financiable un proyecto de biometano, qué riesgos siguen frenando la inversión, por qué la escala y la seguridad en el suministro resultan determinantes y qué necesita España para transformar su potencial en proyectos reales. Con Cobirgy como caso práctico, la conversación profundiza también en la diversificación de ingresos, la relación con el territorio y el papel que puede jugar el capital institucional en la próxima fase de crecimiento del sector.

CIP cuenta con una estrategia específica de inversión en bioenergía avanzada y ha situado a España entre

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JAVIER PRADOS, COPENHAGEN INFRASTRUCTURE PARTNERS (CIP)

los mercados prioritarios para su desarrollo. Desde la perspectiva de un inversor internacional, ¿qué atractivo presenta actualmente el biometano en España y qué factores explican vuestro interés por este mercado? España reúne una combinación de factores que, desde nuestra perspectiva como inversores en infraestructuras renovables, es muy atractiva. En primer lugar, el potencial: España tiene el mayor potencial teórico de producción de biometano de Europa, con hasta 133 TWh anuales, muy por encima del de cualquier otro gran país del continente. En segundo lugar, la urgencia: España importa más del 70% del gas que consume. El biometano producido aquí, con residuos propios e inyectado en la red existente, es una respuesta inmediata a esa dependencia energética.

Y, en tercer lugar, el marco regulatorio está madurando de forma acelerada. El borrador de Real Decreto que establece cuotas obligatorias de biometano —del 0,5% en 2028 hasta el 6% en 2035— cambia claramente las reglas del juego: el biometano pasa de ser una aspiración política a convertirse en una obligación legal exigible, con sanciones por incumplimiento. Para un inversor de largo plazo como CIP, esa señal de demanda regulada es lo que transforma un mercado emergente en un mercado en el que invertir.

España dispone de un importante potencial de producción de biometano y de una elevada disponibilidad de residuos agroganaderos, pero su despliegue continúa por detrás del de otros mercados

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ENTREVISTA

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europeos. ¿Cómo valoráis el grado de madurez actual del sector español y qué falta para convertir ese potencial en proyectos e inversiones reales? El sector está creciendo a una velocidad notable. En 2021, España tenía una única planta de biometano en operación. A finales de 2025 ya eran más de 20 y el sector prevé llegar a 46 a finales de 2026. En el horizonte de 2030 hay 341 proyectos en distintas fases de desarrollo, con una inversión total movilizada de unos 6.500 millones de euros. Son cifras que reflejan un despegue real. Ahora bien, la comparación con otros países europeos como Alemania —con más de 260 plantas operativas— nos recuerda que España sigue en una fase muy temprana respecto a su potencial. Lo que falta, en nuestra opinión, son tres cosas. La primera es velocidad en el trámite de los permisos: los plazos administrativos son todavía una barrera real para el desarrollo de proyectos. La segunda es certeza regulatoria: la aprobación definitiva del Real Decreto sobre cuotas de biometano enviará una señal clara al mercado que desbloqueará inversión privada a gran escala. Y la tercera es escala: España necesita proyectos de mayor tamaño, como los que precisamente desarrollamos desde CIP, para que las tecnologías más avanzadas de tratamiento de digestato, gestión de olores y depuración de agua sean económicamente viables.

España necesita tres cosas para acelerar el desarrollo del biometano: agilidad en los permisos, certeza regulatoria y escala

Desde el punto de vista financiero, ¿qué condiciones debe reunir hoy un proyecto de biometano para resultar atractivo y financiable para un inversor como CIP? Para CIP, la bancabilidad de un proyecto de biometano descansa sobre cuatro pilares. El primero es la visibilidad de ingresos a largo plazo: contratos de venta de biometano a precios regulados o con mecanismos de indexación estables que permitan dimensionar ade-

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La bancabilidad de un proyecto de biometano descansa sobre cuatro pilares: visibilidad de ingresos a largo plazo, seguridad en el suministro, diversificación de ingresos y tamaño

cuadamente la deuda. Las cuotas obligatorias que establece el borrador de Real Decreto son precisamente lo que crea ese mercado cautivo que hace posible este tipo de contratos. El segundo es la seguridad de la cadena de suministro: una planta necesita garantizar el suministro de materia prima durante toda su vida útil, lo que significa acuerdos de largo plazo con los suministradores de residuos. El tercero es la diversificación de ingresos: el biometano es el producto principal, pero un proyecto competitivo también valoriza el CO₂ biogénico, produce fertilizantes concentrados de alta calidad y recupera agua. Así es como desarrollamos los proyectos desde CIP y como lo estamos haciendo con la planta Cobirgy, que comenzará en breve su construcción en La Sentiu de Sió, en Lleida. Esa diversificación mejora sustancialmente la cuenta de resultados y reduce la exposición al precio del gas. Y el cuarto es el tamaño: la escala sí que importa. Las plantas grandes permiten aplicar tecnologías más eficientes, reducir costes unitarios y obtener condiciones de financiación más ventajosas que no son posibles en plantas más pequeñas.

¿Cuáles son actualmente los principales riesgos o barreras que condicionan la inversión en este tipo de activos en España? El principal riesgo que vemos hoy en España es la incertidumbre regulatoria que se origina por los plazos tan dilatados con los que trabaja la Administración, no porque el marco esté mal diseñado. El borrador del Real Decreto es sólido y cuenta con un respaldo jurídico robusto tanto en el ámbito europeo como nacional, pero, mientras no se apruebe el texto definitivo, los inversores no pueden cerrar contratos de venta con las condiciones que exigen los financiadores. Cada mes de retraso es un mes de retraso en el cierre financiero de proyectos.

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JAVIER PRADOS, COPENHAGEN INFRASTRUCTURE PARTNERS (CIP)

Cada mes de retraso regulatorio se traduce en un mes más de retraso en el cierre financiero de los proyectos El segundo riesgo es la complejidad y los plazos del proceso de autorización: obtener los permisos ambientales, urbanísticos y sectoriales puede llevar varios años, lo que introduce incertidumbre en los calendarios de ejecución y encarece el desarrollo. A ello se añaden las distintas administraciones implicadas, tanto a nivel nacional como autonómico y local. Los alcaldes de los municipios en los que se instalan este tipo de instalaciones deben ser escuchados y tomados en consideración, asegurando que los proyectos no solo cumplen con la normativa local, sino que repercuten positivamente en los municipios donde se implantan. Pero esto se traduce, en algunos casos, en que los alcaldes de esos municipios tienen la posibilidad de retrasar muy significativamente, por razones a veces puramente partidistas y sin obedecer a criterios técnicos, proyectos que ya cuentan con todos los permisos necesarios y que han pasado un periodo de exigente tramitación de años. El tercer elemento es la competencia del gas natural a precios bajos: cuando el gas importado es barato, el diferencial de coste del biometano se amplía. Aquí, la respuesta regulatoria —en particular, las cuotas obligatorias— es precisamente el instrumento que podría corregir ese fallo de mercado. Y, finalmente, el riesgo social: los proyectos de gran escala generan debates locales que, si no se gestionan adecuadamente desde el principio, pueden retrasar o bloquear los desarrollos. Es un riesgo real que incorporamos en nuestra evaluación desde la primera fase.

Uno de los proyectos más relevantes de vuestra cartera en España es Cobirgy, en La Sentiu de Sió (Lleida), que prevé procesar alrededor de 500.000

toneladas anuales de residuos orgánicos y ganaderos y producir unos 230 GWh de biometano al año. ¿Qué llevó a CIP a apostar por este proyecto y qué elementos han sido determinantes para alcanzar la decisión final de inversión? No todo el mundo lo conoce y, por eso, nos gusta destacarlo: el origen de este proyecto es muy interesante y constituye una parte clave de su éxito. Cobirgy es un proyecto que nace en la comarca de La Noguera, de la mano de los propios ganaderos, que buscaban una solución para el exceso de purines. Fueron ellos quienes viajaron a Dinamarca para conocer la tecnología que se estaba empleando allí en plantas de biogás y así establecimos el contacto. Los ganaderos identificaron esa necesidad local y construyeron el modelo, mientras que CIP aportó la capacidad de escalarlo y financiarlo con el rigor técnico y financiero que requiere un proyecto de esta envergadura. Lo que nos llevó a comprometernos fue, en primer lugar, la solidez del caso subyacente: La Noguera tiene uno de los índices de carga ganadera más elevados de Cataluña —con todos sus municipios ya designados como zonas vulnerables por nitratos— y una necesidad real de gestión sostenible del purín que no tiene una solución alternativa comparable a la que ofrece Cobirgy. En segundo lugar, la gran cantidad de granjas y de materia disponible en un radio muy reducido: más de 1.000 granjas que nos permiten garantizar que más del 80% de los purines proceden de explotaciones ganaderas situadas en un radio de 15 kilómetros. Esto es clave para la rentabilidad del proyecto, porque nos permite construir una planta de un tamaño considerable, capaz de tratar 500.000 toneladas de residuos anuales, y evitar traer purines de fuera, algo que, además de

La identificación de la necesidad local y la disponibilidad de materia prima son dos condiciones clave para hacer viable un proyecto

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ENTREVISTA

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generar un problema social, no es viable desde el punto de vista financiero para el proyecto. Así que la necesidad local y la disponibilidad de materia prima son las claves para poder desarrollar un proyecto como Cobirgy, con las tecnologías más avanzadas, que evitan olores y nos permitirán contribuir a solucionar parte del problema que tienen los ganaderos y la comarca.

Cobirgy se apoya en un modelo estrechamente vinculado al territorio, con acuerdos con cientos de explotaciones ganaderas y un suministro mayoritariamente procedente del entorno próximo. ¿Hasta qué punto resulta determinante asegurar una cadena de suministro sólida y de largo plazo para garantizar la viabilidad económica y financiera de una planta de estas características? ¿Qué aprendizajes está dejando Cobirgy en este sentido? Es absolutamente determinante. Una planta de biometano es una infraestructura de largo plazo —más de 30 años de vida útil prevista en el caso de Cobirgy— y necesita garantizar el suministro de materia prima durante toda esa vida, no solo durante los primeros años.

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En Cobirgy, hemos trabajado desde el principio para construir esa cadena de suministro con los propios ganaderos. Más de 350 explotaciones tienen ya acuerdos con el proyecto y más del 80% están ubicadas en un radio de 15 kilómetros de la planta. Eso no es solo eficiencia logística, sino también la garantía de que el modelo tiene raíces locales profundas y un alineamiento de intereses real entre la planta y el territorio. El aprendizaje más importante que nos está dejando Cobirgy es que la cadena de suministro no es una condición que se resuelve al final del proceso de desarrollo: es el punto de partida. En CIP desarrollamos los proyectos bajo este principio: si no hay materia prima local, no hay proyecto. Además, para nosotros es clave construir esas relaciones desde el primer día, con acuerdos serios y beneficios reales para los ganaderos, para que el proyecto tenga cimientos sólidos.

Cobirgy va más allá de la producción de gas renovable e incorpora la valorización del digestato, la producción de fertilizantes y mejoradores del suelo, la recuperación de agua y el aprovechamiento de CO₂ biogénico. ¿Qué importancia tiene esta diversificación de productos e ingresos para la competitividad y bancabilidad de los proyectos de biometano?

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JAVIER PRADOS, COPENHAGEN INFRASTRUCTURE PARTNERS (CIP)

La cadena de suministro no es una condición que se resuelve al final del proceso de desarrollo: es el punto de partida. Si no hay materia prima local, no hay proyecto Es un factor diferencial, en línea con el tipo de proyectos a gran escala que desarrollamos desde CIP. Un proyecto que solo vende biometano tiene una única fuente de ingresos expuesta al precio del gas. Pero si, como en el caso de Cobirgy, se produce CO₂ biogénico para uso industrial o proyectos Power-to-X, fertilizantes concentrados de alta calidad agronómica y agua recuperada, la estructura de ingresos puede ser más resiliente. Un proyecto con varias fuentes de ingresos aguanta mejor las tensiones de mercado. En el caso concreto del digestato, la planta incorpora tecnología de tratamiento de última generación que elimina patógenos y produce una fracción fibrosa de alto valor agronómico y fertilizantes líquidos concentrados aptos para uso local o exportación. Eso convierte un residuo —el purín— en varios productos con valor de mercado real. Es la economía circular aplicada a la industria energética y lo que hace que las plantas grandes como Cobirgy sean estructuralmente más competitivas que las instalaciones de menor escala.

Los grandes proyectos de biometano también están encontrando oposición social y territorial en distintas zonas de España, y Cobirgy no ha sido ajeno a este debate. Desde la óptica de un inversor, ¿cómo se incorpora el riesgo social y territorial a la evaluación de una inversión y hasta qué punto puede llegar a condicionar su financiación y desarrollo? El riesgo social es un factor real de inversión y sería un error subestimarlo. Dicho esto, hay que separar la oposición política o ideológica, que desgraciadamente es cada vez más intrínseca a cualquier proyecto renovable de cierto tamaño, independientemente de la tecnología, de los argumentos técnicos objetivos. Las autorizaciones ambientales y urbanísticas ya han sido otorgadas por las administraciones competentes tras un proceso de evaluación riguroso: la planta cumple toda la normativa vigente. El impacto sobre el tráfico es inferior al

3% sobre los niveles actuales —porque más del 80% de los purines provienen de explotaciones situadas a menos de 15 kilómetros— y los sistemas de desodorización industrial que instalamos son los mismos que operan con éxito en plantas de mayor tamaño en el norte de Europa. Desde el punto de vista de la inversión, el riesgo social se gestiona de dos maneras complementarias: en primer lugar, construyendo desde el inicio relaciones de confianza con el territorio —más de 350 ganaderos locales ya son parte del proyecto—; y, en segundo lugar, tomando la Decisión Final de Inversión con una sólida base regulatoria y con los permisos esenciales ya obtenidos, lo que reduce la ventana de exposición a ese riesgo.

CIP está movilizando capital específicamente hacia la bioenergía avanzada a través de sus fondos de inversión. ¿Existe actualmente suficiente capital dispuesto a financiar el crecimiento del biometano en España? El capital existe. El problema no es la escasez de capital, sino la escasez de las condiciones que permiten a ese capital desplegarse con un perfil de riesgo-retorno adecuado. CIP está movilizando recursos específicamente hacia la bioenergía avanzada a través de nuestro fondo Advanced Bioenergy Fund (ABF I) y estamos ultimando el lanzamiento de ABF II, con un tamaño objetivo de 1.500 millones de euros para la siguiente fase de expansión de la infraestructura de biogás y biometano en Europa. Esperamos que este nuevo fondo nos permita incrementar nuestra presencia en España. El fondo ha logrado reunir ya una amplia combinación de capital público y privado, reflejando la fuerte demanda de inversores institucionales y apoyando el objetivo de la UE de consolidar un mercado de capitales más robusto e integrado. Y no somos los únicos: hay capital institucional europeo — fondos de infraestructuras, fondos de pensiones, bancos de desarrollo— interesado en el sector del biometano en España.

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Lo que frena ese capital no es tanto la falta de apetito inversor como la falta de señales de demanda regulada y previsible que permitan estructurar financiación a largo plazo. Cuando el Real Decreto de cuotas esté aprobado y en vigor, esperamos ver un flujo de inversión significativo hacia el sector. El biometano tiene la ventaja de ser una tecnología probada, con proyectos de referencia en funcionamiento en Europa, y de poder aprovechar la red de gas existente sin necesidad de grandes nuevas infraestructuras. En principio, eso lo hace mucho más atractivo para el capital institucional que otras tecnologías verdes emergentes.

El capital para impulsar el biometano existe; lo que falta son condiciones que permitan desplegarlo con un perfil de riesgo-retorno adecuado

¿Qué tendría que cambiar —desde el marco regulatorio hasta las señales de demanda o los mecanismos de apoyo— para acelerar la llegada de inversión privada y permitir que el sector gane escala? En nuestra opinión, hay tres palancas fundamentales. La primera, y más urgente, es la aprobación definitiva del Real Decreto de cuotas obligatorias de biometano. Cada mes de demora es un mes menos de visibilidad para los financiadores y un mes más de retraso en los cierres financieros de los proyectos que están hoy en desarrollo. La segunda es la aceleración y simplificación de los plazos de autorización: España necesita un proceso administrativo más ágil para proyectos de energías renovables y biometano, con criterios claros para la evaluación ambiental y plazos máximos exigibles. No se trata de eliminar garantías; se trata de que el proceso funcione con la eficiencia que el momento exige. Y la tercera es el Sello de Excelencia Social, Territorial y Ambiental, que puede convertirse en un instrumento que distinga los proyectos bien diseñados —con impacto local real y probado— de los que no lo son. Eso beneficia al sector en su conjunto y mejora la percepción social de los proyectos, aunque sería necesario que hubiera una contrapartida clara una vez obtenido el sello de excelencia, traducida, por ejemplo, en una aceleración de las licencias municipales.

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JAVIER PRADOS, COPENHAGEN INFRASTRUCTURE PARTNERS (CIP)

El biometano aporta un triple valor —energético, climático y territorial—: seguridad de suministro, descarbonización y economía circular. Esto lo convierte en una pieza estratégica para la transición energética española

Mirando hacia finales de esta década y más allá, ¿qué perspectivas tenéis para el desarrollo del biometano en España y qué papel puede llegar a desempeñar dentro del sistema energético y la descarbonización? Las perspectivas son muy positivas, siempre que España actúe con rapidez y ambición. El potencial teórico de 133 TWh es el más alto de Europa, muy por encima del de Alemania, Francia o Italia. El PNIEC establece un objetivo de 20 TWh para 2030, que las estimaciones del propio sector ya amplían hasta los 22 TWh. Si se mantiene el ritmo actual de desarrollo —que ha supuesto doblar el número de plantas operativas entre 2024 y 2025— y el marco regulatorio se consolida con la aprobación del Real Decreto, España puede cerrar rápidamente la brecha con los países líderes del sector. El papel del biometano en el sistema energético y la descarbonización es triple. Primero, seguridad de suministro: reduce la dependencia del gas importado mediante una fuente local, almacenable e inyectable en la red existente, sin necesidad de construir nueva infraestructura de distribución. Segundo, descarbonización sectorial: el biometano puede descarbonizar segmentos del consumo de gas —industria, calor residencial— que son difíciles o muy costosos de electrificar directamente. Y tercero, economía circular: gestiona residuos ganaderos y orgánicos que, de otro modo, generan emisiones de metano fugitivo y contaminación de acuíferos, y los convierte en energía y fertilizantes. Ese triple valor —energético, climático y territorial— es lo que hace del biometano una pieza estratégica para la transición energética española y lo que seguirá atrayendo inversión institucional de largo plazo como la de CIP.

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TECNOLOGÍA I BIANNA

TEREX-ECOTEC TDS 815: VERSATILIDAD Y MÁXIMO RENDIMIENTO EN TRITURACIÓN La revolución compacta de doble eje para el procesamiento inteligente de residuos.

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n el sector del tratamiento de residuos, la eficiencia, la adaptabilidad y la fiabilidad operativa no son solo objetivos, sino exigencias fundamentales para mantener la rentabilidad. Consciente de este reto, Bianna, como distribuidor exclusivo para España y Portugal de toda la gama de productos TEREX-ECOTEC, presenta la trituradora compacta de baja velocidad TDS 815. Esta solución de vanguardia está diseñada específicamente para optimizar los costes de producción en las aplicaciones más exigentes. Lo que verdaderamente distingue a la TDS 815 es su extraordinaria flexibilidad mecánica. Equipada con una unidad de trituración de doble eje de 1,5 metros, permite a los operarios configurar programas personalizados y alternar entre ejes sincronizados o indepen-

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dientes. Esta capacidad única garantiza una adaptación idónea a la densidad y estructura de cada material, asegurando una reducción óptima del volumen y un flujo constante de producción. Su robusto diseño incorpora un bastidor inferior sobre orugas con módulos atornillables, facilitando versiones tanto autopropulsadas como compatibles con sistemas de gancho (hooklift). Gracias a un sistema hidráulico inteligente con detección de carga y controles intuitivos, la TDS 815 procesa con excelencia una amplia gama de materiales: residuos de contenedores, voluminosos, domésticos (RSU), industriales, RCD, madera, restos vegetales e incluso asfalto. Con un mantenimiento simplificado mediante sus tres tipos de ejes de cambio rápido, la TDS 815 es un activo inestimable para transformar los desa-

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fíos del reciclaje en un rendimiento altamente eficiente. Especificaciones Técnicas Destacadas: • Motorizaciones: CAT C4.4 140 kW (Stage V) / Volvo TAD583VE 175 kW (Stage V) (Opciones Stage IIIA disponibles). • Peso operativo: 16.500 kg (según configuración). • Dimensiones: Ancho de 2,5 m | Altura de 3,9 m. • Tecnología avanzada: Telemetría T-Link integrada para monitorización remota. Hay equipo disponible para demostraciones. Además, cuentan con financiación propia disponible a través de Bianna Renting Services

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BIANNA www.bianna.com/partners/ecotec/

ECOMONDO I EVENTOS

EL FUTURO DEL AGUA EN ECOMONDO 2026 Del 3 al 6 de noviembre, en el recinto ferial de Rímini (Italia), el evento de Italian Exhibition Group dedicado a la transición ecológica refuerza el sector vertical centrado en la Blue Economy y gestión sostenible de los recursos hídricos.

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l agua es un recurso estratégico para la seguridad, la competitividad y la resiliencia de Europa. El aumento del estrés hídrico, agravado por el cambio climático, amenaza la continuidad de la producción y eleva los costes. Además, se estima que para 2030 la demanda mundial de agua superará en un 40 % los recursos disponibles. Por ello, con la Estrategia para la Resiliencia Hídrica, la UE se ha fijado el objetivo de restaurar y proteger el ciclo del agua, mejorar la eficiencia en un 10 % para 2030 y reducir las pérdidas mediante la modernización de las infraestructuras.

España figura entre los países más comprometidos en este ámbito gracias a su experiencia en la reutilización de aguas depuradas y a las inversiones previstas en el Plan de Recuperación y en la planificación hidrológica nacional. La gestión del agua será uno de los ejes de Ecomondo 2026, evento organizado por Italian Exhibition Group del 3 al 6 de noviembre en el recinto ferial de Rímini (Italia), consolidándose como escaparate internacional de la economía circular. El área Water Cycle & Blue Economy ofrecerá una visión integrada de todo el ciclo del agua, con soluciones para el

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tratamiento y la reutilización de aguas residuales, la monitorización inteligente de redes, la digitalización de los servicios hídricos, las tecnologías trenchless —en el Trenchless District, en colaboración con la IATT - Asociación Italiana de Tecnologías sin Zanjas— y el mantenimiento de infraestructuras. También favorecerá las sinergias y la colaboración entre los distintos actores del sector.

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ECOMONDO www.ecomondo.com

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EL AGUA QUE DEVUELVE ENERGÍA LAS EDAR AVANZAN HACIA UN MODELO CAPAZ DE PRODUCIR ELECTRICIDAD, CALOR Y BIOMETANO A PARTIR DE AGUAS RESIDUALES, LODOS Y OTROS RESIDUOS ORGÁNICOS. Águeda García de Durango

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na depuradora consume energía para separar del agua aquello que la contamina. Parte de esa contaminación, la fracción orgánica en concreto, contiene energía capaz de alimentar un proceso de digestión anaerobia y producir biogás. Ese gas, a su vez, puede generar electricidad y calor, y con ello sustituir combustibles fósiles o convertirse en biometano. El agua depurada también puede regenerarse, a la vez que los nutrientes, arenas y otros materiales pueden encontrar nuevos usos. Sobre esta idea se construye la ecofactoría: una instalación que deja de contemplar las aguas residuales solo como un caudal que debe sanearse y empieza a tratarlas como una fuente de recursos. Aquí la energía ocupa el centro del modelo por dos motivos: primero, porque representa uno de los principales costes de la depuración y segundo, desde la aprobación de la Directiva europea 2024/3019, su producción deja de responder solo a la voluntad de cada operador. Europa ha puesto fecha a la neutralidad energética del sector. España dispone de casos que muestran el potencial, pero también sus condicionantes. La escala, la composición de las corrientes, la salida del digestato, la demanda de calor y la distancia entre residuos y plantas de-

ciden si un proyecto funciona o no. Convertir una EDAR o una industria agroalimentaria en productora de energía exige mucho más que poner en funcionamiento un digestor.

DE CONSUMIDOR A PRODUCTOR DE ENERGÍA Un ejemplo de éxito en España es la Ecofactoría Sur de Granada, gestionada por EMASAGRA. En 2025, la planta produjo 6,18 GWh de electricidad, lo que equivale al consumo anual de 2.200 suministros domésticos andaluces, y consumió 4,28 GWh. Gran parte de esa energía se empleó en la propia depuradora; el excedente inyectado en la red, unos 1,6 GWh, corresponde al uso anual de alrededor de 570 hogares. La comparación sirve para situar la magnitud, pero el principal resultado está dentro de la planta. La depuración deja de depender por completo de la electricidad exterior, y pasa a cubrir sus consumos con energía producida a partir del propio proceso. “La principal fuente de energía de la Ecofactoría Sur es el biogás obtenido durante la digestión anaerobia de los lodos”, afirma Isabel Ruiz Maldonado, responsable de sostenibilidad de EMASAGRA. En 2025, la cogeneración con biogás aportó 5,62 GWh eléctricos, más 551.162 kWh que sumó la planta fotovoltaica. Ello sitúa el balance entre

producción y consumo en una autosuficiencia eléctrica del 144,31 %. En este caso, la energía generada explica solo una parte del balance. La otra procede del consumo evitado. La aireación de los reactores biológicos figura entre las operaciones con mayor demanda eléctrica de una EDAR; en Granada se han renovado soplantes, instalado equipos de menor consumo y ajustado el aporte de aire a las necesidades reales del tratamiento. “Producir más energía y reducir la demanda han avanzado de la mano”, señala Ruiz Maldonado. La frase ayuda a entender la diferencia entre una planta con un motor de biogás y una ecofactoría: el resultado no depende de un único equipo, sino de la coordinación entre depuración, digestión, cogeneración, calor, generación solar y control de los consumos. La Ecofactoría Vados, también gestionada por EMASAGRA, muestra que el mismo modelo no ofrece idénticas cifras. En 2025 produjo 2,82 GWh y necesitó 4,45 GWh, incluidos los bombeos. Tras nuevas mejoras, su grado de autosuficiencia ronda el 80 %, según Ruiz Maldonado. Se prevé alcanzar el 100% próximamente y equipararse a Sur, impulsado por iniciativas como Covagua y tras la remodelación integral en 2024. El caudal, la carga orgánica y el diseño de cada planta marcan el resultado. Granada ha incorporado otro ele-

El biogás constituye la principal fuente de energía de la Ecofactoría Sur y Vados y es una pieza esencial de nuestro modelo de autosuficiencia energética. Isabel Ruiz Maldonado, responsable de sostenibilidad de EMASAGRA.

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EL AGUA QUE DEVUELVE ENERGÍA

UNA OBLIGACIÓN QUE CAMBIA LA ESCALA

Cualquier proyecto de planta ha de formar parte de un plan de mejora ambiental de su zona de influencia.

Xavier Flotats, profesor emérito de Ingeniería Ambiental de la Universidad Politécnica de Catalunya - UPC BarcelonaTECH.

mento: la codigestión. La Ecofactoría Sur está autorizada para recibir residuos orgánicos no peligrosos externos, que añade a sus lodos para elevar la carga orgánica y producir más biogás. Esta capacidad permite que una EDAR preste un servicio energético y ambiental a su entorno, pero abre una cuestión que acompañará a todo el desarrollo de las ecofactorías: qué residuos admite la planta, y qué consecuencias tienen sobre el proceso y sus productos finales.

La Ecofactoría Sur ilustra lo que la Directiva (UE) 2024/3019 demanda: la neutralidad energética como objetivo vinculante para las EDAR urbanas que traten una carga mínima de 10.000 habitantes equivalentes. A ello se suma que la energía renovable generada por sus titulares u operadores deberá cubrir, a escala nacional, al menos el 20 % del consumo de estas instalaciones en 2030. La proporción subirá al 40 % en 2035, al 70 % en 2040 y al 100 % en 2042. El cálculo nacional es un matiz clave. La norma no exige que cada depuradora se abastezca por sí sola. Una planta como la de EMASAGRA, capaz de producir más electricidad de la que consume, podrá contribuir a compensar otras infraestructuras donde la escala, el emplazamiento o el tipo de tratamiento limiten la generación. La directiva permite contabilizar energía producida dentro o fuera de las plantas por sus operadores: puede proceder del biogás, la energía solar, la hidráulica, la eólica o la recuperación de calor, pero además añade una cautela: avanzar hacia la neutralidad no puede incrementar las emisiones de metano ni de óxido nitroso. Eso quiere decir que las fugas durante la digestión, el almacenamiento del gas o la gestión del digestato pueden recortar el beneficio climático. Así, el balance debe medir algo más que los kilovatios hora generados. Además, la obligación energética coincidirá con tratamientos más exigentes para retirar nutrientes y microcontaminantes; algunos consumirán más electricidad. El sector tendrá que elevar la calidad del agua mientras reduce su demanda neta de energía. Casos como Granada ofrecen una referencia, pero muchas plantas pequeñas carecen de digestores o no generan suficientes lodos para justificar su construcción.

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Xavier Flotats, profesor emérito de Ingeniería Ambiental de la Universidad Politécnica de Catalunya - UPC BarcelonaTECH, plantea una solución basada en compartir instalaciones: las grandes EDAR pueden digerir sus propios lodos, recibir lodos deshidratados de plantas pequeñas

Hemos observado que una vez cubiertas las necesidades energéticas de la propia planta de biogás, es posible cubrir entre un 35 y el 100% de las necesidades térmicas.

Carlos Pizarro Loaiza, técnico del departamento de Biomasa y Bioenergía de AINIA.

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Ocho cifras para entender el cambio 144,31 %

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2.200 hogares

570 hogares

Consumo anual doméstico equivalente a la electricidad producida por la planta, según el promedio andaluz publicado por la CNMC

Consumo anual equivalente al excedente de electricidad que la planta inyectó en la red

100 %

20 TWh

35-100 %

2-5 años

Objetivo europeo de neutralidad energética para 2045, calculado a escala nacional

Producción anual de biogás prevista por el PNIEC para 2030

Rango de cobertura térmica observado por AINIA en proyectos agroalimentarios

Tiempo que puede requerir la tramitación de algunos proyectos, según AINIA

Autosuficiencia eléctrica de la Ecofactoría Sur en 2025

o incorporar residuos de la industria alimentaria. La condición es que las corrientes recibidas no alteren el tratamiento ni deterioren la calidad de los productos finales. A nivel nacional, el PNIEC 20232030 amplía la perspectiva. España prevé alcanzar una producción anual de 20 TWh de biogás en 2030, casi el doble de los 10,41 TWh planteados en la Hoja de Ruta del Biogás. Para acercarse a esa meta, habrá que movilizar lodos urbanos, aguas y residuos agroalimentarios, deyecciones ganaderas y otras materias orgánicas. La cuestión no es solo cuánto potencial existe, sino qué parte puede aprovecharse con un balance favorable.

LA MATERIA PRIMA DECIDE Las aguas residuales de la industria alimentaria presentan una oportunidad distinta a la de los lodos urbanos. Pueden contener azúcares, grasas, proteínas y otros compuestos biode-

UNA ECOFACTORÍA ES UNA INSTALACIÓN QUE DEJA DE CONTEMPLAR LAS AGUAS RESIDUALES SOLO COMO UN CAUDAL QUE DEBE SANEARSE Y EMPIEZA A TRATARLAS COMO UNA FUENTE DE RECURSOS gradables. En una depuración aerobia, retirar esa carga exige aportar oxígeno mediante equipos eléctricos, mientras que un tratamiento anaerobio evita buena parte de esa aireación y convierte la materia orgánica en biogás. Muchas fábricas necesitan también vapor o agua caliente durante buena parte del año. El gas puede consumirse cerca de su lugar de producción y sustituir combustible fósil sin construir una red de transporte. Esta coincidencia entre residuo y demanda térmica hace

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20 %

Primer objetivo europeo de cobertura renovable para las EDAR en 2030

que la industria agroalimentaria sea uno de los ámbitos con mayor interés. Pero una elevada carga orgánica no garantiza un buen proyecto. Carlos Pizarro Loaiza, técnico del departamento de Biomasa y Bioenergía de AINIA, aclara que el potencial específico de biometanización no basta para valorar una corriente. Para conocer la energía que aportará una materia prima, debe calcularse el volumen de metano obtenido por tonelada de agua residual o subproducto. Una corriente puede ofrecer un buen rendimiento sobre su fracción orgánica y estar tan diluida que produzca poco gas por tonelada. Otra puede concentrar mucha energía, pero contener grasas, nitrógeno amoniacal, sales o polifenoles capaces de inhibir a los microorganismos. “El éxito de la codigestión consiste en encontrar una mezcla equilibrada”, indica Pizarro. Flotats coincide en el valor de combinar materias. Algunos residuos alimentarios necesitan los nutrientes y

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la alcalinidad que pueden aportar los lodos o las deyecciones ganaderas. La mezcla puede mejorar el proceso biológico y el balance energético. No obstante, advierte de que la codigestión no debe servir para introducir residuos contaminados que después comprometan el uso agrario del digestato. La experiencia de EMASAGRA ilustra esa necesidad de selección. Ruiz Maldonado precisa que la entrada de sustratos externos requiere instalaciones autorizadas y un control compatible con los digestores existentes. Algunos residuos viscosos o irregulares pueden dañar los sistemas de agitación o elevar los costes de mantenimiento. El tipo de materia también determi-

LAS AGUAS RESIDUALES DE LA INDUSTRIA ALIMENTARIA PRESENTAN UNA OPORTUNIDAD DISTINTA A LA DE LOS LODOS URBANOS. PUEDEN CONTENER AZÚCARES, GRASAS, PROTEÍNAS Y OTROS COMPUESTOS BIODEGRADABLES na la tecnología. Los residuos sólidos agroalimentarios y las deyecciones suelen tratarse en digestores de mezcla completa o sistemas de digestión

seca., y las aguas residuales de alta carga admiten reactores capaces de trabajar con mayores velocidades de carga orgánica. No siempre es posible incorporar sólidos, fibras o grasas a una planta diseñada para tratar corrientes líquidas. Los resultados energéticos presentan una horquilla amplia. En los proyectos estudiados por AINIA, el biogás puede cubrir entre el 35 % y el 100 % de la demanda térmica de una industria una vez atendidos los consumos de la propia planta. Con cogeneración, puede aportar entre el 40 % y el 100 % de la electricidad. El aprovechamiento del calor puede llegar al 100 % cuando la fábrica demanda agua a 70 u 80 grados.

Cinco preguntas antes de instalar un digestor La presencia de materia orgánica no garantiza que un agua residual o un subproducto sea apto para producir biogás. Carlos Pizarro Loaiza, técnico del departamento de Biomasa y Bioenergía de AINIA, señala cinco aspectos que deben estudiarse antes de proyectar una planta

¿Cuánto metano produce cada tonelada?

¿Contiene compuestos inhibidores?

¿Conviene mezclar varias corrientes?

El potencial de biometanización de la fracción orgánica no basta. Una corriente puede ofrecer un buen rendimiento en laboratorio y estar tan diluida que genere poco metano por tonelada tratada. Para valorar su interés energético hay que considerar también la concentración de materia seca y orgánica.

Las grasas, el nitrógeno amoniacal, una conductividad elevada o ciertos polifenoles pueden frenar la digestión. Un residuo con mucho potencial energético no siempre puede tratarse por sí solo.

La codigestión puede aportar humedad, nutrientes y materia orgánica en proporciones más adecuadas. AINIA recomienda buscar mezclas con un contenido de materia orgánica superior al 70 % sobre base seca, suficiente potencial de metano y concentraciones de inhibidores compatibles con el proceso.

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¿Existe un uso estable para la energía?

¿Qué ocurrirá con el digerido?

El biogás puede cubrir entre el 35 % y el 100 % de la demanda térmica en los proyectos estudiados por AINIA. El resultado depende de la temperatura requerida, las horas de consumo y la regularidad de la actividad industrial.

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Su destino debe resolverse antes de construir la planta. La aplicación agraria resulta más sencilla en un entorno rural que en un polígono sin terrenos próximos. El transporte y el tratamiento del digerido pueden condicionar todo el balance económico.

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Ecofactoría Sur Foto: EMASAGRA

Estas cifras no son extrapolables sin estudiar cada instalación. La estacionalidad, las horas de consumo, la temperatura requerida y la concentración de los vertidos cambian de una industria a otra. Una fábrica que produce residuos durante una campaña corta plantea un problema distinto al de otra con actividad estable. La escala también condiciona la salida energética. Pizarro sitúa las unidades pequeñas de cogeneración en torno a 25 o 50 kW eléctricos. Para algunas pymes, esa potencia puede superar lo que permiten producir sus residuos. Las calderas ofrecen tamaños más diversos y pueden aprovechar volúmenes menores de gas cuando existe demanda térmica. A estas barreras se suman los permisos: AINIA estima que algunos procesos pueden tardar entre dos y cinco años en completar su tramitación.

El plazo afecta a cualquier promotor, pero una pyme dispone de menos capacidad para mantener una inversión parada. Los estudios previos y los ensayos de potencial de metano son una defensa frente a plantas sobredimensionadas o alimentadas con materias que solo existían sobre el papel.

LOS ESTUDIOS PREVIOS Y LOS ENSAYOS DE POTENCIAL DE METANO SON UNA DEFENSA FRENTE A PLANTAS SOBREDIMENSIONADAS O ALIMENTADAS CON MATERIAS QUE SOLO EXISTÍAN SOBRE EL PAPEL ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

ELEGIR ENTRE CALOR, ELECTRICIDAD Y BIOMETANO Una vez producido el biogás, hay que decidir qué uso aporta más valor. La respuesta no tiene por qué ser el biometano: el consumo directo en caldera, la cogeneración y la inyección en la red responden a situaciones distintas. La caldera encaja cuando existe una demanda térmica cercana y estable. Una industria alimentaria puede consumir el gas para generar agua caliente o vapor, y esa ruta requiere menos equipos que la cogeneración o el tratamiento para obtener biometano. Por otro lado, pierde interés cuando el calor solo se necesita durante una parte del año. La cogeneración, por su parte, produce electricidad y calor. En una EDAR, la electricidad alimenta la aireación, los bombeos y otros equipos,

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REPORTAJE

LA CONEXIÓN ENTRE AGUA Y BIOENERGÍA COBRA SENTIDO CUANDO LAS INSTALACIONES DEJAN DE PLANIFICARSE COMO ISLAS mientras que el calor mantiene los digestores. La Ecofactoría Sur aprovecha esta combinación. Si el calor se desperdicia, el rendimiento global del motor cae aunque la producción eléctrica sea elevada. El biometano exige retirar del biogás el dióxido de carbono, la humedad y otros componentes hasta alcanzar la calidad necesaria para su inyección o uso como combustible. El tratamiento añade consumo e inversión, pero permite llevar la energía hasta un usuario alejado de la planta y aprovechar la capacidad de almacenamiento de la red gasista. Flotats propone escoger la ruta que ofrezca el mejor balance energético y climático después de incluir la operación, el transporte de materias y la gestión del digestato. Una caldera o una cogeneración tienen sentido cuando la energía puede consumirse dentro de la instalación; la inyección gana peso en plantas colectivas que reciben residuos de varios orígenes y no cuentan con una demanda térmica suficiente. La distancia es decisiva, porque muchas de las materias contienen una elevada proporción de agua. Transportarlas lejos puede consumir una parte del beneficio energético. En algunos casos convendrá tratar el efluente dentro de la fábrica; en otros, una planta central podrá recibir lodos deshidratados, residuos concentrados y deyecciones próximas. La decisión tampoco termina en el gas. El destino del digestato forma parte del proyecto. “Un proyecto serio debe incluir desde la agronomía hasta la ingeniería de procesos”, sostiene Flotats. La calidad del material, la superficie agrícola disponible, los nutrientes que contiene y la distancia hasta las 176

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parcelas pueden decidir la viabilidad tanto como la producción de metano.

LA ECOFACTORÍA EMPIEZA FUERA DE LA PLANTA Con todo ello, la conexión entre agua y bioenergía cobra sentido cuando las instalaciones dejan de planificarse como islas. Una EDAR grande puede recibir lodos de depuradoras pequeñas. Una industria alimentaria puede aportar residuos con una elevada carga orgánica y consumir parte del gas. Las explotaciones ganaderas pueden suministrar estiércoles y purines, mientras que las zonas agrícolas cercanas ofrecen una salida para los nutrientes recuperados. No se trata de concentrar cualquier residuo en la planta de mayor tamaño. Cada proyecto necesita un radio de suministro, un control de entradas y una salida segura para el digestato. También debe demostrar que la energía obtenida compensa los consumos de transporte y tratamiento. En el ámbito ganadero, Flotats defiende que la planta debe integrarse en una estrategia previa de gestión de nutrientes y reducción de emisiones. Si el biogás reduce el coste total de manejar estiércoles y purines, la energía aporta valor. Si el proyecto solo busca ingresos y no mejora la fertilización ni los indicadores ambientales, pierde su razón de ser. La misma prueba sirve para las EDAR y las industrias. Una planta que produce electricidad, pero aumenta las fugas de metano o genera un digestato sin destino, no ha cerrado el círculo. Tampoco lo ha hecho una instalación que necesita transportar grandes cantidades de agua para mantener lleno el digestor.

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Isabel Ruiz Maldonado resume las condiciones que han permitido avanzar en Granada: digestión anaerobia, reducción del consumo, aprovechamiento del calor, control del proceso, autorización para recibir residuos externos y combinación de varias fuentes renovables. No todas las plantas podrán reproducir ese esquema, pero sí pueden aportar a un sistema compartido. Europa ha fijado el calendario energético y el PNIEC ha elevado la ambición española para el biogás; el siguiente paso será conectar las fuentes de materia orgánica con las demandas energéticas y agrarias de cada territorio. Habrá plantas que produzcan electricidad, otras que alimenten calderas y otras que inyecten biometano. Algunas EDAR pequeñas enviarán sus lodos a centros de mayor tamaño en lugar de construir digestores propios.

EL RECURSO SE ENCUENTRA DENTRO DEL AGUA RESIDUAL, PERO SU VALOR SOLO APARECE CUANDO LA PLANTA SE CONECTA CON EL TERRITORIO QUE LA RODEA La ecofactoría no se define por producir el mayor volumen de gas. Su éxito depende de cuánta energía fósil sustituye, qué emisiones evita, qué coste de tratamiento reduce y qué destino encuentran el agua y los nutrientes. El recurso se encuentra dentro del agua residual, pero su valor solo aparece cuando la planta se conecta con el territorio que la rodea.

EL AGUA QUE DEVUELVE ENERGÍA

No podemos esperar que la legislación resuelva la falta de colaboración, los proyectos mal planteados o una mala gestión de los residuos

Xavier Flotats PROFESOR EMÉRITO DE INGENIERÍA AMBIENTAL DE LA UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE CATALUNYA - UPC BARCELONATECH

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l experto sitúa el debate sobre el biogás más allá de la tecnología: la viabilidad de una planta depende de cómo se gestionen los nutrientes, las emisiones y los residuos en su entorno. Reclama además planificación, colaboración y compromiso para evitar proyectos desconectados de las necesidades agrarias y ambientales del territorio.

gás o biometano reduce el coste total, producir energía tendrá sentido económico. Si solo se busca un beneficio sin mejorar los indicadores ambientales, la planta no tendrá sentido.

¿Qué objetivos comunes pueden compartir una EDAR, una industria alimentaria y una agrupación de granjas?

Los lodos de EDAR urbanas o de algunas industrias alimentarias pueden contener metales pesados o contaminantes orgánicos persistentes. No sucede en todos los casos, pero la normativa europea no los contempla, por el principio de precaución, para producir fertilizantes UE. La codigestión con lodos es posible y también el uso agrícola del digestato cuando cumple los requisitos, pero no puede comercializarse hoy con la etiqueta de fertilizante UE.

Son tres mundos diferentes, para los que hay que encontrar un lenguaje y unos objetivos comunes. El primero es la gestión de nutrientes y la reducción de la contaminación; el segundo, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y otros gases contaminantes; el tercero es la composición de los materiales, que afecta a la digestión. Los lodos o las deyecciones pueden aportar elementos que necesitan algunos residuos de la industria alimentaria. Aquí entra la codigestión.

¿Qué lugar debe ocupar la energía en un proyecto ganadero? Lo principal es que los ganaderos vean la necesidad de agruparse y se impliquen para ordenar la gestión de sus estiércoles y purines y mejorar la fertilización, no solo para producir energía. Esa gestión tendrá un coste. Si añadir una planta de bio-

¿Qué límites presentan los lodos como fuente de nutrientes?

¿Qué necesita España para evitar plantas mal dimensionadas? En 2020, escribí en RETEMA sobre cuatro palabras: planificar, colaborar, aprender y querer. Ahora añado compromiso para diseñar planes y cumplirlos. La tecnología existe o puede desarrollarse. La regulación establece las reglas, pero antes hay que saber a qué se juega. No podemos esperar que un BOE resuelva la falta de colaboración, los proyectos mal planteados o una mala gestión de los residuos. Los incentivos y las normas vienen después.

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Luis Navedo PRESIDENTE DE LA ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE BIOGÁS (AEBIG)

El desarrollo del biogás y el biometano es economía circular plena

Águeda García de Durango

TEMAS: BIOGÁS, BIOMETANO, ECONOMÍA CIRCULAR, DESCARBONIZACIÓN

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LUIS NAVEDO, ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE BIOGÁS

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spaña cuenta con abundantes residuos orgánicos, una extensa red gasista y un notable potencial para producir biogás y biometano. Sin embargo, el despliegue de estas tecnologías aún está lejos de las cotas previstas para 2030. A comienzos de 2026, el país disponía de 23 plantas de biometano y una capacidad cercana a 1,4 TWh anuales, frente al objetivo de 20 TWh de biogás fijado en el PNIEC. La tramitación administrativa, la conexión a la red, la financiación, el acceso a los insumos, la comercialización del gas y el respaldo social condicionan el paso de los proyectos a su fase operativa. Sobre el presente y el futuro del sector reflexiona Luis Navedo, presidente de la Asociación Española de Biogás (AEBIG), quien aborda los retos de esta nueva etapa tras la renovación de la Junta Directiva. Navedo analiza el proyecto de Real Decreto de impulso del biometano, que prevé que una proporción mínima del gas vendido o consumido por los sujetos obligados proceda de esta fuente renovable, con una senda que partiría del 0,5 % en 2028 y alcanzaría el 6 % en 2035. También expone las condiciones que, a juicio de la asociación, necesita el mercado para ofrecer certidumbre a promotores, inversores y consumidores. La conversación examina el reparto de los costes de conexión, el tratamiento del flujo inverso y la necesidad de coordinar a las administraciones y a los operadores de la red. Aborda también la oposición que despiertan algunas plantas, el diálogo con los municipios y la aplicación de la Guía de Buenas Prácticas elaborada por AEBIG y el IDAE. La trazabilidad y proximidad de los insumos, los impactos ligados a su transporte y la gestión del digerido completan una entrevista que plantea cómo convertir el potencial español en plantas operativas sin perder de vista la protección ambiental, el arraigo territorial y el interés general.

AEBIG ha iniciado este año una nueva etapa con la renovación de su Junta Directiva. ¿Qué balance hace del desarrollo del biogás y el biometano en España y qué cambios quiere imprimir a la asociación durante su mandato? La renovación de la Junta Directiva representa una oportunidad para dar continuidad al trabajo realizado por la asociación y adaptarla a una nueva etapa marcada por el crecimiento y la consolidación del sector. En los últimos años, el biogás y el biometano han adquirido un protagonismo creciente dentro de la transición ecológica y energética, y de la economía circular. España cuenta con un elevado potencial para su desarrollo, aunque todavía existe un amplio margen para aprovechar plenamente los residuos orgánicos disponibles y avanzar al ritmo de los países europeos más desarrollados.

En los últimos años, el biogás y el biometano han adquirido un protagonismo creciente dentro de la transición ecológica y energética, y de la economía circular

En este contexto, uno de nuestros principales objetivos es fortalecer AEBIG desde el punto de vista organizativo, profesionalizando su estructura, modernizando su funcionamiento y dotándola de los recursos necesarios para responder a las necesidades de un sector cada vez más amplio, diverso y exigente. Asimismo, queremos reforzar la colaboración entre los distintos agentes vinculados al biogás y al biometano, favoreciendo espacios de diálogo y coordinación que permitan trasladar una visión compartida sobre el papel que estas tecnologías pueden desempeñar en España. Estamos convencidos de que el desarrollo del sector debe entenderse como una oportunidad para contribuir a la descarbonización, mejorar la gestión de los residuos orgánicos, reforzar la seguridad alimentaria y energética, impulsar la competitividad y generar nuevas oportunidades para el medio rural. Desde AEBIG seguiremos trabajando para representar al conjunto del sector, promover el conocimiento técnico y favorecer un desarrollo ordenado, sostenible y basado en la colaboración entre todos los agentes implicados.

A comienzos de 2026, España contaba con 23 plantas de biometano y una capacidad próxima a 1,4 TWh anuales, mientras que el PNIEC fija un objetivo de 20 TWh de biogás para 2030. ¿Cree que es una meta alcanzable? ¿Qué parte de la cartera de proyectos anunciada considera realmente madura y ejecutable? Para poder alcanzarlo será necesario mantener un ritmo sostenido de desarrollo en los próximos años, apoyado en un entorno regulatorio predecible, seguridad jurídica, una tramitación administrativa ágil y una adecuada coordinación entre las distintas administraciones. El potencial existe y el interés por estas tecnologías continúa creciendo, pero hay que seguir generando las condiciones que permitan transformar ese potencial en nuevas instalaciones en funcionamiento.

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En cuanto a la cartera de proyectos anunciada, AEBIG no realiza valoraciones sobre iniciativas concretas ni sobre su grado de madurez, viabilidad o calendario de ejecución. Como asociación, nuestra función es defender y representar los intereses generales del sector y contribuir a crear un entorno que favorezca su desarrollo, no analizar o respaldar proyectos individuales. Desde esa perspectiva, lo verdaderamente relevante es que exista un marco que permita que aquellos proyectos que cumplan la normativa aplicable puedan desarrollarse en condiciones de certidumbre, transparencia y seguridad jurídica. La prioridad debe ser consolidar un entorno que facilite un crecimiento ordenado y sostenible del sector, aprovechando el potencial del biogás y el biometano en beneficio del interés general.

En España existe un amplio margen para aprovechar plenamente los residuos orgánicos disponibles y avanzar al ritmo de los países europeos más desarrollados

El proyecto de Real Decreto de impulso del biometano propone que una parte mínima del gas natural y del gas natural licuado vendido o consumido por los sujetos obligados proceda del biometano. Esta cuota aumentaría progresivamente desde el 0,5 % en 2028 hasta el 6 % en 2035. ¿Es una señal suficiente para movilizar inversión? ¿Qué porcentaje y calendario habría defendido AEBIG? Valoramos positivamente que el proyecto de Real Decreto incorpore un sistema de cuotas de consumo, ya que responde a una de las principales demandas que el sector viene planteando desde hace años y constituye una señal positiva para el desarrollo del mercado. No obstante, entendemos que este instrumento, por sí solo, no garantizará el despliegue del biometano si no se acompaña de un conjunto de medidas que favorezcan el desarrollo efectivo de nueva capacidad de producción en España. Ese ha sido precisamente el planteamiento trasladado por AEBIG en las alegaciones presentadas al texto. El biometano

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puede desempeñar un papel relevante en la descarbonización, la valorización de los residuos orgánicos, la seguridad energética y el desarrollo rural, pero para aprovechar plenamente ese potencial resulta necesario disponer de un marco que combine una señal de demanda con medidas que aporten certidumbre a la inversión, faciliten la tramitación administrativa, mejoren el acceso a las infraestructuras y favorezcan el desarrollo de la producción nacional. Desde el sector consideramos prioritario que el sistema de cuotas ofrezca una senda predecible, estable y con visión de largo plazo, acompañada de mecanismos de seguimiento y revisión basados en criterios objetivos. Lo verdaderamente importante es que el conjunto del marco regulatorio permita consolidar un mercado competitivo, generar confianza y crear las condiciones necesarias para que España pueda desarrollar el potencial del biometano de forma ordenada y sostenible.

El sector reclama desde hace años estabilidad regulatoria e incentivos específicos. ¿Qué mecanismo considera más eficaz (cuotas, ayudas a la inversión, apoyo a la producción o contratos a largo plazo), y cómo debería diseñarse para no trasladar costes desproporcionados al consumidor ni generar rentas injustificadas? La experiencia de los países europeos con mayor desarrollo del biometano demuestra que no existe un único instrumento capaz de impulsar el sector por sí solo. Los modelos que han obtenido mejores resultados combinan diferentes herramientas, adaptadas a la realidad de cada mercado y con una evolución progresiva a medida que el sector madura. Desde AEBIG consideramos que el debate no debe centrarse tanto en identificar un mecanismo concreto como en disponer de un marco de actuación coherente, predecible y estable que aporte confianza a todos los agentes. Las cuotas de consumo pueden desempeñar un papel relevante como señal de demanda, pero deben integrarse en un conjunto de medidas que favorezcan también el desarrollo de la oferta, facilitando la inversión, la tramitación administrativa, el acceso a las infraestructuras y unas condiciones que permitan el crecimiento ordenado del mercado. Del mismo modo, cualquier instrumento de apoyo debe diseñarse con criterios de eficiencia, proporcionalidad y transparencia, buscando un equilibrio entre el impulso a la transición energética, la competitividad de la economía y la protección de los consumidores. El objetivo no debe ser favorecer un mecanismo frente a otro, sino disponer de un marco que permita desarrollar el potencial del biogás y el biometano de forma sostenible y eficiente. Desde la Asociación Española de Biogás defendemos un en-

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LUIS NAVEDO, ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE BIOGÁS

La prioridad debe ser consolidar un entorno que facilite un crecimiento ordenado y sostenible del sector, aprovechando el potencial del biogás y el biometano en beneficio del interés general foque equilibrado que combine medidas orientadas tanto a la demanda como a la producción, proporcionando la certidumbre necesaria para favorecer la inversión y consolidar un mercado competitivo alineado con los objetivos energéticos y climáticos de España y los marcado, también, por Europa.

Más allá de los incentivos, ¿cuál es hoy el principal obstáculo para que un proyecto viable culmine su desarrollo y entre en operación: la tramitación administrativa, la conexión a la red, la disponibilidad de insumos, la financiación, la comercialización del gas o la licencia social? ¿Qué medidas permitirían superar estos obstáculos? El desarrollo de una planta de biogás o biometano es el resultado de un proceso en el que intervienen múltiples factores. Por ello, resulta difícil identificar una única barrera común a todos los proyectos, ya que las necesidades y condicionantes pueden variar en función de su ubicación, sus características técnicas y el contexto en el que se desarrollan. Desde AEBIG consideramos que el principal reto consiste en que todos los elementos que condicionan el desarrollo del sector evolucionen de forma coordinada. Un entorno regulatorio predecible, una tramitación administrativa ágil, seguridad jurídica, unas condiciones adecuadas de acceso a las infraestructuras, mecanismos que faciliten la financiación y un mercado que favorezca la comercialización del biometano

forman parte de un mismo ecosistema y deben avanzar de manera acompasada. A ello se suma un aspecto igualmente relevante: la integración de los proyectos en el territorio. La información transparente, el diálogo con los distintos agentes y una comunicación basada en criterios técnicos contribuyen a generar confianza y a facilitar un mejor conocimiento de estas instalaciones y de los beneficios ambientales, energéticos y socioeconómicos que pueden aportar cuando se desarrollan conforme a la normativa y a las mejores prácticas. Más que buscar una solución aislada para cada reto, es fundamental alcanzar un enfoque integral que reduzca incertidumbres, elimine barreras innecesarias y favorezca un desarrollo ordenado, eficiente y sostenible del sector.

La conexión a la red sigue siendo determinante para numerosos proyectos. ¿Cómo valora AEBIG las propuestas sobre líneas directas y flujo inverso? ¿Cómo deberían repartirse los costes entre promotores y operadores de red para evitar que la ubicación condicione injustamente la viabilidad de las plantas? La conexión a la red constituye uno de los aspectos clave para el desarrollo de una parte importante de los proyectos de biometano. En la actualidad, los promotores asumen la totalidad de los costes asociados a la conexión, tanto si la inyec-

Consideramos prioritario que el sistema de cuotas ofrezca una senda predecible, estable y con visión de largo plazo, acompañada de mecanismos de seguimiento y revisión basados en criterios objetivos ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

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ción se realiza en la red de distribución como en la de transporte, que exige mayores requisitos técnicos por tratarse de una infraestructura estratégica para garantizar la calidad y la seguridad del suministro. A este escenario se añade el reto del flujo inverso. En aquellos casos en los que la producción de biometano supera el consumo local, resulta necesario transportar ese gas hacia niveles superiores de la red, lo que puede requerir inversiones adicionales que, en el modelo actual, recaen en su totalidad sobre los promotores. Desde AEBIG mantenemos un diálogo permanente con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), Enagás y el resto de agentes implicados para analizar posibles soluciones que faciliten la integración del biometano en las infraestructuras gasistas y permitan avanzar hacia un modelo de reparto de costes equilibrado y adaptado a la realidad del sistema. La experiencia de otros países europeos demuestra que existen diferentes fórmulas para abordar estas cuestiones. Más

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que trasladar un modelo concreto, consideramos útil analizar esas experiencias para identificar aquellas soluciones que mejor puedan responder a las características del sistema gasista español. El objetivo es que las condiciones de acceso y conexión no constituyan un factor limitante para el desarrollo del sector. Para ello, resulta fundamental disponer de criterios claros, transparentes y estables, abordar adecuadamente el tratamiento del flujo inverso -incluido el reconocimiento de los costes de operación y mantenimiento cuando proceda- y seguir avanzando en un marco que proporcione seguridad jurídica y favorezca un crecimiento ordenado y eficiente del biometano en España.

AEBIG ha señalado la contestación social como uno de los grandes desafíos del sector. Sin embargo, muchas plataformas locales plantean inquietudes concretas sobre olores, tráfico, emisiones, consumo de residuos o concentración de instalaciones. ¿Qué parte de esa oposición responde a una falta de

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Es importante que el marco regulatorio consolide un mercado competitivo, genere confianza y cree las condiciones para que España desarrolle el potencial del biometano de forma ordenada y sostenible

información y qué parte obliga al propio sector a revisar sus proyectos? El desarrollo de cualquier infraestructura vinculada a la transición energética requiere un diálogo abierto, transparente y continuo con el territorio. En el caso del biogás y el biometano, la información rigurosa, la participación y la comunicación son elementos esenciales para generar confianza y favorecer un conocimiento objetivo de estas instalaciones. No corresponde a AEBIG valorar las circunstancias de proyectos concretos ni interpretar las razones que puedan existir en cada territorio. Cada iniciativa presenta unas características propias y debe analizarse de manera individual, de acuerdo con la normativa aplicable y con los procedimientos de evaluación y autorización que corresponden a las administraciones competentes. Lo que sí consideramos es que muchas de las inquietudes que pueden surgir encuentran una mejor respuesta cuando existe información objetiva, basada en criterios técnicos, y un diálogo temprano y constructivo entre los distintos agentes implicados. Del mismo modo, el sector debe seguir avanzando en la aplicación de las mejores prácticas, la transparencia y la mejora continua, favoreciendo una adecuada integración de los proyectos en el territorio. La Asociación defiende un desarrollo responsable del biogás y el biometano, compatible con la protección del medio ambiente, el bienestar de las personas y el desarrollo de los territorios. Ese equilibrio es el que permitirá consolidar un sector que genere confianza y aporte valor ambiental, social y económico a largo plazo.

La Guía de Buenas Prácticas elaborada por el IDAE y AEBIG promueve transparencia, participación y beneficios locales. ¿Deberían algunos de esos

principios convertirse en requisitos obligatorios? ¿Estaría AEBIG dispuesta a establecer criterios de exclusión o retirar su respaldo a proyectos que no los cumplan? Esta guía tiene como finalidad servir de referencia para favorecer una implantación adecuada de estas instalaciones, promoviendo su integración en el territorio, la generación de valor para las comunidades locales y la aplicación de las mejores prácticas identificadas a partir de la experiencia del sector. Se trata de un documento de carácter técnico y orientativo, concebido para compartir conocimiento y contribuir a la mejora continua. Su objetivo es fomentar aspectos como el diálogo con el territorio, la transparencia, la participación, el compromiso ambiental, la adecuada ubicación de las instalaciones, la gestión eficiente de los residuos y la seguridad en la operación, con el convencimiento de que todos ellos contribuyen a un desarrollo más sólido y sostenible del sector. Del mismo modo, como ya he señalado a lo largo de esta entrevista, AEBIG no evalúa, certifica, avala ni respalda proyectos concretos, por lo que tampoco le corresponde establecer criterios de exclusión sobre iniciativas individuales. Como asociación sectorial, nuestra función es representar los intereses generales del sector, promover el intercambio de conocimiento y favorecer un desarrollo responsable, ordenado y sostenible del biogás y el biometano, siempre dentro del marco competencial que corresponde a las diferentes administraciones públicas.

La experiencia de los países europeos con mayor desarrollo del biometano demuestra que no existe un único instrumento capaz de impulsar el sector por sí solo

¿Qué mecanismos verificables deberían ofrecer las plantas a sus municipios para construir una verdadera licencia social y no limitarse a una estrategia de comunicación? Por ejemplo, datos

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públicos sobre emisiones y olores, control del tráfico, empleo y retornos económicos locales, o procesos de participación que involucren a vecinos y ayuntamientos desde la fase de diseño, antes de que la ubicación y las características principales del proyecto estén cerradas. Desde AEBIG entendemos que la adecuada integración de los proyectos en el territorio constituye un elemento esencial para el desarrollo del sector. El diálogo, la transparencia y una comunicación basada en información rigurosa favorecen la confianza y contribuyen a un mejor conocimiento de estas instalaciones por parte de todos los agentes implicados. Ese es precisamente uno de los principios que inspira la Guía de Buenas Prácticas para la Implantación de Proyectos de Biogás y Biometano, elaborada conjuntamente con el IDAE. La Guía promueve aspectos como el diálogo desde las fases iniciales, la participación, el compromiso con el entorno, la integración ambiental y territorial, la generación de valor para las comunidades locales y la aplicación de las mejores prácticas durante el diseño, la construcción y la operación de las instalaciones. Insisto, una vez más, no corresponde a AEBIG definir las medidas concretas que debe adoptar cada proyecto, ya que estas dependerán de sus características, del marco normativo aplicable y de las circunstancias específicas de cada emplazamiento. Corresponde a los promotores desarrollar sus iniciativas conforme a la normativa vigente y a las condiciones establecidas por las administraciones competentes. La labor de la asociación consiste en promover el intercambio de conocimiento, fomentar las mejores prácticas y contribuir a que el desarrollo del sector se produzca de forma responsable, transparente y sostenible. Estamos convencidos de que un planteamiento basado en el diálogo, el rigor técnico y la colaboración con el territorio favorece proyectos mejor integrados y genera confianza en beneficio del conjunto de la sociedad.

intensiva? ¿Cuál es la postura de AEBIG respecto a los límites de proximidad y sistemas obligatorios de trazabilidad? El desarrollo del biogás y el biometano es economía circular plena al aprovechar de manera eficiente y sostenible los residuos orgánicos disponibles. El valor de estas tecnologías reside precisamente en transformar subproductos y residuos de origen agrícola, ganadero, agroalimentario, industrial o urbano en energía renovable y otros productos de valor, contribuyendo al mismo tiempo a mejorar la gestión de esos residuos. Desde esta perspectiva, AEBIG defiende un desarrollo del sector basado en el aprovechamiento sostenible de las materias primas, el cumplimiento del marco normativo y una planificación que tenga en cuenta las características de cada territorio. La diversidad de residuos disponibles, de modelos de planta y de realidades territoriales hace necesario analizar cada iniciativa en su contexto, evitando planteamientos generales que no reflejen la complejidad del sector. En relación con la proximidad y la trazabilidad, entendemos que ambos son elementos relevantes para favorecer un desarrollo sostenible. La trazabilidad de las materias primas aporta transparencia y confianza, mientras que una planificación logística eficiente contribuye a optimizar el aprovechamiento de los residuos disponibles y a minimizar los impactos asociados a su transporte. Sin embargo, las soluciones concretas deben responder a criterios técnicos, al marco regulatorio aplicable y a las particularidades de cada proyecto. Como asociación sectorial promovemos un desarrollo ordenado, eficiente y sostenible del biogás y el biometano, favoreciendo un marco que permita aprovechar el potencial de estas tecnologías desde una perspectiva ambiental, social y económica, siempre en beneficio del interés general.

La conexión a la red constituye uno de los aspectos clave para el desarrollo de una parte importante de los proyectos de biometano

La disponibilidad sostenible de insumos marcará el tamaño real del mercado. ¿Cómo evitar que el crecimiento del sector incentive cultivos energéticos, transporte de residuos a grandes distancias o una mayor expansión de la ganadería 184

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El digerido se presenta habitualmente como biofertilizante, pero su composición, transporte y aplicación pueden convertirse en un problema en zonas vulnerables a nitratos. ¿Qué condiciones técnicas, controles y mercados deben desarrollarse para que su valorización sea real y no un simple traslado del residuo?

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LUIS NAVEDO, ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE BIOGÁS

El sector debe seguir avanzando en la aplicación de las mejores prácticas, la transparencia y la mejora continua, favoreciendo una adecuada integración de los proyectos en el territorio El digerido constituye uno de los productos resultantes del proceso de digestión anaerobia y representa un elemento esencial dentro del modelo de economía circular asociado al biogás porque cierra el ciclo de nutrientes y reduce la necesidad de insumos químicos importados, con beneficios tanto ambientales como económicos. Su adecuada gestión y valorización permiten aprovechar los nutrientes contenidos en la materia orgánica y contribuir a un uso más eficiente de los residuos, siempre dentro del marco normativo que resulte de aplicación. Precisamente, uno de los principales retos es seguir avanzando en un marco técnico y regulatorio que aporte una mayor claridad, seguridad jurídica y certidumbre sobre las distintas alternativas para su valorización. Se trata de un ámbito en evolución, en el que será necesario continuar trabajando de forma coordinada entre las administraciones públicas, la comunidad científica y técnica y el conjunto del sector. Al mismo tiempo, resulta fundamental seguir impulsando la investigación, la innovación y el desarrollo de soluciones que permitan optimizar la gestión del digerido y favorecer su valorización de acuerdo con las características de cada territorio y con las exigencias ambientales aplicables en cada caso. El objetivo es seguir avanzando hacia un marco que permita aprovechar plenamente su potencial con las debidas garantías técnicas, ambientales y de seguridad jurídica.

Para terminar, de cara a 2030, ¿qué fotografía le gustaría poder hacer del biogás español, y qué

indicador permitirá juzgar si el sector ha cumplido realmente sus promesas? Como sector nos gustaría que, en 2030, el biogás y el biometano se hayan consolidado como tecnologías plenamente integradas en el modelo ecológico, energético y de economía circular de nuestro país, reconocidas por su contribución a la descarbonización, a la gestión sostenible de los residuos orgánicos, a la seguridad alimentaria y energética y al desarrollo económico de los territorios, especialmente del medio rural. Nos gustaría ver un sector maduro, que genere confianza, que favorezca la inversión y que contribuya a reforzar la competitividad, la resiliencia y la autonomía alimentaria y energética de España. Más que un único indicador, creemos que el éxito deberá valorarse desde una perspectiva amplia. Será importante comprobar que España ha sido capaz de aprovechar una parte significativa de su potencial, que dispone de un marco regulatorio estable y predecible, que el desarrollo del sector se ha producido de forma ordenada y sostenible y que el biogás y el biometano han demostrado su capacidad para aportar soluciones a algunos de los principales retos energéticos, ambientales y económicos del país. En definitiva, el mejor indicador será que estas tecnologías se hayan consolidado como una herramienta útil al servicio del interés general, plenamente integrada en la transición energética y la economía circular plena, generando valor para la sociedad, para los territorios y para el tejido productivo.

Un planteamiento basado en el diálogo, el rigor técnico y la colaboración con el territorio favorece proyectos mejor integrados y genera confianza en beneficio del conjunto de la sociedad

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ARTÍCULO

Nuevos conceptos de biorrefinerías para maximizar la producción de biometano a partir de residuos y aguas residuales Raul Muñoz Torre, Raquel Lebrero, Pedro Garcia Encina, Alberto Tena INSTITUTO DE PROCESOS SOSTENIBLES. UNIVERSIDAD DE VALLADOLID I www.isp.uva.es

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as crisis sanitaria y energética mundiales de los últimos seis años, junto con la guerra en curso en Ucrania, la inestabilidad recurrente en Oriente Medio y las recientes presiones ejercidas por la Administración estadounidense, han puesto de manifiesto debilidades estratégicas clave en Europa y España. En este contexto, la crisis del suministro energético derivada de la pandemia de COVID-19, sumada a la reducción de las importaciones europeas de gas natural ruso y a la volatilidad de los precios del petróleo y el gas, ha impulsado la puesta en marcha de diversas iniciativas destinadas a garantizar la autonomía estratégica de Europa en materia de producción de energía. De hecho, las importaciones de gas natural representan el 97,6 % del consumo total de gas natural en la UE27. El programa RePowerEU, lanzado por la Comisión Europea en 2022 (CE, 2022), estableció el objetivo de producir 35 billones de metros cúbicos (bcm) de

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biometano para 2030, una cifra muy alejada de la capacidad instalada actual de 8,2 bcm (provenientes de 1975 plantas) en Europa. En España, el número de proyectos de plantas de biogás basadas en digestión anaerobia de residuos y aguas residuales ha aumentado rápidamente en los últimos dos años, alcanzando una inversión de 4.800 millones de euros con el fin de cumplir la Hoja de Ruta del Biogás en España (MITECO, 2022). Sin embargo, la producción de biogás mediante digestión anaerobia está limitada por la disponibilidad de residuos orgánicos biodegradables, y su expansión se enfrenta a una fuerte oposición social en las zonas rurales, motivada por la preocupación ante los malos olores, el aumento del tráfico pesado asociado al transporte de residuos y la contaminación de las aguas subterráneas por nitratos. En este contexto, la combinación de procesos

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como la gasificación de residuos y metanización del gas de síntesis generado representa una alternativa prometedora para la producción de biometano, que permitiría utilizar biomasa de difícil digestión (no biodegradable) —como biomasa leñosa residual, plásticos o la fracción sólida de los digestatos, minimizando la lixiviación de nutrientes y posibles molestias por olores. La gasificación es un proceso termoquímico llevado a cabo a alta temperatura y con aporte limitado de oxígeno que transforma materia orgánica en un gas combustible (gas de síntesis) y productos sólidos. Esta tecnología, desarrollada originalmente para el procesamiento de carbón, se emplea ahora en el sector de la energía sostenible y constituye una alternativa prometedora a la digestión anaerobia para la producción de biometano, aunque su implementación masiva en procesos de generación de biometano requiere de desarrollos

NUEVOS CONCEPTOS DE BIORREFINERÍAS PARA MAXIMIZAR LA PRODUCCIÓN DE BIOMETANO A PARTIR DE RESIDUOS Y AGUAS RESIDUALES

en etapas de limpieza del gas de síntesis. En este contexto, la combinación de digestión anaerobia, gasificación, fermentación de gases y tecnología de microalgas permitiría una valorización completa del carbono y los nutrientes a partir de residuos orgánicos tanto biodegradables como recalcitrantes (Figura 1). En este esquema integral de tratamiento y valorización de residuos, tanto el biogás procedente de la digestión anaerobia de residuos biodegradables como el syngas de gasificación de residuos orgánicos no biodegradables puede ser transformado en biometano, o en productos de mayor valor agregado a partir de la (bio)conversión del dióxido de carbono y metano. La producción de biometano a partir del biogás generado en los procesos de digestión anaerobia requiere de etapas de acondicionamiento del biogás (eliminación de H2S, siloxanos, partículas, humedad) y de separación de CO2 (el contaminante mayoritario del biogás). En el último informe de la Asociación Europea de Biogás (EBA 2025), la separación mediante membranas constituye la tecnología de upgrading más implementada en Europa, estando presente en el 52 % de todas las plantas de biometano activas, frente al 13 % correspondiente a lavadores con agua, 11 % a absorción química y 8 % a adsorción por cambio de presión. La implementación de la tecnología de

CO2. De esta forma se puede conseguir al mismo tiempo una elevada pureza del biometano y una recuperación de CH4 superior al 99 %. La mejora de las propiedades y manufactura de membranas ha sido clave para el crecimiento de esta tecnología. Así, la selectividad CO2/CH4 determina en gran medida la pureza del biometano que puede obtenerse y la cantidad de CH4 que se pierde durante la separación. Por otro lado, el flujo de gas que atraviesa la membrana determina el área de membrana necesaria para tratar un determinado caudal de biogás. Por tanto, mayor selectividad y flujo permiten aumentar la productividad y reducir el tamaño y coste de los equipos. Evonik, uno de los principales referentes de este mercado, en 2023 había suministrado membranas a más de 1.000 plantas de biogás en todo el mundo, cifra que superaba las 2.000 plantas en 2026, duplicando en aproximadamente tres años, el número de instalaciones. Otros fabricantes, como Air Liquide, Air Products o UBE, han seguido una evolución similar. El rápido aumento del número y del tamaño de las plantas muestra la consolidación de las membranas como una solución industrial para el upgrading de biogás. La investigación desarrollada en el Instituto de Procesos Sostenibles de la Universidad de Valladolid (ISP-UVa) se centra en au-

La integración de digestión anaerobia, gasificación, fermentación de gases y microalgas abre la puerta a una valorización más completa del carbono y los nutrientes contenidos en los residuos

membranas ha sido vertiginosa, a partir de 2021. El éxito de las membranas se debe a que permiten obtener biometano de alta pureza mediante un proceso relativamente sencillo, compacto, modular, y de bajo consumo energético, que no necesita disolventes ni etapas de regeneración. El biogás se comprime y se hace pasar a través de las membranas, que permiten que el CO2 atraviese la membrana mucho más rápidamente que el CH4 (Figura 2). Los sistemas comerciales utilizan normalmente dos o tres etapas de separación, recirculando parte de las corrientes para recuperar el CH4 que, de otro modo, se perdería junto con el

Gasificación

Gas de síntesis (CO, CO2, H2)

Residuos orgánicos

Separación de Biogás (CH4) membranas

Biogás

BIOMETANO

Digestato

BIOMETANO

Biogás (CH2) N, P disueltos

BIOMETANO Figura 1. Nuevos conceptos de biorrefinerías de tratamiento de residuos desarrollados en el Instituto de Procesos Sostenibles de la Universidad de Valladolid

BIO PRODUCTOS ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

RETEMA

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ARTÍCULO

Biogás de entrada (≈60 % CH4, 40% Co2 y trazas de otros gases)

Módulo de membrana

Biometano (> 99 % CH4)

Compresor

Corriente de rechazo (CO2 y otros gases)

El CO2 atraviesa la membrana mucho más rápido que el CH4

La membrana permite el paso preferente del CO2, mientras que el CH4 queda mayoritariamente en la corriente del producto

CH4 (metano) CO2 (dióxido de carbono Otros gases (H2S, H2O, NH3, etc.)

Figura 2. Funcionamiento de la tecnología de separación por membranas

mentar la productividad y durabilidad de este proceso. Para ello, dentro del proyecto Syn2Meth, de la convocatoria “Prueba de Concepto” del Ministerio Ciencia, Innovación y Universidades, desarrollamos materiales que combinan una alta selectividad CO2/CH4 y N2/ CH4 necesaria para mantener la pureza y recuperación de CH4, con un alto flujo de CO2 o N2, lo que permite reducir el

área de membrana necesaria. También buscamos aumentar su resistencia frente al agua, H2S, VOC, siloxanos y otros componentes del biogás que pueden reducir sus prestaciones y vida útil. El objetivo final es disponer de membranas que permitan tratar más biogás o purificar biometano generado de gas de síntesis, durante más tiempo y con un menor coste, aumentando todavía más

la competitividad de esta tecnología. Las tecnologías convencionales de upgrading, todas ellas basadas en procesos físico-químicos, son tecnologías robustas y eficientes, pero presentan altas emisiones de metano (CH4 slip), y no conllevan la creación de nuevas cadenas de valor a partir del CO2 o de los nutrientes presentes en el digestato. El ISP-UVa lleva más de 10 años desarro-

VALORIZACIÓN INTEGRADA DEL BIOGÁS Y RECUPERACIÓN DE NUTRIENTES PARA UN FUTURO CIRCULAR Y SOSTENIBLE 1

Upgrading fotosintético del biogás con recuperación simultánea de nutrientes

Sistemas innovadores de absorción-desorción con nuevos disolventes

3

Conversión hidrogenotrófica de CO2 a CH4 en biofiltros percoladores avanzados Biometano (≤ 97%CH4)

CO2 ≤ 1,4% Salida de aire

Biometano (≤ 97%CH4)

Digestor anaerobio (residuos / residuos orgánicos) Biogás (CH4, CO2)

2

Cómo funciona

Disolvente Biogás mejorado (≤ 97%CH4)

Absorción

Desorción Biogás (CH4, CO2)

Efluente tratado (bajo en N, bajo en P) Cosecha de biomasa algal

Microorganismos metanógenos Digestor anaerobio (residuos / residuos orgánicos) Biogás (CH4, CO2)

Procesamiento de biomasa algal

Disolvente

Digestor anaerobio (residuos / residuos orgánicos) Entrada de aire

Bioestimulantes / Biofertilizantes algales

Figura 3. Tecnologías sostenibles de producción de biometano

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RETEMA

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

H2 renovable

NUEVOS CONCEPTOS DE BIORREFINERÍAS PARA MAXIMIZAR LA PRODUCCIÓN DE BIOMETANO A PARTIR DE RESIDUOS Y AGUAS RESIDUALES

1m2

32 m2

270 m2

1500 m2

Figura 4. Escalado del proceso de upgrading de biogás con microalgas en el Instituto de Procesos Sostenibles

llando y validando procesos de upgrading de biogás más sostenibles, basados en procesos biológicos o físico-químicos operados a presión y temperatura ambiente. Entre ellos destacan los sistemas de upgrading basados en microalgas, los sistemas de upgrading hidrogenotrófico de conversión de biogás o syngas a biometano, y los sistemas de absorción -desorción empleando nuevos solventes con alta afinidad por el CO2 y bajo slip de metano (Figura 3). Los procesos de upgrading de biogás con microalgas se basan en la acción simbiótica de microalgas y bacterias. El CO2 y H2S del biogás son absorbidos selectivamente en el caldo de cultivo del fotobiorreactor (típicamente fotobiorreactor abierto) debido al alto pH con el que operan estos sistemas. El CO2 es fijado fotosintéticamente en forma de biomasa algal en presencia de luz, liberándose oxígeno que es empleado por bacterias litoautótrofas para llevar a cabo la oxidación biológica del H2S a sulfato con eficiencias del 100%. Los nutrientes necesarios para soportar el crecimiento de microalgas y bacterias en el fotobiorreactor son suministrados por la fracción líquida del digestato, con el consiguiente tratamiento de este efluente de la digestión anaerobia. La biomasa algal generada puede emplearse como biofertilizante, debido a su alto contenido en bioestimulantes y biopesticidas. Esta tecnología ha sido escalada con éxito desde un fotobiorreactor de 1 m2 en los laboratorios del Instituto de Procesos Sostenibles, a un fotobiorreactor de 30 m2 en el proyecto INCOVER en el

contexto de una EDAR (en colaboración con AQUALIA), 270 m2 en el proyecto URBIOFIN (en colaboración con URBASER) en el contexto del tratamiento de residuos sólidos urbanos, y 1500 m2 en el proyecto LIFE SMART AGROMOBILITY en el contexto de ganadera porcina (Figura 4). Los resultados mostraron un biometano que cumplía con la legislación (CH4 > 95 %, CO2 <2%), y recuperaciones de nitrógeno y fósforo del digestato superiores al 95 %. La reducción biológica del CO2 del biogás, o de efluentes ricos en CO2 (acerías, cementeras, fermentación, etc.) con hidrógeno verde generado mediante electrolisis con energía renovable constituye otra tecnología prometedora capaz de contribuir a la meta del programa RePoWerEU y a estabilizar la red eléctrica. Este bioproceso se lleva a cabo en condiciones anaerobias (requiriendo la captura previa del CO2 en corrientes aerobias) mediante la acción de arqueas hidrogenotróficas. Esta microbiología es capaz de llevar a cabo también el proceso de conversión de syngas a biometano. La mayoría de las validaciones llevadas a cabo a escala laboratorio (Proyecto BIOMET con FCC AQUALIA, o proyecto SynBioConv) y piloto se han implementado en biofiltros percoladores con concentraciones de CH4 > 90%. El Instituto de Procesos Sostenibles lidera la validación de esta tecnología para biometanización de syngas en biofiltros de 1 m3 dentro del proyecto LIFE W2B para el upgrading de biogás y syngas derivado de la gasificación de digestato de residuos sólidos urbanos.

ESPECIAL BIOENERGÍA 2026

La tecnología de absorción química validada por el ISP-UVa ha reducido el consumo energético del upgrading de 0,3 a 0,05 kWh/m³, manteniendo una pureza del biometano superior al 97% Por último, los procesos de upgrading basados en absorción química, que tradicionalmente se llevan a cabo a presiones altas y con slips de metano del 1-2 % requieren de investigación en nuevos solventes que mejoren la sostenibilidad ambiental y económica de esta tecnología. A este respecto, en colaboración con Nealis dentro del proyecto ENEDAR, el Instituto de Procesos Sostenibles validó a escala piloto una tecnología capaz de reducir los costes energéticos del upgrading desde 0.3 kWh/m3 a 0.05 kWh/m3 durante la producción de un biometano con una pureza > 97%. El estudio y escalado de estas tecnologías permitirá ampliar las opciones de procesos que pueden integrarse en un concepto global de biorrefinería para maximizar la producción de biometano a partir de residuos y aguas residuales, al tiempo que se gestionan adecuadamente estos residuos.

REFERENCIAS CE 2022. Plan REPowerEU. En https://eur-lex. europa.eu/resource.html?uri=cellar:f c 9 3 0 f 1 4 - d 7 a e -1 1 e c - a 9 5 f- 0 1 a a 7 5 e d71a1.0004.02/DOC_1&format=PDF EBA Stastical Report 2025 MITECO, 2022. Hoja de ruta del biogás. En https:// www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/ es/energia/files-1/es-es/Novedades/Documents/00HR_Biogas_V6.pdf

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