La estrategia de tramitación de una instalación de biometano va a depender de las características específicas de cada proyecto, existiendo diversas casuísticas, que de forma general podemos agrupar en los siguientes casos:

a) Adaptación de instalaciones existentes – Proyectos brownfield

a.1) Instalaciones que ya producen biogás

Uno de los escenarios consiste en adaptar instalaciones que ya producen biogás mediante la incorporación de sistemas de depuración y upgrading para obtener biometano.

En el caso de estar sometidas a Autorización Ambiental Integrada, caso por ejemplo de plantas de digestión anaerobia de purines, determinadas instalaciones industriales o vertederos con sistemas de captación de biogás, la adaptación necesaria puede tramitarse mediante una modificación no sustancial de la autorización de la planta en operación, si no se producen incrementos relevantes de capacidad ni nuevas afecciones ambientales significativas. No obstante, determinados cambios pueden requerir una modificación sustancial de la AAI¹³.

En el caso de las EDAR constituyen una situación particular, ya que no están sometidas al régimen de AAI, lo que en principio simplifica la tramitación de la adaptación necesaria. En cualquier caso, si como consecuencia de la adaptación se convierte en una instalación de gestión de residuos (por ejemplo, para hacer codigestión) habría que analizar si superan los umbrales contemplados en el Anejo I del RDL 1/2016 y en tal caso tramitar la AAI correspondiente.

En España, la adaptación de instalaciones existentes es el caso más habitual de entre las 29 plantas de biometano en operación, y donde podemos encontrar plantas de tratamiento de purines, mataderos, EDARs, industria alimentaria o vertederos.

a.2) Incorporación de digestión anaerobia en instalaciones existentes

Otro escenario que podemos encontrar sería la incorporación de la digestión anaerobia en instalaciones existentes, como explotaciones agroganaderas, plantas industriales o de gestión de residuos que no tengan implementada esta tecnología. La digestión anaerobia está considerada una Mejor Técnica Disponible en diversos sectores y puede contribuir a reducir costes de gestión de residuos, disminuir emisiones y generar energía renovable.

En estos casos, la tramitación dependerá del alcance de la modificación y de sus efectos ambientales, pudiendo requerir modificaciones sustanciales o no sustanciales de las autorizaciones existentes, para incorporar la digestión anaerobia y el upgrading necesarios para la obtención de biometano.

En España, encontramos experiencias de instalaciones que han requerido modificación no sustancial de la autorización ambiental integrada, por ejemplo, matadero o fábrica de biodiesel, o de instalaciones que no han requerido de la AAI como casos de explotaciones agroganaderas.

En la actualidad, los proyectos browfield representa aproximadamente el 55% de los proyectos en operación. Si consideramos además dentro de esta categoría la incorporación del tratamiento de digestión anaerobia en instalaciones agropecuarias existentes, este porcentaje se eleva al 72% de las instalaciones.

b) Desarrollo completo de plantas de biometano (Proyectos greenfield)

El escenario principal para el desarrollo del sector en los próximos años corresponde al desarrollo de nuevas plantas de digestión anaerobia destinadas específicamente a la gestión y valorización de materia orgánica y producción de biometano.

Este tipo de proyectos suele implicar instalaciones centralizadas de tratamiento de estiércoles, subproductos animales y vegetales, residuos agroindustriales o residuos orgánicos municipales que requieren la obtención de la AAI.

La tramitación de este tipo de proyectos resulta más compleja debido a lo comentado anteriormente respecto a la documentación técnica requerida y el exigente proceso de tramitación de la AAI, y en la que también influyen factores como ubicación y proximidad a núcleos urbanos, afecciones ambientales potenciales, olores, y la disponibilidad de suministro eléctrico, entre otros, para asegurar su correcta integración territorial.

Adicionalmente, hay que tener en cuenta el desarrollo del sello de excelencia social, territorial y ambiental contemplado en el Artículo 26 del Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, por el que se aprueba el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio.

Aunque el desarrollo de nuevas instalaciones se presenta como el vector principal de desarrollo del biometano, la tramitación de la AAI para una nueva planta pueda extenderse durante varios años, por lo que, aunque existe un número considerable de proyectos en tramitación, en la actualidad los nuevos desarrollos que han requerido AAI¹⁴ representan un 21% de las plantas en operación en España. Así mismo, si analizamos el tiempo de tramitación y puesta en marcha de estas instalaciones se observa que el periodo comprendido entre la solicitud de la AAI para la nueva instalación hasta la entrada en operación comercial¹⁵ de la misma ha oscilado entre los 4 años para el caso con el periodo más reducido y los 6 años y 2 meses para el caso más prolongado.

Por otro lado, si consideramos las plantas que no han requerido AAI el porcentaje de proyectos greenfield se eleva a aproximadamente al 28%.

c) Plantas de e-metano

Junto al biometano convencional, emergen proyectos de e-metano basados en la combinación de hidrógeno renovable y CO₂ biogénico mediante procesos de metanación.

Estas instalaciones, sujetas a AAI, incorporan nuevos desafíos técnicos y regulatorios relacionados con la producción de hidrógeno renovable, la certificación de sostenibilidad y la integración de distintas infraestructuras energéticas, como fotovoltaica, almacenamiento, hidrógeno y biometano.

Europa contaba en 2023 con 35 proyectos en operación¹⁶, entre proyectos industriales, demostradores y pilotos, mientras que en España el primer proyecto puesto en operación data de 2024.

Para un promotor o financiador, la pregunta clave no es solo si el grid forming es técnicamente posible, sino cuánto cuesta, qué ingresos adicionales puede capturar y qué riesgo asume si no se anticipa a los cambios regulatorios.

En un BESS típico, el sistema de conversión de potencia (PCS/inversor) representa una fracción relevante del coste de hardware, siendo el resto principalmente baterías y obra eléctrica. Los inversores con funcionalidades grid forming incorporan controles y protecciones más avanzados, lo que históricamente suponía un pequeño sobrecoste frente a los PCS grid-following. Algunos análisis recientes para Europa estiman un incremento de hasta un 5 % en el CAPEX del propio inversor cuando se opta por versiones GFM, lo que se traduce en un impacto del orden de 1–2 % sobre el CAPEX total del BESS en muchos casos. Al mismo tiempo, en mercados maduros como Australia se empieza a considerar que el coste de un PCS GFM es ya prácticamente equivalente al de uno GFL cuando se tienen en cuenta los ahorros en refuerzos de red y cargos por debilidad de sistema.

En el lado de los ingresos, existen ya productos y contratos que remuneran explícitamente la capacidad de aportar inercia sintética, cortocircuito o estabilidad en redes débiles. En Australia, Hornsdale Power Reserve ha demostrado que un gran BESS puede reducir de forma muy significativa los costes de estabilización del sistema a la vez que genera ingresos relevantes combinando servicios de frecuencia (FCAS) y arbitraje energético. En el Reino Unido, el programa Stability Pathfinders de National Grid ESO ha adjudicado cientos de millones de libras en contratos para servicios de estabilidad (inercia, cortocircuito, soporte de tensión), incluyendo varios BESS con inversores grid forming en Escocia. En Alemania, los TSOs han lanzado productos específicos de inercia que remuneran con del orden de varios miles de euros por MW y año a las baterías con inversores GFM capaces de emular inercia de forma fiable.

El otro lado de la ecuación es el coste de no anticiparse. La revisión del código europeo NC RfG 2.0 y documentos como la ET-GFM de REE apuntan a que la capacidad grid forming será obligatoria, al menos, para determinados módulos de parque eléctrico y sistemas de almacenamiento de cierto tamaño en un horizonte de pocos años. Proyectos diseñados hoy solo como GFL podrían enfrentarse en el futuro a requisitos de retrofit o limitaciones para acceder a ciertos productos de red o mercados de servicios de estabilidad, con costes de adaptación potencialmente más altos que si se hubieran previsto desde el diseño. Desde el punto de vista de bancabilidad, algunos financiadores empiezan a valorar positivamente que un proyecto BESS o híbrido FV+BESS incorpore desde el inicio capacidad grid forming cuando permite conectarse en nodos débiles o abre la puerta a contratos de estabilidad ya existentes.

En términos prácticos, los escenarios de retrofit pueden ir desde actualizaciones de firmware y nuevas pruebas de conformidad sobre equipos ya instalados (en aquellos casos en los que el fabricante ha previsto modos avanzados de control y la planta dispone de margen térmico y de corriente suficiente) hasta actuaciones mucho más invasivas que implican sustituir el PCS, modificar obra eléctrica o aceptar una reducción de vida útil o de capacidad utilizable del activo. Cuanto más ajustado haya sido el diseño original (por ejemplo, en términos de sobredimensionamiento del inversor, margen térmico o espacio en celdas), mayor es el riesgo de que el retrofit se parezca más a un repowering que a una simple actualización, con el consiguiente impacto en CAPEX y en la disponibilidad del activo durante las obras.

Desde la perspectiva de los financiadores, la fotografía actual es dual: hoy por hoy la mayoría de bancos y fondos sigue financiando proyectos diseñados como grid‑following siempre que cumplan el código de red vigente y no se identifiquen riesgos específicos de estabilidad en los estudios de conexión. Sin embargo, en operaciones de due diligence avanzadas ya empieza a ser habitual que los asesores técnicos analicen explícitamente la capacidad del activo para adaptarse a futuros requisitos grid forming (por ejemplo, verificando si el PCS dispone de modos GFM, si el layout y los transformadores admiten sobredimensionamiento futuro o si el promotor tiene una hoja de ruta clara de retrofit), y esa lectura cualitativa empieza a reflejarse en el apetito de riesgo, en la valoración de escenarios “merchant” y en la preferencia por activos considerados “future‑proof”.

En resumen, el sobrecoste técnico del grid forming parece estar convergiendo hacia un rango moderado, mientras que los riesgos de no incorporarlo (perder acceso a mercados de estabilidad, afrontar retrofits forzosos o no cumplir futuros códigos de red) tienden al alza.

Las referencias actuales sobre volúmenes contractuales se traducen en señales de precio significativas. En el caso británico, el primer paquete de contratos de Stability Pathfinders movilizó en torno a 328 millones de libras en pagos por inercia y cortocircuito durante la vigencia de los contratos, con una parte relevante adjudicada a activos de nueva construcción, incluidos BESS con inversores grid forming. En Australia, análisis de mercado muestran que, solo en julio‑agosto de 2025, los precios medios diarios del servicio Very Fast FCAS “Lower 1 Second” en Australia del Sur superaron los 300 AUD/MWh en múltiples días, concentrando más de la mitad de los ingresos de baterías como Hornsdale o Torrens Island en ese periodo. Son órdenes de magnitud que ilustran que los servicios de estabilidad ya representan una fuente de ingresos material para los proyectos mejor posicionados.

Otra opción para reducir el impacto de la volatilidad es el floor: acuerdos diseñados para garantizar un mínimo de ingresos, dejando al propietario la posibilidad de beneficiarse si el mercado va a mejor.

En un floor agreement, el comprador (normalmente un route-to-market provider/utility/trader) garantiza un precio mínimo de energía al dueño de la planta. A cambio, el comprador recibe una comisión u otro tipo de incentivo económico (por ejemplo, un reparto de ingresos). De esta forma, el propietario se asegura un precio mínimo de energía y en caso de que el precio en pool esté por encima de dicho mínimo, mantiene la capacidad de capturar el upside aunque compartiendo parte de dicho upside con el comprador.

En la práctica, el floor suele fijarse a un nivel que ayuda a asegurar la financiación de deuda, aunque no necesariamente garantiza por sí solo el retorno esperado de la inversión.

Algunos ejemplos públicos:

• EDF Energy – Gresham House (Reino Unido): long-term floor pricing agreements cubriendo 737 MW de almacenamiento.

• EDPR – Axpo Polska (Polonia): floor and revenue share structure para un BESS de 60 MW / 241 MWh.