La vulnerabilidad de Europa ante las interrupciones en el suministro de GNL nunca ha sido tan evidente. Desde finales de febrero, el cierre del estrecho de Ormuz por parte de Irán ha paralizado alrededor del 20 % del comercio mundial de GNL. Europa obtiene aproximadamente el 10 % de su GNL a través de este estrecho, y dado que las reservas de gas en todo el continente ya se encuentran agotadas tras un duro invierno, la presión sobre los responsables políticos para acelerar la producción nacional de gas renovable es extrema.
La UE prohibió todas las importaciones rusas de gas y GNL en enero de 2026, sustituyéndolas por suministros mundiales de GNL y un aumento de la producción de biometano. La cuestión es si esta aceleración se está produciendo con la suficiente rapidez y en los lugares adecuados.
La paradoja francesa
Francia ofrece un caso de estudio útil. Es uno de los principales productores de biometano de Europa y ha casi duplicado su capacidad instalada en los últimos años. En el primer trimestre de 2026, 818 plantas en todo el país inyectaban biometano en la red de gas, con una capacidad de generación combinada de 15.7 TWh al año. Sin embargo, la cifra principal oculta un problema estructural. Una evaluación revisada por pares publicada en Revisiones de energías renovables y sostenibles Se estima que el potencial de biometano agrícola de Francia es de 64.1 TWh al año, proveniente principalmente del estiércol de ganado, cifra que aumentaría a 108.7 TWh si se generalizara el uso de cultivos de cobertura en todos los sistemas agrícolas. La brecha entre la producción real y los recursos disponibles no es principalmente un problema tecnológico, sino geográfico y económico.
La red de gas francesa, al igual que la mayoría de las redes europeas, se construyó para abastecer a los centros de población. Muchas explotaciones agrícolas se encuentran lejos del punto de inyección más cercano, y el coste de acortar esa distancia es prohibitivo.
«La mayoría de las granjas están lejos de la red eléctrica», afirma Jules Vasse, responsable de relaciones públicas de la startup francesa SUBLIME Énergie. «El coste de la conexión a la red es de unos 100,000 euros por kilómetro».
Para una explotación agrícola que produce volúmenes modestos de biogás, los cálculos rara vez cuadran. O bien la inversión inicial en infraestructura es demasiado elevada, o bien la producción de la explotación es demasiado pequeña para justificar el coste de la conexión una vez prorrateado entre volúmenes de producción reales. El resultado es que una parte importante del biogás agrícola francés queda sin utilizar o se destina a sistemas de cogeneración que el Estado francés pretende eliminar progresivamente.
La cogeneración —la producción combinada de calor y electricidad a partir de biogás— fue el modelo predominante para la primera generación de digestores agrícolas. Era viable a gran escala, pero ineficiente en términos energéticos. «Perdíamos mucho calor y no lo aprovechábamos al máximo», señala Vasse.
La política europea se ha orientado claramente hacia el biometano, que conserva un mayor valor energético. Sin embargo, este cambio ha generado un problema de acceso: la tendencia a abandonar la cogeneración y adoptar la producción de biometano plantea dificultades particulares para las instalaciones más pequeñas, alejadas de las redes de gas natural. Actualmente, transcurren, en promedio, tres años desde el inicio de un estudio de viabilidad de conexión hasta la puesta en marcha de una planta de metanización. Y dado que Francia se ha fijado como objetivo alcanzar el 10 % de gas renovable en su consumo nacional para 2030, el tiempo es un factor del que el sector no dispone en abundancia.
El modelo Milkrun
La solución propuesta por SUBLIME Énergie evita por completo la red eléctrica. En lugar de mejorar el biogás in situ e inyectarlo en un gasoducto, la empresa licúa la mezcla de biogás crudo (biometano, bioCO2 y un agente portador patentado) directamente en la granja. Posteriormente, camiones cisterna recogen el gas licuado cada pocos días y lo transportan a un centro de distribución centralizado que abastece a unas diez granjas en un radio de 60 kilómetros.
En el centro de distribución, la destilación criogénica separa los tres componentes en bio-GNL, bioCO2 líquido y el agente portador recuperable. Ninguno de los productos se introduce en la red de gas. El bio-GNL se vende directamente a transportistas de carga pesada, y el bioCO2 líquido se destina a compradores industriales, como productores de invernaderos. SUBLIME denomina a este modelo logístico «el reparto de leche», ya que funciona de forma similar a las cooperativas lecheras.
La separación del bioCO2 del biometano es el proceso que históricamente ha encarecido enormemente la mejora del biogás en las granjas. Al licuar el biometano, el CO2 cristaliza en lugar de licuarse, lo que imposibilita su transporte. El agente portador patentado de SUBLIME estabiliza la mezcla en el punto de licuefacción, permitiendo transportar todo el flujo de biogás en un solo camión cisterna antes de que se realice la separación a gran escala en la planta de procesamiento. «Podemos licuar el biogás en la granja, recogerlo y llevarlo a la planta de procesamiento», explica Vasse. «Gracias a esta tecnología, no necesitamos la red de gas».
El proceso SUBLIME Energie de un vistazo.
El mes pasado, SUBLIME Énergie inauguró Charlie, descrito como el primer sistema del mundo capaz de licuar biogás directamente en una granja, en las instalaciones de Gazéa, en Plélo, Bretaña. El sistema de demostración tiene una capacidad anual de aproximadamente 180 toneladas de bio-GNL y 330 toneladas de bioCO2 líquido. La granja Gazéa es una granja porcina, y el biogás proviene de su digestor anaeróbico existente.
Las versiones anteriores —Alpha y Bravo— se desarrollaron a escala de laboratorio. Charlie es la primera en funcionar con biogás real de granja en condiciones de producción. «Ya habíamos tenido éxito técnico licuando biogás en el laboratorio», afirma Vasse. «Así que, gracias a Charlie, vamos a licuar directamente en la granja, con biogás real. Esto supone una ampliación de escala».
Un sistema circular
La circularidad del modelo va más allá de la energía. La digestión anaeróbica produce digestato —el residuo sólido que queda tras la extracción de biogás— que funciona como fertilizante natural. Cuando la digestión se realiza en la propia explotación, el digestato permanece en la granja y se aplica localmente.
En toda Europa, el digestato ya tiene el potencial de sustituir el 17 % de los fertilizantes nitrogenados de la UE, y se prevé que esa cifra supere el 65 % en 2040 a medida que el sector crezca.
Eso cobra especial importancia ahora. La crisis del estrecho de Ormuz ha trastocado las cadenas de suministro mundiales de fertilizantes, y los precios de la urea han aumentado un 50 % desde el comienzo de la guerra.
La región del Golfo es una importante productora de los fertilizantes nitrogenados derivados de combustibles fósiles de los que dependen las explotaciones agrícolas europeas.
Un modelo que captura el biogás para obtener energía y devuelve el digestato al suelo reduce esa dependencia en ambos extremos.
El bio-GNL también se dirige a un sector al que la electricidad renovable no ha logrado llegar hasta ahora. El bio-GNL ofrece una alternativa baja en carbono al diésel para el transporte pesado, reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero hasta en un 85 %.
También es aplicable a la maquinaria marítima y agrícola, sectores en los que la electrificación mediante baterías sigue siendo poco práctica a la escala y con los ciclos de trabajo necesarios.
La inauguración del sitio Charlie.
El panorama regulatorio
Vasse también señala un instrumento regulatorio paralelo que se está ultimando. Conocido como IRICC —el incentivo francés para la reducción de la intensidad de carbono de los combustibles, derivado de la Directiva de Energías Renovables revisada de la UE—, este marco introduce objetivos de reducción de gases de efecto invernadero específicos para el sector del transporte, con objetivos para el sector vial que comienzan en el 5.9 % en 2026 y aumentan hasta el 10.6 % en 2030. Los vendedores de combustible que no cumplan con estos objetivos se enfrentarán a sanciones, lo que generará una señal de precio directa a favor del bio-GNL. «Podremos hablar con un inversor, y también con un agricultor, porque necesita tener la seguridad de que tenemos un buen precio en el mercado», afirma Vasse.
Vasse también señala una cuestión política más profunda que Francia aún no ha resuelto: si la futura regulación agrícola debería favorecer las materias primas a base de estiércol frente a los cultivos energéticos, para evitar cualquier competencia entre la producción de combustible y la seguridad alimentaria. «Si queremos que la digestión anaeróbica contribuya a una agricultura más responsable, necesitamos una regulación que establezca que el estiércol ofrece más beneficios que los cultivos», argumenta. «No debemos generar competencia entre la producción de energía y la seguridad alimentaria».
SUBLIME Énergie ya está preparando Delta, su primer proyecto a escala comercial, que conectará una decena de granjas a un centro de procesamiento compartido en la misma zona de Bretaña, con la puesta en marcha prevista para 2028. Vasse estima que la empresa podría llegar a desarrollar más de mil proyectos en toda Europa para 2050, aprovechando un recurso que SUBLIME cifra en 26 TWh de potencial de biometano fuera de la red sin explotar solo en Francia.
Que esta ambición más amplia pueda materializarse con rapidez depende de algo más que del ingenio de las empresas emergentes. La estabilidad política, los mecanismos de precios justos y una clara señal regulatoria sobre el futuro de la energía a escala agrícola son requisitos indispensables. Pero a medida que la crisis del Ormuz sigue poniendo de manifiesto la fragilidad de la dependencia europea de las importaciones, resulta más fácil que nunca justificar el tratamiento de los residuos agrícolas como un recurso energético estratégico.
