Francia: cuánto se paga por la electricidad de biogás — tarifas BG11 y BG16, subastas CRE y el fin de la cogeneración en el PPE 3

El sistema francés de apoyo a la electricidad procedente de biogás se basaba en la obligación de compra a tarifa fija para pequeñas instalaciones (BG11, posteriormente BG16) y en subastas o complementos al precio de mercado para las de mayor tamaño. Para instalaciones inferiores a 500 kW, la tarifa BG16 era de 15-17,5 c€/kWh en función de la potencia, más una prima por purín de hasta 5 c€/kWh. A partir de septiembre de 2025, las nuevas instalaciones ya no podrán acceder a los contratos BG16, y en el PPE 3 el Estado renuncia al apoyo a la nueva cogeneración con biogás, reorientando los fondos hacia la inyección de biometano.

Dos tarifas para pequeñas instalaciones

La primera tarifa, BG11, se derivaba del arrêté del 19 de mayo de 2011. Fue sustituida por el arrêté del 13 de diciembre de 2016 (BG16) para instalaciones con una potencia inferior a 500 kW que producen electricidad principalmente a partir de biogás procedente de la fermentación de residuos no peligrosos y materia vegetal cruda. Según una presentación de la DREAL Grand Est de 2018, la tarifa BG16 es decreciente desde 2018 y se sitúa en el intervalo de 15-17,5 c€/kWh en función de la potencia (en el rango de 80 a 500 kW). A esta tarifa se añade una prima por efluentes ganaderos de 0 a 5 c€/kWh, dependiente de la proporción de purín hasta el 60 % de la carga. Otros arrêtés regularon el biogás procedente de plantas de tratamiento de aguas residuales (9 de mayo de 2017) y de vertederos (3 de septiembre de 2019).

La tarifa se indexa anualmente con el coeficiente L, cuyas ponderaciones (0,5 fijas, 0,2 coste laboral en la industria mecánica y eléctrica, 0,3 precios de producción industrial) describió la CRE en un dictamen de 2023; véase entrada sobre este dictamen].

Subastas CRE por encima de 500 kW

Para instalaciones a partir de 500 kW, en 2016 se planificaron subastas: 50 MW anuales para biomasa y 10 MW anuales para digestión anaerobia por encima de 500 kW, con un contrato de 20 años sin límite de horas y un precio propuesto por los candidatos, además de una prima por efluentes de 0 a 5 c€/kWh. Según la DREAL, en los dos primeros periodos se seleccionaron dos candidatos en cada uno, y los precios medios fueron de 18,06 c€/kWh en el primero y 18,54 c€/kWh en el segundo. El balance se consideró insatisfactorio y se suspendió el procedimiento, introduciendo un complemento al precio (complément de rémunération) para instalaciones de 500 kW a 1 MW. Los vertederos se limitaron mediante decreto del 27 de mayo de 2019 hasta el 31 de diciembre de 2020 y con una potencia total de 60 MW, de acuerdo con las decisiones de la Comisión Europea.

Escala del sector y nivel de precios

A finales de 2018, estaban conectadas a la red 635 instalaciones de biogás (456 MW): 453 de digestión anaerobia (163 MW), 154 de vertederos (269 MW) y 28 de plantas de tratamiento de aguas residuales (24 MW). A finales del segundo trimestre de 2023, se habían conectado 854 instalaciones de digestión anaerobia con una potencia de 301 MW; el PPE para los años 2019-2028 preveía 270 MW en 2023 y 340-410 MW en 2028, aunque el objetivo de 2023 se alcanzó ya en 2021. Según la CRE, la tarifa media de compra de electricidad procedente de instalaciones de digestión anaerobia fue de 186,4 EUR/MWh en 2022.

Fin del BG16 y giro hacia la inyección

El arrêté del 8 de septiembre de 2025 (JO del 9 de septiembre) modifica y, posteriormente, deroga el BG16. Tras su derogación, las nuevas solicitudes no darán derecho a la obligación de compra, y los productores con contratos BG16 y parte de los BG11 podrán rescindirlos sin penalización si optan por la inyección de biometano, combustible alternativo o biogás para calor. Véase entrada sobre el fin del BG16].

Según el portal Pleinchamp, el PPE 3 (2026-2035) se publicó mediante decreto en febrero de 2026. No será posible apoyar la nueva cogeneración con biogás para electricidad, aunque las instalaciones existentes podrán reconvertirse para la inyección, y la obligación de compra de biometano será sustituida por un mecanismo de certificados de producción de biogás (CPB). Para 2030, la cogeneración deberá aportar 6 TWh, y la inyección, 44 TWh; para 2035, el biometano deberá alcanzar los 82 TWh.

Conclusión

Para los productores de electricidad a partir de biogás en Francia, los contratos existentes ofrecen ingresos predecibles e indexados, pero los nuevos proyectos ya no disponen de esta vía. A modo de comparación, véase entrada sobre el PPE] y modelo de tarifas de biometano].