De biogás disponible a una ruta de uso
Las agroindustrias de palma, cerdo y azúcar pueden producir biogás en el tratamiento anaerobio. Antes de proponer upgrading se mide cuánto gas se captura, su composición y continuidad, y cuánto se consume o quema en antorcha.
Ese biogás, purificado mediante un proceso llamado upgrading, se convierte en biometano. Su uso en red, equipos térmicos o vehículos depende de alcanzar la composición, presión, medición y condiciones de entrega exigidas por cada destino. ¿Qué es el biometano? →
Contexto oficial
El Ministerio de Minas y Energía reconoce el biogás y el biometano como fuentes que aprovechan residuos y pueden atender usos térmicos, eléctricos y vehiculares. La viabilidad de cada proyecto depende de la ubicación, la continuidad del sustrato y el uso final del gas.
La decisión compara autoconsumo, suministro directo e inyección. Cada ruta cambia la especificación de calidad, la compresión, la conexión, el contrato de venta y la fracción de gas natural sustituida.
Por qué ahora: el contexto del gas natural en Colombia
Colombia busca ampliar y diversificar la oferta de gas. En ese contexto, el biometano puede aportar producción distribuida cerca de centros agroindustriales y consumidores térmicos.
A finales de 2025, el Ministerio de Minas y Energía sometió a consulta un proyecto de decreto para promover la oferta de gas natural, biogás y biometano. La consulta cerró el 16 de enero de 2026. El documento publicado es un proyecto en consulta; no es una norma expedida.
Para una agroindustria, el biometano puede diversificar el suministro térmico, pero no elimina por sí solo la dependencia externa: la cobertura depende del potencial del residuo, la disponibilidad de la planta y el perfil de consumo.
Contexto de demanda y abastecimiento
Fecha de corte: 26 de agosto de 2026. El Ministerio de Minas y Energía informó el 13 de diciembre de 2025 que el balance preliminar del Gestor del Mercado cubría más del 98% de la demanda proyectada para 2026. Esa cifra no equivale a una garantía para cada contrato, región o tipo de usuario.
La proyección preliminar de la UPME para 2026–2042 estima, en el escenario medio y sin incluir el sector eléctrico, 750 GBTUD en 2025, 779 GBTUD en 2032 y 789 GBTUD en 2042. Es una proyección de demanda, no un balance de oferta.
Fuentes: Ministerio de Minas y Energía y UPME, Proyecciones de Demanda. La página se actualiza manualmente cuando cambia una fuente oficial.
Marco regulatorio: qué habilita y qué no garantiza
La regulación habilita el servicio público de biogás y biometano, pero no garantiza capacidad ni una conexión específica.
Revise los requisitos de calidad, las normas vigentes y el alcance de los incentivos en el marco regulatorio del biometano.
Rutas de mercado
La ruta se selecciona antes de cerrar el alcance del upgrading:
- Autoconsumo: entrega a calderas, hornos u otros equipos cercanos que acepten la calidad y presión disponibles.
- Suministro directo: contrato con un consumidor y conexión dedicada cuando la distancia y la demanda lo permiten.
- Inyección a red: conexión al sistema de transporte o distribución, sujeta a calidad, capacidad y acuerdos con los agentes.
- Transporte por carretera: Bio-GNC o Bio-GNL con compresión o licuefacción, almacenamiento, logística y recepción en destino.
Potencial por sector y ubicación
Potencial del mercado
Un potencial nacional no determina una planta. La decisión exige cruzar residuo disponible, rendimiento medido, pérdidas de upgrading, distancia al comprador, capacidad de conexión y demanda contratada en el mismo horizonte. Consulte el análisis de rutas en Colombia y el marco CREG vigente.
Colombia tiene el potencial técnico para producir biometano a partir de residuos que hoy se tratan como pasivo ambiental. Los sectores con mayor potencial son:
- Palma de aceite: 640.967 ha sembradas y 526.388 en producción en 2024 (Fedepalma); el potencial del POME depende del fruto, la relación POME/RFF y el reactor
- Porcicultura: El archivo ICA 2024 registra 10.639.149 porcinos, incluidos 6.630.526 en producción tecnificada. El ICA 2026 estima 9.089.282 tecnificados. El potencial depende del peso vivo, los SV, el BMP y la captación real
- Ingenios azucareros: la vinaza requiere medir caudal, DQO, temperatura, sulfatos y variación entre zafra e interzafra
- Avicultura: gallinaza y pollinaza como sustratos; el potencial de cada granja depende del inventario, la humedad y el sistema de manejo
En estos casos, un proyecto puede integrar tratamiento de residuos y producción de gas renovable. La tecnología y el rendimiento deben definirse con caracterización del sustrato, ensayos de potencial bioquímico de metano y balances de masa; no existe un incremento universal aplicable a todas las plantas.
La infraestructura puede ser propiedad del cliente, una coinversión o un activo financiado por terceros. Revise las responsabilidades de un PPA o BOOT →
El PIBE Pacífico 2025 de la UPME identifica oportunidades para biogás y biometano en esa región. El documento sirve como referencia de planeación; no fija por sí solo una meta obligatoria de capacidad instalada.
Porcino: 9.089.282 tecnificados × 0,0612 × 365. Caña: etanol × 1,0 kg DQO/L × 0,875 × 0,27 = 0,23625 Nm³ CH₄/L.
Meta: estimado por diferencia contra el total nacional de Asocaña. Los informes de destilerías mezclan datos de 2024 y 2025.
No descuenta los usos actuales de la vinaza (compostaje y fertirrigación) ni la captación real de porcinaza. No acredita conexión, capacidad ni viabilidad.
Fuentes: DANE MGN 2018; Fedepalma 2025, RFF por departamento; ICA, porcinos 2026; Guía Ambiental Porcícola; Ramón et al., UdeA 2023; Asocaña 2025–2026; Incauca 2025; Manuelita 2023–2024; Mayagüez 2025; Providencia 2025; Riopaila 2025; Risaralda 2024; UIS 2016, vinaza diluida; Cenicaña 2004, vinaza concentrada; Carabalí-Campaz et al. 2024; Wilkie et al. 2000; TGI 2024; visor Promigas 2026.
Tamaño mínimo comercial de referencia: 250 Nm³/h
Para precalificar proyectos de biometano que requieren estructuración e inversión de terceros, Enerloop usa un caudal mínimo comercial de referencia de 250 Nm³/h de biogás crudo. El caudal se mide a la entrada del upgrading, en condiciones normalizadas acordadas, y debe estar disponible de forma sostenida. No corresponde al caudal máximo de diseño ni a un pico de producción.
Este umbral es un criterio comercial de Enerloop, no un límite técnico o regulatorio. Existen unidades de upgrading de menor capacidad. Sin embargo, el costo específico de purificación, medición, compresión, conexión o despacho suele aumentar cuando disminuye la escala. La revisión técnica de IRENA identifica la capacidad como una variable principal del costo y la revisión de IEA Bioenergy documenta plantas comerciales por debajo de 250 Nm³/h. Por eso, la cifra sirve para filtrar oportunidades de inversión; no define qué equipos existen en el mercado.
| Variable | Criterio de precalificación |
|---|---|
| Base del caudal | Biogás crudo neto y sostenido disponible a la entrada del upgrading. |
| Caudal de biometano | Es menor que el caudal de biogás crudo. Se calcula con la composición medida, la recuperación de metano, la disponibilidad y el producto fuera de especificación. |
| Proyectos menores | Se evalúan por excepción si la infraestructura existente, la agregación de varias fuentes, un uso de mayor valor o un contrato verificable compensan la menor escala. |
Qué no demuestra el umbral
Superar 250 Nm³/h no prueba la viabilidad. La decisión todavía requiere verificar composición y continuidad del gas, demanda contratada, calidad de entrega, logística, inversión, costos de operación y asignación contractual de riesgos.
Biogás en antorcha vs biometano inyectado
Algunas agroindustrias queman en antorcha una parte del biogás o lo usan en sitio. Antes de añadir upgrading se debe medir el excedente estable y comparar las rutas de uso:
| Dimensión | Biogás sin upgrading | Biometano (con upgrading) |
|---|---|---|
| Uso principal | Generación eléctrica on-site o quema en antorcha | Inyección a red, uso vehicular (bio-GNV), calor industrial |
| Mercado | Autoconsumo eléctrico | Red de gas nacional, flotas vehiculares, industria |
| Ingresos adicionales | Ahorro en factura eléctrica | Venta o sustitución de gas; atributos ambientales solo con metodología y verificación aplicables |
| Regulación aplicable | CREG autogeneración | CREG 240/2016 y RUT; Ley 1715 solo para alcances que puedan certificarse bajo el marco UPME vigente |
| Dependencia de gas natural | Permanece para uso térmico | Se reduce según la producción disponible y el perfil de consumo |
Cómo funciona con un inversionista
El upgrading de biogás a biometano requiere infraestructura adicional al biodigestor: remoción de CO₂, H₂S y humedad, compresión, medición y conexión a red o punto de despacho. Su costo depende del caudal, la calidad del biogás crudo, la especificación de entrega y la infraestructura disponible.
Para proyectos que requieren estructuración e inversión de terceros, Enerloop usa 250 Nm³/h de biogás crudo sostenido a la entrada del upgrading como tamaño mínimo comercial de referencia. No es un límite técnico o regulatorio. Consulte la definición, las condiciones y las excepciones del criterio.
En una estructura financiada por terceros, el contrato puede asignar al inversionista estas responsabilidades:
- 1. Enerloop estructura el proyecto con datos de residuos, calidad de gas y consumo térmico; los contratos designan a los responsables del diseño y la ejecución.
- 2. Enerloop estructura la inversión y puede coinvertir; el contrato asigna la construcción a un contratista.
- 3. El contrato designa al operador, fija indicadores de calidad y disponibilidad, y define los remedios.
- 4. La estructura define la ruta de uso o venta: autoconsumo, suministro directo o conexión, si cumple los requisitos aplicables.
Los aportes de residuo, terreno y capital se pactan para cada proyecto. Los riesgos de suministro, calidad, construcción, operación, conexión y venta se asignan de forma expresa; no se transfieren por usar una etiqueta contractual. Compare EPC y coinversión →
Para más detalle sobre los modelos contractuales (PPA, BOOT, Energy-as-a-Service): Modelos de Inversión en Biogás →
Preguntas frecuentes
¿Qué se debe acordar con el transportador o distribuidor?
Antes del diseño final se confirman punto de conexión, presión, capacidad, medición, odorización, análisis de calidad, nominaciones y respuesta ante gas fuera de especificación. La habilitación regulatoria no asegura que una red concreta tenga capacidad disponible.
¿Cómo se calcula el biometano vendible?
Se parte del caudal y la composición medidos del biogás. Después se descuentan metano perdido en el upgrading, gas usado por la planta, indisponibilidad y producto fuera de especificación. El caudal bruto del digestor no equivale al volumen facturable.
¿Puede venderse sin conexión a un gasoducto?
Puede evaluarse gas comprimido o licuado transportado por carretera. Esa ruta añade compresión o licuefacción, almacenamiento, logística, permisos y una estación receptora. Solo se selecciona después de comparar el costo puesto en destino con el consumo contratado.
¿Quiere saber cuánto biometano puede producir su operación?
Los datos de residuo, efluentes y consumo de gas permiten un primer filtro. La selección de una estructura de inversión requiere caracterización, balance, alcance técnico y asignación contractual.
