Por qué el biometano entró en la agenda energética
El biometano permite transformar residuos orgánicos en un gas renovable que puede sustituir usos de gas fósil. El Ministerio de Minas y Energía publicó a finales de 2025 un proyecto de decreto para promover la oferta de gas natural, biogás y biometano. La consulta pública cerró el 16 de enero de 2026.
En mayo de 2026, la CREG informó que analiza la actualización de la Resolución 240 de 2016 mediante un Análisis de Impacto Normativo. Por tanto, la Resolución 240 sigue siendo la referencia central, pero el marco está en revisión. Consulte la Circular CREG 283 de 2026.
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.
Para una lectura más amplia sobre esta oportunidad, ver Biometano en Colombia: la oportunidad del gas renovable.
Marco regulatorio vigente
Colombia cuenta con normas para prestar el servicio público de biogás y biometano. El régimen de incentivos para FNCE tiene un alcance distinto: la certificación UPME vigente está delimitada a generación eléctrica y no aprueba de forma general la producción de biometano como combustible.
| Norma | Año | Qué regula |
|---|---|---|
| Ley 1715 | 2014 | Crea incentivos para inversiones certificadas. El procedimiento UPME vigente aplica a generación eléctrica con FNCE; no cubre de forma general la cadena de biometano como gas o combustible |
| Resolución CREG 240 | 2016 | Condiciones de calidad, seguridad y tarifas para servicio público de biogás y biometano. Define dos modalidades: SPDBG (redes aisladas) y SPDBM (redes interconectadas SNT) |
| Ley 2099 | 2021 | Amplía incentivos Ley 1715. Autoriza financiamiento PGN y SGR para generación distribuida con FNCER |
| Ley 2128 (Art. 7) | 2021 | Programa de sustitución de leña y carbón por energéticos de transición, incluyendo biogás |
| Circular CREG 283 | 2026 | Informa el inicio del análisis para actualizar la Resolución CREG 240 de 2016 y su Análisis de Impacto Normativo |
| Proyecto mod. Decreto 1073 | 2025-2026 | Propuesta de política para promover la oferta de gas natural, biogás y biometano. Su consulta pública cerró el 16 de enero de 2026; no verificamos una versión final expedida |
La Resolución CREG 240 de 2016 es la pieza central
La resolución define dos vías de prestación: biogás por redes aisladas y biometano por redes interconectadas al Sistema Nacional de Transporte. También establece condiciones de calidad, seguridad y un régimen tarifario de libertad vigilada. La CREG inició en 2026 el análisis para actualizarla.
Requisitos de calidad para biogás y biometano
La Resolución 240/2016 establece dos conjuntos de requisitos según la modalidad de servicio. El biogás para redes aisladas tiene parámetros más flexibles; el biometano para inyección al SNT debe cumplir las exigencias del gas natural convencional.
Biogás — redes aisladas (SPDBG)
| Parámetro | Valor requerido |
|---|---|
| Poder calorífico mínimo | >16 MJ/m³ |
| Índice de Wobbe | >18 MJ/m³ |
| Contenido de metano | >50 mol% |
| H₂S | <20 mg/m³ |
| CO₂ | <45 mol% |
| Siloxanos (fuentes industriales) | <10 mg/m³ |
| Compuestos halogenados | <1 mg Cl/m³ |
Biometano — inyección al SNT (SPDBM)
Para inyectar biometano a las redes del Sistema Nacional de Transporte, se deben cumplir todas las especificaciones del RUT (Reglamento Único de Transporte). La Resolución CREG 50 de 2018 actualizó el Cuadro 7 de calidad y la verificación en los puntos de entrada.
Adicionalmente, la Resolución 240/2016 exige:
- Siloxanos: <10 mg/m³
- Compuestos halogenados: <1 mg Cl/m³
En la práctica, el biogás crudo debe pasar por upgrading y acondicionamiento para alcanzar la especificación completa del punto de entrega. Un porcentaje de metano aislado no demuestra cumplimiento. Para entrada al SNT, el RUT exige analizadores en línea para varias propiedades del gas; la Resolución CREG 240 añade la verificación de siloxanos y compuestos halogenados en el punto de transferencia de custodia.
Qué viene: proyecto de modificación del Decreto 1073
El Ministerio de Minas y Energía publicó a finales de 2025 un proyecto de decreto para modificar el Decreto 1073 de 2015. El proyecto planteó dos ejes:
- Gas convencional: ajusta reglas de declaración y comercialización para que el gas disponible entre al mercado, con disposiciones transitorias contra incrementos injustificados de precios
- Biogás y biometano: crea marco habilitante para producción, uso e integración progresiva en la infraestructura de gas combustible, bajo criterios de calidad, seguridad y trazabilidad
La consulta oficial estuvo abierta del 30 de diciembre de 2025 al 16 de enero de 2026. A la fecha de esta revisión, no verificamos en la fuente consultada la expedición de un decreto final. La propuesta no debe citarse como norma vigente.
Oportunidades para la agroindustria
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 censo de 2024 registró 10,67 millones de animales y 6,7 millones en producción tecnificada (Porkcolombia/ICA); el potencial depende de la recolección, el agua de lavado, los sólidos y el BMP
- 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 →
Preguntas frecuentes
¿Quién rechaza o acepta un lote fuera de especificación?
El acuerdo de conexión y el contrato deben identificar el responsable de medir, validar y comunicar una desviación. También deben definir cierre de válvula, destino alternativo del gas, repetición del análisis y asignación del costo por producto rechazado.
¿Cómo se demuestra la calidad en el punto de entrega?
Se necesita un plan de medición con instrumentos, frecuencia, calibración, trazabilidad de muestras y límites de alarma. La especificación contractual debe remitir al RUT vigente y a los requisitos adicionales aplicables al biometano; el porcentaje de metano aislado no basta.
¿La producción de biometano ya tiene incentivos tributarios aprobados?
No existe una aprobación general para producir biometano como gas, calor o combustible. La Resolución UPME 000563 de 2026 incluye algunos equipos de upgrading, pero dentro de proyectos de biomasa destinados exclusivamente a generación eléctrica. Consulte la explicación del alcance vigente y la propuesta legislativa.
¿Evalúa producir biometano a partir de sus residuos?
Con datos de su operación — tipo de residuo, volumen, ubicación — podemos estimar el potencial de producción de biometano, evaluar la viabilidad regulatoria y estructurar el proyecto bajo modelo de co-inversión.
