El déficit de gas natural en Colombia
Las reservas probadas de gas natural en Colombia pasaron de 13.9 años en 2011 a 5.9 años en 2024. La oferta declarada para 2026 cayó en 91 GBTUD respecto a 2024, dejando un faltante estimado de 206 GBTUD — equivalente al 20% de la demanda nacional.
| Año | Déficit proyectado | Fuente |
|---|---|---|
| 2025 | 17.5% importado (GNL) | Naturgas |
| 2026 | ~39% | Andesco / CREE |
| 2027 | ~58% | Andesco / CREE |
| 2029 | 56% importado | Naturgas |
El GNL importado llega a costos 2-3 veces superiores al gas doméstico y está expuesto a volatilidad internacional. Fedesarrollo estima que el costo de no explorar nuevas reservas alcanza los $114 billones COP. En este contexto, el biometano producido localmente a partir de residuos agroindustriales representa una fuente de gas renovable, doméstica y predecible.
Para una lectura más amplia sobre esta oportunidad, ver Biometano en Colombia: la oportunidad del gas renovable.
Marco regulatorio vigente
Colombia cuenta con marco normativo para biogás y biometano desde 2014. La regulación ha avanzado en capas: primero los incentivos (Ley 1715), luego la regulación técnica (Res. 240/2016), y actualmente se prepara política pública específica (proyecto de modificación del Decreto 1073).
| Norma | Año | Qué regula |
|---|---|---|
| Ley 1715 | 2014 | Integración de FNCER al sistema energético. Incentivos tributarios: deducción renta 50%, depreciación acelerada, exclusión IVA, exención aranceles |
| 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 |
| Proyecto mod. Decreto 1073 | 2025-2026 | Marco habilitante para producción, uso e integración de biogás y biometano en infraestructura de gas. En consulta pública |
La Resolución CREG 240 de 2016 es la pieza central
Es la única resolución CREG específica para biogás y biometano. No ha sido reemplazada ni modificada. Define dos vías de comercialización: biogás por redes aisladas (para zonas sin conexión al SNT) y biometano por redes interconectadas (inyección al sistema nacional de transporte de gas). El régimen tarifario es de libertad vigilada: las empresas fijan precios libremente, pero deben informar a la CREG.
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, Resolución CREG 071/1999, modificada por Resolución 54/2007). El índice de Wobbe debe estar dentro del rango de la Tabla 7, sección 6.3 del RUT, calculado según normas AGA Report No. 5 o ISO 6976.
Adicionalmente, la Resolución 240/2016 exige:
- Siloxanos: <10 mg/m³
- Compuestos halogenados: <1 mg Cl/m³
En la práctica, esto implica que el biogás crudo (55-65% CH₄) debe pasar por un proceso de upgrading para elevar el contenido de metano a >95% y remover CO₂, H₂S y trazas de contaminantes. Los productores deben instalar puntos de verificación de calidad a la salida de planta, con analizadores portátiles o en línea, y reportar semestralmente a las autoridades.
Qué viene: proyecto de modificación del Decreto 1073
El Ministerio de Minas y Energía, bajo la dirección del ministro Edwin Palma, publicó a finales de 2025 un proyecto de decreto que modifica el Decreto 1073 de 2015. El proyecto tiene 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
A marzo de 2026, el decreto se encontraba en proceso de consulta pública. Su aprobación formalizaría la política pública de integración de biometano al sistema gasífero nacional — complementando la regulación técnica que ya existe en la Resolución 240/2016.
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: ~596,000 ha, POME con DQO de 40,000-60,000 mg/L que genera 14 m³ de biogás por tonelada de RFF
- Porcicultura: ~10 millones de cabezas, efluentes con DQO de 10,000-30,000 mg/L
- Ingenios azucareros: vinazas con DQO de 50,000-100,000 mg/L
- Avicultura: >1.8 millones de toneladas de pollo/año, gallinaza y pollinaza como sustratos
En todos estos casos, la producción de biometano resuelve dos problemas simultáneamente: cumplimiento de la Resolución 631 de vertimientos y generación de un gas renovable comercializable. El Reactor Anaerobio de Contacto (RAC) produce 30-35% más biogás que una laguna convencional cubierta, mejorando la viabilidad del upgrading a biometano.
Bajo el modelo de co-inversión, la agroindustria no necesita financiar la infraestructura de producción de biometano. Conozca los modelos contractuales PPA/BOOT →
Preguntas frecuentes
¿Se puede inyectar biometano a la red de gas natural en Colombia?
Sí. La Resolución CREG 240 de 2016 establece las condiciones para la prestación del servicio público de biometano a través de redes interconectadas del Sistema Nacional de Transporte (modalidad SPDBM). El biometano debe cumplir las especificaciones del RUT más límites adicionales de siloxanos y compuestos halogenados. El régimen tarifario es de libertad vigilada.
¿Qué calidad debe tener el biometano para inyectarse a la red?
Debe cumplir todas las especificaciones del RUT (Resolución CREG 071/1999, modificada por Res. 54/2007), incluyendo el índice de Wobbe dentro del rango de la Tabla 7 sección 6.3. La Resolución 240/2016 agrega: siloxanos <10 mg/m³ y compuestos halogenados <1 mg Cl/m³. En la práctica, esto requiere upgrading del biogás crudo a >95% de metano.
¿Qué incentivos tributarios aplican para proyectos de biometano?
La Ley 1715 de 2014 y la Ley 2099 de 2021 otorgan incentivos a proyectos con FNCER: deducción de renta del 50% de la inversión (hasta 15 años), depreciación acelerada (hasta 33.33%/año), exclusión de IVA en equipos y exención de aranceles. El beneficio tributario efectivo puede alcanzar el 52.5% de la inversión. Requiere certificación UPME.
¿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.