N3 Avanzado · Lección 6 de 8 · 32 min

Del biogás al biometano: tecnologías de mejora y pérdidas de metano

Conversión bioquímica

Equipo docente de biomasa360 · Responsable: Dirección de oferta, calidad y Academia · Revisada el 25 de octubre de 2026 (revisión científica de cálculos y citas)

Al terminar podrás

Comparar las tecnologías comerciales de mejora del biogás por pureza, consumo y pérdida de metano (analizar).
Calcular el balance de metano y de electricidad de una planta de mejora (aplicar).
Seleccionar una tecnología según el destino del gas y la escala (evaluar).

Conviene saber antes

Lección «Operar un digestor estable».

El biometano es biogás al que se le ha quitado el CO₂ (y el H₂S, el agua y otras trazas) hasta parecerse al gas natural: se puede inyectar en la red o usar como combustible vehicular. Según la IEA (2020), el mundo consumía directamente unos 35 Mtep de biogás en 2018 y producía cerca de 3,5 Mtep de biometano, con un PCI de alrededor de 36 MJ/m³.

Bauer et al. (2013) compararon las tecnologías maduras: lavado con agua, lavado con aminas, adsorción por cambio de presión (PSA), membranas y lavado orgánico físico. Para un biogás típico de 60 % CH₄, la PSA retira el 98–99 % del CO₂, las membranas y los lavados físicos garantizan 98 % de CH₄ en el producto y las aminas retiran el 99,8 % del CO₂.

Figura 1Pérdida de metano (methane slip) por tecnología de mejora (% del metano que entra)

La PSA pierde cerca de 19 veces más metano que las aminas; sin oxidación del gas de cola, esa pérdida puede anular buena parte del beneficio climático.

Ver los datos en una tabla

Datos de la figura 1: Pérdida de metano (methane slip) por tecnología de mejora (% del metano que entra)
Tecnología	Deslizamiento
Lavado con agua	1
PSA	1,9
Membranas	0,5
Lavado con aminas	0,1

Fuente: Bauer et al. (2013), SGC Rapport 2013:270, §3.3. PSA: 1,8–2 % (media y mediana; se grafica 1,9). Agua: ≈1 %. Membranas: ≈0,5 %. Aminas: 0,1 % garantizado.

Tabla 1 Consumo energético específico de la mejora (kWh por Nm³ de biogás crudo)
Tecnología	Electricidad	Calor	Nota
Lavado con agua	0,23–0,30	0	0,3 a 400 Nm³/h; 0,23 a 2.000 Nm³/h
PSA	0,20–0,30	0	Depende de la escala
Membranas	0,20–0,30	0	Depende de la escala
Lavado con aminas	0,12–0,14	0,55	Calor a 120–150 °C; ≈80 % recuperable a 65 °C

Fuente: Bauer et al. (2013), §3.2.

\dot V_{\mathrm{CH_4,prod}}=\dot V_{\mathrm{crudo}}\,y_{\mathrm{CH_4}}\,(1-s)\qquad \dot V_{\mathrm{CH_4,perdido}}=\dot V_{\mathrm{crudo}}\,y_{\mathrm{CH_4}}\,s

Balance de metano de una planta de mejora con pérdida fraccional s.

Variables de la ecuación 1
Símbolo	Significado	Unidad
$\dot V_{\mathrm{crudo}}$	caudal de biogás crudo	Nm³ h⁻¹
$y_{\mathrm{CH_4}}$	fracción molar de CH₄ en el crudo	adimensional
$s$	pérdida de metano (methane slip)	adimensional

Ejemplo resuelto 1

Metano perdido al año: PSA frente a aminas

Una planta mejora 500 Nm³/h de biogás con 60 % CH₄ (caudal y composición supuestos) durante 8.000 h/año. Compara el metano perdido con PSA (1,9 %) y con aminas (0,1 %) y exprésalo en t CO₂e con el GWP100 del metano biogénico (27,0).

Datos del ejemplo 1
Dato	Valor	Unidad	Fuente
$\dot V_{\mathrm{crudo}}$	500	Nm³ h⁻¹	supuesto
$y_{\mathrm{CH_4}}$	0,6	—	supuesto típico
$s$	0,019 / 0,001	—	Bauer et al. (2013)
$\rho_{\mathrm{CH_4}}$	0,717	kg Nm⁻³	propiedad a 0 °C, 1 atm
$GWP₁₀₀$	27	kg CO₂e kg⁻¹	IPCC AR6 (Forster et al., 2021)

Metano que entra al año:
$500\times0{,}6\times8000=2\,400\,000\ \mathrm{Nm^3}$
Perdido con PSA, en masa:
$2\,400\,000\times0{,}019\times0{,}717=32{,}7\ \mathrm{t\,CH_4}$
En CO₂ equivalente:
$32{,}7\times27{,}0=883\ \mathrm{t\,CO_2e}$
Con aminas (0,1 %):
$2\,400\,000\times0{,}001\times0{,}717\times27{,}0/1000=46\ \mathrm{t\,CO_2e}$

Resultado

\Delta\approx836\ \mathrm{t\,CO_2e\,a\tilde{n}o^{-1}}

Interpretación: La diferencia entre tecnologías equivale a cientos de toneladas de CO₂e al año en una planta mediana. La pérdida de la PSA o del lavado con agua debe oxidarse (térmica o catalíticamente) si el proyecto declara reducciones de emisiones.

Ejemplo resuelto 2

Electricidad de la mejora frente a la energía del gas

Para la misma planta, calcula el consumo eléctrico anual con PSA (0,25 kWh/Nm³ crudo, punto medio de 0,2–0,3) y compáralo con la energía del biometano producido (PCI del CH₄ ≈ 9,94 kWh/Nm³, derivado de 35,8 MJ/Nm³).

Datos del ejemplo 2
Dato	Valor	Unidad	Fuente
$e$	0,25	kWh Nm⁻³	Bauer et al. (2013), punto medio
$PCI$	9,94	kWh Nm⁻³ CH₄	derivado: 35,8 MJ ÷ 3,6

Electricidad:
$500\times8000\times0{,}25=1\,000\ \mathrm{MWh}$
Energía del biometano producido:
$2\,400\,000\times(1-0{,}019)\times9{,}94=23\,403\ \mathrm{MWh}$
Relación:
$\frac{1\,000}{23\,403}=4{,}3\ \%$

Resultado

\approx4\ \%\ \text{de la energía del producto}

Interpretación: La mejora consume en electricidad alrededor del 4 % de la energía que entrega; la compresión para inyectar o para uso vehicular se suma a eso.

Figura 2Diagrama de flujo de una planta de mejora de biogás con pretratamiento, separación de CO₂ y oxidación del gas de cola.

Lo que no es evidente. Elegir por la pureza del producto es un error frecuente: casi todas las tecnologías llegan a calidad de red. La variable que distingue es la pérdida de metano y lo que se hace con ella (Angelidaki et al., 2018); en la planta completa, las pérdidas medidas incluyen además fugas del digestor y del almacenamiento (Scheutz y Fredenslund, 2019). Además, ninguna separa el nitrógeno: si se inyecta aire para quitar el H₂S en el digestor, el N₂ pasa entero al biometano (Bauer et al., 2013).

Ejercicios

Cálculo●○○
Con 1.000 Nm³/h de biogás a 55 % CH₄ y membranas con 0,5 % de pérdida, ¿cuánto biometano (como CH₄) se produce por hora?
Ver la solución
1.000 × 0,55 × (1 − 0,005) = 547,3 Nm³ CH₄/h.
Criterio●●●
Una planta quiere licuar el biometano (bio-GNL). ¿Qué tecnología de mejora necesita un pulido adicional y por qué?
Ver la solución
La licuefacción exige CO₂ por debajo de 50–125 ppm porque el CO₂ se congela (Bauer et al., 2013, tabla 11). Solo las aminas optimizadas (y quizá la criogenia) lo logran directamente; el lavado con agua, la PSA y las membranas necesitan un tamiz molecular de pulido.
Criterio●●○
El biogás de una planta lleva 55 % de CH₄, 42 % de CO₂ y 3 % de N₂ (por la aireación del digestor). ¿Qué ocurre con ese N₂ en una planta de membranas y cuánto N₂ tendrá el biometano?
Ver la solución
Pasa al producto: la permeación del N₂ es parecida a la del CH₄, así que las membranas no lo separan (Bauer et al., 2013). Al retirar el CO₂, el N₂ se concentra: 3 ÷ (55 + 3) = 5,2 % de N₂ en el biometano, si se recupera todo el CH₄. Con ≈5 % de inerte, el poder calorífico y el índice de Wobbe bajan y puede incumplir la especificación de la red.

Autoevaluación

¿Qué tecnología tiene la menor pérdida de metano según Bauer et al. (2013)?
1. PSA
2. Lavado con agua
3. Lavado con aminas
4. Lavado orgánico
Ver la respuesta
Respuesta: C. Las aminas garantizan 0,1 %, pero necesitan calor (≈0,55 kWh/Nm³) para regenerar la solución.
¿Cuál de estas tecnologías no requiere quitar el H₂S antes?
1. Lavado con agua
2. PSA
3. Membranas
4. Aminas
Ver la respuesta
Respuesta: A. El lavado con agua absorbe también el H₂S; las demás se dañarían con él.
¿Qué GWP100 asigna el IPCC AR6 al metano biogénico?
1. 1
2. 21
3. 27,0
4. 84
Ver la respuesta
Respuesta: C. 27,0 para el metano no fósil; 29,8 para el fósil (Forster et al., 2021, tabla 7.15).

Referencias

Bauer, F., Hulteberg, C., Persson, T., & Tamm, D. (2013). Biogas upgrading: Review of commercial technologies (SGC Rapport 2013:270). Svenskt Gastekniskt Center. https://lucris.lub.lu.se/ws/files/5465492/4580054.pdf
International Energy Agency. (2020). Outlook for biogas and biomethane: Prospects for organic growth. IEA. https://www.iea.org/reports/outlook-for-biogas-and-biomethane-prospects-for-organic-growth
Forster, P., Storelvmo, T., Armour, K., Collins, W., Dufresne, J.-L., Frame, D., Lunt, D. J., Mauritsen, T., Palmer, M. D., Watanabe, M., Wild, M., & Zhang, H. (2021). The Earth's energy budget, climate feedbacks, and climate sensitivity. En V. Masson-Delmotte et al. (Eds.), Climate change 2021: The physical science basis (pp. 923–1054). Cambridge University Press. https://doi.org/10.1017/9781009157896.009
Scheutz, C., & Fredenslund, A. M. (2019). Total methane emission rates and losses from 23 biogas plants. Waste Management, 97, 38–46. https://doi.org/10.1016/j.wasman.2019.07.029
Angelidaki, I., Treu, L., Tsapekos, P., Luo, G., Campanaro, S., Wenzel, H., & Kougias, P. G. (2018). Biogas upgrading and utilization: Current status and perspectives. Biotechnology Advances, 36(2), 452–466. https://doi.org/10.1016/j.biotechadv.2018.01.011

Para profundizar

Bauer, F., Hulteberg, C., Persson, T., & Tamm, D. (2013). Biogas upgrading: Review of commercial technologies (SGC Rapport 2013:270). Svenskt Gastekniskt Center. — Comparación técnica y económica de las tecnologías comerciales, con datos de fabricantes; de acceso abierto.
Angelidaki, I., Treu, L., Tsapekos, P., Luo, G., Campanaro, S., Wenzel, H., & Kougias, P. G. (2018). Biogas upgrading and utilization: Current status and perspectives. Biotechnology Advances, 36(2), 452–466. — Revisión de las rutas físicas, químicas y biológicas de mejora, incluida la metanización biológica con H₂.

Cómo citar esta lección

APA 7, para tu tesis o tu informe:

Equipo docente de biomasa360. (2026). Del biogás al biometano: tecnologías de mejora y pérdidas de metano (Versión 2026-10) [Lección del curso «Conversión bioquímica»]. Academia 360, biomasa360. Recuperado el 26 de octubre de 2026, de https://biomasa360.com/academia/conversion-bioquimica/biogas-a-biometano/

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