Biogás vs biometano: diferencias clave

Es habitual usar “biogás” y “biometano” como si fueran lo mismo, pero técnicamente son dos gases distintos: uno es la materia prima y el otro, el producto acabado. Entender dónde termina el primero y empieza el segundo aclara por qué un proyecto de valorización se decide, sobre todo, por la tecnología de purificación. El puente entre ambos tiene nombre propio: el upgrading.

Qué es el biogás bruto y por qué no sirve para la red

El biogás bruto es la mezcla gaseosa que sale directamente de la digestión anaerobia. Su composición varía según el sustrato, pero de forma orientativa presenta una concentración de metano (CH₄) del orden del 50-65 %, con el resto dominado por dióxido de carbono (CO₂) y acompañado de sulfuro de hidrógeno (H₂S), vapor de agua y trazas como siloxanos, oxígeno o nitrógeno según el origen. Es un gas combustible perfectamente aprovechable, pero a nivel local: alimenta motores de cogeneración (CHP) para producir electricidad y calor, o —en el peor de los casos— se quema en antorcha cuando no hay uso.

El problema del biogás bruto es doble. Por un lado, su poder calorífico es bajo e irregular precisamente porque casi la mitad del volumen es CO₂ inerte, lo que lo aleja del índice de Wobbe y del poder calorífico superior que exige la red. Por otro, el H₂S es corrosivo y la humedad y los siloxanos dañan equipos aguas abajo. Ninguna red gasista acepta un gas con esas características: no sería intercambiable con el gas natural ni seguro para la infraestructura.

Por eso el biogás bruto se queda, sin tratamiento, en el perímetro de la planta que lo genera. Convertirlo en un gas de red o en un combustible transportable exige un salto de calidad que no es marginal: hay que retirar prácticamente todo el CO₂ y las impurezas hasta dejar una corriente casi de metano puro. En biometalia.es tratamos el biogás solo como punto de partida: el foco está en lo que ocurre después, en su transformación.

El biometano: mismo origen, otra categoría de gas

El biometano es el biogás una vez purificado y enriquecido hasta superar el 95 % de CH₄ (con frecuencia por encima del 97-99 % según la tecnología y el ajuste del proceso). A efectos prácticos, es gas natural de origen renovable: mismo componente principal, mismas propiedades de combustión, misma intercambiabilidad en la red. La diferencia con el biogás no es de grado, es de categoría de producto.

Ese salto tiene consecuencias directas. El biometano, al cumplir la especificación de calidad, puede inyectarse en la red de transporte o distribución y viajar por la misma infraestructura que el gas fósil. Alternativamente, puede licuarse a bioGNL (bio-LNG) para transportarse por carretera cuando no hay punto de conexión cercano. Y, como gas renovable, puede acreditarse mediante garantías de origen (GdO), el certificado electrónico que —en el sistema creado por el RD 376/2022 y desarrollado por la Orden TED/1026/2022, gestionado por Enagás GTS como entidad responsable— acredita que 1 MWh de gas procede de fuente renovable.

Conviene fijar un matiz de vocabulario que se confunde a menudo: adsorción (con d) es lo que hace la tecnología PSA, donde el gas se fija sobre la superficie de un material adsorbente; absorción (con b) es lo que hacen los lavados con agua o con aminas, donde el CO₂ se disuelve o reacciona en un líquido. Son mecanismos físico-químicos distintos, no sinónimos, y cada uno encaja mejor con una composición de biogás concreta.

El upgrading: el puente entre uno y otro

El upgrading es el conjunto de procesos que convierten el biogás bruto en biometano. No es una sola operación, sino una cadena que combina pretratamiento —desulfuración para eliminar el H₂S, retirada de siloxanos, secado y filtración de partículas— con una etapa de enriquecimiento que separa el CO₂ del CH₄. Esa etapa es la que define la tecnología del proyecto y suele ser el principal criterio de comparación entre propuestas.

Hoy conviven cuatro grandes rutas, cada una con su lógica de operación y sus condiciones ideales:

• Separación por membranas (fibra hueca): modular y contenerizada, muy extendida en proyectos nuevos por su compacidad y flexibilidad de caudal.
• PSA (adsorción por oscilación de presión): útil cuando el biogás lleva nitrógeno u oxígeno, como suele ocurrir con el gas de vertedero.
• Lavado con agua (water scrubbing): tecnología madura y robusta, sin reactivos químicos.
• Lavado con aminas (absorción química): alcanza las mayores recuperaciones de CH₄, a costa de un consumo de calor para regenerar el disolvente.

Cuál conviene no se decide en abstracto: depende de la composición del biogás (%CH₄, H₂S, presencia de N₂/O₂), del caudal en Nm³/h y de la salida buscada. Esa selección técnica la realizan las EPC e ingenierías de biometano, que dimensionan el proceso sobre los datos reales de cada planta. Si quieres profundizar en cómo se comparan estas rutas, el detalle está en el master de upgrading de biogás, con páginas específicas para cada tecnología.

Tabla comparativa: biogás frente a biometano

Puesto en paralelo, el contraste entre ambos gases es nítido y explica por qué el upgrading no es un detalle sino el corazón económico y técnico del proyecto:

La fila decisiva es la de calidad de red. El biometano solo es inyectable si cumple los umbrales fisicoquímicos de la especificación NGTS-06 (Resolución DGPEM de 8 de octubre de 2018, con referencia europea equivalente EN 16723). Esa especificación fija, entre otros parámetros verificados, un CO₂ ≤ 2 mol%, un punto de rocío de agua ≤ −8 °C, un límite de O₂ de 0,3 mol% en transporte / 1 mol% en distribución y H₂ ≤ 5 mol%. Alcanzar esos valores es, precisamente, lo que el upgrading debe conseguir. La verificación del cumplimiento y el procedimiento de conexión —regulado por la Resolución de la CNMC de 13 de junio de 2025— los gestionan la ingeniería adjudicataria y el gestor de red, no el promotor por su cuenta.

Del gas al proyecto: dos salidas posibles

Una vez el biogás se ha convertido en biometano de calidad de red, el proyecto se bifurca en dos destinos, y la elección tiene tanto peso técnico como económico. La primera opción es la inyección a la red gasista: si existe un punto de conexión razonablemente próximo, el biometano se comprime, pasa por una estación de regulación y medida (ERM), se odoriza y se inyecta en transporte o distribución. Es la salida más eficiente cuando la geografía acompaña; el detalle regulatorio y técnico está en el master de inyección de biometano a la red.

La segunda opción es la licuefacción a bioGNL (bio-LNG). Cuando no hay red cercana, enfriar el biometano hasta licuarlo permite transportarlo por carretera y abastecer, por ejemplo, transporte pesado. Es la ruta que hace viables proyectos que de otro modo se quedarían sin salida por falta de infraestructura gasista; se desarrolla en el master de licuefacción a bioGNL.

En el plano estratégico, ambas salidas se apoyan en un marco de política pública que da solidez a la tesis de inversión: el objetivo de biogás y biometano de 20 TWh en 2030 fijado por el PNIEC 2023-2030, y el paraguas de financiación del PERTE ERHA con los programas de incentivos del IDAE (cuyas convocatorias cambian cada año y conviene verificar en el momento de plantear el proyecto). Existe además un proyecto de real decreto de impulso del biometano, en tramitación, que podría introducir cuotas mínimas obligatorias en las ventas de gas; al no estar vigente, se menciona solo en condicional. El marco disponible para encajar un proyecto concreto —incluidas las ayudas al biometano— lo evalúan las ingenierías verificadas caso por caso.

Este contenido es divulgativo y no sustituye asesoramiento técnico ni legal. Biometalia.es no diseña, dimensiona, fabrica, construye, opera ni certifica plantas de biometano, no tramita la conexión a la red ni emite garantías de origen: centraliza tu solicitud y la traslada a EPC e ingenierías de plantas de biometano y upgrading verificadas. El dimensionamiento del upgrading, el cumplimiento de la especificación de calidad y el procedimiento de conexión los aportan la ingeniería adjudicataria y, cuando procede, el gestor de red y los organismos competentes (CNMC, Enagás GTS), en función del alcance del proyecto.