Inyección a red vs licuefacción a bioGNL

Un proyecto de biometano tiene dos finales posibles, y la decisión entre ellos condiciona el CAPEX, la logística y la propia tesis de inversión. Una vez que el upgrading ha convertido el biogás bruto (~50-65% CH₄) en biometano de calidad de red (>95% CH₄), ese gas tiene que salir de la planta: o bien se inyecta en la red gasista, o bien se licúa a bioGNL para moverlo en cisterna. Este artículo repasa los criterios técnicos con los que las EPC e ingenierías del sector eligen una salida u otra.

El punto de partida: el upgrading ya resuelto

Antes de hablar de salidas conviene fijar la frontera. Este artículo asume que la planta ya dispone de biometano purificado, es decir, que la etapa de upgrading del biogás —separación por membranas, PSA por adsorción, lavado con agua o lavado con aminas por absorción— ha llevado el gas a la banda de calidad exigible. La distinción es importante porque el biogás bruto no se inyecta ni se licúa: primero hay que enriquecerlo en metano y limpiarlo de CO₂, H₂S, siloxanos y humedad.

La tecnología de upgrading condiciona parcialmente la salida, pero no la determina. Un tren de membranas modular puede alimentar tanto una inyección a red como una unidad de licuefacción; lo mismo ocurre con el lavado con aminas, que maximiza la recuperación de CH₄ y entrega un biometano de muy alta pureza. Lo que sí cambia entre ambas salidas es el destino físico del gas y la infraestructura aguas abajo que hay que construir. Por eso el sector trata la elección de salida como una decisión de proyecto independiente, que la ingeniería evalúa junto con el promotor a partir de tres variables: dónde está la red, cuánto gas se produce y adónde va ese gas.

Inyección a red: la salida de referencia cuando hay conexión

Inyectar biometano en la red de transporte o distribución es, en términos generales, la salida de menor coste de valorización cuando existe un punto de conexión razonablemente próximo. El gas se incorpora a la infraestructura gasista existente y se comercializa como gas renovable, con el respaldo de las garantías de origen gestionadas por Enagás GTS conforme al RD 376/2022 y la Orden TED/1026/2022.

Ahora bien, inyectar no es “abrir una válvula”. El biometano debe cumplir la especificación de calidad NGTS-06, fijada por la Resolución DGPEM de 8 de octubre de 2018 (BOE-A-2018-14557), con umbrales verificados de CO₂ ≤ 2 mol%, punto de rocío de agua ≤ −8 °C, O₂ 0,3 mol% en transporte y 1 mol% en distribución, e H₂ ≤ 5 mol%, además de un índice de Wobbe y un poder calorífico en banda para ser intercambiable con el gas natural. La referencia europea equivalente es la norma EN 16723.

A esa exigencia de calidad se suma la infraestructura de conexión: una estación de regulación y medida (ERM), odorización y la propia acometida a la red. El procedimiento administrativo lo regula la Resolución de la CNMC de 13 de junio de 2025 (BOE-A-2025-12803), que unificó el trámite de conexión de biometano con el de otros gases renovables. Lo tramitan la EPC del proyecto y el gestor de red; ni el promotor ni Biometalia lo gestionan por su cuenta. La consecuencia práctica es que la inyección brilla cuando la distancia al gasoducto es corta: un ramal largo puede encarecer el proyecto hasta el punto de inclinar la balanza hacia la otra salida.

Licuefacción a bioGNL: valorizar sin red cercana

Cuando no hay punto de conexión a distancia asumible —o cuando el destino natural del gas es el transporte pesado—, la salida es la licuefacción a bioGNL (bio-LNG). El biometano purificado se enfría hasta unos −162 °C y pasa a estado líquido, reduciendo su volumen del orden de 600 veces. Así puede almacenarse en depósitos criogénicos y transportarse en cisterna por carretera, desacoplando la planta de la red gasista.

El bioGNL cambia la ecuación económica en dos sentidos. Por un lado, elimina el coste de construir un ramal largo hasta la red, que en zonas rurales o agroindustriales alejadas puede ser el mayor cuello de botella de un proyecto de inyección. Por otro, añade el CAPEX y el consumo energético de la unidad de licuefacción, más la logística de transporte. La ingeniería que dimensiona el proyecto compara ese balance frente al de la inyección: no hay una respuesta universal, depende del caso.

Existe además una variante próxima, el bioGNC (biometano comprimido en lugar de licuado), orientada a movilidad de menor autonomía. Tanto el bioGNL como el bioGNC, en su faceta de combustible para transporte, se enmarcan en la Orden TED/728/2024, de 15 de julio (BOE-A-2024-14545), que articula el mecanismo de fomento de combustibles renovables en transporte —un marco distinto del de la inyección a red doméstica. Para un promotor cuyo biometano vaya a repostar flotas pesadas, esa vía regulatoria puede aportar valor adicional al proyecto; la EPC verificada evalúa si encaja.

Los tres criterios de decisión

En la práctica, el sector reduce la elección a tres ejes que la ingeniería pondera de forma conjunta:

Distancia al punto de conexión

Es el criterio dominante. Con un gasoducto de transporte o distribución cerca y un caudal que amortice la ERM, la inyección suele ganar. A medida que crece la distancia —y con ella el coste del ramal—, el bioGNL gana peso hasta convertirse en la única salida viable en emplazamientos aislados.

Escala y caudal

El caudal de biogás (medido en Nm³/h) fija la escala. Proyectos de mayor tamaño tienden a rentabilizar mejor tanto la conexión a red como una unidad de licuefacción propia; en caudales más modestos, la logística de cisternas o un modelo compartido pueden inclinar la decisión. No hay umbrales universales: son cifras de diseño que cada EPC calcula sobre el proyecto, sin promesas de producción en abstracto.

Destino del gas y logística

Si el biometano va a alimentar consumo térmico industrial conectado a la red, la inyección es coherente. Si el objetivo es descarbonizar transporte pesado o suministrar a un consumidor sin acceso a gasoducto, el bioGNL encaja mejor. Aquí entra también la posible valorización del CO₂ separado en el upgrading, que en calidad alimentaria añade un ingreso secundario y se estudia dentro de la misma ingeniería de proceso.

Conviene subrayar que ambas salidas no son excluyentes en el tiempo: hay proyectos que arrancan con bioGNL y prevén inyección cuando la red se acerque, o que combinan ambas. La comparación técnica —qué tecnología de upgrading alimenta qué salida y con qué coste— es exactamente donde se decide la viabilidad, y es el tipo de análisis que aportan las EPC e ingenierías verificadas sobre los datos reales de cada biogás.

Este contenido es divulgativo y no sustituye asesoramiento técnico ni legal. Biometalia.es es un punto de encuentro entre promotores e industrias que producen biogás y EPC e ingenierías de plantas de biometano y upgrading verificadas; no diseña, dimensiona, construye ni opera plantas, no tramita la conexión a la red ni emite garantías de origen. El dimensionamiento del upgrading, la elección de salida, 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. Verifica siempre la vigencia de la normativa citada antes de tomar decisiones de inversión.