Calidad del biometano para inyectar (NGTS-06)

El biogás que sale de un digestor no puede inyectarse en la red gasista tal cual: contiene demasiado CO₂, humedad, sulfuro de hidrógeno y trazas que lo hacen incompatible con el gas natural. Para que un metro cúbico de biometano circule por la misma red que el gas natural convencional tiene que cumplir una especificación de calidad muy concreta. En España esa especificación es la NGTS-06, y es, en la práctica, el objetivo técnico que el upgrading debe alcanzar. Este artículo desglosa sus umbrales verificados y qué implica cada uno para un proyecto de planta.

Qué es la NGTS-06 y de dónde sale

La NGTS-06 es una de las Normas de Gestión Técnica del Sistema gasista español. Su redacción vigente para el biometano procede de la Resolución de la DGPEM de 8 de octubre de 2018 (BOE-A-2018-14557), que modificó las NGTS-06 y NGTS-07 y los protocolos PD-01 y PD-02 para fijar las especificaciones que debe cumplir un gas renovable antes de entrar en la red de transporte o de distribución. La idea de fondo es la intercambiabilidad: el biometano tiene que comportarse igual que el gas natural fósil en cualquier punto de consumo —una caldera doméstica, un horno industrial, una turbina— sin que el usuario final note diferencia alguna ni sufra sus equipos.

Conviene distinguir bien los dos gases que se manejan en un proyecto. El biogás bruto que produce la digestión anaerobia ronda el 50-65% de metano, con el resto repartido entre CO₂ (35-50%) y trazas. El biometano que exige la red supera el 95% de CH₄. Ese salto de calidad no es cosmético: es precisamente lo que consigue el proceso de upgrading de biogás, donde las EPC e ingenierías dimensionan la tecnología (membranas, PSA, lavado con agua o lavado con aminas) en función de la composición de partida y del caudal.

La referencia europea equivalente es la norma EN 16723, que armoniza a nivel comunitario los requisitos del biometano para inyección en red y para uso como combustible de automoción. La NGTS-06 y la EN 16723 apuntan al mismo fin —un gas renovable intercambiable con el gas natural— con umbrales del mismo orden de magnitud, aunque cada Estado miembro conserva matices propios de su red. Al leer bibliografía técnica europea es habitual encontrar ambas citadas de forma conjunta.

Los umbrales verificados que impone la NGTS-06

Estos son los parámetros que un biometano debe cumplir para inyectarse, según la redacción de 2018 de la NGTS-06:

• CO₂ ≤ 2 mol%. El límite más exigente en términos de proceso. El upgrading tiene que retirar casi todo el dióxido de carbono del biogás bruto, y es este parámetro el que más condiciona el tamaño y el consumo energético del sistema de separación.
• Punto de rocío de agua ≤ −8 °C. Garantiza que no se forme condensación líquida en la tubería, que provocaría corrosión y bloqueos. Obliga a una etapa de secado o deshumidificación en el pretratamiento.
• O₂ ≤ 0,3 mol% en transporte y ≤ 1 mol% en distribución. El oxígeno favorece la corrosión y complica el almacenamiento. El límite es más estricto en la red de transporte de alta presión. Es un parámetro crítico en el biogás de vertedero, donde la captación arrastra aire.
• H₂ ≤ 5 mol%. Acota la proporción de hidrógeno admisible, relevante conforme la red se abre a mezclas con hidrógeno renovable.
• Índice de Wobbe y PCS dentro de banda. El biometano debe mantenerse en la ventana de poder calorífico superior e índice de Wobbe de la red para que la energía entregada sea equivalente a la del gas natural.

A esto se suman límites de compuestos de azufre, siloxanos y partículas que el pretratamiento —desulfuración de H₂S, eliminación de siloxanos, filtración— debe controlar aguas arriba del upgrading. La composición exacta del biogás de partida (porcentaje de metano, carga de H₂S, presencia de N₂/O₂) es lo que determina qué combinación de etapas hace falta, y por eso la ingeniería parte siempre de un análisis del gas.

Por qué el punto de rocío y el índice de Wobbe deciden la tecnología

Dos de los umbrales anteriores tienen consecuencias de diseño que a veces se subestiman. El punto de rocío de agua ≤ −8 °C implica que el gas, incluso enfriándose en la tubería en invierno, no llega a condensar. Cumplirlo obliga a una etapa de secado dimensionada para la presión y la temperatura del punto de inyección concreto; no es un requisito universal sino dependiente de las condiciones de la red local, algo que la ingeniería resuelve caso a caso.

El índice de Wobbe merece una explicación porque es donde reside la lógica de la intercambiabilidad. Relaciona el poder calorífico superior del gas con la raíz de su densidad relativa, y describe la energía que un quemador recibe a través de un orificio fijo a una presión dada. Dos gases con Wobbe equivalente entregan la misma potencia en el mismo equipo aunque su composición difiera. Por eso la NGTS-06 no fija solo el metano mínimo: exige que el conjunto —tras retirar CO₂ y ajustar trazas— caiga dentro de la banda de Wobbe y PCS de la red española. Un biometano demasiado “flojo” (con CO₂ residual alto) o fuera de banda no es inyectable aunque su metano parezca suficiente.

La tecnología de upgrading que mejor encaja depende de la composición. Las EPC comparan varias rutas: la separación por membranas, muy extendida en proyectos nuevos por su formato modular; la PSA o adsorción por oscilación de presión —con d, adsorción, no confundir con la absorción química—, útil cuando hay N₂/O₂ como en el gas de vertedero; el lavado con agua; o el lavado con aminas, que ofrece recuperaciones de metano muy altas a costa de necesitar calor. No hay una respuesta única: es la ingeniería quien dimensiona sobre los datos reales del gas.

Cumplir la calidad es necesario, pero no basta para inyectar

Alcanzar los umbrales de la NGTS-06 es condición imprescindible para inyectar, pero un proyecto de inyección de biometano a la red requiere además otros dos elementos que muchas veces se pasan por alto. El primero es el procedimiento de conexión, que en España regula la Resolución de la CNMC de 13 de junio de 2025 (BOE-A-2025-12803), la norma vigente que unificó el acceso de las plantas de biometano con el de otros gases renovables. Este trámite lo gestionan la EPC y el gestor de red —Enagás como gestor técnico del sistema en transporte, o la distribuidora correspondiente en distribución—, no el promotor por su cuenta.

El segundo es la infraestructura de entrega. En el punto de inyección hace falta una estación de regulación y medida (ERM) que ajuste presión, mida el caudal aportado y, si procede, odorice el gas antes de que entre en la red de distribución. Es el equipamiento que hace física la conexión una vez el gas cumple la especificación y la conexión está autorizada.

Cuando no existe un punto de inyección próximo, la especificación de calidad de red deja de ser el objetivo y el proyecto puede orientarse a la licuefacción a bioGNL, que abre una salida logística por camión para transporte pesado sin depender de la red gasista. Las EPC verificadas evalúan ambas salidas —inyección o licuefacción— sobre los datos concretos de cada planta y su ubicación, porque de esa decisión dependen tanto el CAPEX como la ruta de comercialización del gas renovable.

Este contenido es divulgativo y no sustituye asesoramiento técnico ni legal; las especificaciones y normas citadas pueden actualizarse, por lo que conviene verificar la versión vigente en el BOE, la CNMC y el MITECO antes de tomar decisiones de proyecto. Biometalia no diseña, dimensiona, construye, opera ni certifica plantas de biometano, ni tramita la conexión a la red: es un punto de encuentro que centraliza tu solicitud y la traslada a EPC e ingenierías de biometano y upgrading verificadas, que son quienes dimensionan el upgrading y gestionan la inyección junto con el gestor de red y los organismos competentes.