Tecnologías de upgrading de biogás

El biogás bruto que ya generas ronda un 50–65% de metano; para inyectarlo en la red gasista o licuarlo a bioGNL hay que subirlo por encima del 95% de CH₄. Ese salto es el upgrading, y no existe una única forma de conseguirlo: el mercado ha consolidado cuatro tecnologías —membranas, PSA, lavado con agua y lavado con aminas— con físicas, consumos y encajes de proyecto distintos. Entender en qué se diferencian es el primer criterio de compra para cualquier promotor que compara propuestas.

Adsorción no es absorción: el mapa físico de las cuatro tecnologías

Antes de comparar conviene fijar el vocabulario, porque dos términos parecidos designan mecanismos opuestos. La adsorción (con d) retiene el CO₂ sobre la superficie de un sólido poroso; la absorción (con b) lo disuelve dentro de un líquido. Sobre esta distinción se ordenan las cuatro familias.

La separación por membranas aprovecha que el CO₂ permea a través de un material polimérico selectivo (fibra hueca) más rápido que el CH₄: el metano queda retenido y el CO₂ atraviesa. Es un proceso seco, sin consumibles líquidos, muy modular y contenerizable, lo que la ha convertido en la opción dominante en muchos proyectos nuevos.

La PSA (Pressure Swing Adsorption, adsorción por oscilación de presión) hace pasar el biogás por lechos de material adsorbente que capturan el CO₂ a alta presión y lo liberan al despresurizar, regenerando el lecho en ciclos. También es un proceso seco y destaca por su tolerancia a componentes como el N₂ y el O₂.

El lavado con agua (water scrubbing) es absorción física: el biogás se contacta a contracorriente con agua a presión en una columna, y el CO₂ —más soluble que el CH₄— se disuelve. Es una de las tecnologías más maduras y robustas del sector. El lavado con aminas es absorción química: una disolución de aminas reacciona selectivamente con el CO₂, y esa selectividad se traduce en la mayor recuperación de metano, a costa de necesitar calor para regenerar el disolvente. Cada una de estas rutas tiene su servicio de referencia donde la ingeniería concreta el diseño.

Membranas y PSA: las dos vías secas

La separación por membranas se ha impuesto en buena parte de los proyectos recientes por una razón operativa clara: al no manejar líquidos ni consumibles químicos, el skid es compacto, se entrega contenerizado y escala añadiendo etapas de permeación. Suele diseñarse en varias etapas para recircular las corrientes intermedias y no perder metano en la fracción de CO₂. Es una tecnología que encaja especialmente bien en instalaciones donde la modularidad y una puesta en marcha ágil pesan en la decisión, y donde no se dispone de una fuente de calor residual que rentabilizar.

La PSA comparte el carácter seco de las membranas pero opera por adsorción cíclica sobre lechos sólidos. Su rasgo diferencial es cómo se comporta frente a gases distintos del CO₂: tolera bien la presencia de nitrógeno y oxígeno, lo que la hace candidata natural cuando el biogás procede de gas de vertedero, donde esos componentes suelen aparecer por la propia dinámica del vaso. La contrapartida clásica de la PSA es que exige un pretratamiento cuidadoso —el H₂S y la humedad degradan el adsorbente— y que su operación cíclica introduce cierta complejidad de válvulas y control.

Ninguna de las dos requiere calor de proceso, lo que las diferencia de las rutas de absorción química. En la práctica, la elección entre membrana y PSA depende de la composición concreta del biogás y del punto de operación, y es la EPC quien la resuelve sobre datos reales, no en abstracto.

Lavado con agua y lavado con aminas: las vías húmedas

El lavado con agua es absorción física y una de las tecnologías con más recorrido en el sector. Su virtud es la robustez: usa agua como disolvente —barato y disponible—, tolera variaciones de carga y el mismo lavado retira parte del H₂S junto con el CO₂. A cambio, mueve caudales de agua importantes y consume energía de bombeo y compresión, y su recuperación de metano es sensible a las condiciones de operación de la columna.

El lavado con aminas sube un peldaño en selectividad: en lugar de disolver físicamente el CO₂, lo captura mediante una reacción química con una disolución de aminas. Esa afinidad química es la que le permite acreditar habitualmente la mayor recuperación de CH₄ de las cuatro familias, con pérdidas de metano muy bajas. El coste de esa selectividad es energético: regenerar la amina —liberar el CO₂ capturado y devolver el disolvente al ciclo— requiere una fuente de calor, por lo que esta ruta luce especialmente cuando la instalación dispone de calor residual que aprovechar. Es una tecnología con la que trabajan ingenierías españolas de aguas e industria con doble encaje en depuración y biometano.

En ambos casos, la corriente de CO₂ separada puede tener un destino de valor si alcanza calidad suficiente, algo que se evalúa junto con la salida del proyecto.

Cómo se elige: composición, caudal, calor y salida

No hay una tecnología «mejor» en abstracto; hay una que encaja mejor con cada proyecto. Los criterios que manejan las ingenierías se resumen en cuatro ejes.

Composición del biogás. El %CH₄ de partida, la carga de H₂S y siloxanos, y sobre todo la presencia de N₂/O₂ orientan la selección: el gas de vertedero, cargado de nitrógeno y oxígeno, empuja hacia la PSA; un biogás agroindustrial limpio abre el abanico a membranas o aminas.

Caudal. La economía de escala de cada tecnología cambia con los Nm³/h a tratar; caudales pequeños y necesidad de modularidad favorecen a las membranas, mientras que instalaciones grandes pueden amortizar la complejidad de una planta de aminas.

Calor disponible. Es el criterio que más divide: si hay calor residual, el lavado con aminas rentabiliza su alta recuperación; si no lo hay, las vías secas (membranas, PSA) evitan esa penalización energética.

Salida aguas abajo. No es lo mismo diseñar para inyección a red —donde el biometano debe cumplir la especificación NGTS-06 (CO₂ ≤ 2 mol%, punto de rocío ≤ −8 °C, O₂ 0,3/1 mol%, H₂ ≤ 5 mol%) y el procedimiento de conexión de la Resolución de la CNMC de 13 de junio de 2025— que para licuefacción a bioGNL, donde el nivel de purificación exigido aguas arriba del licuefactor es todavía más severo. La salida condiciona la tecnología, y a su vez la tesis de inversión se apoya en un marco de política pública —objetivo de 20 TWh de biogás y biometano en 2030 del PNIEC 2023-2030— cuyas líneas de ayuda conviene contrastar en cada convocatoria.

Combinar estos cuatro ejes es un ejercicio de ingeniería de proceso que se resuelve sobre datos concretos. Por eso el promotor no elige la tecnología en solitario: compara propuestas de varias EPC que han dimensionado el upgrading sobre su caudal y su composición reales.

Este contenido es divulgativo y no sustituye asesoramiento técnico ni legal. Biometalia.es no diseña, dimensiona, fabrica, construye ni opera plantas de biometano, ni tramita la conexión a red: es un punto de encuentro que centraliza tu solicitud y la traslada a EPC e ingenierías de biometano y upgrading verificadas. El dimensionamiento del upgrading, el cumplimiento de la especificación de calidad para inyección y el procedimiento de conexión los aportan la ingeniería adjudicataria y, cuando procede, el gestor de red y los organismos competentes. Verifica siempre la normativa vigente antes de tomar decisiones de proyecto.