Reconversión de una planta de biogás con cogeneración en planta de biometano (retrofit): paso a paso

El retrofit de una planta de biogás consiste en transformar la instalación con motor de cogeneración (CHP) en una planta de biometano añadiendo el tratamiento previo, la purificación, la compresión, la estación de inyección y la conexión a la red; los digestores, los almacenes y parte de la infraestructura se mantienen. Una planta de biogás con una potencia eléctrica de 1 MW produce normalmente alrededor de 450–500 m³/h de biogás, es decir, alrededor de 250 m³/h de metano, lo que tras la purificación da aprox. 250 m³/h de biometano (aprox. 2,5 MW de potencia química). Las cuestiones clave se refieren al balance de calor, al apoyo, a la conexión y a la economía.

Paso 1: balance de biogás

A partir de los datos de la instalación, establezca la producción real de biogás (m³/h) y la composición (CH₄, H₂S, O₂, N₂). Ejemplo: una potencia eléctrica de 1 MW con un rendimiento eléctrico del 40 % significa una potencia química del combustible de 2,5 MW. Con una energía de 5,5 kWh/m³ de biogás, esto da 455 m³/h de biogás, es decir, aprox. 250 m³/h de CH₄ (55 %). Tras la purificación con unas pérdidas del 0,5 %, se obtienen aprox. 249 m³/h de metano y, con una pureza del 98 %, aprox. 254 m³/h de biometano. Producción anual (8000 h): aprox. 2,0 millones de m³, es decir, aprox. 20 GWh.

Paso 2: calor para la digestión

El motor CHP suministraba calor también para calentar los digestores (mantenimiento de aprox. 38–42 °C en régimen mesófilo), normalmente de una docena a varias decenas por ciento del calor del motor. Tras la parada de la CHP hay que sustituirlo:

• con una caldera de biogás (consume aprox. de unos pocos a una docena por ciento de la energía del gas),
• con una caldera de biomasa,
• con una bomba de calor (electricidad),
• con calor residual de la purificación o de la compresión,
• con la conservación parcial de una unidad CHP más pequeña.

La demanda de calor depende de la temperatura en invierno, del aislamiento y de la alimentación, por lo que requiere cálculos. La solución elegida influye en el balance de emisiones y en el volumen de biometano vendido.

Paso 3: tecnología de purificación

La selección se describe en un artículo aparte (matriz de decisión). A pequeña escala (250 m³/h de biometano) se emplean con frecuencia membranas o PSA en contenedor. Es necesario el tratamiento previo (desulfuración, secado, carbón activo), diseñado para la composición real del biogás. Si la desulfuración biológica introduce aire, hay que tener en cuenta el oxígeno y el nitrógeno en el biometano.

Paso 4: red y conexión

Comience con la solicitud de condiciones de conexión, el análisis de la capacidad de absorción y de la presión. En una instalación pequeña (250 m³/h), la red local de media presión puede tener problemas con el consumo estival, por lo que considere variantes (compresión inversa, conexión con una red de mayor presión, bioCNG). Planifique la estación de inyección con medición de la calidad y de la cantidad.

Paso 5: apoyo y contratos

Compruebe qué contratos y sistemas de apoyo rigen para la instalación actual (tarifas garantizadas, primas, subastas, contratos de venta de energía) y cuáles son las consecuencias de su finalización o del cambio del objeto de la actividad. En muchos sistemas, el cese de la generación de energía eléctrica puede acarrear la pérdida de derechos o la obligación de devolver el apoyo, por lo que solicite la opinión de un abogado y del regulador. La planta de biometano tiene un modelo de ingresos distinto (gas, garantías de origen, posibles primas por combustible para el transporte).

Paso 6: permisos

El cambio de tecnología puede exigir la modificación de los permisos medioambientales y de construcción, acuerdos con la Oficina de Supervisión Técnica (UDT), la actualización de la documentación de protección contra explosiones y evaluaciones de impacto (incluidas las emisiones del off-gas). Compruebe también el permiso integrado u otras decisiones relativas a la explotación.

Paso 7: cálculo económico

Ejemplo ilustrativo: nuevo CAPEX de purificación, estación y conexión de 18 millones de PLN (supuesto), OPEX adicional de 2,2 millones de PLN/año (energía, mantenimiento, certificación), sin ingresos por energía eléctrica ni calor (de la CHP existente), nuevos ingresos por la venta de 20 GWh de biometano. Con un tipo de interés del 8 % y un plazo de 12 años (factor de cuota de anualidad de aprox. 0,1327), la cuota anual de capital es de aprox. 2,4 millones de PLN, y el coste adicional es de aprox. 4,6 millones de PLN al año, es decir, 230 PLN/MWh de biometano, por encima de los costes actuales de sustratos y de operación. Compárelo con los ingresos perdidos por la electricidad y el calor. Las cifras son supuestas; el cálculo debe realizarse con datos propios.

Paso 8: calendario

Calendario típico: análisis preliminar (1–3 meses), condiciones de conexión (varios meses), proyecto y permisos (6–12 meses), suministro de equipos (6–12 meses), montaje y puesta en marcha (varios meses). El conjunto puede llevar de 1,5 a 3 años.

Resumen

El retrofit permite aprovechar la infraestructura existente, pero requiere ordenar las cuestiones del calor, del apoyo y de la conexión. Un análisis bien preparado permite evaluar si compensa el cambio del modelo de ingresos.