CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 1
ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE
LA BIOMASA EN COLOMBIA Y SU APROVECHAMIENTO
INFORME FINAL
EQUIPO INTERDISCIPLINARIO CONFORMADO POR LOS GRUPOS DE
INVESTIGACIÓN COLCIENCIAS:
GRUPO DE INVESTIGACIÓN EN PROCESOS QUÍMICOS Y BIOQUÍMICOS DE LA
FACULTAD DE INGENIERIA DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
y
CENTRO DE DESARROLLO INDUSTRIAL TECSOL
Bogotá D.C., Febrero de 2018
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 2
COLABORADORES:
Mario Enrique Velásquez Lozano (Director del proyecto)
José María Rincón Martínez (co-Director del proyecto)
Pedro Oswaldo Guevara Patiño (Coordinador potenciales)
Julio Cesar Vargas (Coordinador Analítica y combustibles)
Diana Castellanos (Coordinadora Microbiología)
Carmen Sofía Duarte González (Gestión Ambiental)
Orlando Quintero Montoya (Gestión Económica)
Diana Marcela Durán Hernández (Ingeniera Junior)
Yenny Paola Morales Cortes (Ingeniera Junior)
Luisa Fernanda Zarama Lombana (Auxiliar de Ingeniería)
Jesús David Quintero Arias (Auxiliar de Laboratorio)
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CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 15
2 CONTEXTO ................................................................................................................. 16
2.1 La Bioenergía ......................................................................................................... 16
2.1.1 Tecnología del biogás ..................................................................................... 16
2.2 Contexto Internacional ........................................................................................... 17
2.3 Contexto Nacional ................................................................................................. 19
2.4 Impactos ................................................................................................................. 22
3 DISPONIBILIDAD DE BIOMASA PARA LA PRODUCCIÓN DE BIOGÁS EN
COLOMBIA ......................................................................................................................... 25
3.1 Identificación de las biomasas ............................................................................... 25
3.2 Disponibilidad territorial de biomasas ................................................................... 25
4 POTENCIAL TEÓRICO Y FACTIBLE PARA LA GENERACIÓN DE BIOGÁS EN
COLOMBIA ......................................................................................................................... 36
4.1 Selección de biomasas residuales para estudiar. .................................................... 36
4.1.1 Sector pecuario. .............................................................................................. 37
4.1.2 Sector agrícola. ............................................................................................... 37
4.1.3 Sector urbano. ................................................................................................. 38
4.1.4 Sector Industrial .............................................................................................. 39
4.2 Estimación de potenciales de generación de biogás- ............................................. 41
4.2.1 Predicción del potencial de metanización de biomasas residuales. ................ 41
4.2.2 Estimación del potencial de Biogás con biomasas residuales en Colombia... 45
4.2.3 Potencial Teórico (Bruto) ............................................................................... 47
4.2.4 Potencial factible (Técnico) ............................................................................ 49
5 PRIORIZACIÓN DE BIOMASA RESIDUAL PARA LA GENERACIÓN DE
BIOGÁS ............................................................................................................................... 51
5.1 Definición de la metodología de priorización ........................................................ 51
5.2 Criterios de Priorización. ....................................................................................... 52
5.3 Calificación de criterios ......................................................................................... 53
5.3.1 Oferta anual de residuo ................................................................................... 53
5.3.2 Potencial energético ........................................................................................ 54
5.3.3 Emisiones fugitivas ........................................................................................ 54
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5.3.4 Área PDET ..................................................................................................... 55
5.3.5 Agremiación disposición frente al proyecto. .................................................. 57
5.3.6 Impactos ambientales y sanitarios .................................................................. 60
5.3.7 Área de influencia. .......................................................................................... 63
5.3.8 Potencial uso en la red como biometano. ....................................................... 64
5.3.9 Disponibilidad de la biomasa para su aprovechamiento. ............................... 66
5.4 Matriz de criterios cuantificados. ........................................................................... 69
6 EXPERIMENTACIÓN ................................................................................................ 79
6.1 Biomasas promisorias para la generación de biogás.............................................. 79
6.2 Análisis de laboratorio de biomasas promisorias para la generación de biogás .... 80
6.3 Potencial metanogénico ......................................................................................... 81
6.3.1 Generalidades ................................................................................................. 81
6.3.2 Metodología .................................................................................................... 83
6.4 Prueba de banco para la producción de biogás ...................................................... 84
6.4.1 Especificaciones del experimento .................................................................. 84
6.4.2 Fuente de las biomasas estudiadas.................................................................. 85
6.4.3 Ensayos de mono-digestión y co-digestión .................................................... 86
6.5 Caracterización del biometano obtenido a partir de las biomasas priorizadas ...... 97
7 EVALUACIÓN Y ESTIMACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE
GENERACIÓN DE BIOGÁS ............................................................................................ 100
7.1 Costos de producción de biogás en procesos comerciales ................................... 101
7.2 Identificación de externalidades .......................................................................... 102
7.3 Zonas de influencia .............................................................................................. 107
7.4 Análisis económico y beneficios asociados ......................................................... 109
7.5 Costo estimado producción de biogás ................................................................. 110
7.6 Valoración económica de los beneficios de la valorización de las biomasas
residuales mediante la producción de biogás ................................................................. 113
8 ANÁLISIS DE LOS POTENCIALES POR BIOMASA PRIORIZADA .................. 117
8.1 Comparación frente al Balance Energético Colombiano (BECO) ...................... 123
9 PREFACTIBILIDAD DE UN LABORATORIO DE BIOGÁS ................................ 124
9.1 Necesidades de un laboratorio de biogás ............................................................. 125
9.2 Meta ..................................................................................................................... 127
9.2.1 Nacimiento de la idea. .................................................................................. 129
9.2.2 Desarrollo a escala piloto. ............................................................................ 129
9.2.3 Desarrollo a escala demostrativa. ................................................................. 129
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9.3 Organización ........................................................................................................ 130
9.4 Programas y proyectos ......................................................................................... 130
9.5 Financiación y Sostenibilidad .............................................................................. 132
9.5.1 Presupuesto estimado para los tres primeros años........................................ 133
10 CONCLUSIONES ...................................................................................................... 134
11 REFERENCIAS ......................................................................................................... 137
12 ANEXOS .................................................................................................................... 143
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Sectores y Biomasas residuales estudiadas. ........................................................... 36 Tabla 2. Sector Pecuario ....................................................................................................... 37 Tabla 3. Sector Agrícola ....................................................................................................... 37 Tabla 4. Sector URBANO RSU ........................................................................................... 38 Tabla 5. Sector URBANO lodos de PTAR .......................................................................... 39
Tabla 6. Sector Industrial...................................................................................................... 39 Tabla 7. Departamentos de Mayor oferta de Biomasa residual por sector .......................... 40 Tabla 8. Características de materiales orgánicos para biogás .............................................. 43
Tabla 9. Factores de generación de biogás .......................................................................... 47 Tabla 10. Matriz de Richman para Multicriterios ................................................................ 52 Tabla 11. Oferta anual de biomasa residual por sector (t/año) ............................................. 53
Tabla 12. Oferta energética anual de las biomasas residuales (TJ/año) ............................... 54 Tabla 13. Emisiones fugitivas de metano por abandono del residuo ................................... 55
Tabla 14. Cuantificación de criterios .................................................................................... 70 Tabla 15. Identificación de máximos y mínimos para aplicar función de trasformación .... 71 Tabla 16. Pendiente de las curvas de la función de transformación ..................................... 71
Tabla 17. Valores de criterios aplicada la función de transformación ................................. 71 Tabla 18. Asignación de peso a los criterios de priorización (% de importancia) ............... 72
Tabla 19. Valores de los criterios ponderados ...................................................................... 73 Tabla 20 Índices de la priorización (sumatoria de los criterios)........................................... 74
Tabla 21. Potencial energético de los sectores priorizados. ................................................. 75 Tabla 22. Biomasas seleccionadas........................................................................................ 80
Tabla 23. Parámetros para caracterización ........................................................................... 80 Tabla 24. Análisis próximo de biomasas promisorias .......................................................... 81 Tabla 25. Concentración inhibitoria de algunos compuestos ............................................... 83
Tabla 26. Condiciones de operación..................................................................................... 85 Tabla 27. Biomasas priorizadas ............................................................................................ 97
Tabla 28. Concentraciones de los diferentes compuestos en el biogás ................................ 99 Tabla 29. Escenarios para el análisis económico ............................................................... 101
Tabla 30. Costos de inversión producción biogás – Casos ................................................ 101 Tabla 31. Ejemplos por tipo de valor, co-beneficio y metodología de cuantificación ....... 107 Tabla 32. Departamentos con la mayor disponibilidad de las biomasas priorizadas ......... 108
Tabla 33. Costos de inversión generación de biogás por MMBTU ................................... 111 Tabla 34. Precio consumo final GN, GNV, GLP y Energía Eléctrica ............................... 112 Tabla 35. Costo de inversión por KWh .............................................................................. 113 Tabla 36. PIB per cápita Colombia y Pakistán 2016 .......................................................... 115
Tabla 37. Valor Presente Neto Económico (VPNE) de la valorización de las biomasas
residuales para la producción de biogás ............................................................................. 116 Tabla 38. Resultados para cada biomasa priorizada ........................................................... 123 Tabla 39. Valores obtenidos frente al BECO ..................................................................... 123 Tabla 40. Avicultura Departamental en Colombia ............................................................. 144
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Tabla 41. Factores de Producción de Excretas y Biogás sector Avicola ............................ 145
Tabla 42. Producción de estiércol avícola de los Departamentos de Colombia ................. 146 Tabla 43 Potencial Biogás Avícola bruto (TJ/año) ............................................................ 147
Tabla 44. Oferta y porcentaje de participación Departamental (estiércol avícola) ............ 147 Tabla 45. Oferta Energética Biogás Avícola (TJ/año) ....................................................... 148 Tabla 46 Oferta Energética de Biogás Avícola Departamental por habitante y Km2 ........ 149 Tabla 47 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Avícola ..................... 149 Tabla 48 Avícola Potencial Factible ................................................................................... 149
Tabla 49 Industria Porcícola en Colombia ......................................................................... 150 Tabla 50 Factores de producción de Excretas y Biogás sector Porcino ............................. 152 Tabla 51 Potencial energético bruto del Biogás Avícola (TJ/año) ..................................... 152 Tabla 52 Producción de estiércol Porcino en los departamentos de Colombia .................. 152 Tabla 53. Oferta y porcentaje de participación Departamental (Estiércol Porcino) ........... 154
Tabla 54 Potencial Técnico Biogás Porcícola (TJ/año) .................................................... 154 Tabla 55 Oferta Energética de Biogás Porcino Departamental por habitante y km2 ........ 155
Tabla 56 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Porcino ...................... 155
Tabla 57. Industria Ganadera en Colombia ........................................................................ 157 Tabla 58. Factores de producción de excretas y Biogás sector Bovino ............................. 158 Tabla 59. Producción de estiércol Bovino en los departamentos de Colombia ................. 158
Tabla 60 Potencial Bruto del Biogás Bovino (TJ/año) ....................................................... 159 Tabla 61. Oferta y porcentaje de participación Departamental (Estiércol Bovino) .......... 160
Tabla 62. Oferta Energética del Biogás Bovino (GJ/año) ................................................. 160 Tabla 63. Oferta Energética de Biogás Bovino Departamental por habitante y km2 ........ 161 Tabla 64. Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Bovino ................... 162
Tabla 65. Cultivo del Arroz por Departamentos en Colombia ........................................... 163
Tabla 66. Propiedades del Biogás de Residuos de Arroz ................................................... 164 Tabla 67 Potencial Bruto de Biogás de Arroz (TJ/año) ..................................................... 164 Tabla 68. Producción Arrocera Departamental y participación porcentual a nivel nacional
............................................................................................................................................ 164 Tabla 69. Oferta Energética del Biogás Arrocero (TJ/año) ................................................ 165
Tabla 70. Oferta Energética del Biogás Arrocero Departamental por Habitante y km2 .... 165 Tabla 71. Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Arrocero ................... 165
Tabla 72. Cultivo de Banano por Departamentos en Colombia ......................................... 166 Tabla 73. Producción Bananera y participación porcentual a nivel nacional ..................... 167 Tabla 74. Rendimiento de Biogás por residuos de banano (L biogás/kg Banano rechazo) 168 Tabla 75 Potencial Bruto Biogás de Banano (TJ/año) ....................................................... 168 Tabla 76. Oferta Energética del Biogás Bananero (TJ/año) ............................................... 169
Tabla 77. Oferta energética del Biogás Bananero Departamental por Habitante y km2 ... 169 Tabla 78. Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Bananero ................ 170
Tabla 79. Residuos obtenidos en el proceso de beneficio de 1000 g de café cereza .......... 170 Tabla 80. Cultivo de Café por Departamentos en Colombia .............................................. 172 Tabla 81 Propiedades energéticas de la Pulpa cafetera ...................................................... 172 Tabla 82 Potencial Bruto Residuos Cafeteros de Finca TJ/año) ........................................ 173 Tabla 83. Producción cafetera Departamental y participación porcentual a nivel nacional
............................................................................................................................................ 173 Tabla 84. Producción de Pulpa y Mucilago (residuos beneficio de café en finca)............. 173 Tabla 85. Oferta de Biogás y Equivalente energético de la pulpa de café (GJ/año) .......... 174
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Tabla 86. Oferta energética del biogás cafetero Departamental por habitante y km2........ 174
Tabla 87. Oferta energética del Biogás cafetero de Mucilago (GJ/año) ............................ 174 Tabla 88. Oferta Energética del Biogás Cafetero de Mucilago por habitante y km2 ......... 175
Tabla 89 Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Café en Finca .......... 175 Tabla 90 Factores de Generación para la Borra del Café Soluble ...................................... 176 Tabla 91 Potencial Energético del Biogás de Borra de Café (TJ/año) ............................... 176 Tabla 92 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Borra de Café ....... 176 Tabla 93. Cultivo de Maíz por Departamentos en Colombia ............................................. 176
Tabla 94. Propiedades del Biogás de Residuos de Maíz .................................................... 177 Tabla 95 Potencial Energético Bruto de Biogás de Maíz (TJ/año) .................................... 178 Tabla 96. Producción maíz Departamental y participación porcentual a nivel nacional ... 178 Tabla 97. Oferta Energética del Biogás de Maíz (TJ/año) ................................................. 178 Tabla 98. Oferta Energética del Biogás de Maíz Departamental por habitante y km2 ...... 179
Tabla 99. Potencial de reducción de emisiones de CO2 o Biogás de Maíz. ...................... 179 Tabla 100. Cultivo de Palma de Aceite en Colombia......................................................... 180
Tabla 101. Rendimiento de Biogás y PCI de Palma de Aceite .......................................... 181
Tabla 102. Oferta Energética del Biogás de palma de Aceite (GJ/año) ............................. 181 Tabla 103 Potencial energético técnico del Biogás de maíz (TJ/año) ................................ 182 Tabla 104. Oferta Energética del Biogás de Palma de Aceite por habitante y km2 ........... 182
Tabla 105 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por sustitución de GN con biogás
de palma .............................................................................................................................. 183
Tabla 106 Producción departamental de plátano ................................................................ 183 Tabla 107 Generación de residuos de plátano .................................................................... 184 Tabla 108 factor de producción de biogás a partir de residuos de plátano ......................... 185
Tabla 109 Potencial energético bruto de biogás de residuos de plátano (TJ/año) ............. 185
Tabla 110 Producción departamental de plátano ................................................................ 186 Tabla 111 Potencial energético de Biogás de Plátano en departamentos de mayor
producción (TJ/año) ............................................................................................................ 186
Tabla 112 Oferta energética técnica de biogás de plátano por habitante y km2 ................ 187 Tabla 113 Reducción de emisiones de CO2 por uso de Biogás de plátano como sustituto de
GN ...................................................................................................................................... 187 Tabla 114 Producción departamental de azúcar ................................................................. 188
Tabla 115 Factores de generación de residuo, caña de azúcar ........................................... 188 Tabla 116 Potencial energético del biogás de bagazo pretratado de caña de azúcar......... 189 Tabla 117 Potencial energético bruto del biogás de caña de azúcar .................................. 189 Tabla 118 Departamentos mayores productores de azúcar ................................................ 189 Tabla 119 Potencial energético técnico de biogás de caña de azúcar ................................ 189
Tabla 120 Indicadores de potencial energético técnico de biogás por número de habitantes y
de km2. ............................................................................................................................... 190
Tabla 121 Producción departamental de caña panelera...................................................... 190 Tabla 122 Generación de residuos de caña panelera .......................................................... 191 Tabla 123 Rendimiento de bagazo y PCI del biogás de caña panelera .............................. 191 Tabla 124 Potencial energético bruto del biogás de caña panelera .................................... 192 Tabla 125 Departamentos mayores productores de caña panelera ..................................... 192
Tabla 126 Potencial energético técnico del biogás de caña panelera ................................. 192 Tabla 127 Oferta energética departamental de biogás de caña panelera GJ/hab, Gj/km2 . 193
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Tabla 128 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por uso de biogás caña panelera
............................................................................................................................................ 193 Tabla 129. RSU diarios depositados en los principales rellenos del país (t/d) ................... 194
Tabla 130 Potencial energético bruto de biogás de los RSU (TJ/año) .............................. 195 Tabla 131 RSU depositados anualmente en los rellenos (t/d) y aporte nacional (%) ........ 195 Tabla 132 Potencial energético técnico del biogás de los RSU (TJ/año) .......................... 195 Tabla 133 Oferta energética de Biogás de RSU Departamental por habitante y km2 ....... 196 Tabla 134 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por biogás de RSU .................... 197
Tabla 135 Vertimiento de las PTAR en Colombia (l/s x 1000 habitantes) ........................ 197 Tabla 136 PTAR de San Fernando .................................................................................... 197 Tabla 137. PTAR SALITRE en Bogotá D.C. ................................................................... 197 Tabla 138. Principales PTAR sus vertimientos, generación de biogás y equivalente
energético (GJ/año)............................................................................................................. 199
Tabla 139 Potencial bruto energético del biogás de PTAR (TJ/año) ................................. 199 Tabla 140. Vertimientos de las principales ciudades del país AR (m3/s) .......................... 199
Tabla 141 Potencial energético del biogás de lodos de PTAR (TJ/año) ............................ 200
Tabla 142 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por biogás de lodos de PTAR ... 201 Tabla 143. Producción láctea en Colombia ....................................................................... 201 Tabla 144 Factores de generación de residuos y contenido de CH4 en industria láctea .... 202
Tabla 145 Producción de CH4 en los residuos lácteos de los departamentos de Colombia
............................................................................................................................................ 202
Tabla 146 Potencial energético del biogás de los diferentes residuos lácteos.................... 203 Tabla 147 Principales departamentos productores de leche (62,3%) ................................. 203 Tabla 148 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Lácteo ..................... 204
Tabla 149 Producción cervecera en Colombia (MHl/año) ................................................. 205
Tabla 150Consumo de cebada por la industria cervecera en el país. ................................. 205 Tabla 151 Factores de generación de residuos cerveceros y su equivalente energético .... 205 Tabla 152 Potencial energético bruto del biogás de cervecería (TJ/año) ........................... 206
Tabla 153 Oferta energética de Biogás de Cervecería por habitante y km2 ...................... 206 Tabla 154 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería .......... 207
Tabla 155 Localización y producción de las destilerías en el país- .................................... 207 Tabla 156 Producción departamental de las destilerías nacionales .................................... 208
Tabla 157 Balance de una destilería que procesa 5000 t/d de caña .................................... 208 Tabla 158 Potencial energético bruto del biogás de cervecería (TJ/año) ........................... 208 Tabla 159 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería .......... 209 Tabla 160 Producción de rumen en las plantas de beneficio animal .................................. 210 Tabla 161 Plantas de beneficio animal tasa de generación de Biogás y PCI .................... 210
Tabla 162 Animales sacrificados mensualmente en Colombia en las Plantas ................... 210 Tabla 163 Potencial energético bruto del biogás de Rumen de plantas de beneficio ......... 210
Tabla 164 Potencial de reducción d emisiones de CO2 por Biogás de Plantas de beneficio
............................................................................................................................................ 210 Tabla 165 Plantas de beneficio con producción de rumen superior a 100 t/d .................... 211 Tabla 166 Potencial de reducción de emisiones deCO2 por Biogás de Plantas de Beneficio
animal ................................................................................................................................. 212
Tabla 167 Factores de generación de biogás para las biomasas residuales estudiadas ...... 212 Tabla 168 Potenciales energéticos brutos del biogás de las biomasas estudiadas ............. 213 Tabla 169 Potencial energético técnico del biogás de las biomasas estudiadas ................. 214
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 10
LISTA DE CUADROS
Cuadro 1. Proyectos Internacionales visitados ..................................................................... 20 Cuadro 4. Criterios de Priorización ...................................................................................... 52 Cuadro 5. Regiones (departamentos y municipios) con Proyectos De Enfoque Territorial
R(PDET) ............................................................................................................................... 55 Cuadro 6. Calificación de las biomasas residuales según localización con respeto a PDET57
Cuadro 7. Disponibilidad de los gremios frente a proyectos de Biogás ............................... 58 Cuadro 8. Impactos ambientales y sanitarios ....................................................................... 60 Cuadro 9. Área de influencia para recolección de biomasa residual .................................... 63
Cuadro 10. Potencial uso como biometano inyectado a la Red de Transporte ................... 65 Cuadro 11. Disponibilidad de la biomasa para su aprovechamiento .................................... 66 Cuadro 12. Identificación inicial de externalidades ........................................................... 105
Cuadro 13. Programa 1: Evaluación de fuentes de Biogás en Colombia ........................... 131 Cuadro 14. Programa 2: Desarrollo y evaluación de biodigestores ................................... 131
Cuadro 15. Programa 3: Producción del Biometano como sustituto del gas natural ......... 132 Cuadro 16. Programa 4: Generación de electricidad con Biogás ....................................... 132 Cuadro 17. Programa 5: Innovación y relaciones Institucionales ...................................... 132
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Calculo de emisiones de GEI correspondientes al sector Residuos en Colombia 21 Figura 2. Medidas de Mitigación GEI priorizadas por el MVCT ........................................ 21
Figura 3. Metodología para estimación de potencial energético de biomasas residuales
como Biogás. ........................................................................................................................ 46 La Figura 4, presenta los resultados del potencial teórico para las biomasas en estudio en
términos de su oferta energética anual en TJ/año. Los cálculos del potencial teórico se
presentan en el Anexo 1........................................................................................................ 49
Figura 4. Potencial teórico de biogás a partir de biomasas residuales (TJ/año) ................... 49 Figura 5. Potencial factible de biogás a partir de biomasas residuales. (TJ/año) ................. 50
Figura 6 Red nacional de gasoductos de gas natural en Colombia ...................................... 65 Figura 7. Biomasas residuales priorizadas para generación de biogás ................................. 75 Figura 8. Avícola Potencial Energético factible ................................................................... 76 Figura 9. Potencial Energético Factible del Biogás Porcino ................................................ 76 Figura 10. Palma de aceite potencial factible biogás (TJ/año) ............................................ 77
Figura 11. RSUO potencial factible biogás TJ/año .............................................................. 77 Figura 12. Vinazas caña de azúcar potencial biogás (TJ/año) .............................................. 78
Figura 13. Equipo de medición del potencial metanogénico ............................................... 85
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Figura 14. Diagrama de monodigestión ............................................................................... 87
Figura 15. Producción de biogás a partir de residuos pecuarios .......................................... 88 Figura 16. Producción de biogás por masa húmeda de residuos pecuarios .......................... 88
Figura 17. Producción de biogás a partir de residuos agrícolas ........................................... 89 Figura 18. Producción de biogás por masa húmeda de residuos agrícolas........................... 89 Figura 19. Producción de biogás a partir de residuos urbanos ............................................. 90 Figura 20. Producción de biogás por masa húmeda de residuos urbanos ............................ 90 Figura 21. Producción de biogás a partir de residuos industriales ....................................... 91
Figura 22. Producción de biogás por masa húmeda de residuos industriales....................... 91 Figura 23. Diagrama de codigestión ..................................................................................... 92 Figura 24. Resultados de codigestión utilizando estiércol bovino como inóculo ................ 93 Figura 25. Producción de biogás por masa húmeda de sustrato en codigestión con estiércol
bovino ................................................................................................................................... 93
Figura 26. Resultados de codigestión utilizando lodos de PTAR como inóculo ................. 94 Figura 27. Producción de biogás por masa húmeda de sustrato en codigestión con lodos de
PTAR .................................................................................................................................... 94
Figura 28. Producción de biogás a partir de codigestión de RSUO con diferentes inóculos 95 Figura 29.Producción de biogás por masa seca de RSU en codigestión con diferentes
inóculos ................................................................................................................................. 95
Figura 30. Producción de biogás mediante codigestión de vinazas y lodos de PTAR ......... 96 Figura 31.Producción de biogás por masa húmeda de vinazas ............................................ 96
Figura 32. Detector de gases Biogas 5000 ........................................................................... 97 Figura 33. Codigestión RSU-lodos 1:6 s.v. en reactor de 2.5 L ........................................... 98 Figura 34. Registro del medidor Biogás 5000 ...................................................................... 98
Figura 35. Alternativas para el aprovechamiento del biogás.............................................. 100
Figura 36. Efecto de las externalidades en los mercados ................................................... 103 Figura 37. Co-beneficios de la producción de biogás a partir de biomasas residuales ...... 105 Figura 38. Distribución geográfica de las principales fuentes de las biomasas residuales
priorizadas .......................................................................................................................... 109 Figura 39. Costo de inversión por kWh – Proyectos biogás a partir de porquinaza .......... 112
Figura 40. Potencial técnico de producción de biogás de las biomasas priorizadas .......... 117 Figura 41. Energía disponible por cada biomasa priorizada .............................................. 117
Figura 42. Esquema organizacional del laboratorio de biogás ........................................... 130 Figura 43. Oferta Energética Avícola (TJ/año) ................................................................. 148 Figura 44. Avícola Potencial Energético factible ............................................................... 150 Figura 45 Oferta Energética Biogás Porcícola ................................................................... 155 Figura 46. Potencial Energético Factible del Biogás Porcino ............................................ 156
Figura 47. Oferta Energética Biogás Bovino ..................................................................... 161 Figura 48. Potencial Energético de Biogás Bovino ............................................................ 162
Figura 49. Oferta Energética Biogás Arrocero ................................................................... 165 Figura 50. ARROZ Potencial factible (GJ/año) ................................................................. 166 Figura 51 Oferta Energética Biogás Bananero ................................................................... 169 Figura 52. Banano Potencial factible (GJ/año) ................................................................... 170 Figura 53 Potencial Técnico de Biogás de Café en Finca (TJ/año).................................... 175
Figura 54 Oferta energética del biogás de maíz (TJ/año) ................................................... 179 Figura 55 Maíz Potencial factible ....................................................................................... 180 Figura 56 Potencial energético técnico del biogás de maíz (TJ/año) ................................. 182
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 12
Figura 57 Palma de Aceite Potencial factible ..................................................................... 183
Figura 58 Potencial energético técnico de biogás de plátano ............................................. 187 Figura 59 Potencial factible de biogás de plátano .............................................................. 188
Figura 60 Potencial energético técnico de biogás de bagazo de caña de azúcar ................ 190 Figura 61 Oferta departamental técnica de biogás de caña panelera .................................. 193 Figura 62 Potencial energético factible de biogás de caña panelera .................................. 194 Figura 63 Potencial energético técnico del biogás de RSU (TJ/año) ................................. 196 Figura 64 Potencial energético técnico de biogás de lodos de PTAR (TJ/año) ................. 201
Figura 65 Participación departamental en oferta de biogás técnico Lácteo (%) ............... 204 Figura 66 Potencial técnico de biogás de cervecería (TJ/año) ........................................... 207 Figura 67 Potencial energético técnico de biogás de destilerías (TJ/año) .......................... 209
LISTA DE ECUACIONES
Ecuación 1. Oxidación Material Orgánico ........................................................................... 42 Ecuación 2. Razón DQO/SV ................................................................................................ 42
Ecuación 3. Conversión materia orgánica a biogás .............................................................. 42 Ecuación 4. Potencial específico de metano ......................................................................... 43
Ecuación 5. Potencial específico de metano (COD) ............................................................ 43 Ecuación 6. Estimación potencial biogás por componentes orgánicos ................................ 43
Ecuación 7. Potencial teórico de biogás .............................................................................. 45 Ecuación 8. Poder calorífico Inferior del biogás .................................................................. 45
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1. Estimación de potenciales de generación de biogás a partir de biomasas residuales
en Colombia ........................................................................................................................ 143 Anexo 2. Registro Fotográfico visitas realizadas ............................................................... 215
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 13
LISTA DE SIGLAS
AEBIOM: Asociación Europea de Biomasa
AINIABR: Biomasa Residual
BRF: Biomasa Residual Forestal
BRH: Biomasa Residual Húmeda
BRS: Biomasa Residual Seca
C/N: Relación Carbono Nitrógeno
CH4: Metano
CIBIOGÁS Centro Internacional de Biogás en ITAIPU.
CIF: Certificado de Incentivo Forestal
CO2: Dióxido de Carbono
COA: Combustible de Origen Agrícola
CONIF: Corporación Nacional de Investigación y Fomento Forestal
COP 21 Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático 2015 o XXI
Conferencia Internacional sobre Cambio Climático.
CREG: Comisión de regulación de energía y gas
CYTED: Programa Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el desarrollo
DA: Digestión Anaeróbica
DANE: Dirección Administrativa Nacional de Estadísticas
DNP: Departamento Nacional de Planeación
DQO: Demanda Química de Oxigeno
EBA European Biogás Association
FAO: Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación
FPTI Fundación Parque Tecnológico Itaipú
GEF Global Energy Foundation
GEI: Gases Efecto Invernadero
GFP Global Forest Partners
H: Hidrogeno
ha Hectárea
HaB Hectáreas Brutas
HaN Hectáreas Netas
IDEAM: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales
IEA Agencia Internacional de Energía (Por sus siglas en Ingles)
IMA Incremento Medio Anual
IRRI Instituto Internacional de Recursos Renovables en México
IPCC Panel Intergubernamental en Cambio Climático
ITAIPU Represa hidroeléctrica binacional de Paraguay/Brasil, en su frontera sobre el
río Paraná. Del guaraní, piedra que suena.
kcal/Kg Kilo caloría por Kilogramo
km Kilómetros
MBTU: Unidad de energía
MCal Millones de Calorías
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 14
MGAP Ministerio de Ganadería de Uruguay
Mha: Millones de hectáreas
MIEM Ministerio de Industria Energía y Minería de Uruguay
MJ/Kg: Mega Julio por Kilogramo. Unidad
MME Ministerio de Minas y Energía
msnm metros sobre el nivel del mar
Mtep: Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo
MVOTMA Ministerio de Vivienda, Orden Territorial y Medio Ambiente de Uruguay
MW: Mega Watios. Unidad de potencia energética
OEF Obligación de Energía en Firme
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
ONUDI Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial
PCI: Potencial Calorífico Inferior
PCS: Potencial Calorífico Superior
PNUD: Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo
PTAR: Planta de Tratamiento de Aguas Residuales
RAC: Residuos Agrícolas de cultivo
RF Residuos Forestales
RSU: Residuos Sólidos Urbanos
RSUO: Residuos Sólidos Urbanos Orgánicos
SIN Sistema Interconectado Nacional
SST: Sólidos Suspendidos Totales
ST: Sólidos Totales
SV: Sólidos Volátiles
t: Tonelada
TBH Toneladas de Biomasa por Hectárea
TCM: Toneladas de caña molida
tCO2e Toneladas de dióxido de Carbono equivalente
TECSOL: Centro de Investigación Industrial reconocido por COLCIENCIAS
UNAL: Universidad Nacional de Colombia Sede Bogotá.
UPME: Unidad de Planeación Minero-Energética
UPRA: Unidad de Planeación Rural Agropecuaria
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 15
1 INTRODUCCIÓN
El biogás es una mezcla de gases compuesta principalmente por metano y dióxido de
carbono, el cual se produce gracias a la fermentación de materia orgánica por la acción de
un grupo de microorganismos. El proceso también puede generar biofertilizante, lo que lo
hace una forma atractiva de generar energía y abono a partir de desechos orgánicos como
los que produce el sector agropecuario. Desde una perspectiva de los países desarrollados y
en desarrollo, contribuye a cumplir tres necesidades básicas: mejorar las condiciones
sanitarias mediante el control de los desechos orgánicos; generar energías renovables; y
suministrar biofertilizante para los cultivos. El manejo adecuado de residuos provenientes
de la actividad agropecuaria puede contribuir significativamente a la producción y
conversión de desechos animales y vegetales en distintas formas de energía, que se pueden
utilizar para la generación de electricidad, cocinar, calefacción y como combustible
vehicular, entre otros. El reciclaje de materia orgánica ha recibido un fuerte impulso en los
últimos años, debido al alto costo e impactos ambientales significativos en la disposición de
residuos líquidos, sólidos y semisólidos, la generación de energía y el uso de fertilizantes
químicos, lo que ha llevado a buscar alternativas no tradicionales. Métodos como el biogás
también tienen una importancia fundamental para generar vías de descontaminación y
eliminación de residuos (FAO, 2012).
Por todos estos beneficios ambientales, sociales y económicos se realizó el contrato 001 de
2017, entre la Unidad de Planeación Minero Energético (UPME) y la Facultad de
Ingeniería de la Universidad Nacional de Colombia sede Bogotá (UNAL); para desarrollar
el proyecto “ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE
LA BIOMASA EN COLOMBIA Y SU APROVECHAMIENTO”, cuyo objetivo
general es identificar los distintos tipos de biomasa residual disponibles para la generación
de biogás y, estimar el potencial de producción de biogás de fuentes promisorias; así como
realizar análisis económico de establecimiento de proyectos para producción de biogás y su
eventual enriquecimiento a Biometano.
En cumplimento a este contrato, se presenta el informe final del proyecto, en los primeros
capítulos se presenta un resumen del informe de avance, en donde se identifican los
distintos tipos de biomasa disponibles (y no disputables) para determinar su potencial
teórico en la generación de biogás. Con esta determinación se plantea una priorización de
las biomasas, en el capítulo 4 previamente validadas conjuntamente con la UPME, el
análisis de la información de la fase experimental (capitulo 5), la evaluación económica de
la producción de Biogás y Biometano (Capitulo 6); para en el capítulo 7, consolidar el
análisis de los potenciales (Teórico, Técnico, Factible y Viable) para cada una de las
Biomasas seleccionadas en la priorización realizada con la UPME.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 16
2 CONTEXTO
2.1 La Bioenergía
Los avances recientes en el aprovechamiento de las materias primas renovables como
respuesta a la necesidad de mitigar los efectos del cambio climático causado, en gran parte,
por el uso indiscriminado de los recurso fósiles y al aumento de la población ha traído
nuevos desafíos, en especial, el de incrementar el suministro de energía a partir de fuentes
renovables y la de mantener la seguridad alimentaria; como consecuencia, se han creado
iniciativas que promueven la recirculación de productos, el incremento de la eficiencia
energética y el aprovechamiento de la energía renovable, la cual por naturaleza es dispersa
como la solar, la eólica, la bioenergía y por lo tanto su aprovechamiento es descentralizado
y aporta adicionalmente a una disposición adecuada de materiales residuales y/o
subproductos.
Colombia, aunque nuestra participación en la emisión de Gases de Efecto Invernadero
(GEI) es despreciable a nivel global, se comprometió a disminuir en un 20% su huella de
carbono y cumplir con los compromisos internacionales adquiridos como los del COP 21
para el 2030, lo que se trasfiere a cada uno de los sectores en cabeza de cada uno de los
Ministerios. También los compromisos para ser incluido en la OCDE, exigen un manejo
adecuado de residuos y una inclusión de generación energética con energías renovables;
también es una oportunidad para hacer una revolución verde promovida por el Plan
Nacional de Desarrollo aprovechando ventajas como el de tener radiación solar durante
todo el año que nos aporta un suministro de biomasa permanente y temperatura apropiada
para su transformación biológica.
2.1.1 Tecnología del biogás
Con el fin de mostrar la importancia que tiene el desarrollo del Biogás en el país se presenta
una visión general de los principales avances del desarrollo que muestra la importancia de
esta tecnología desde el punto de vista energético y ambiental y da luces para orientar su
aplicación y estimar su potencial aprovechable en el país.
El biogás, es el producto de la degradación biológica de la biomasa en medio anaeróbico;
cuando se realiza en sistemas controlados se conoce como Digestión Anaeróbica (DA). Se
obtiene principalmente de desechos agropecuarios, urbanos, agrícolas, podas y yerbas de
las ciudades, residuos de alimentos y subproductos de las industrias de alimentos. El biogás
está constituido esencialmente en un 45-70% de biometano (CH4) y un 25-55% de bióxido
de carbono (CO2) junto con otros gases como impurezas, especialmente gas sulfhídrico e
hidrógeno (Gerber, 2010).
Por su alto contenido de metano, conocido como biometano, es un biocombustible y en sus
usos sustituye el metano proveniente del gas natural.
Se ha estimado que la tecnología del biogás podría reducir potencialmente las emisiones de
metano en 4% (ISAT / GTZ, 1999c). Otra posibilidad es la de reducir las emisiones de
óxido nitroso (N2O), considerado como la mayor amenaza hecha por el hombre a la capa de
ozono y (Ravishankara et al., 2009) que tiene un potencial de calentamiento global más de
300 veces la del dióxido de carbono.
El biometano, con el índice de Wobbe ajustado, se mezcla con el gas natural sin problemas.
Esto tiene dos ventajas, por un lado, el lugar de producción no debe ser el lugar donde se
utiliza y, por otra parte, la red de gas proporciona un sistema de almacenamiento y sirve
como medio de transporte.
El digestato o residuos de la DA es un biofertilizante que ha registrado aumentos de los
rendimientos agrícolas del 6-10% y en ocasiones hasta el 20% (ISAT / GTZ, 1999c). Una
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 17
ruta de disposición agrícola también proporciona un medio para utilizar nutrientes, en
particular nitrógeno y fósforo, que se desperdiciaría si no se reutilizan. Reemplazar un
kilogramo de fertilizante de nitrógeno mineral ahorra más de seis kilogramos de CO2 que se
liberarían por la producción del fertilizante mineral.
Los tiempos de retención de la biomasa en los digestores, en condiciones mesófilos, son
superiores a 3 semanas, suficientes para matar los microrganismos patógenos que conducen
a la fiebre tifoidea, el cólera, disentería, esquistosomiasis y anquilostoma (Sasse, 1988). Sin
embargo, para eliminar otros patógenos, los procesos anaeróbicos mesofílicos son bastante
ineficaces con modestas reducciones de la tenía, E. coli y Enterococci (Feachem et al.,
1983). Por estas razones el uso del digestato debe ser bien controlado y conocer bien la
procedencia del sustrato y en lo posible su composición de microorganismos que causen
daños a la salud de los usuarios.
El uso del biogás también es fuente de empleo en la construcción de las plantas, operación
y servicios auxiliares, mantenimiento de las plantas y los medios de transporte y en los
cultivos energéticos, cuando la planta se instala en el campo y es necesaria su utilización en
épocas deficientes en biomasa residual. La mayoría de estos trabajos son regionales.
2.2 Contexto Internacional
El aprovechamiento energético del biogás se inició en Nueva Zelanda e India que fueron
los primeros países en construir biodigestores (Weilan, 2009). En 1890 en Exeter, Reino
Unido, se construyó el primer biodigestor que generó biogás para las lámparas de
alumbrado público (Universidad de Adelaida, 2010). Más tarde, en China, Guorui Luo en
1921, construyó una planta de 8 m3 de biogás alimentada con residuos domésticos y
posteriormente fundó una empresa para popularizar la tecnología (He, 2010). La primera
planta alemana de tratamiento de aguas residuales inició operación en 1920; mientras que la
primera planta alimentada con residuos agrícola comenzó a funcionar en 1950 (Weilan,
2009).
En la década de 1970, debido al embargo del petróleo de los países árabes a los países de
occidente como represalia por la Guerra del Kipur, se incrementaron los precios del
petróleo, que motivó el desarrollo de investigaciones en energías alternativas, entre ellas la
bioenergía del biogás. Durante ese periodo, el gobierno chino promovió, el uso del biogás
en todas las familias rurales y se instalaron más de siete millones de digestores (He, 2010).
A partir de la segunda mitad de la década de 1980, la tecnología del biogás encontró más
aplicaciones especialmente en el tratamiento de residuos industriales. Desde el principio de
este siglo, ha habido otro aumento en el número de plantas instaladas, y en 2007 ya había
26,5 millones de plantas de biogás (Chen et al., 2010), la mayoría en hogares de la China,
con volúmenes de 6 a 10 m3. En la India, en 1999 había más de tres millones de plantas de
biogás de tamaño familiar y en 2007, el gobierno hindú dio apoyo financiero a programas
de capacitación para la construcción de casi cuatro millones de biorreactores domésticos
(Gobierno de la India, 2007). En la actualidad en muchos países en desarrollo, las estufas,
lámparas, refrigeradores y motores son aparatos movidos normalmente con biogás como
combustible y, a su vez, la generación eléctrica es un medio probado de producción de
electricidad utilizando biogás como combustible, hay amplia disponibilidad de generadores
en el mercado.
En el medio rural las estufas domésticas se consideran como el mejor medio para
aprovechar el biogás (ISAT / GTZ, 1999b). Según la Organización Mundial de la Salud
(OMS), más de tres mil millones de personas en todo el mundo continúan utilizando
combustibles sólidos, incluyendo madera, estiércol, residuos agrícolas y carbón, para
satisfacer sus necesidades energéticas (OMS, 2011) utilizando estufas tradicionales que
generan altos niveles de contaminación atmosférica y problemas respiratorios, debido a
contaminantes partículados, monóxido de carbono y poliaromáticos que pueden ocasionar
cáncer. Se cree que esta contaminación es responsable del 2,7% de la carga mundial total
de morbilidad (OMS, 2011), los programas de producción de biogás y su utilización como
combustible doméstico, podrán solucionar este problema.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 18
Entre el año 2009 y el 2015 el número de plantas de biogás en Europa se incrementa de
6,000 a 17,000. La tasa de incremento en la producción de biogás fue del 9 % anual. Estas
tasas de crecimiento son impresionantes, tienen una producción de electricidad de 3,032
TWh, equivalente 1.9 % del total generado. Alemania ha sido, en gran medida, el principal
promotor del biogás en Europa, su desarrollo de plantas de biogás comenzó en los años
noventa y creció rápidamente entre 2006 y 2013 (Oxford, 2017). Sin embargo, una nueva
ley de energía renovable en Alemania, con efecto a partir del 1 de agosto de 2014, redujo el
uso de cultivos energéticos y reorientó la industria a materias primas derivadas de los
desechos.
Alrededor de 1.000 nuevas plantas al año se añadieron en Alemania entre 2009 y 2011, que
se redujeron a sólo 150 en 2014. Italia, es el segundo, en Europa, con mayor número de
plantas de biogás, también introdujo cambios en su sistema de incentivos en 2013, con la
misma finalidad de reducir los incentivos para el uso de cultivos energéticos y promover
plantas de menor escala que utilizan bio-residuos como materia prima. En el Reino Unido,
de acuerdo con los datos recopilados por la AIE, en 2015, con 90 plantas de generación
eléctrica con biogás ascendió a 7600 GWh / año, 2,3% de la producción total de
electricidad y en Alemania con 10.000 plantas totalizó 28.000 GWh / año. La producción
de calor de estos dos países fue de 700 y 12000 GWh, respectivamente. (Oxford, 2017)
El gobierno alemán ha establecido el objetivo de alimentar seis mil millones de metros
cúbicos de Biometano a la red de gas natural al 2020. Esto es casi siete por ciento del
consumo actual de gas natural en Alemania. El objetivo para 2030 es diez mil millones de
metros cúbicos.
En América del norte, los Estados Unidos han sido más lentos en el desarrollo del biogás,
cuentan con alrededor de 2.200 plantas en operación, la mayoría son de tratamiento de
aguas residuales. En Estados Unidos se espera que el potencial de generación de
biometano, sea mayor si además se utilizan recursos de biomasa lignocelulósica (recursos
forestales) (USDA, 2014) (Michael E. Himmel, et al., 2007), con lo cual en el futuro
alcanzaría 4.2 billones de pies cúbicos por año, o 4.318 billones de unidades térmicas
británicas (NPC 2013), lo que desplazaría alrededor del 46% del consumo actual de gas
natural en el sector eléctrico y todo el gas natural de consumo en el sector del transporte
(EIA 2013a). Este potencial corresponde a unos 35 mil millones de galones de gasolina
equivalentes, que es tres veces más que la gasolina de consumo actual (EIA 2013b). Sin
embargo, esta estimación supone que todos los recursos de biomasa se utilizan para la
producción de biogás y no tiene en cuenta los usos competitivos, como la producción de
otros combustibles o en generación eléctrica. (NREL, 2013)
En Latinoamérica, aunque en la mayoría de los países tienen algún desarrollo en el tema,
Brasil es el que más ha avanzado en la producción de Biogás y sus aplicaciones (IEA,
2014). La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en 2014, informa que la
producción de electricidad a partir de biomasa correspondió al 8.75 % de la producción
eléctrica brasileña que corresponde a una capacidad instalada de 12.303 MW e incluye
generación térmica con biomasa y con biogás. Se instalaron 3 nuevas plantas de biogás en
2014 para un total de 25 plantas de biogás conectadas a la red eléctrica, en este año se
presentó una reducción del 12% en la generación con biogás atribuida a la curva de
decaimiento del biogás de los vertederos. La mayoría de las plantas de biogás están
ubicadas en propiedades agrícolas para procesar residuos y en rellenos sanitarios.
La mayor parte del biogás, en Brasil, se utiliza para producir electricidad y calor
(cogeneración), mientras que el uso de biogás como combustible para vehículos es poco
frecuente. Sin embargo, un proyecto desarrollado en ITAIPU Binacional, la Fundación del
Parque Tecnológico de Itaipú, Scania, Haacke Farm y el Centro Internacional de Energías
Renovables-Biogás / CIBiogás-ER demostró la viabilidad de usar biometano como
combustible vehicular, generado a partir de RSU, aguas residuales y podas del centro
educativo e industrial de ITAIPU.
Los sistemas de apoyo financiero que se muestran a continuación se usaron para estimular
el biogás en Brasil:
El programa se financia con fondos del BNDES, Folleto de ahorros rurales (MCR 6-4)
y fondos Constitucionales, que se obtienen mediante impuestos a los recursos públicos.
El grupo objetivo son los agricultores y sus cooperativas, incluida la transferencia a los
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 19
asociados, con un límite de crédito de un millón de dólares estadounidenses por
beneficiario por cultivo por año. Esta figura puede ser recibido independiente de otros
créditos a los que el productor o la cooperativa tiene derecho y se basa en recursos
controlados de crédito rural. La tasa de interés es 5.5% por año.
PRONAF ECO: Crédito a proyectos con tecnología de energía renovable en plantas de
tratamiento de residuos y tratamiento de efluentes. El grupo objetivo son los
agricultores bajo PRONAF. El límite de crédito es R $ 50,000 por beneficiario. La tasa
de interés es del 2% anual. Fecha límite: 10 años con hasta 5 años de gracia.
De todo lo anterior, se muestra las principales aplicaciones que se le está dando al biogás y
se concluye que Europa ha liderado el mundo, en la aplicación moderna de la tecnología.
Ha habido un desarrollo más limitado en los Estados Unidos y para el resto del mundo,
especialmente en países tropicales, sigue habiendo una oportunidad considerable de aplicar
la tecnología, aprovechando las lecciones aprendidas en Europa.
En el Cuadro 1 se presentan algunos aspectos importantes de proyectos internacionales
visitados durante la ejecución del contrato.
2.3 Contexto Nacional
En los últimos años la protección del ambiente en Colombia ha tomado importancia,
derivado en gran medida de compromisos internacionales que se adquirieron con la firma
de diferentes tratados. Esto ha generado normatividades específicas e incentivos que
promueven la producción más limpia, tanto en la gestión adecuada de subproductos,
efluentes y emisiones en los diferentes sectores, así como en la generación de energía con
fuentes renovables.
Esto sumado, a la Responsabilidad Social Empresarial (RSE) de algunos sectores, liderados
por sus gremios, ha promovido la firma de acuerdos sectoriales con autoridades
ambientales en donde la Digestión Anaerobia DA, toma lugares protagónicos; este es el
caso de sectores como el : Porcícola, el Avícola y la Palma de Aceite; en donde se pretende
resolver la gestión de vertimientos aprovechando tanto la energía generada en el biodigestor
como el efluente líquido que se maneja como un biofertilizante y/o adecuador de suelos,
bajo ciertas condiciones controladas. Igualmente, el sector académico ha promovido la
investigación en este tema y Universidades como la Universidad Industrial de Santander
(UIS), la Universidad Nacional en sus diversas sedes, ICESI, Universidad de Antioquia,
Universidad de las Américas, Atlántico, entre otras; han desarrollado proyectos a partir de
diferentes biomasas, para diferentes sectores dando solución a los problemas puntuales del
sector agropecuario en la región de influencia.
Durante el desarrollo de este proyecto, se realizaron reuniones con diferentes gremios y se
visitaron algunos proyectos. En el país, se identificaron plantas de Digestión Anaerobia con
producción de Biogás, en el sector Palmicultor, Avícola, Porcicola, en industrias
cerveceras, prantas de producción de leche y sus derivados, plantas de beneficio animal,
entre otras, algunas con aprovechamiento de Biogás y otras con quema directa.
En lo relacionado con el sector de Residuos Sólidos Urbanos, la dinámica de
aprovechamiento del Biogás por digestión Anaerobia es muy reciente, en el CONPES 3874
de 2016 se incluye la valorización energética como una alternativa de tratamiento de los
RSU antes de la disposición final y se plantean estrategias para la desincentivación de la
disposición final en rellenos sanitarios de los Residuos Sólidos generados en las diferentes
poblaciones de Colombia.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 20
Cuadro 1. Proyectos Internacionales visitados
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 21
Por otra parte, y derivado de los compromisos adquiridos por Colombia en el COP 21, el
sector de Vivienda y Ciudad y Territorio en cabeza de este Ministerio realizó en noviembre
29 de 2017, una presentación de las estrategias para el cumplimiento de reducción de
emisiones, de donde vale la pena destacar el balance de emisiones que se presenta en la
Figura 1 y determina los compromisos del sector para contribuir al cumplimiento de los
compromisos de país. En la figura 2 se presentan las estrategias que tiene el MVCT para
dar cumplimiento a sus metas como las medidas de mitigación de GEI sectoriales.
Figura 1. Calculo de emisiones de GEI correspondientes al sector Residuos en Colombia
Fuente: (MVCT, 2017)
Figura 2. Medidas de Mitigación GEI priorizadas por el MVCT
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 22
Fuente: (MVCT, 2017)
Si paralelamente consideramos, que el Panel Intergubernamental en Cambio Climático
(IPCC) debido a los múltiples avances científicos en este campo, ha actualizado
constantemente los valores el Potencial de Calentamiento Global (GWP) Ver . El último es
el Quinto Reporte de Evaluación (AR5), en este reporte se incluye una nueva medida de
emisiones, con valoración de clima-carbón. También se incluye el concepto de Cambio
Potencial Temperatura Global (en inglés, Global Temperature change Potential GTP), el
cual se define como el cambio de temperatura media superficial, en lugar de impacto de
cambio climático, ya que los Gases Efecto Invernadero (En inglés, Green House Gasses,
GHG) a cierto punto en el tiempo son relacionados a Dióxido de Carbono (CO2).
Cuadro 2. Evolución de los valores de potencial de calentamiento global
GHG
Segundo Reporte de
Evaluación(SAR) 1995
Cuarto Reporte de Evaluación
(AR4) 2007
Quinto Reporte de Evaluación(AR5) 2013
Sin Valoración de Clima ‘Carbono
Con Valoración de Clima-Carbono
CO2 1 1 1 1
CH4 21 25 28b/30f 34
N2O 310 298 265 298
b: Metano f: Metano fósil
Del cuadro anterior, se observa que el potencial de calentamiento del metano a partir del
2013, es 34 veces en lo equivalente al CO2 y no 21 como se evaluó en 1995, lo que
fortalece su potencial aporte a la reducción de GEI, especialmente en la gestión de RSU.
Para el 2018, el IPCC presentará su sexto reporte de evaluación que será dedicado a las
consecuencias del calentamiento global mayor a 1.5 °C comparado a los niveles pre-
industriales (IPCC, 2013).
De lo anterior se puede ver que el país tiene un gran potencial para el desarrollo de esta
tecnología, además de los beneficios ambientales que obtiene el país para continuar a la
vanguardia del Desarrollo Sostenible, el país cuenta con la biomasa y las condiciones
climáticas para su implementación. Para hacer de esto una realidad se requiere un trabajo
coordinado de las diferentes instituciones, la academia y los sectores productivos.
Es importante destacar algunos de los proyectos que se han desarrollado en el país los
cuales se presentan en el cuadro 3. Algunas ilustraciones de las visitas se observan en el
Anexo 2.
2.4 Impactos
La producción de biogás a partir de residuos, que de otro modo se habrían descompuesto y
liberado tanto metano como CO2 a la atmósfera, parece una ruta poco controvertida y de
bajo costo para reducir las emisiones de carbono. El biogás, también es una fuente de
hidrógeno renovable, que puede utilizarse en pilas de combustible estacionarias y en
vehículos eléctricos de celda de combustible. (NREL, 2013)
La producción de biogás a partir de cultivos energéticos también presenta beneficios,
particularmente cuando se utiliza una limitada cantidad de cultivos energéticos junto con
los desechos para mejorar el proceso de producción. Se debe tener cuidado y se requiere
más investigación para asegurar que las implicaciones del cambio en el uso de la tierra sean
bien comprendidas y el crecimiento de los cultivos energéticos no sea perjudicial para otros
usos de la tierra o recursos hídricos asociados, particularmente para la producción de
alimentos.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 23
La opción más rentable es utilizar biogás cerca al centro de autogeneración para cumplir
con las necesidades locales de calor y / o energía. Cuando la demanda local es insuficiente,
la purificación a biometano para inyección en la red de gas puede ser una alternativa útil.
El biogás puede compensar fluctuaciones de la generación de electricidad proveniente de
sistemas eólicos y solares, por lo tanto, es una importante contribución al suministro pleno
de energía procedente de fuentes renovables lo cual evita la dependencia de energía de la
red.
La evaluación del impacto económico de los sistemas de biogás puede ser compleja, ya que
a menudo requiere asignar un costo monetario a los combustibles sin un valor de mercado
definido. Sin embargo, uno de los principales usos del biogás en Asia ha sido la reducción
de la presión sobre bosques como fuente de combustible doméstico. En la provincia de
Sichuan, China, las instalaciones de biogás disminuyeron el uso doméstico de carbón y
madera en un 68% y 74% respectivamente (Remais et al., 2009). Estos ahorros de energía
fueron suficientes para recuperar los costos de las subvenciones de construcción dentro de
2-3 años. Del mismo modo, las encuestas en Sri Lanka han encontrado que la introducción
de biogás para la cocción ha resultado en una caída del 84% en el consumo de leña (Alwis,
2002). Esta reducción de la quema de madera también beneficia la salud, en especial del
personal que realiza la cocción de los alientos que están expuestas a la contaminación
causada por mala combustión de las estufas domésticas.
Adicionalmente, se tienen los beneficios sociales y ambientales presentados en el numeral
2.2.1 y su significativo aporte a la reducción de GEI que ya se han expuesto.
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Cuadro 3. Proyectos Nacionales
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3 DISPONIBILIDAD DE BIOMASA PARA LA PRODUCCIÓN DE BIOGÁS EN
COLOMBIA
En este capítulo se presenta un resumen consolidado del análisis realizado en el informe de
avance relacionado con determinar la cantidad de biomasa residual disponible en Colombia
que se genera en los diferentes procesos productivos: Pecuarios, Agrícolas, Forestal,
Agroindustrial y los Residuos Municipales (lodos de PTAR y Residuos Sólidos Urbanos
RSU), que se han determinado como posibles generadoras de Biogás.
3.1 Identificación de las biomasas
Para la identificación de la disponibilidad de la biomasa para cada sector, se parte del Atlas
de Biomasa, de la información de producción de los censos productivos del Ministerio de
Agricultura, del Instituto Colombiano Agropecuario ICA, el cual tiene dentro de sus
responsabilidades consolidar el Censo Pecuario Nacional, disponible en su página Web
actualizado a 2016; así como información propia de las agremiaciones sectoriales, con las
cuales se realizaron reuniones para consolidar información y talleres de retroalimentación.
Factores como su ubicación, facilidad de acceso, su forma de explotación, manejo,
proyecciones de crecimiento, impactos ambientales asociados y movilización son
información fundamental para la estimación del potencial de producción de Biogás al igual
que para el diseño de estrategias para promover su aprovechamiento. Por lo tanto, para cada
sector se analizarán estos factores, entre otros.
3.2 Disponibilidad territorial de biomasas
En este capítulo se presenta la disponibilidad de la biomasa en el territorio nacional, lo cual
se condensa en los siguientes mapas por Biomasa elaborados en el software libre QGIS,
teniendo en cuenta los datos de producción de biomasa presentados en el segundo
entregable.
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4 POTENCIAL TEÓRICO Y FACTIBLE PARA LA GENERACIÓN DE BIOGÁS
EN COLOMBIA
4.1 Selección de biomasas residuales para estudiar.
La primera etapa del estudio se enfocó a la determinación de los distintos tipos de biomasas
residuales disponibles para la producción de biogás, así como en la estimación de las
cantidades producidas por cada tipo de biomasa y sector. Para ello se utilizaron datos de
literatura, así como información de distintos sectores (pecuario, agricultura, urbano,
industria, etc.), una fuente importante para la identificación de las biomasas a estudiar fue
el Atlas de Biomasa editado por la UPME (UPME, 2010), ya que en él están identificadas
los principales residuos de diferentes sectores y los factores de generación con respecto al
producto principal. Como se señaló en forma previa, para cada tipo de biomasa sólo se
consideró la porción que hoy no tiene un uso productivo, en la Tabla 1 se presentan los
sectores, las biomasas estudiadas y la cantidad de sus residuos con potencial de biogás.
Tabla 1. Sectores y Biomasas residuales estudiadas.
Sector Residuo residuo t/año
Pecuario
Avicola Estiércol 6.518.795
Porcicola Estiércol 2.745.392
Bovino Estiércol 83.497.181
Agrícola
Arroz Paja 2.078.073
Banano Fruto rechazo 2.067.945
Café pulpa Pulpa 298.996
Café Mucilago Mucilago 102.243
Café Borra Borra 18.532
Maíz Caña 912.659
Palma de aceite Laguna Oxidación 6.709.985
Platano Fruta Rechazo 23.816.051
Caña de azúcar Bagazo 6.972.609
Caña Panelera Bagazo 364.066
Urbano
RSU RSUO 9.845.875
Lodos PTAR Lodos 19.422.647
Industrial
Lacteo Grasas, lodos 37.125
Cerveceria Lodos 789.230
Destileria Vinazas 9.587.333
Matadero Rumen 103.581
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 37
4.1.1 Sector pecuario.
En el sector pecuario se estudiaron el avícola, porcícola y bovino. En la
se presentan los departamentos en los cuales se presenta una oferta importante de la
biomasa residual pecuaria, en términos de producción del residuo (t/año) y porcentaje de
participación en el ámbito nacional.
Tabla 2. Sector Pecuario
Fuente: (MADR, 2016) (AGRONET, 2017)
4.1.2 Sector agrícola.
En cuanto al sector agrícola se estimó la disponibilidad de biomasa residual a partir del
factor de generación del mismo con respecto a la producción del producto principal,
tomado del Atlas de potencial energético de la Biomasa Residual en Colombia (UPME,
2010), así en la Tabla 3 se presentan los principales departamentos productores de cada
sector, su producción (t/año) y su participación porcentual en el mercado nacional.
Tabla 3. Sector Agrícola
Cultivo Departamento Producción producto
principal t/año
%
Arroz Casanare 695.395,0 33,46
Tolima 341.942,0 16,45
Meta 314.574,7 15,14
Banano Antioquia 1.246.209 60,26
Magdalena 413.790 8,27
Café Huila 154.853 18,02
Sector Departamento Producción residuo
t/año %
Avícola
Santander 1.545.541 24,6%
Cundinamarca 1.362.656 21,7%
Valle 860.273 13,7%
Antioquia 495.459 7,9%
Porcino
Antioquia 869.050 45%
Cundinamarca 247.710 13%
Valle del Cauca 157.080 8%
Meta 135.657 7%
Bovino
Antioquia 9.813.919 11,8%
Caquetá 7.248.929 8,7%
Córdoba 7.160.440 8,6%
Meta 6.300.053 7,5%
Santander 5.214.237 6,2%
Caldas 4.991.392 6,0%
Cauca 4.975.034 6,0%
Magdalena 4.435.235 5,3%
Sector Departamento Producción residuo
t/año %
Avícola
Santander 1.545.541 24,6%
Cundinamarca 1.362.656 21,7%
Valle 860.273 13,7%
Antioquia 495.459 7,9%
Porcino
Antioquia 869.050 45%
Cundinamarca 247.710 13%
Valle del Cauca 157.080 8%
Meta 135.657 7%
Bovino
Antioquia 9.813.919 11,8%
Caquetá 7.248.929 8,7%
Córdoba 7.160.440 8,6%
Meta 6.300.053 7,5%
Santander 5.214.237 6,2%
Caldas 4.991.392 6,0%
Cauca 4.975.034 6,0%
Magdalena 4.435.235 5,3%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 38
Cultivo Departamento Producción producto
principal t/año
%
Antioquia 119.971 13,96
Tolima 105.988 12,34
Cauca 83.963 9,77
Caldas 66.661 7,76
Maíz Córdoba 143.816 15,76
Vichada 130.878 14,34
Meta 116.622 12,78
Tolima 97.839 10,72
Valle del cauca 69.851 7,65
Palma de Aceite Meta 488.364 33,08
Casanare 213.354 47,54
Santander 200.180 61,10
Cesar 194.184 74,25
Plátano Antioquia 525.991 14
Arauca 440.172 11
Valle del cauca 310.078 8
Meta 302.607 8
Córdoba 282.218 7
Quindío 266.739 7
Choco 213.067 6
Caña de Azúcar Valle de cauca 19.180.062,3 77,0
Cauca 4.210.028,9 16,9
Caña Panelera Santander 226.294 17
Boyacá 176.061 14
Cundinamarca 174.967 13
Antioquia 170.634 13
Nariño 101.891 8
Fuente: (MADR, 2016) (AGRONET, 2017) (AGRONET, 2017)
4.1.3 Sector urbano.
4.1.3.1 Sector Residuos Sólidos Urbanos Orgánicos.
Para el sector urbano se analizaron los potenciales de las biomasas residuales de Residuos
Sólidos Urbanos Orgánicos (RSUO), para ello se revisó la situación en las principales
ciudades del país, la cantidad diaria y anual dispuesta en sus correspondientes rellenos
sanitarios y su participación porcentual a nivel nacional.
Tabla 4. Sector URBANO RSU
Departamento Relleno t/día (2016) Cantidad de
residuo t/año %
Bogotá D.C. Doña Juana 6.300 2.299.500 23,4%
Antioquia la Pradera 3.260 1.189.900 12,1%
Valle del Cauca El Guabal 3.072 1.121.280 11,4%
Atlántico los Pósitos 1.907 696.055 7,1%
Cundinamarca Nuevo 1.157 422.305 4,3%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 39
Departamento Relleno t/día (2016) Cantidad de
residuo t/año %
Mondoñedo
Bolívar Loma de los Cocos 1.049 382.885 3,9%
Santander El Carrasco 901 328.865 3,3%
Risaralda La Glorita 677 247.105 2,5%
Nte Santander Guayabal 783 285.795 2,9%
Valle del Cauca Presidente 646 235.790 2,4%
4.1.3.2 Sector URBANO Lodos de PTAR.
En cuanto a los residuos urbanos de lodos de PTAR, se estudiaron las plantas más grandes
de tratamiento de aguas residuales, para las plantas que no se tuvo información, se calculó a
partir del índice nacional de generación de vertimientos, tomado del informe técnico sobre
sistemas de tratamiento de aguas residuales en Colombia, 2,1 l/s por cada 1000 habitantes
(Superintendencia de servicios publicos, 2013)
Tabla 5. Sector URBANO lodos de PTAR
Sector Departamento Agua Residual m3/s %
PTAR Bogotá 16,5 37%
Medellín 5,1 11%
Cali 4,9 11%
Barranquilla 2,5 6%
Cartagena 2,0 4%
Cúcuta 1,3 3%
Soledad 1,3 3%
Ibagué 1,1 2%
Bucaramanga 1,1 2%
Soacha 1,1 2%
4.1.4 Sector Industrial
Para el sector industrial se tomaron aquellas industrias que normalmente son citadas por la
literatura especializada como con alto potencial de generación de biogás a partir de sus
biomasas residuales, para ello se tomó en cuenta el tamaño de la industria y los factores de
generación de biogás a partir de sus residuos.
Tabla 6. Sector Industrial
Sector Departamento Producción residuo %
Cervecero Barranquilla 144.006 18,2%
Tibasosa 60.782 7,7%
Bucaramanga 98.186 12,4%
Tocancipa 247.803 31,4%
Yumbo 126.239 16,0%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 40
Sector Departamento Producción residuo %
Itagüí 112.213 14,2%
Lácteo Cundinamarca 5.142.788 29,3%
Antioquia 3.924.825 22,4%
Boyacá 1.203.619 6,9%
Magdalena 658.839 3,8%
Vinazas (m3/año) Valle 5.840.000 61%
Cauca 1.703.333 18%
Risaralda 486.667 5%
Meta 1.557.333 16%
Matadero (Rumen t/mes) CUNDINAMARCA 706
Bogotá D.C. 590 13,57%
Bogotá D.C. 545 11,35%
Antioquia 446 10,47%
Atlántico 327 8,59%
Meta 310 6,28%
Córdoba 255 5,97%
En la Tabla 7, se resumen los departamentos en los cuales hay mayor oferta de biomasa
residual para cada uno de los sectores en estudio.
Tabla 7. Departamentos de Mayor oferta de Biomasa residual por sector
Sector Departamento Producción %
Pecuario
Avícola Santander 1.545.541 24,6%
Porcino Antioquia 869.050 45%
Bovino Antioquia 9.813.919 11,8%
Agrícola
Arroz Casanare 695.395,0 33,46
Banano Antioquia 1.246.209 60,26
Maíz Córdoba 143.816 15,76
Palma de Aceite Meta 488.364 33,08
Caña de Azúcar Valle de cauca 19180062,3 77,0
Urbano
RSU Bogotá D.C. Doña Juana 2.299.135 23,4
PTAR Bogotá (AR m3/s) 16,5 37%
Industrial
Cervecero Barranquilla 144.006 18,2%
Lácteo Cundinamarca 5.142.788 29,3%
Vinazas Valle 5.840.000 61%
Matadero Cundinamarca 706 13,57%
Fuente: (MADR, 2016). (AGRONET, 2017)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 41
4.2 Estimación de potenciales de generación de biogás-
Una vez identificadas las biomasas residuales a estudiar, y conociendo la oferta de esta, se
procede a expresarla en términos de energía, esto se realiza en dos pasos el primero a partir
de los factores de generación de biogás por unidad de biomasa residual se calculan los
m3/año de oferta y con el contenido de metano en el biogás generado, se calcula el
contenido energético del biogás.
4.2.1 Predicción del potencial de metanización de biomasas residuales.
Partiendo del hecho que materias primas de biomasa diferentes (residuos orgánicos y
residuos) tienen potencial de metanización diferentes, dependiendo de la degradabilidad
inherente, así como del estado de oxidación de carbono. Predecir el potencial del biogás es
un tema clave en la DA para la viabilidad técnica y económica de plantas. El interés
principal del biogás es metano, porque el metano es el componente energético del gas. La
cantidad de biogás producido y el contenido de metano en la fase gaseosa dependen del
residuo que se degrada, su degradabilidad y su estado de oxidación. A mejor degradabilidad
y más bajo estado de oxidación, se producirán más metano. (Zinder, 1993)
Al considerar el proceso de biogás para una aplicación específica, las características de los
residuos usados como sustrato son de gran interés. Residuos y aguas residuales tienen una
composición compleja que es difícil de describir en detalle, pero puede ser fácilmente
analizada por procesos químicos como se describe a continuación.
La medida más común utilizada para describir la concentración de materia orgánica
degradable en desechos o en aguas residuales es la demanda química de oxígeno (DQO)
expresado como g-O2/litro, o contenido de sólidos volátiles (SV) expresado como g-
SV/litro o % W/V SV (APHA, 2001). El contenido de DQO corresponde a la cantidad de
oxígeno necesaria para oxidar completamente la materia orgánica en los residuos y se
determina experimentalmente mediante la medición de la cantidad de un agente químico
oxidante necesario para oxidar completamente una muestra de los residuos. El contenido
SV describe el contenido de materia orgánica en los residuos y se define como la cantidad
de materia de una muestra seca, perdida después de 1 h a una temperatura de aprox. 550°C.
Ambos métodos son relativamente fáciles de realizar y dan una buena primera impresión de
la degradabilidad de un residuo. Sin embargo, la determinación de DQO para muestras muy
concentradas es inexacta, pues son necesarias grandes diluciones de la muestra.
Si se conoce la composición atómica de la materia orgánica, la relación entre el contenido
de DQO y SV se puede calcular de la ecuación estequiométrica para la oxidación completa
de la materia orgánica. Para muchos tipos de residuos orgánicos, el estado de oxidación del
carbono es cercano a cero (como glucosa) y en estos casos, la relación DQO/SV estará
cerca de la unidad.
Sin embargo, para compuestos más reducidos como ácidos grasos de cadena larga y los
lípidos, el estado de oxidación del carbono es negativo y la relación DQO/SV es
significativamente mayor que 1. Esto significa que 1 g de lípidos producen aguas residuales
con mayor DQO que 1 g de azúcares. El DQO puede ser equilibrado a través de un
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 42
proceso, para una determinada eficiencia de remoción, dando la aireación necesaria (en el
caso de proceso aerobio), o incrementar el metano producido (en el caso de procesos
anaerobios).
El metano tiene un peso molecular de 16 g/mol y DQO de 64 g/mol y por lo tanto tiene una
relación de DQO:SV teórico de 4 (con el menor estado de oxidación de carbono posible.
En una forma más generalizada, la reacción de oxidación de material orgánico puede ser
escrita como Ecuación 1.
Ecuación 1. Oxidación Material Orgánico
Y la razón DQO/SV está dada por Ecuación 2.
Ecuación 2. Razón DQO/SV
4.2.1.1 Potencial Teórico.
El potencial teórico de producción de biogás (metano) es ampliamente reconocido para dar
una indicación de la producción máxima de metano de un residuo específico.
Si se conoce la composición exacta de los residuos, la producción de metano puede
predecirse con una ecuación estequiométrica, balanceando la conversión total de la materia
orgánica a CH4 y CO2, con el H2O, como fuente externa, es decir, bajo condiciones
anaeróbicas (Ecuación 3). La relación CH4/CO2 depende del estado de oxidación del
carbono presente en el material orgánico, es decir, a mayor contenido de carbono orgánico
reducido, se producirán más CH4.
Ecuación 3. Conversión materia orgánica a biogás
El potencial teórico específico de metano (Bo, th), generalmente expresado como l CH4/g-
SV, puede calcularse con la Ecuación 4: suponiendo 22.4 l como el volumen de 1 mol de
gas en condiciones estándar (es decir, 273 K y 1 ATM la presión).
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 43
Ecuación 4. Potencial específico de metano
Alternativamente el potencial específico de metano puede también ser expresado en
términos del CH4/ g COD, acorde con Ecuación 5.
Ecuación 5. Potencial específico de metano (COD)
En la Tabla 8, se enumeran las características de una serie de materiales orgánicos
adecuados para la degradación anaerobia.
Tabla 8. Características de materiales orgánicos para biogás
Fuente: (Angelidaki, KArakashev, Batstone, & Et Al, 2010)
Sin embargo, a menudo la composición atómica de la materia prima exacta es desconocida
y sólo se conoce el contenido aproximado de los principales grupos orgánicos. En este caso,
es una forma alternativa y más fácil de obtener una estimación de potencial teórico de
metano, basado en datos de la Tabla 8 , para calcular el metano teórico potencial Ecuación
6.
Bo;th = 0,415carbohydrates + 0,496proteins + 1,014lipids + 0,373acetate +
0,530propionate
Ecuación 6. Estimación potencial biogás por componentes orgánicos
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 44
4.2.1.2 Potencial Práctico
Aunque el potencial teórico de metano da una indicación aproximada de la cantidad de
biogás producido a partir de la biomasa residual, el potencial práctico obtenido siempre será
menor debido a una serie de factores:
Una fracción del substrato se utiliza para sintetizar la masa bacteriana, por lo
general de 2 a 5% de la materia orgánica degradada.
Hay una fracción importante de material inerte, que puede incluir substancias
húmicas, ligninas y detritos celulares.
Algún material que no es accesible, debido a su estructura orgánica recalcitrante.
Limitación de otros factores nutrientes.
En condiciones favorables con materia soluble en agua, se puede lograr grados de
conversión cercanos a 100%. Si la materia orgánica es particulada, 30 – 60% de conversión
es alcanzable. Por ejemplo el estiércol, tiene una típica conversión de los SV de
aproximadamente 40-50% de estiércol bovino y de 55 – 65% para estiércol de cerdo
(MÜLLER, 2003). En los reactores de biogás de operación continua, la producción de
metano es incluso menor, dado que la concentración de DQO en el efluente nunca es cero.
En reactores bien operados, esa pérdida puede ser tan baja como el 5%, mientras que, en
otros reactores, operados deficientemente, se han observado pérdidas de hasta un 25%
(Angelidaki, Karakashev, & Et Al, 2011 vol 494)
Hashimoto (Hashimoto, 1981) define el potencial práctico de metano (Bo) como el último
volumen de metano producido a partir de una cantidad específica de residuos (en peso o
DQO) en un experimento por lote con tiempo indefinido de la degradación, es decir, hasta
que cese la producción de metano.
Para estimar el potencial práctico de metano, es muy importante predecir la composición
del biogás producido, que depende de la cantidad de CH4 y CO2 producido y también del
pH del contenido del reactor. El CH4 producido es liberado principalmente a la fase de gas
y el CO2 se disuelve en parte en la fase líquida del reactor o se convierte en bicarbonato
dependiendo del pH. En consecuencia, el porcentaje de CH4 en el biogás producido
generalmente será más alto que la predicha por la relación estequiométrica. El contenido de
metano en la fase gaseosa es típicamente 55 – 65% y aumenta cuando el pH es alto.
La determinación del potencial práctico de metano no siempre es fácil, ya que hay muchos
factores que pueden conducir a resultados falsos. Muestreo de residuos heterogéneos, la
actividad de inóculo, la presencia de sustancias tóxicas, razón del inóculo a sustrato y la
falta de nutrientes, puede ser algunas de las fuentes para la subestimación del potencial de
metano de una muestra (Angelidaki, Karakashev, & Et Al, 2011 vol 494). El potencial de
metano también puede ser sobrestimado, como en el caso de los desechos que contienen
compuestos fácilmente volatilizados (etanol, lactato, etc.). En este caso, la determinación de
SV por los métodos analíticos estándar (APHA), donde se recomienda el secado a 105 C,
conduce a la evaporación de estos compuestos, que provocará la subestimación de la
materia (SV) y, por lo tanto, el sobrestimando del potencial de metano.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 45
La producción de biogás es cuantificada por la medición del volumen de gas producido
bajo una presión constante (volumétrico), medida del aumento de la presión en el volumen
constante (manométrico) o medición de la formación de metano por cromatografía de gases
(Angelidaki, Karakashev, & Et Al, 2011 vol 494). El método cromatográfico da
directamente medidas de formación del metano y es el método más fiable, aunque requiere
de equipo más complejo. En contraste, los métodos manométricos y volumétricos para
medir la producción total de biogás (CH4 y CO2) son fuertemente dependientes del pH que
influye en la distribución de CO2 (HCO3) entre fase gaseosa y fase líquida.
4.2.2 Estimación del potencial de Biogás con biomasas residuales en Colombia.
Para estimar el potencial de biogás en Colombia a partir de biomasas residuales, en primer
término, se hace una recolección de información respecto a la producción de residuos de
diferentes actividades agropecuarias identificadas preliminarmente con algún potencial de
generación de biogás a partir de literatura revisada.
La información básica proviene de estadísticas pecuarias y agrícolas colombianas de
producción para el año 2016 y el potencial se establece a partir de factores de producción
de metano o biogás encontrados en estudios específicos al respecto, que se irán presentando
a medida que se citan cuya recopilación se presenta en el Anexo 1.
Para ir depurando el potencial en busca de obtener el económicamente factible, se parte del
potencial teórico (Ecuación 7) calculado como el producto de la generación de biomasa
(Mr) por el factor de generación de biogás (Fr) por su poder calorífico (PCIr) Ecuación 8.
Cuando la información está disponible el poder calorífico del biogás se calcula como el
producto del poder calorífico del metano (PCIm) por el porcentaje de su contenido en el
biogás (Pm).
Qt = Mr*Fr*PCIr
Ecuación 7. Potencial teórico de biogás
PCIr = PCIm * Pm
Ecuación 8. Poder calorífico Inferior del biogás
El potencial teórico (Qt) se depura a potencia factible (Qf) por medio de agentes limitantes
de su aprovechamiento, tales como facilidad de recolección y transporte, densidad de la
oferta, para finalmente incorporar externalidades de tipo ambiental, social y económico
para llegar al potencial económicamente factible.
1. Se establece la oferta energética de biogás de la biomasa residual en estudio en los
diferentes departamentos del país.
2. Se identifican los que ofrecen en conjunto al menos el 60% del potencial nacional,
o hasta donde la oferta departamental sea superior al 10% de la oferta nacional.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 46
3. Normalmente los departamentos con mayor oferta de algún tipo de biomasa
corresponden a aquellos en los cuales hay un desarrollo agroindustrial que ha
estimulado el desarrollo de la actividad que la genera.
4. En el caso pecuario se ha tomado en cuenta el tipo de manejo que se da a los
animales, centrando el estudio en aquellos aprovechamientos con cierto grado de
industrialización que facilitan el aprovechamiento de los residuos al generarlos de
manera concentrada facilitando su recolección y aprovechamiento, se descartan
aquellos manejos artesanales que por su tamaño y dispersión resultad de difícil y
costoso aprovechamiento.
5. Establecida la oferta energética de los departamentos seleccionados y de acuerdo
con la información recibida de CIBiogas en Brasil, se les aplica un factor del 70%,
para establecer el potencial factible nacional de biogás de la biomasa en estudio.
En la Figura 3 se presenta el paso a paso seguido para a partir de la información recolectada
sobre una determinada biomasa residual estimar su potencial energético
Figura 3. Metodología para estimación de potencial energético de biomasas residuales
como Biogás.
En la Tabla 9 se resumen los factores de generación de biogás empelados para los cálculos
tomados de la revisión bibliográfica presentada en el Anexo 1.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 47
Tabla 9. Factores de generación de biogás
Sector Unidades Factor Fuente
Avícola Biogás m3/t estiércol 60 (CUBA SOLAR, 2017)
Porcino Biogás m3/t estiércol 40 (CUBA SOLAR, 2017)
Bovino Biogás m3/t estiércol 40 (CUBA SOLAR, 2017)
Arroz Biogás m3/t arroz 352 (MINENERGIA; PNUD; FAO;
GEF, 2011)
Banano Biogás l/kg banano
rechazo
4,57 (Guevara, Arenas , & et al, 1012)
Café Pulpa Biogás l/kg pulpa 25 (Cenicafe, 2010)
Café Mucilago CH4 l /kg DQO 311,5 Cenicafe
Biogás MJ/kg Mucilago 2 (Cenicafe, 2010)
Café Borra Mj/kg Borra seca 5,2 (Cenicafe, 2010)
Maíz Biogás m3/t maíz 514 (MINENERGIA; PNUD; FAO;
GEF, 2011)
Palma de Aceite Biogás m3/ TRFF 20 (Fedepalma, 2015)
Plátano Biogás l/kg banano
rechazo
4,57 (Guevara, Arenas , & et al,
1012)
Caña de Azúcar Biogás MJ/kg Bagazo 3,46 (Sanchez, 2016)
Biogás NmL/g SV 214,35
RSU Biogás m3/t RSUO 66 (EPM, 2016) FENOSA.
PTAR Biogás l/m3 agua tratada 50 (EPM, 2016)Promedio Salitre, San
Fernando, Cañaveralejo Cervecero CH4 L/t cebada procesada 67,2 (BIOPROA, 2015)
Lácteo Lodos Biogás L/m3 leche procesada 29,1 (BIOPROA, 2015)
Lácteo Grasas Biogás L/m3 leche procesada 91,1 (BIOPROA, 2015)
Lácteo Suero Biogás L/m3 leche procesada 7,7 (BIOPROA, 2015)
Matadero Bovino Biogás m3/t rumen 16,6 (Ramirez, 2016)
Caña Vinazas Biogás m3/m
3 vinaza
procesada
16,4 (Conil & Pro Organic, 2017)
El Cuadro 44 resume el desarrollo de los potenciales teórico y factible, resaltando los
criterios que se emplearon para pasar del primero al segundo.
4.2.3 Potencial Teórico (Bruto)
A partir de la cantidad de biomasa estimada inicialmente, se determinó el potencial teórico
para la generación de biogás. Este valor corresponde al biogás que se puede generar
mediante DA a partir de las biomasas residuales establecidas en estudio, sin tomar en
cuenta barreras para su aprovechamiento tales como la viabilidad de su recolección debido
al grado de dispersión geográfica que tenga. Este potencial se determinó utilizando valores
teóricos de la fracción de materia orgánica (MO) contenida en la biomasa, así como de la
productividad específica de biogás para los distintos tipos de biomasa disponible. Para el
cálculo del potencial teórico de biogás, se utilizaron factores de conversión estimados a
partir de datos bibliográficos.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 48
Cuadro 4. Criterios para establecer los potenciales teórico y factible para las biomasas en estudio.
Sector Potencial Teórico (Bruto) Potencial Factible (Técnico)
Pecuario Avícola, Porcícola y
Bovino: Oferta total de acuerdo a número de
cabezas, generación de estiércol y factor de
producción de biogás
• Avícola se descuenta las aves de traspatio por dispersión, se
descuentan las gallinas ponedoras por oferta una vez al año de
gallinaza toma el 81% de la oferta nacional
• Porcícola: Se descuentan los animales de traspatio, se toman los
departamentos que representan el 72% de la oferta en
porqueriza.
• Se toma el 1% del 60% de la oferta nacional como cabezas
estabulizadas
Agrícola Oferta nacional por área sembrada,
rendimiento del cultivo y factor de generación
de residuo y potencial de biogás
Se toma el 60% de la oferta nacional y un factor de escaldo de 70%.
Para el café se separa Residuos en finca (Pulpa y Mucilago) en
Industria (Borra).
Urbanos Oferta nacional de acuerdo con la población
nacional
RSU. Rellenos que manejan el 85% de los RSU nacionales.
Lodos PTAR: Diez principales ciudades
Industriales Oferta nacional, de acuerdo con factor de
generación de residuos y producción de
biogás.
Vinazas. Generación de 16,4m3 de biogás/m3
de vinazas procesadas.
Cervecería: Producción nacional con factor de escaldado del 70%
Lácteo: Se contabiliza grasas y lodos se descuenta Suero por uso
como alimento de cerdos, 60% de la oferta nacional
Mataderos: Bovino el rumen como residuo no aprovechado,
mataderos que manejan el 60%
Vinazas. Residuo de destilerías de alcohol en ingenios, rendimiento
de 16 m3 biogás/m
3 de vinaza procesada
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 49
La Figura 4, presenta los resultados del potencial teórico para las biomasas en estudio en
términos de su oferta energética anual en TJ/año. Los cálculos del potencial teórico se
presentan en el Anexo 1.
Figura 5. Potencial teórico de biogás a partir de biomasas residuales (TJ/año)
4.2.4 Potencial factible (Técnico)
A partir del potencial teórico, se estimó el potencial factible (técnico) de biogás, aplicando
restricciones técnicas relativas a la disponibilidad de la biomasa, principalmente
relacionadas con la factibilidad de su recolección, y rendimiento del escalado a nivel
industrial respecto a los resultados de laboratorio.
Así para el potencial factible se tomó como base la oferta de biomasa residual por
departamentos correspondiente al 60% superior, al considerar que el 40% inferior restante
se halla muy disperso y por tanto con dificultades para su recolección y aprovechamiento.
No obstante, para biomasas residuales cuya oferta es concentrada se estableció el
porcentaje de fácil aprovechamiento. Por su parte, para estimar el potencial factible se
evaluó la disponibilidad de los distintos tipos de biomasa, clasificándolas en dispersas (D)
aquellas producto de la cosecha y que normalmente quedan abandonadas en el campo y
para su aprovechamiento se debe desarrollar una logística de recolección costosa,
agrupadas (A) corresponden a aquellas que se generan en procesos agroindustriales con un
50
tamaño medio de generación como es el caso de la industria avícola y porcícola intensiva
que se maneja en galpones, finalmente se tiene la concentradas (C) que corresponde a la
generada en procesos agroindustriales e industriales de gran escala como es el caso de la
palma de aceite, la cervecería, RSU entre otros, en los cuales no hay necesidad de logística
para su recolección pues se generan en un solo punto en cantidad suficiente para su
valorización energética.
Figura 6. Potencial factible de biogás a partir de biomasas residuales. (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 51
5 PRIORIZACIÓN DE BIOMASA RESIDUAL PARA LA GENERACIÓN DE
BIOGÁS
A continuación, se describe el procedimiento para seleccionar fuentes de biomasa residual
que presenten el mayor potencial de aprovechamiento de acuerdo con criterios ambientales,
técnicos y sociales, esto con el fin de posteriormente caracterizarlas y tipificarlas en forma
detallada para establecer su potencial factible y el potencial económicamente viable. La
selección se realiza utilizando la metodología: Multicriterio ponderado que se describe a
continuación.
5.1 Definición de la metodología de priorización
El incremento de residuos generados por el hombre se está convirtiendo en un grave
problema para la sociedad. Gran parte de esta cantidad de residuos son reciclados o
destinados a su depósito en un relleno sanitario, abandonados en el campo o cualquier otra
mala práctica de disposición y manejo, pero existe una alternativa a estas prácticas, que
cada año aumenta su presencia e implantación. Se trata de la valorización con recuperación
energética de estos residuos. (Comunidad de Madrid, 2010)
Los residuos se someten al proceso de biodigestión anaerobia generando biogás. Esta
energía obtenida es equiparable en muchas ocasiones dependiendo de los residuos a los
combustibles convencionales. (Comunidad de Madrid, 2010)
A continuación, se presentan los criterios de priorización, los cuales en busca de la
sostenibilidad, fueron de tipo técnico, ambiental y socio-económico. Identificar y medir la
sostenibilidad en el desarrollo de un proyecto es una tarea muy compleja ya que se tienen
altas connotaciones no sólo en la esfera socioeconómica, sino también en el campo de la
ética y la política.
El concepto de sostenibilidad integra dimensiones ecológicas, económicas, sociales y
culturales. Esto implica, por una parte, construir indicadores capaces de discriminar entre lo
positivo y lo negativo; y por otra, diseñar y utilizar tecnologías que se ajusten a un proceso
de desarrollo verdaderamente Ecohumanista que pueda garantizar la sustentabilidad de los
recursos para el futuro.
Se procede a la calificación de los criterios establecidos, asignándoles un peso porcentual y
un valor, la calificación del criterio es el producto de estos dos aspectos y la calificación
total es la suma de las calificaciones parciales de los criterios, Matriz de Richman, tal como
se presenta en la Tabla 10. (Basnuevo & Et Al., 2014; 25(2)), (Martinez & Mendoza,
1986)
52
Tabla 10. Matriz de Richman para Multicriterios
Indicador Peso Valor calificación
Indicador 1 Peso 1 Valor 1 C1 = (peso 1 x Valor 1)
Indicador 2 Peso 2 Valor 2 C2 = (peso 2 x Valor 2)
Indicador n Peso n Valor n Cn = (Peso n x valor n)
Total Σ 1|,00 Ct = Σ Ci
Fuente: (Basnuevo & Et Al., 2014; 25(2))
5.2 Criterios de Priorización.
En el Cuadro 2 se presentan los criterios planteados para la priorización, resultado de
concertación entre los asesores y supervisores la UPME ellos son de tipo técnico,
ambiental y socio-económicos buscando la sostenibilidad de los proyectos que se puedan
originar para generación biogás con los residuos de las biomasa priorizadas, junto con la
base de calificación y una breve explicación del concepto del mismo.
Cuadro 2. Criterios de Priorización
Criterio Unidades Tipo Explicación
Oferta anual de
residuo
Residuo t/año Técnico Oferta anual del residuo
Potencial
energético
Biogás TJ/año Técnico Oferta anual energética de la biomasa
residual aprovechable
Emisiones
fugitivas
CH4 t/año Ambiental Emisiones fugitivas de CH4 evitadas por
abandono del residuo y no aprovecharlo.
Se toman como el 10% del metano en el
biogás (Acordado en Panel de expertos)
Área PDET Localización de la oferta de
biomasa residual en área PDET:
Esta (1)
No está (0)
Social Programa de desarrollo con enfoque
territorial. Toma en cuenta los criterios
de inclusión del decreto 893 de mayo 28
de 2017 MADR, que eventualmente
facilita este tipo de proyectos en las
áreas incluidas. Mira la localización de
la mayor oferta de biomasa residual en
estudio
Agremiación
disposición frente
al proyecto
El gremio manifiesta interés por
el aprovechamiento de biomasa.
Si (1)
No (0)
Social Actitud del gremio frente a actividades
del proyecto. Existencia de acciones
gremiales para proyectos en la temática
del biogás
Impactos
ambientales y
sanitarios
Manejable (1)
Difícil manejo (0)
Ambiental Intensidad de la problemática por mal
manejo del residuo
Área de influencia Centralizado en industrias
generadoras del residuo (5).
Centralizado en galpones
relativamente cercanos (3).
Disperso como residuo de
cosecha (1)
Económic
o
Evalúa la concentración o dispersión en
la generación de la biomasa residual,
para recolectarla y aprovecharla
53
Criterio Unidades Tipo Explicación
Potencial uso en
la red como
biometano
Gasoducto cercano (3).
Medianamente posible (2)
Difícil (1)
Económic
o
Posibilidad de distribución por red
(Gasoducto) para uso como biometano
Disponibilidad de
biomasa para su
aprovechamiento
3: fácil manejo
2: Mediana dificultad
1: Difícil manejo
Técnico Condiciones físicas y sanitarias para el
manejo y disposición del residuo
Fuente: Elaboración propia presentada a panel de expertos
5.3 Calificación de criterios
A continuación se presenta la evaluación de los criterios para establecer la calificación que
sirve de base a la priorización, para ello los tres primero criterios (oferta anual de residuo,
potencial energético y emisiones fugitivas) se evalúan a partir de los resultados obtenidos
de cálculos con las estadísticas nacionales de producción y el factor de generación de la
biomasa residual junto con el potencial energético del biogás y el equivalente de emisiones
fugitivas de CH4 si el residuo se deja abandonado. Los demás criterios se califican por
panel de expertos de acuerdo con los aspectos que tome en cuenta. Para ello se toman en
consideración aspectos como la localización geográfica, la facilidad de manejo del residuo,
la disposición del sector gremial frente a proyectos de biogás, entre otros.
5.3.1 Oferta anual de residuo
A partir de las estadísticas nacionales de producción y de los factores de generación de la
biomasa residual correspondiente, como se mostró en el numeral anterior, se calcula la
oferta anual del residuo, para ello se consultan las páginas de los gremios, Agro net, y
estadísticas del ministerio de agricultura, entre otras, el resumen se presenta en la Tabla 11.
Tabla 11. Oferta anual de biomasa residual por sector (t/año)
Sector Biomasa residual t/año
Pecuario
Avícola 4.263.929
Porcícola 1.409.497
Bovino 501.392
Agrícola
Arroz 1.351.912
Banano 211.920
Café (finca) 248.181
Maíz 559.006
Palma de aceite 4.982.192
Plátano 95.750
Caña de azúcar 6.549.226
Caña panelera 237.957
Urbanos
RSU 4.278.348
Lodos PTAR 1.165.359
54
Sector Biomasa residual t/año
Industriales
Lácteo (Lodos Grasas) 10.093
Cervecería 789.230
Matadero Bovino 62.386
Caña Azúcar - Vinazas 6.083.333
5.3.2 Potencial energético
Establecida la oferta anual de la biomasa residual y haciendo uso de los factores de
generación de biogás respectivos, se calcula la oferta energética anual de la biomasa
residual en estudio en forma de biogás, cuyos resultados se presentan en Tabla 12.
Tabla 12. Oferta energética anual de las biomasas residuales (TJ/año)
Sector Biogás TJ/año
Pecuario
Avícola 3.601
Porcícola 2.120
Bovino 431
Agrícola
Arroz 7.393
Banano 14
Café (finca) 226
Maíz 4.940
Palma de aceite 3.073
Plátano 6
Caña de azúcar 22.660
Caña panelera 818
Urbanos
RSU 2.608
Lodos PTAR 2.355
Industriales
Lácteo (Lodos Grasas) 17
Cervecería 2
Matadero Bovino 23
Caña Azúcar Vinazas 3.268
5.3.3 Emisiones fugitivas
Para establecer el impacto ambiental generado por el abandono del residuo sin ningún tipo
de tratamiento o aprovechamiento, se asume que el equivalente al 10% del metano
contenido en el DA por digestión anaerobia se escapa a la atmosfera (Ver Tabla 13).
55
Tabla 13. Emisiones fugitivas de metano por abandono del residuo
Sector Emisiones fugitivas CH4
(km3/año)
Pecuario
Avícola 16.755
Porcícola 9.866
Bovino 2.006
Agrícola
Arroz 35.339
Banano 38
Café (finca) 931
Maíz 28.732
Palma de aceite 13.420
Plátano 18
Caña de azúcar 108
Caña panelera 4
Urbanos
RSU 28.237
Lodos PTAR 10.097
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas)
37
Cervecería 11
Matadero Bovino 16.755
Caña Azúcar -
Vinazas
15.760
5.3.4 Área PDET
Para la calificación de este criterio se toma en cuenta si el sitio donde se presenta la mayor
oferta de la biomasa residual en evaluación, está localizada en un área bajo la incidencia de
proyectos de enfoque territorial (PDET) de acuerdo a los criterios de inclusión del Decreto
893 de mayo 28 2017 MADR. En el Cuadro 3 se presentan las subregiones, departamentos
y municipios en los cuales se proyectan PDET y que son la referencia para la calificación.
Cuadro 3. Regiones (departamentos y municipios) con Proyectos De Enfoque Territorial
R(PDET)
Región Departamento Municipio
Alto Patia - Norte
Del Cauca
Cauca
Argelia, Balboa, Buenos Aires, Cajibio, Caldono,
Caloto, Corinto, El Tambo, Jambaló, Mercaderes,
Miranda, Morales, Patía, Piendamo, Santander de
Quilichao, Súarez, Toribio
Nariño Cumbitara, El Rosario, Leiva, Los Andes, Policarpa
Valle Del Cauca Florida, Pradera
Arauca Arauca Arauquita, Fortul, Saravena, Tame
Bajo Cauca y
Nordeste
Antioqueño
Antioquia
Amalfi, Anorí, Briceño, Cáceres, Caucasia, El Bagre,
Ituango, Nechí, Remedios, Segovia, Tarazá, Valdivia,
Zaragoza
56
Región Departamento Municipio
Catatumbo Norte De
Santander
Convención, El Tarra, Hacarí, San Calixto, Sardinata,
Teorama, Tibú
Choco Antioquia Murindó, Vigía del Fuerte
Chocó
Acandí, Bajayá, Carmén del Darien, Condoto, El Litoral
de San Juan, Istmina, Medio Atrato, Medio San Juan,
Nóvita, Riosucio, Sipí, Unguía
Cuenca Del
Caguán Y
Piedemonte
Caqueteño
Caquetá
Florencia, Albania, Belén de los Andaquíes, Cartagena
del Chairá, Curillo, El Doncello, El Paujíl, La
Montañita, Milán, Morelia, Puerto Rico, San José del
Fragua, San Vicente del Caguán, Solano, Solita,
Valparaiso
Huila Algeciras
Macarena -
Guaviare
Meta Mapiripán, Mesetas, La Macarena, Uribe, Puerto
Concordia, Puerto Lleras, Puerto Rico, Vistahermosa
Guaviare San Jose Del Guaviare, Calamar, El Retorno, Miraflores
Montes De Bolívar
Bolívar Córdoba, El Carmén de Bolívar, El Guamo, Marái la
Baja, San Jacinto, San Juan Nepomuceno, Zambrano
Sucre Colosó, Chalán, Los Palmitós, Morroa, Ovejas, Palmito,
San Onofre, Tolú Viejo
Pacífico Medio Cauca Guapí, López de Micay, Timbiquí
Valle Del Cauca Buenaventura
Pacifico Y
Frontera
Nariñense
Nariño
Barbacoas, El Cahrco, La Tola, Magüí, Mosquera,
Olaya Herrera, Francisco Pizarro, Ricaurte, Roberto
Payán, Santa Bárbara, San Andrés de Tumaco
Putumavo Putumavo
Mocoa, Orito, Puerto Así, Puerto Caicedo, Puerto
Guzmán, Puerto Leguízamo, San Miguel, Valle del
Guamuez, Villagarzón
Sierra Nevada-
Perijá
Cesar
Valledupar, Agustín Codazzi, Becerril, La Jagua de
Ibirico, Pueblo Bello, La Paz, San Diego, Manaure
Balcón del César
La Guajira Dibulla, Fonseca, San Juan del César
Magdalena Santa Marta*, Aracataca, Ciénaga, Fundación
Sur De Bolívar Bolívar Arenal, Cantagallo, Morales, San Pablo, Santa Rosa del
Sur, Simití
Sur De Córdoba Córdoba Montelíbano, Puerto Liberatador, San José de Uré,
Tierralta, Valencia
Sur Del Tolima Tolima Ataco, Chaparral, Planadas, Rioblanco
Urabá Antioqueño Antioquia Apartadó*, Carepa, Chigorodó, Dabeiba, Mutatá, Necocli,
San Pedro de Urabá, Turbo
Fuente: (Presidencia de La Republica de Colombia, 2017)
En el Cuadro 4, se presentan las calificaciones asignadas a las diferentes biomasas
residuales de acuerdo con su localización geográfica con respecto a las subregiones con
PDET.
57
Cuadro 4. Calificación de las biomasas residuales según localización con respeto a PDET
Sector Área
PDET
Localización de la oferta de biomasa residual en área PDET:
Esta (1) No está (0)
Pecuario
Avícola 0 La principal oferta está en el departamento de Santander en el cual
no hay PDET
Porcícola 0 La mayor oferta se da en el departamento de Antioquia, pero fuera
de las áreas de PDET en el sector
Bovino 1 Varios de los municipios ganaderos antioqueños se encuentran en
zonas de PDET
Agrícola
Arroz 0 El primer productor de arroz es el departamento de Casanare en el
cual no hay PDET
Banano 1 La zona del Urabá antioqueño cuenta con PDET, que es donde se
localiza la zona bananera más importante del país
Café (finca) 0 La zona del eje cafetero (departamentos de caldas y Risaralda) no
cuenta con PDET
Maíz 0
Palma de aceite 1 En el Meta hay zonas con PDET coincidentes con sectores
palmicultores
Plátano 1 La zona del Urabá antioqueño cuenta con PDET, que es donde se
localizan importantes cultivos de plátano en país
Caña de azúcar 0
El departamento del Valle del Cauca es el principal productor de
caña de azúcar en Colombia y allí mismo se localizan los principales
Ingenios, en la zona de los cultivos de caña no hay PDET, estos se
ubican por Buenaventura donde no hay cultivos de caña
Caña panelera 0
Urbanos
RSU 0 La mayor oferta de RSU se presenta en Bogotá D.C. fuera de áreas
con PDET
Lodos PTAR 0 La mayor producción de lodos de PTAR se presenta en Bogotá D.C.
fuera de áreas con PDET
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas) 0
La gran industria láctea se localiza en Cundinamarca fuera de áreas
con PDET
Cervecería 0 La industria cervecera tiene su mayor planta en Cundinamarca fuera
de áreas con PDET
Matadero
Bovino 0
El mayor sacrificio de reses se presenta en los mataderos de Bogotá
D.C. fuera de áreas de PDET
Caña Azúcar
Vinazas 0
El departamento del Valle del Cauca es el principal productor de
caña de azúcar en Colombia y los ingenios con destilerías, en la
zona no hay PDET, estos se ubican por Buenaventura donde no hay
cultivos de caña
5.3.5 Agremiación disposición frente al proyecto.
58
Como ya se explicó, el criterio de disponibilidad hace referencia a la actitud que tiene un
determinado sector frente al desarrollo de proyectos de generación de biogás con la
biomasa residual que se producen por el ejercicio propio del sector. En el siguiente cuadro
se resume las calificaciones de este criterio.
Cuadro 5. Disponibilidad de los gremios frente a proyectos de Biogás
Sector Disponibilidad El gremio manifiesta interés por proyectos de Biogás.
Total (1) / en proceso (0,5) / No (0)
Pecuario
Avícola 1
El gremio a participado activamente en las reuniones convocadas
por el proyecto y por otros actores del sector como el cluster de
bionenergía del Valle del Cauca liderando estudios y proyectos
relacionados con el tema.
En Santander se encuentra la mayor oferta y la UIS a liderado
estudios en aprovechamiento de Biogás, demostrado participación
de las industrias y gran interés por el desarrollo de proyectos de
biogás, ya hay proyectos a gran escala en Santander y en el Cauca.
Porcícola 1
El gremio participa activamente en las reuniones convocadas por el
proyecto, y lidera con sus asociados capacitaciones y consultorias
con expertos internacionales y nacionales para promover el
desarrollo de proyectos para aprovechamiento de Biogás a diferentes
escalas acorde con el tamaño de las granjas de sus asociados.
Mantienen una agenda ambiental con diferentes autoridades
autónomas regionales para el tratamiento de sus residuos utilizando
tecnologías de producción de biogás a partir de los mismos.
Bovino 0
Este sector se caracteriza por la práctica de manejo extensivo, lo que
imposibilita la recolección de la Biomasa. Su programa de
sostenibilidad se enfoca a la siembra de árboles para delimitar los
terrenos a modo de cerca viva y sombrío. Actualmente, no
contemplan un manejo estabulado (siendo menor al 1% de la
producción nacional), lo que dificulta el desarrollo de proyectos de
biogás y gremialmente no se han realizado estrategias que motiven a
los industriales a este cambio cultural.
Agrícola
Arroz 0
Las principales biomasas generadas en el sector son la cascarilla en
el molino y el tamo como residuo agrícola en el campo. Aunque se
han desarrollado estudios para la producción de Biogás, actualmente
tiene otros usos como quema directa, uso como sustrato en cultivos
de flores y caballerizas, esto sumado a su baja biodegradabilidad no
ha motivado proyectos de biogás es este sector.
Banano 1
El sector bananero ha manifestado su interés en adelantar proyectos
de biogás para aprovechar los residuos de la preparación del banano
para exportación, esto sumado a su ubicación en zonas no
interconectadas (Urabá Antioqueño) y la Responsabilidad Social
Empresarias que manifiesta el gremio con las poblaciones de
influencia, potencializa la oportunidad para este tipo de proyectos.
Café (finca) 0,5
Actualmente este sector se desarrolla en fincas pequeñas en donde se
realiza el cultivo y el beneficio lo que dificulta el aprovechamiento
del biogás por tamaño y la gestión ambiental; la estrategia sectorial
que se está planteando son proyectos de acopio y beneficio que
59
Sector Disponibilidad El gremio manifiesta interés por proyectos de Biogás.
Total (1) / en proceso (0,5) / No (0)
centralicen la cosecha de varias granjas pequeñas centralizando la
gestión ambiental y por ende promoviendo procesos de valorización
energética de los residuos del beneficio del café. Sin embargo,
actualmente están en proceso de implementación y no se tienen
proyectos materializados aunque ya existen estudios de vialidad.
En cuanto a café soluble, en el país existe la planta de Chinchiná,
con una capacidad de 9.266 t de café soluble/año, considerando el
10% de residuo, se ve un buen potencial de aprovechamiento de la
Borra; sin embargo, no se conocen proyectos al respecto.
Maíz 0
El sector de cereales, actualmente tienen otras prioridades
comerciales y sus residuos se dejan en el campo sin generar
problemas con la autoridad ambiental, lo que no promueve el
desarrollo de proyectos de valorización energética de su biomasa
residual.
Palma de aceite 1
Este sector ha sido muy dinámico en la promoción de proyectos para
valorización energética de los residuos de las plantas extractoras de
aceite. Ya hay proyectos de tamaño importante en funcionamiento y
FEDEPALMA promueve estudios relacionados con el tema y
motiva a sus asociados para su desarrollo. Participa activamente en
las actividades gubernamentales y académicas propuestas para el
tema.
Plátano 1
Augura acoge los cultivadores de Plátano de la región de Urabá y
apoya a la población que se dedica a este cultivo; incluso en la zona
de exportación se cuenta con una planta de poscosecha para la
producción de sachet, en donde se genera gran cantidad de residuos
orgánicos factibles de aprovechamiento de Biogás.
Caña de azúcar 1
Valle del Cauca. Es un sector que, dada la grata experiencia de
cogeneración con bagazo, está abierto a todas las oportunidades que
se presenten para la valorización energética de sus biomasas
residuales, explorando diversas alternativas para el aprovechamiento
del RAC, con proyectos liderados por CENICAÑA.
Caña panelera 1
Actualmente están desarrollando un NAMA, que incluye la
posibilidad de aprovechamiento de biogás y el aprovechamiento
energético de su biomasa residual. FEDEPANELA lidera proyectos
de eficiencia energética y energías alternativas.
Urbanos
RSU 1
MVCT junto al DNP y otras entidades gubernamentales lideraron el
nuevo CONPES de Residuos, el cual bajo el concepto de la
economía circular incluye la valorización energética de RSU.
Actualmente, el departamento de cambio climático del Ministerio
lidera normatividad que desincentive el esquema actual de manejo
de los RSU mediante relleno sanitario y promueven el
aprovechamiento de biogás tanto de captura como de producción
directa mediante DA como una oportunidad que aporta al
cumplimiento de la meta del 20% de reducción de GEI que debe
hacer el sector.
MADS desarrolla una consultoría con la Universidad Nacional para
evaluar incentivos económicos y alternativas de gestión de residuos
sólidos orgánicos.
Lodos PTAR 1 El potencial de generación de biogás con los lodos de PTAR ya está
probado con proyectos como los de la planta del salitre en Bogotá,
60
Sector Disponibilidad El gremio manifiesta interés por proyectos de Biogás.
Total (1) / en proceso (0,5) / No (0)
Cañaveralejo en Cali y San Fernando en Medellín, por lo que hay
una gran motivación a este tipo de proyectos y el MVDS trabaja con
los líderes del sector para minimizar los efectos ambientales de las
PTAR.
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas) 1
La industria láctea ya tiene implementado proyectos de biogás para
autogeneración eléctrica y entrega de excedentes a la red, por lo que
hay gran receptividad a este tipo de proyectos.
Cervecería 1
Esta industria está liderada por una empresa Multinacional, con 6
plantas en el país, que tradicionalmente maneja parte de sus residuos
por medio de la digestión anaerobia cuyo biogás es aprovechado en
calderas para la generación de energía térmica.
Actualmente se está desarrollando el comercio de cerveza artesanal
lo que promueve plantas pequeñas que deben realizar una gestión
ambiental adecuada a sus residuos y en la producción de biogás
tendrán una oportunidad de aprovechamiento y cumplimiento de la
legislación nacional
Plantas de
Beneficio 1
Las restricciones ambientales y del INVIMA, así como los cierres a
diversas plantas que no cumplen con las condiciones nacionales, han
motivado al sector a realizar estudios para el aprovechamiento de
sus residuos con universidades y consultores internacionales, que se
derivan en proyectos de aprovechamiento de Biogás a partir del
Rumen y aguas residuales de mataderos.
Destilería de
Caña de Azúcar
(Vinazas)
1
La industria del alcohol de caña de azúcar deja como residuo las
vinazas que presentan un potencial importante para su valorización
energética por medio de biogás, y el sector mira con buenos ojos
este tipo de proyectos. Están trabajando en el clúster de biomasa
liderando estudios de aprovechamiento de Vinazas con la ICESI y
CENICAÑA
5.3.6 Impactos ambientales y sanitarios
Se evalúa la interacción con la autoridad ambiental y los problemas que se generan con la
comunidad del área de influencia, por el mal manejo ambiental y sanitario de la biomasa
residual en estudio. Ver resultados en el Cuadro 6.
Cuadro 6. Impactos ambientales y sanitarios
Sector Impacto Impactos ambientales del manejo de la Biomasa y conflictos con la
autoridad ambiental: Alto 1, Bajo 0
Pecuario
Avícola 1
La autoridad ambiental controla la generación de vertimientos, con
alta carga orgánica y se presentan conflictos con la comunidad de
influencia debido a los olores que se generan por el manejo de la
gallinaza. También se tiene restricciones sanitarias en el transporte
de la biomasa, para evitar contaminación biológica entre granjas.
61
Sector Impacto Impactos ambientales del manejo de la Biomasa y conflictos con la
autoridad ambiental: Alto 1, Bajo 0
Porcícola 1
La gestión de vertimientos con alta carga orgánica encuentra una
oportunidad con algunas CARs cuando se utiliza digestión
anaerobia, de no ser así la alta carga orgánica y los olores ofensivos
de la porquinaza se convierten en incumplimiento normativo que
genera problemas al sector.
Bovino 0
Al quedar la biomasa en el campo no permite que las autoridades
ambientales ejerzan control, ya que esto genera infiltración y
escorrentía la cual es imposible de monitorear y controlar. Debido a
esto el sector presenta requerimientos normativos en los sitios de
ordeño y corrales, que no son de uso frecuente por lo tanto no tienen
una alta intervención por parte de las autoridades ambientales como
los porcicolas y avícolas.
Agrícola
Arroz 1
La generación de residuos y las quemas abiertas de sus biomasas son
una práctica cultural de este sector, generando gases efecto
invernadero sujetos de control por parte de la autoridad ambiental y
ocasionando problemas respiratorios a la comunidad del área de
influencia.
Por su parte el tamo al dejarse en campo y la cosecha ser inundada
genera alta carga orgánica en las aguas de escorrentía y emisiones de
metano por su descomposición.
Banano 0
Los subproductos agrícolas del banano: la hoja, el bastago o
seudotallo se dejan en campo para la recuperación de suelos y
mejoramiento de cosechas; en el beneficio se genera el fruto de
rechazo el cual se comercializa a nivel nacional, alimento de
animales y como última opción se pica y se dispone en el campo
para abono de los suelos. Este tratamiento no genera inconvenientes
con la autoridad ambiental y se controla por parte de agrónomos para
la estabilización e incremento de la productividad.
Café (finca) 1
Los vertimientos del beneficio de café se caracterizan por una alta
carga orgánica, controlados por la autoridad ambiental, esto sumado
a que son pequeñas granjas que hacen su beneficio independiente
encarecen la gestión ambiental, por lo que gremialmente se está
incentivando al beneficio conjunto por regiones con el fin de
optimizar esta gestión y reducir costos e impactos del proceso.
Maíz 0
Los residuos de cosecha generados en el proceso son aprovechados
como alimento para animales o como enmienda de suelos en el
campo, sin generar impactos ambientales significativos.
Palma de aceite 1
Los efluentes generados en el proceso de extracción de aceite son
biomasa liquida caracterizada por tener alta carga de materia
orgánica, residuos de aceite, Ph ácido y contenidos de Nitrógeno,
Fosforo y Potasio; que requieren tratamiento para su disposición. El
gremio está adelantando con algunas CARs, acuerdos para
aprovechar los contenidos nutricionales para el uso como enmienda
orgánica en las plantaciones, luego de una DA, eliminando la
problemática de su disposición como vertimiento.
62
Sector Impacto Impactos ambientales del manejo de la Biomasa y conflictos con la
autoridad ambiental: Alto 1, Bajo 0
Plátano 0
Los subproductos agrícolas se dejan en campo para la recuperación
de suelos y mejoramiento de cosechas; en el beneficio se genera el
fruto de rechazo, cascara, el cual se comercializa a nivel nacional,
alimento de animales y como última opción se pica y se dispone en
el campo para abono de los suelos, sin genera inconvenientes con la
autoridad.
Caña de azúcar 0
El principal residuo de la agroindustria (Bagazo) se aprovecha
térmicamente en las calderas para generar de energía y el RAC se
deja en el campo actualmente; su abandono no genera conflictos con
la autoridad ambiental, sin embargo; se tiene un potencial de
aprovechamiento energético que se está estudiando. La problemática
ambiental del sector se genera por la costumbre de quema de la hoja
para la cosecha manual, práctica que se está sustituyendo por la
cosecha mecánica, quedando algunos sectores con esta práctica para
no causar conflicto social a los corteros y para esto se tienen
acuerdos especiales con la autoridad ambiental.
Caña panelera 1
Urbanos
RSU 1
La problemática social y ambiental derivada de la disposición final
de residuos municipales, impacta por emisiones fugitivas de metano
(GEI), generación de lixiviados, olores ofensivos, proliferación de
plagas, enfermedades en poblaciones cercanas, perdía de valor del
suelo, cambio del paisaje, entre otros.
Lodos PTAR 1
La gran cantidad de lodos que genera el tratamiento de aguas en
grandes ciudades genera altos costos y problemas de trasporte y
almacenamiento para su disposición final, debido a su alta humedad
y altas cargas contaminantes, incluso con sustancias de interés
sanitario, los cuales derivan olores ofensivos afectando la salud de
comunidades del área de influencia.
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas) 1
Los vertimientos industriales deben cumplir con la Resolución 631
de 2015. Las altas cargas orgánicas y contenido de sustancias de
interés sanitarios de estos efluentes exigen que se realicen
tratamientos y se deba presentar anualmente caracterización y estar
sujeto a control por parte de la autoridad ambiental.
Los residuos sólidos deben tener un manejo especial por su
descomposición y riesgo biológico especialmente en las plantas de
beneficio animal, quienes adicionalmente están sometidos a
inspecciones y concepto por parte del INVIMA.
El incumplimiento de la normatividad ambiental y sanitaria puede
ocasionar multas, sanciones e incluso el cierre de la empresa por
parte de las autoridades correspondientes.
Cervecería 1
Planta de
Beneficio
Animal
1
Caña Azúcar
Vinazas 1
63
5.3.7 Área de influencia.
Se enfoca en establecer la facilidad o dificultad en el aprovechamiento de la biomasa
residual a partir del tipo de oferta, de acuerdo a si se presenta concentrada en una industria
que la genere como residuo de su proceso, o si corresponde a residuos de agroindustria
cuya oferta es ligeramente más dispersa que la industrial y en ultimo termino si es un
residuo de cosecha (RAC) que para su aprovechamiento se deba desarrollar una logística de
recolección en el campo de cosecha (Ver Cuadro 7).
Cuadro 7. Área de influencia para recolección de biomasa residual
Sector Área
Influencia
Centralizado en industrias generadoras del residuo (5).
Centralizado en galpones relativamente cercanos (3).
Disperso como residuo de cosecha (1)
Pecuario
Avícola 5
La industria avícola en Santander y Cauca está bastante bien
desarrollada contando con empresas que manejan un importante
número de galpones que albergan una gran cantidad de aves, lo que
facilita el aprovechamiento del residuo
Porcícola 5
En Meta, Antioquia y Cundinamarca, existen empresas que maneja
importantes números de cabezas de manera tecnificada, lo que
centraliza la oferta del residuo
Bovino 1
El sector ganadero en Colombia es extensivo y Antioquia no es la
excepción, así con un promedio de 1 cabeza por hectárea su
aprovechamiento resulta prácticamente imposible
Agrícola
Arroz 3 Casanare es el principal departamento productor de arroz, allí hay
varias industrias dedicadas al beneficio del mismo
Banano 3
Antioquia (Urabá). Las fincas bananeras en general son medianas
del orden de 100 ha en promedio, lo que da cierto grado de
dispersión al residuo
Café (finca) 3 Huila. El beneficio en general se hace en las fincas, donde si inicia
el aprovechamiento de los mismos
Maíz 3 Es disperso en los cultivos y parte se aprovecha para alimentación
animal.
Palma de aceite 3 Meta. El residuo se produce en las plantas extractoras, con un
potencial medio de 3 MW por planta
Plátano 3
Antioquia (Urabá). El residuo se genera en las fincas durante la
cosecha y preparación del producto para exportación, en general son
fincas de tamaño mediano.
Caña de azúcar 3
Valle del Cauca. El residuo se genera en los ingenios que procesan
del orden de 10.000 t/día de caña, con u factor de producción del
20% de bagazo
Caña panelera 3
Urbanos
RSU 5
Estos residuos se generan de manera dispersa en la ciudad, pero su
manejo y disposición obliga a su recolección y traslado a los sitios
de disposición por lo cual esta logística ya está implementada y
facilita su aprovechamiento
64
Sector Área
Influencia
Centralizado en industrias generadoras del residuo (5).
Centralizado en galpones relativamente cercanos (3).
Disperso como residuo de cosecha (1)
Lodos PTAR 5
Los lodos de PTAR su oferta está centralizada en las plantas de
tratamiento donde normalmente se hace DA y dependiendo del
tamaño el biogás producido se quema en tea o se hace su
aprovechamiento en la generación eléctrica, esta última practica va
en incremento como resultado de avances tecnológicos, que
viabilizan proyectos a menor escala. Es importante considerar que
la legislación ambiental obliga a que cada municipio trate sus aguas
antes de verterlas a cuerpos de agua
Industriales
Lácteo
(Lodos Grasas) 5
Plantas Industriales que tratan sus aguas residuales con procesos
biológicos
Cervecería 5 Plantas Industriales que tratan sus aguas residuales con procesos
biológicos. Otros subproductos que vale la pena evaluar.
Plantas de
Beneficio
Animal
5 Plantas Industriales que tratan sus aguas residuales con procesos
biológicos
Caña Azúcar
Vinazas 5
Valle del Cauca. Plantas Industriales que tratan sus aguas residuales
con procesos biologicos, es importante resaltar la proporción de
1a10 en la relación alcohol y vinaza.
5.3.8 Potencial uso en la red como biometano.
El fantasma de agotamiento de las reservas nacionales de gas natural en mediano plazo
potencializa la posibilidad de emplear el biogás producido en forma de biometano como
sustituto del mismo, regulado por la Resolución CREG 240 de 2016, para ello se requiere
la disponibilidad de red de gasoducto para su distribución a los sitios de consumo. Así a
continuación se evalúa la disponibilidad de gasoducto cercanos en las ares de mayor oferta
de las biomasas en estudio, que posibilite la distribución del biometano producido, con
todos los beneficios ambientales y económicos que ello representa, como reducción de
emisiones de GEI y uso de fuente renovable como sustituto de fuentes fósiles (GN).
Como punto de referencia a continuación se presenta el mapa de Colombia con las redes de
gasoductos actualmente disponibles. Ver Figura 7, y en el Cuadro 8 se presenta la
evaluación. Sin embargo, es importante aclarar que esta apreciación se debe evaluar para
cada proyecto enparticular.
65
Figura 7 Red nacional de gasoductos de gas natural en Colombia Fuente: (Ecopetrol, 2017)
Cuadro 8. Potencial uso como biometano inyectado a la Red de Transporte
Sector Potencial
uso
Gasoducto cercano (3).
Medianamente posible (2)
Difícil (1)
Pecuario
Avícola 3
Santander. Cubierto por el gasoducto Ballena-Barrancabermeja con
capacidad de transporte de 260 MPCD, Gasoducto Centro – Oriente
con capacidad 436 MPCD y Gasoducto Boyacá – Santander
capacidad 63,7 MPCD. Operador TGI
Porcícola 3 Antioquia. Sebastopol – Medellín capacidad 78 MPCD. Operador
Transmetano
Bovino 2 Antioquia. Sebastopol – Medellín capacidad 78 MPCD. Operador
Transmetano
Agrícola
Arroz 2
Casanare. Gasoducto Cusiana –Porvenir –La Belleza capacidad 392
MPCD, Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD,
Gasoducto Morichal –Yopal, capacidad de transporte 5 MPCD.
66
Sector Potencial
uso
Gasoducto cercano (3).
Medianamente posible (2)
Difícil (1)
Operador TGI
Banano 1 Antioquia (Urabá). EPM Gas Natural Comprimido (GNC)
Café (finca) 2 Huila. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436 MPCD.
Operador TGI
Maíz 2
Córdoba. Transportadora de GS del Norte (TGN). loop de sur San
Mateo - Mamonal, 100 MPCD, permite conectar la producción de gas
de los campos de Nelson y Palmer de Canacol ubicados en el sur de
Córdoba, al Sistema Nacional de transporte. Operador Promigas.
Palma de aceite 2 Meta. Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD, Gasoducto
Cusiana –Porvenir –La Belleza capacidad 392 MPCD. Operador TGI
Plátano 1 Antioquia (Urabá). ). EPM Gas Natural Comprimido (GNC)
Caña de azúcar 2 Valle del Cauca. Gasoducto Mariquita – Cali Capacidad de transporte
168 MPCD. Operador TGI
Caña panelera 1
Urbanos
RSU 3
Bogotá D.C. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436 MPCD,
Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD, Gasoducto de la
Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI
Lodos PTAR 3
Bogotá D.C. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436 MPCD,
Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD, Gasoducto de la
Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI
Industriales
Lácteo 3
Cundinamarca. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436
MPCD, Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD,
Gasoducto de la Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI
Cervecería 3
Cundinamarca. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436
MPCD, Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD,
Gasoducto de la Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI
Matadero
Bovino 3
Bogotá D.C. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436 MPCD,
Gasoducto Cusiana – Bogotá capacidad 30 MPCD, Gasoducto de la
Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI
Vinazas 3 Valle del Cauca. Gasoducto Mariquita – Cali Capacidad de transporte
168 MPCD. Operador TGI
5.3.9 Disponibilidad de la biomasa para su aprovechamiento.
Requerimientos de alistamiento y preparación de la biomasa para la generación de Biogás,
según su disponibilidad actualmente se dificulta el manejo en caso de requerir algún
tratamiento previo y otros acondicionamientos preliminares de la biomasa como hidrólisis
enzimática, molienda, separación (Ver Cuadro 9).
Cuadro 9. Disponibilidad de la biomasa para su aprovechamiento
67
Sector Gestión de la
Biomasa
3: fácil manejo
2: Mediana dificultad
1: Difícil manejo
Pecuario
Avícola 3
La biomasa se encuentra concentrada en galpones, La
gallinaza se encuentra seca, mezclada con cascarilla de
arroz o viruta de madera y se produce cada año; mientras
que la pollinaza, se produce cada 3 meses y se lavan los
galpones con agua.
Porcícola 3
Lavados diarios o incluso con mayor frecuencia en
galpones que son conducidos a reservorios. En algunas
granjas y por recomendación de las autoridades
ambientales se separa parte sólida para disminuir el
contenido de Nitrógeno.
Bovino 1 No se encuentra estabulado el ganado por lo tanto es muy
difícil de recoger en las grandes áreas de pastoreo.
Agrícola
Arroz 1
Baja Densidad y dificultad de recolección en el cultivo
para el aprovechamiento del tamo; por su parte la
cascarilla tiene un alto contenido de ligninas y silice lo
que no favorece su degradabilidad.
Banano 3
Concentración de la producción en áreas con topografía
plana y facilidad de transporte manual dentro de las
granjas del área de beneficio hacia el cultivo y viceversa
que promueve su aprovechamiento.
Café 2
La biodegradabilidad del residuo y sus características en
las plantas de benéfico, son muy favorables para proyectos
de generación de biogás; sin embargo, la poca cantidad de
biomasa por finca, debido al predominio de pequeños
productores, no favorece proyectos a gran escala.
La topografía quebrada de las zonas cafeteras que
incrementa los costos de transporte de las biomasas
residuales no favorece su acopio para valorización
regional.
Maíz 1
Esta biomasa se utiliza con otros fines y lo que queda en
el cultivo es muy dispersa y en pequeñas granjas, que
dificulta su acopio y aprovechamiento.
Palma de aceite 3
Ya cuenta con la infraestructura de lagunas de tratamiento
de aguas que facilitan los procesos de captura y
aprovechamiento de biogás. Actualmente se desarrollar
procesos de optimización para mejorar eficiencia y se
real9zian estudios para el aprovechamiento de otras
biomasas del proceso.
Plátano 3
Concentración de la producción en áreas con topografía
plana y facilidad de transporte manual dentro de las
granjas del área de beneficio hacia el cultivo y viceversa
que promueve su aprovechamiento.
En los últimos años se evidencia un incremento de su
producción con fines de exportación.
Caña de azúcar 2 El bagazo actualmente se utiliza para combustión directa
68
Sector Gestión de la
Biomasa
3: fácil manejo
2: Mediana dificultad
1: Difícil manejo
en calderas. Se encuentra disponible y con logística de
recolección y aprovechamiento que en el momento en que
sea más viable económicamente su uso como biogás se
podría migrar fácilmente de acuerdo con los
requerimientos del país.
Caña panelera 1
A diferencia de la caña de azúcar este sector es
minifundista, por lo tanto, la cantidad de biomas
disponible es baja y se usa como combustible en el
trapiche.
Urbanos
RSU 3
Ya se cuenta con la logística de recolección y se está
desincentivando vía legislación y tarifa el uso de rellenos
sanitarios, lo que promueve su tratamiento para
valorización energética, como se plantea en el nuevo
CONPES.
Para su mejor aprovechamiento se requiere separación en
la fuente o en planta lo cual se está trabajando desde los
PGIRS municipales, con programa de concientización a la
población y o incentivos legales y económicos.
Lodos PTAR 3
El tratamiento de las aguas residuales, se incrementa
debido a su carácter de obligatoriedad para los diferentes
municipios, lo que aumenta la disponibilidad de esta
biomasa en las PTAR y su mejor alternativa de
aprovechamiento es la digestión anaeróbica en codigestión
para el tratamiento de otras biomasas de menor
degradabilidad.
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas) 3
Este sector está conformado por industrias grandes y
medianas principalmente, con alto compromiso social y
ambiental que se respalda en sus certificaciones.
En sus procesos productivos se generan biomasas de
diferentes potenciales de aprovechamiento, para el
presente estudio se analizaron las biomasas con mayor
potencial (cantidad y biodegradabilidad) que actualmente
se están aprovechando para la generación de Biogás, con
antecedentes exitosos.
Debido a la normatividad no se pueden disponer
directamente y requieren tratamiento.
Cervecería 3
Caña Azúcar
Vinazas 3
Plantas de beneficio
Animal 3
El rumen y las aguas residuales de esta actividad presenta
un alto potencial de aprovechamiento derivado de su
biodegradabilidad y cantidad, su oferta está centralizada y
se debe dar un tratamiento para cumplir con las normas
sanitarias y ambientales.
69
5.4 Matriz de criterios cuantificados.
En la Tabla 14, se recopilan los valores asignados a los diferentes criterios de selección, se
recalca que los tres primeros son resultado de cálculos y los siguientes de aspectos como
localización, actitud del gremio hacia proyectos de biogás, identificación de impactos
ambientales y sanitarios, punto de generación del residuo, facilidad de aprovechamiento,
disponibilidad de gasoducto en la región para valorización como biometano, entre otros.
70
Tabla 14. Cuantificación de criterios
Sector Biomasa
residual t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
(km3/año)
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
Pecuario
Avícola 4.263.929 3.601 16.755 0 1 1 5 3 3
Porcícola 1.409.497 2.120 9.866 0 1 1 5 3 3
Bovino 501.392 431 2.006 1 0 0 1 2 1
Agrícola
Arroz 1.351.912 7.393 35.338 0 0 1 3 2 1
Banano 211.920 14 38 1 1 0 3 1 3
Café (finca) 248.181 226 931 0 0,5 1 3 2 2
Maíz 559.006 4.940 28.732 0 0 0 3 2 1
Palma de aceite 4.982.192 3.073 13.420 1 1 1 3 2 3
Plátano 95.750 6 18 1 1 0 3 1 3
Caña de azúcar 6.549.226 22.660 108 0 1 0 3 2 2
Caña panelera 237.957 818 4 0 1 1 3 1 1
Urbanos
RSU 4.278.348 2.608 28.237 0 1 1 5 3 3
Lodos PTAR 1.165.359 2.355 10.097 0 1 1 5 3 3
Industriales
Lácteo (Lodos
Grasas) 10.093 17 37 0 1 1 3 3 3
Cervecería 789.230 2 11 0 1 1 5 3 3
Matadero
Bovino 62.386 23 16.755 0 1 1 5 3 3
Caña Azúcar
Vinazas 6.083.333 3.268 15.760 0 1 1 5 3 3
71
Siguiendo el procedimiento descrito y dada la dispersión de valores de los diferentes criterios, en busca de homogenizar el rango de
valores se les aplica la función de transformación asignado 100 al mayor valor de cada una y cero al menor como se presenta en la
Tabla 15.
Tabla 15. Identificación de máximos y mínimos para aplicar función de trasformación
Biomasa
residual
t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales y
sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
Asigna
Máximo 6.549.226 22.660 127.034 1 1 1 5 3 3 100
Mínimo 10.093 2 11 0 0 0 1 1 1 0
Para interpolar los otros valores, se asume linealidad y se calcula la pendiente de la función de transformación, para cada uno de los
criterios de selección. Tabla 16.
Mi = (Yi máx. – Yi min)/(Xi máx. – Xi min) = (100 – 0)/(Xi máx. – Xi min)
De donde:
Yi = Mi*(Xi – Xi min)
Tabla 16. Pendiente de las curvas de la función de transformación
Calculo de pendiente función de transformación
Biomasa
residual
t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
Pendiente (m) 1,53E-05 4,41E-03 7,87E-04 1,00E+02 1,00E+02 1,00E+02 2,50E+01 5,00E+01 5,00E+01
La Tabla 17 presenta los resultados de aplicar la función de trasformación a los valores de los criterios de evaluación.
Tabla 17. Valores de criterios aplicada la función de transformación
Sector Biomasa
residual
t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
Pecuario
72
Sector Biomasa
residual
t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
Avícola 65,1 15,9 24,3 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Porcícola 21,4 9,3 9,3 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Bovino 7,5 1,9 1,9 100,0 0,0 0,0 0,0 50,0 0,0
Agrícola
Arroz 20,5 32,6 43,9 0,0 0,0 100,0 50,0 50,0 0,0
Banano 3,1 0,1 0,1 100,0 100,0 0,0 50,0 0,0 100,0
Café (finca) 3,6 1,0 1,0 0,0 50,0 100,0 50,0 50,0 50,0
Maíz 8,4 21,8 21,8 0,0 0,0 0,0 50,0 50,0 0,0
Palma de aceite 76,0 13,6 10,1 100,0 100,0 100,0 50,0 50,0 100,0
Plátano 1,3 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 50,0 0,0 100,0
Caña de azúcar 100,0 100,0 100,0 0,0 100,0 0,0 50,0 50,0 50,0
Caña panelera 3,5 3,6 3,6 0,0 100,0 100,0 50,0 0,0 0,0
Urbanos
RSU 65,3 11,5 4,4 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Lodos PTAR 17,7 10,4 6,3 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Industriales
Lácteo 0,0 0,1 0,1 0,0 100,0 100,0 50,0 100,0 100,0
Cervecería 11,9 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Matadero Bovino 0,8 0,1 0,1 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Destilería-vinazas 92,9 14,4 8,7 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Una vez homogenizados lo valores de los criterios mediante la función de trasformación se procede a asignar su peso mediante panel
de expertos que da a cada criterio un porcentaje de importancia. La Tabla 18 resume el peso asignado a los criterios por el panel de
expertos.
Tabla 18. Asignación de peso a los criterios de priorización (% de importancia)
73
Biomasa
residual t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
% Importancia 20,0% 20,0% 15,0% 10,0% 5,0% 10,0% 10,0% 5,0% 5,0%
Estas ponderaciones se aplican a los valores de los criterios de la Tabla 17 y se suma el resultado de los diferentes criterios de cada
biomasa residual para obtener el índice de importancia. Columna de la derecha en la Tabla 19.
Tabla 19. Valores de los criterios ponderados
Sector Biomasa
residual
t/año
Biogás
TJ/año
Emisiones
fugitivas
CH4
Área
PDET
Agremiación
Disponibilidad
Impactos
ambientales
y sanitarios
Área
Influencia
Potencial
uso
Biometano
Disponibilidad
biomasa
aprovechamiento
∑
Pecuario
Avícola 13,0 3,2 3,6 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 51,5
Porcícola 4,3 1,9 1,4 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 37,6
Bovino 1,5 0,4 0,3 10,0 0,0 0,0 0,0 2,5 0,0 14,7
Agrícola
Arroz 4,1 6,5 6,6 0,0 0,0 10,0 5,0 2,5 0,0 34,7
Banano 0,6 0,0 0,0 10,0 5,0 0,0 5,0 0,0 5,0 20,6
Café (finca) 0,7 0,2 0,1 0,0 2,5 10,0 5,0 2,5 2,5 21,1
Maíz 1,7 4,4 3,3 0,0 0,0 0,0 5,0 2,5 0,0 16,8
Palma de aceite 15,2 2,7 1,5 10,0 5,0 10,0 5,0 2,5 5,0 51,2
Plátano 0,3 0,0 0,0 10,0 5,0 0,0 5,0 0,0 5,0 20,3
Caña de azúcar 20,0 20,0 15,0 0,0 5,0 0,0 5,0 2,5 2,5 67,5
Caña panelera 0,7 0,7 0,5 0,0 5,0 10,0 5,0 0,0 0,0 22,0
Urbanos
RSU 13,1 2,3 0,7 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 48,8
Lodos PTAR 3,5 2,1 0,9 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 35,7
Industriales
Lácteo 0,0 0,0 0,0 0,0 5,0 10,0 5,0 5,0 5,0 25,0
Cervecería 2,4 0,0 0,0 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 32,4
Matadero 0,2 0,0 0,0 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 30,2
Destilería-vinazas 18,6 2,9 1,3 0,0 5,0 10,0 10,0 5,0 5,0 51,6
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 74
La Tabla 20, presenta los resultados de la priorización por sectores.
Tabla 20 Índices de la priorización (sumatoria de los criterios)
Biomasa Índice (∑)
Pecuario
Avícola 49,8
Porcícola 37,6
Bovino 14,7
Agrícola
Arroz 34,7
Banano 20,6
Café (finca) 21,1
Maíz 16,8
Palma de aceite 51,9
Plátano 20,3
Caña de azúcar 67,5
Caña panelera 22,0
Urbanos
RSU 46,0
Lodos PTAR 36,5
Industriales
Lácteo( Lodos Grasas) 25,0
Cervecería 32,4
Matadero Bovino 30,2
Caña Azúcar Vinazas 52,8
El resultado de la priorización se presenta en la Figura 8, en la cual las barras en verde
corresponden a las biomasas residuales priorizadas, que se estudia en detalle, aunque la
caña de azúcar da un índice alto no se toma en cuenta por el uso intensivo actual que tiene
el bagazo para cogeneración en los ingenios, se presenta como referencia de los potenciales
existentes.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 75
Figura 8. Biomasas residuales priorizadas para generación de biogás Fuente: Elaboración propia en la consultoría 2017
En la Tabla 21 se resumen las biomasas priorizadas para la generación de biogás en
Colombia, las cuales sin ser necesariamente las de mayor oferta energética, son las que
presentan mayor posibilidad de desarrollo e incorporación a la matriz energética nacional
como energía firme ya sea para uso en generación eléctrica, como biometano a través de la
red o vehicular o aplicaciones térmicas a nivel industrial y doméstico.
Tabla 21. Potencial energético de los sectores priorizados.
Sector Biogás TJ/año
Pecuario
Avícola 3.601
Porcicola 2.120
Agrícola
Palma de aceite 3.073
Urbanos
RSU 2.608
Industriales
Caña Azúcar Vinazas 3.268
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 76
Con un factor de escaldo a nivel industrial del 70% de acuerdo a la información recibida de
CI.Biogás de Brasil durante la visita técnica, la distribución de la oferta se presenta en las
figuras siguientes.
Figura 9. Avícola Potencial Energético factible Fuente: cálculos propios
Figura 10. Potencial Energético Factible del Biogás Porcino Fuente: cálculos propios
1,395
1,230 776
447
319
292
211 180
AVICOLA Potencial factible (TJ/año)
SANTANDER
CUNDINAMARCA
VALLE
ANTIOQUIA
TOLIMA
QUINDIO
ATLANTICO
CAUCA
915 261
165
143
PORCINOS Potencial factible (TJ/año)
Antioquia
Cundinamarca
Valle del Cauca
Meta
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 77
Figura 11. Palma de aceite potencial factible biogás (TJ/año) Fuente: cálculos propios
Figura 12. RSUO potencial factible biogás TJ/año Fuente: cálculos propios
712
311
292
283
184
PALMA de ACEITE Potencial factible TJ/año
META
CASANARE
SANTANDER
CESAR
MAGDALENA
981
508 478
297
180
163
140
105 122 101
RSUO Potencial factible Biogas TJ/año
Bogotá D.C.
Antioquia
Valle del Cauca
Atlantico
Cundinamarca
Bolivar
Santander
Risaralda
Nte Santander
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 78
Figura 13. Vinazas caña de azúcar potencial biogás (TJ/año) Fuente: cálculos propios
1891 552
158
504
Vinazas Caña de azúcar potencial biogas TJ/año
Valle
Cauca
Risaralda
Meta
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 79
6 EXPERIMENTACIÓN
6.1 Biomasas promisorias para la generación de biogás
Con base en la información del Atlas de biomasa, de diferentes gremios, y otras fuentes de
información primaria y secundaria se definieron los sectores, en los cuales, los residuos
representan una materia prima de valor para la generación de biogás.
Dentro del sector pecuario, se ubica el bovino, porcino y avícola, cuyo producto a analizar
es el estiércol de vaca, cerdo y gallina respectivamente.
En el sector agrícola, las plantaciones de banano de exportación están totalmente
automatizadas y en la selección para cumplir con los estándares de exportación queda un
15% como rechazo que junto con el raquis son materia prima para la producción de biogás
el cual puede generar la energía que se consume en la finca bananera. Por otro lado, en la
industria de la palma de aceite la materia que se toma para la producción de biogás son los
residuos líquidos de las plantas extractoras de aceite.
En el sector urbano, los residuos sólidos urbanos RSU están constituidos por todo el
material orgánico e inorgánico que es desechado en hogares, industrias, comercio, entre
otros. Los principales motivos de su selección es la problemática actual de uso del suelo y
los problemas ambientales que causa la biomasa durante su descomposición. El residuo
escogido para su análisis son los residuos sólidos urbanos orgánicos separados en la fuente
(RSUO), en estos se incluyen los residuos de alimentos de hogares, restaurantes y hoteles.
Es una fuente muy importante para la digestión anaeróbica y la producción de biogás. Su
contenido de carbono es alto y es aconsejable para alcanzar una eficiencia adecuada de
proceso, mezclarla con fuentes de gran contenido de nitrógeno, como estiércoles de
vacunos, de pollo o de cerdos.
Dentro del sector urbano también se encuentran los lodos de plantas de tratamiento de
aguas residuales (PTAR), los cuales pueden ser utilizados como inóculo, debido a su
extensa población microbiana, y su pH básico, el cual favorece los procesos de
metanogénesis.
En el sector industrial, se toman los desechos de la industria cervecera y la destilería, los
residuos analizados son el residuo del macerado y las vinazas respectivamente.
Por lo anterior, a continuación, se presentan una tabla resumen de las biomasas
seleccionadas para realizar la caracterización (Ver Tabla 22).
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 80
Tabla 22. Biomasas seleccionadas
No Sector Sub-Sector Residuo
1
Pecuario
Avícola Estiércol
2 Porcícola Estiércol
3 Bovino Estiércol
4 Agrícola Banano Fruto de rechazo
5 Palma de aceite Laguna de oxidación
6 Urbano RSU RSUO
7 Lodos PTAR Lodos
8 Industrial Cervecería Residuo del macerado
9 Destilería Vinazas
10 Forestal Pasto Residuos de césped
6.2 Análisis de laboratorio de biomasas promisorias para la generación de biogás
Con el fin de realizar los ensayos de generación de biogás de las biomasas promisorias, se
realiza la caracterización de cada una, la cual incluye análisis próximo, composición, y
análisis de DQO, relación C/N y nitrógeno kjedahl.
Los parámetros caracterizados a las 10 biomasas seleccionadas se realizaron de acuerdo al
método señalado en la Tabla 23, los cuales se ajustan al tipo de material utilizado, en este
caso, biomasa.
Tabla 23. Parámetros para caracterización
Parámetro Método
Contenido de humedad (H) NREL/TP-510-42621 Marzo 2008
Contenido de cenizas (A) NREL/TP-510-42622 Enero 2008
Contenido de materia volátil (MV) Calculado por diferencia (A-H)
Contenido de proteína NREL/TP-510-42625 Mayo 2008
Contenido de lípidos Extracción soxhlet
Contenido de carbohidratos Calculado por diferencia
Nitrógeno NREL/TP-510-42625 Mayo 2008
Potencial metanogénico Uso del equipo de la compañía Anaero Tecnhology
El análisis próximo se realiza para conocer el contenido de humedad, sólidos secos, sólidos
volátiles y cenizas de las biomasas de estudio. Los resultados son fundamentales para la
programación de las cantidades alimentadas al digestor, sobre todo cuando se realiza co-
digestión. A continuación, se describen de manera general cada uno de los parámetros.
Los sólidos totales corresponden a la cantidad de sólidos que quedan después de secar la
muestra a 105 ºC. La prueba de cuantificación está plenamente referenciada en la literatura
y se ha escogido el procedimiento establecido en el Reporte Técnico de la National
Renewable Energy Laboratory NREL/TP-510-42621, porque es la metodología más
ampliamente aceptada a nivel mundial y de aplicación específica a biomasa.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 81
Los sólidos volátiles con la porción de la materia orgánica que se volatiliza cuando una
materia orgánica se quema en una mufla a una temperatura de 550 ºC. Para la producción
de biogás es muy importante su cuantificación, ya que va a ser la fracción de carbono con
mayor disponibilidad para los microorganismos.
Las cenizas son la fracción que no participa en el proceso, es decir, son minerales que no se
volatilizan.
Las pruebas fueron desarrolladas por el personal capacitado en el laboratorio de Bioquímica
de la Universidad Nacional de Colombia-sede Bogotá (UNAL) y siguiendo los protocolos
descritos por NREL (ver Tabla 23). Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 24.
Tabla 24. Análisis próximo de biomasas promisorias
Biomasa Residuo Humedad
(%)
Sólidos secos
(%)
Cenizas
(%)
Sólidos volátiles
(%)
Pasto Residuos de poda 80 1,49 0,25 1,4
Banano Banano de rechazo 70 10,7 0,50 10,26
Palma de aceite agua lagunas de
oxidación 95,16 4,84-4,97 0,73-1,19 3,8-4,1
Bovino Estiércol 50 12,8 1,30 11,48
Gallinaza Estiércol 30 27,1-41,8 3,17-21,4 20,31- 23,98
Porquinaza Estiércol 30 17,7 3,28 14,42
RSU RSUO 70 7,7 0,5-1,39 7,32
PTAR lodos 95,61 4,4 1,39 3,00
destilería Vinazas 70,63 29,4 7,33 22,05
Industria
cervecera
Residuos de
macerado 60 28 0,69 29,23
6.3 Potencial metanogénico
6.3.1 Generalidades
La digestión anaeróbica es un proceso complejo desde el punto de vista biólogico, que
involucra distintos parámetros y que se deben ajustar adecuadamente para alcanzar altos
rendimientos en biometano en el menor tiempo posible. Particularmente, hay que controlar
muy bien la producción de ácidos volátiles y evitar fallas en la digestión debidas a su
acumulación, descenso del pH e inhibición de las bacterias metanogénicas.
Dentro de las variables más importantes se tienen la temperatura, el pH, relación C/N, la
agitación, y los inhibidores, entre otros. En seguida se plantean, de manera general, los
aspectos más relevantes a tener en cuenta para cada una de ellas.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 82
Temperaratura. La temperatura es uno de los parámetros que afecta en mayor medida el
proceso anaeróbico. La DA se sucede en un intervalo amplio de temperaturas óptimas de
desarrollo, desde el nivel psicrofílico (0-20 ºC), el mesofílico (20-42 ºC) hasta el
termófílico (de 42-75 ºC). Sin embargo, se ha encontrado que los microorganismos
anaerobios son más activos a condiciones mesofílicas y termofílicas (Singh Sultan, et al.,
2011), donde se presentan mayor actividad biológica de organismos del reino de los
Archaea, principales responsables de las reacciones bioquímicas como la metanogénesis o
generación de metano. Para el intervalo mesofílico, la actividad y el crecimiento bacterial
disminuyen a la mitad por cada 10 ºC de descenso por debajo de los 35 ºC (KV.
Rajeshwary, et al., 2000). Esto es muy importante tenerlo en cuenta, especialmente en el
diseño de sistemas industriales ya que un descenso en la temperatura aumenta
significativamente los tiempos de residencia.
Los efectos de la temperatura no son significativos en las dos primeras etapas de la
fermentación (hidrólisis y acidogénesis) pero si en las dos últimas (acetogénesis y
metanogénesis) por lo que el control de temperatura para este último caso deberá ser mucho
más exigente.
pH. El pH del medio es muy importante para los resultados de la digestión anaeróbica, ya
que está directamente relacionado con la actividad enzimática de los microorganismos
involucrados. Los valores óptimos están dentro del intervalo de 6.8 a 7.2 y se tiene que
asegurar que el proceso no se desarrolla por debajo de pH 6.5, ya que la actividad
metanogénica se disminuye considerablemente por debajo de este valor.
La composición del biogás depende del pH del sustrato ya que el CO2 es altamente soluble
en agua. Dependiendo del pH, el CO2 se disuelve parcialmente en el agua o se transforma a
bicarbonato. Comparado con el CH4, que prácticamente está presente en el biogás, el CO2
se disuelve casi completamente en agua a bajas temperaturas
Relación Carbono-Nitrogéno (C/N). Se ha encontrado que bajo condiciones anaeróbicas,
los microorganismos consumen 25-30 veces más carbono que nitrógeno (Nizmi Abdul
Sattar, et al., 2013). Con relaciones altas de C/N o valores bajos de N se provoca un
consumo rápido del nitrógeno, con una formación lenta de proteínas y una disminución en
la energía y en el metabolismo de los anaerobios (Deublein and Steinhauser 2008; Liqian,
2011), con la consecuente disminución en la degradación del sustrato (Zupancic and Grilc,
2011) y menores producciones de biogás (Fulford, 1988). Por el contrario, un valor bajo de
la relación C/N o altos contenidos de nitrógeno conducen a la formación de óxido de
nitrógeno (NOx), indeseables en los procesos de combustión.
Agitación. La agitación adecuada es importante para mantener una correcta remoción de
los metabolitos producidos por los microorganismos, promover el mezclado entre la
población microbiana y el sustrato, y evitar la formación de zonas muertas que disminuyan
la producción de biogás.
Inhibitores. El proceso fermentativo se puede interrumpir por la presencia de agentes
inhibitorios como metales pesados, detergentes y antibióticos. También son inhibitorias las
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 83
altas concentraciones de ácidos volátiles, de nitrógeno y amoníaco por la influencia
negativa que tienen sobre los organismos metanogénicos (Ver Tabla 25).
Tabla 25. Concentración inhibitoria de algunos compuestos
Inhibidores Concentración inhibitoria (mg/l)
Sulfatos (SO4=) 5000
NaCl 40000
Nitratos (NO3-) 5
Cobre 100
Cromo 200
Níquel 200-500
Cianuro 25
ABS (Detergente sintético) 20-40
Sodio 3500-5500
Potasio 2500-4500
Calcio 2500-4500
Magnesio 1000-15000
Acetaldehído 440
Acroleína 20-50
Ácido acrílico 864
Formaldehído 50-100
Fuente: ADAPTADO DE (Gendebien, et al., 1993)
6.3.2 Metodología
El potencial metanogénico se lleva a cabo en reactores sellados, asegurando la ausencia de
oxigeno dentro de él. Se debe realizar por triplicado con el fin de tener mayor certeza al
reproducir los datos.
Cuando los sustratos presentan gran heterogeneidad, como el caso de RSUO, se aconseja
realizar mayores ensayos para obtener datos confiables.
Antes de iniciar el ensayo de potencial metanogénico, es necesario conocer química, física
y biológicamente el sustrato, con el fin de describir sus características de degradación para
determinar la cantidad que debe alimentarse cuando se realiza en co-digestión, sea tanto
otro sustrato como con un inóculo. Los parámetros necesarios para describir el proceso son
pH, relación C/N, agitación, temperatura, DQO, entre otras.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 84
En el caso de realizar co-digestión, sustrato-inóculo, es necesario someter el sustrato a
tratamiento térmico, 70°C durante 1 hora, para eliminar posibles patógenos o agentes
competidores que puedan inhibir el proceso de digestión. El inóculo por su parte, debe
pasar por un proceso de maduración que consiste en dejarlo a temperatura ambiente durante
48 horas en un recipiente sellado, con el propósito de liberar los ácidos grasos volátiles
presentes en la biomasa y que en la realización de la digestión anaerobia puede causar
inhibición.
Cuando los sustratos y el inóculo se encuentran listos, se realiza la alimentación al reactor,
generalmente por relaciones de sólidos volátiles. Durante la digestión anaeróbica se toman
muestras en cada reactor con una jeringa, preferiblemente larga y de gran capacidad para
recolectar muestra de todo el reactor y se analiza mediante cromatografía de gases.
6.4 Prueba de banco para la producción de biogás
6.4.1 Especificaciones del experimento
Las muestras estudiadas se recolectaron en recipientes plásticos y se refrigeraron
inmediatamente. Durante su transporte, se almacenaron a 6 ºC y el análisis se realizó
durante las próximas 48 horas a su recolección.
Los ensayos para evaluar el potencial metanogénico se desarrollaron por triplicado bajo
condiciones anaeróbicas en reactores tipo batch de 1 litro, a una temperatura de 37°C
(temperatura mesofilica) y una agitación continua de 100 RPM. De forma continua se
registró el volumen de biogás generado durante todo el tiempo del ensayo. El equipo de
fermentación (Anaero Technology), incluye 15 reactores cada uno de ellos conectados
individualmente a una cámara, en donde por medio de una esclusa se cuantifica el biogás
producido. Finalmente, el biogás sale a la atmósfera.
Para la cuantificación del biometano, el biogás se recoge en bolsas diseñadas
específicamente para el análisis de gases. Una vez se tiene un volumen mínimo, del orden
de los 500 ml de gas, se procede a determinar el porcentaje de metano, dióxido de carbono
y sulfuro de hidrógeno. (Ver Figura 14).
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 85
Figura 14. Equipo de medición del potencial metanogénico
A continuación, la Tabla 26 resumen las condiciones de operación utilizadas para los
ensayos de digestión anaerobia.
Tabla 26. Condiciones de operación
Parámetro Valor
pH de hidrolisis 4,5-5,5
pH después de la hidrolisis 6,5-7,5
Temperatura 37 °C
Relación sólidos volátiles sustrato:inóculo 1:2, 1:4, 1:6
Volumen útil 750 ml
Tiempo de residencia 5-15 días
6.4.2 Fuente de las biomasas estudiadas
En este apartado se nombra el lugar, o la empresa que suministro la biomasa necesaria para
llevar a cabo el estudio de potencial metanogénico.
6.4.2.1 Sector pecuario
Dentro del sector pecuario, el estiércol bovino empleado se recogió de los establos de la
Facultad de Medicina Veterinaria de la Universidad Nacional de Colombia en Bogotá. El
ensayo de fermentación se inició dentro de las dos horas siguientes, con el propósito de no
perder actividad de la carga de microorganismos inicialmente presentes.
El estiércol porcino se obtuvo de fincas en el municipio de Iza Boyacá, gracias a la
colaboración de PORK COLOMBIA, quien indicó de sus asociados una planta que no
separara los residuos sólidos. Se recogió como la mezcla de sólidos de estiércol y agua de
lavado de las porquerizas.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 86
El estiércol avícola o gallinaza se consiguió en fincas en el municipio de Tibasosa, Boyacá.
Es un material prácticamente seco por el manejo en finca y que es necesario suspender en
agua antes de alimentarlo al biorreactor.
6.4.2.2 Sector agrícola
En el caso de las biomasas del sector agrícola el banano se obtuvo de la región andina y
corresponde a la variedad conocida como Urabá. Se retiró la cáscara y se desintegró el
banano para obtener la pulpa. Posteriormente se trató térmicamente a 70 ºC durante 1 hora.
Con este tratamiento se busca además de disminuir la flora nativa, provocar una
gelificación e hidrólisis del almidón presente y facilitar la acción de los microorganismos
anaerobios.
Los residuos de la industria de palma de aceite corresponden a lodos de las lagunas de
oxidación. Se obtuvieron de Manuelita en el municipio de Puerto Gaitán, Meta.
6.4.2.3 Sector urbano
En el sector urbano, los RSUO utilizados fueron separados en la fuente. Para la
experimentación, como residuos sólidos urbanos orgánicos se emplearon las masas
orgánicas de las cocinas, constituidos por cortezas de frutas y hortalizas y residuos de
comida procesada. Estos residuos de alimentos comprenden la mayor fracción de los
residuos sólidos urbanos y son alrededor del 30% del total. De acuerdo a la Organización
de Alimentos y Agricultura (FAO), cerca de un tercio de los alimentos producidos en el
mundo, se pierden en la cadena de comercialización (FAO, 2011). Además, se espera que
para 2025 el aumento en residuos de este tipo sea de un 44% debido al crecimiento en la
población y al mejor nivel económico, particularmente en países en desarrollo (Melikoglu
et al., 2013).
Los lodos de PTAR empleados fueron gentilmente suministrados por el personal de la
planta de Alpina en el municipio de Sopó, Cundinamarca. Se almacenaron en el laboratorio
a condiciones de Bogotá.
6.4.2.4 Sector industrial
Finalmente, en el sector industrial, las muestras empleadas de la industria de cervecería
corresponden al residuo del proceso de macerado, dicha masa se menciona en el documento
como cebada, o afrecho de cebada.
Las vinazas fueron obtenidas de la destilería de la empresa Providencia en el Departamento
del Valle del Cauca.
6.4.3 Ensayos de mono-digestión y co-digestión
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 87
A continuación, se presentan los resultados de los ensayos de monodigestión y codigestión
realizadas en el laboratorio de bioquímica de la UNAL.
6.4.3.1 Ensayos de monodigestión
Por definición, en la mono-digestión anaerobia sólo se emplea un tipo de biomasa.
Solamente es posible realizarla si la propia biomasa además de fuente de nutrientes posee la
población microbial necesaria para realizar el proceso anaeróbico. Dentro de las materias
primas a analizar, solamente los tres tipos de estiércol: bovino, porcino y avícola; y los
lodos de PTAR cumplen con esta condición.
Cada una de las materias primas se fermentó, procurando hacerlo el mismo día de su
consecución, para evitar disminuciones significativas en la actividad de la microflora
nativa. Se espera que, bajo las condiciones anaeróbicas, las bacterias presentes encuentren
las condiciones adecuadas para crecer y metabolizar el sustrato hacia la producción de
biogás. En la Figura 15 se presenta el diagrama de operaciones para la monodigestión.
Figura 15. Diagrama de monodigestión
La biomasa alimentada bien puede ser material lignocelulósico o excremento de gallina,
cerdo o ganado vacuno. Estos últimos entran directamente al biodigestor, mientras que el
residuo lignocelulósico (material vegetal) se reduce primero de tamaño a través de un
molino de cuchillas y se hidrolizan con el propósito de aumentar la cantidad de
monosacáridos y otro tipo de moléculas simples a partir de las macromoléculas de
polisacáridos, lípidos y proteínas.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 88
A continuación, de la Figura 16 a la Figura 23 se presentan los resultados obtenidos para la
producción de biogás de las biomasas promisorias en los diferentes sectores estudiados.
Además de las curvas de generación de biogás en unidades de volúmenes a condiciones
normales se hicieron otras, quizá más ilustrativas, de generación de biogás por unidad de
masa húmeda de sustrato alimentado (m3/t de sustrato).
Figura 16. Producción de biogás a partir de residuos pecuarios
Figura 17. Producción de biogás por masa húmeda de residuos pecuarios
De lo anterior, se puede observar que el mayor volumen de biogás se genera en las
muestras de porquinaza, con una curva de alta pendiente casi desde el inicio de la
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
0 40 80 120 160 200 240 280 320Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
L)
Tiempo de operación (horas)
Residuos pecuarios evaluados para la producción de biogás
Vacuno Gallinaza Porquinaza
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 40 80 120 160 200 240 280 320
Vo
lum
en d
e b
iogá
s/ M
asa
hú
med
a d
e su
stra
to (
m3 /
t)
Tiempo de operación (horas)
Producción de biogás por masa húmeda de sustrato pecuario
Vacuno Gallinaza Porquinaza
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 89
biodigestión. Las muestras de gallinaza se sitúan en valores intermedios, mientras que las
muestras de vacuno presentan los valores más bajos (Ver Figura 16 y Figura 17).
Figura 18. Producción de biogás a partir de residuos agrícolas
Figura 19. Producción de biogás por masa húmeda de residuos agrícolas
A partir de Figura 18 y la Figura 19 se deduce que la mayor producción de biogás la tiene
el banano de rechazo con 1600 ml en 3 días aproximadamente, mientras que los residuos
líquidos de plantas extractoras de aceite son 3/8 de esta en el mismo tiempo.
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
1400.00
1600.00
1800.00
0 25 50 75 100 125
Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Residuos agrícolas para la producción de biogás
Banano Residuos líquidos de plantas de aceite
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
0 25 50 75 100 125
Vo
lum
en d
e b
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m
3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Producción de biogás por masa húmeda de residuos agrícolas
Banano Residuos líquidos de plantas de aceite
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 90
Figura 20. Producción de biogás a partir de residuos urbanos
Figura 21. Producción de biogás por masa húmeda de residuos urbanos
En dicho tipo de gráfica, se puede observar que la tendencia para los valores más altos se
define sobre las muestras RSUO. Este tipo de materiales es rico en carbohidratos (almidón,
celulosa, hemicelulosa), proteínas, lípidos, y ácidos orgánicos principalmente. Es un
sustrato apto para realizar una mono-digestión anaeróbica, aunque es aconsejable aumentar
el contenido de nitrógeno con la adición de algún tipo de estiércol o realizar codigestión
con un inóculo adecuado como los lodos de PTAR, los cuales contienen una población
microbiana amplia, permitiendo el aumento de la producción de biogás (Ver sección de
codigestión)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 40 80 120 160 200 240 280 320
Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
L)
Tiempo de operación (horas)
Residuos urbanos para la producción de biogás
RSU Lodos
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 40 80 120 160 200 240 280 320
Vo
lum
en d
e b
iogás
/ M
asa
hú
med
a d
e su
stra
to (
m3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Producción de biogás por masa húmeda de residuos urbanos
Lodos RSUO
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 91
Figura 22. Producción de biogás a partir de residuos industriales
Figura 23. Producción de biogás por masa húmeda de residuos industriales
En el sector industrial, las vinazas presentan muy baja producción de biogás debido a su
alto contenido de fenoles y azufre, por tal motivo, es necesario realizar codigestión para
aprovechar este residuo que se encuentra disponible en altas cantidades. La cebada por su
parte, presenta una producción similar al estiércol bovino y los residuos líquidos de plantas
extractoras de aceite. Los resultados de las digestiones de estas biomasas, muestran cómo
se tiene una mayor producción en m3 de biogás por tonelada de sustrato húmedo para el
0.00
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
700.00
800.00
900.00
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Residuos industriales para la producción de biogás
Vinazas Afrecho de cebada
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
4.50
5.00
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225
Vo
lum
en d
e b
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Producción de biogás por masa húmeda de residuos industriales
Vinazas Afrecho de cebada
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 92
caso de los residuos sólidos urbanos orgánicos (RSUO); y unos registros muy bajos para el
banano y sobre todo para las vinazas.
6.4.3.2 Ensayos de codigestión
Para la co-digestión, varias son las biomasas que están presentes en el biorreactor
anaerobio. El inóculo, constituido por las poblaciones de microorganismos en cuyas células
se realizan los cambios bioquímicos de sustrato a productos; y el sustrato que es la fuente
de nutrientes de los organismos. Para que exista un alto rendimiento hacia el producto de
interés, biometano, deberá haber un buen ajuste entre la calidad de las poblaciones
microbiales y las variables de proceso: temperatura, concentraciones, pH, entre otras y las
variables relacionadas con la composición del sustrato.
El propósito con un diseño de codigestión es el de mantener en el biorreactor una población
microbial altamente especializada para la transformación hacia biometano de los sustratos
de alimentación.
En la Figura 24 se presenta el diagrama de codigestión llevado a cabo en el presente
proyecto.
Figura 24. Diagrama de codigestión
De la misma forma que para los ensayos de modigestión, a continuación se presentan las
resultados de producción de biogás a condiciones normales, y la producción de m3/t de
masa húmeda de sustrato utilizado (Ver Figura 25 a
Figura 30)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 93
Figura 25. Resultados de codigestión utilizando estiércol bovino como inóculo
Figura 26. Producción de biogás por masa húmeda de sustrato en codigestión con estiércol
bovino
A partir de las anteriores gráficas se puede relacionar la importancia en las combinaciones
de alimentación y el tipo de codigestión que se realice; para este caso, la menor producción
de biogás se presenta en la codigestión de RSUO-estiércol vacuno, mientras la mayor
producción se da en la codigestion de RSUO-banano de rechazo-estiércol vacuno en
relación másica de 70/30 (sustrato:inóculo).
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 50 100 150 200 250 300
Vo
lum
en d
e B
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Resultados de codigestión con estiércol vacuno
Vacuno-RSUO Vacuno-Banano Vacuno-RSUO-Banano (50/50) Vacuno-RSUO-Banano (70/30)
0
5
10
15
20
25
30
35
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45
0 50 100 150 200 250 300
Vo
lum
en d
e B
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Codigestión de estiércol vacuno (masa húmeda)
Vacuno-RSUO Vacuno-Banano Vacuno-RSUO-Banano (50/50) Vacuno-RSUO-Banano (70/30)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 94
Figura 27. Resultados de codigestión utilizando lodos de PTAR como inóculo
Figura 28. Producción de biogás por masa húmeda de sustrato en codigestión con lodos de
PTAR
Los lodos de la PTAR de la planta de Alpina fueron utilizados como inóculo teniendo como
sustrato RSUO y pasto. Los ensayos con RSUO fueron realizados con diferentes relaciones
de sólidos volátiles. La combinación que presentó la mayor producción de biogás fue 1:6
(sustrato:inóculo), seguido de 1:4 y de último 1:2 (Ver Figura 28).
Debido al gran interés en el tratamiento de los RSUO, se realizaron diferentes ensayos de
codigestión, en los cuales se observó el comportamiento de la producción de biogás al
utilizar lodos, estiércol vacuno y gallinaza como inóculo (Ver Figura 29 y Figura 32)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 50 100 150 200 250 300 350 400Vo
lum
en d
e B
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Resultados de codigestión con lodos de PTAR
RSU:Lodos 1:6 Pasto:Lodos RSU:Lodos 1:4 RSU:Lodos 1:2
0
100
200
300
400
500
600
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Vo
lum
en d
e B
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m
3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Codigestión con lodos de PTAR (masa húmeda)
RSUO-Lodos 1:6 RSUO-Lodos 1:4 RSUO-Lodos 1:2 Pasto-Lodos
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 95
Figura 29. Producción de biogás a partir de codigestión de RSUO con diferentes inóculos
Figura 30.Producción de biogás por masa seca de RSU en codigestión con diferentes
inóculos
Los ensayos llevados a cabo permitieron deducir que el inóculo más adecuado para realizar
la codigestión son los lodos de PTAR, registrando una producción de 7500 ml de biogás en
12 días, frente a 1300 ml y 300 ml con gallinaza y estiércol vacuno respectivamente.
Finalmente, se realizó un ensayo de codigestión de vinazas y lodos de PTAR debido a los
bajos valores obtenidos de la monodigestión de vinazas (Ver Figura 22 y Figura 23). La
alimentación realizada fue de 1:4 s.v (sustrato:inóculo), los resultados se observan en la
Figura 31 y en la Figura 32.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 50 100 150 200 250 300Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Codigestión de RSUO con diferentes inóculos
G-RSU RSU:Lodos 1:2 V-RSU
0
50
100
150
200
250
300
0 50 100 150 200 250 300
Vo
lum
en d
e B
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m
3/t
)
Tiempo de operación (horas)
Diferentes inóculos con RSU (masa húmeda)
RSUO:Lodos 1:2 Vacuno-RSUO Gallinaza-RSUO
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 96
Figura 31. Producción de biogás mediante codigestión de vinazas y lodos de PTAR
Figura 32.Producción de biogás por masa húmeda de vinazas
El efecto de la codigestión es evidente en las gráficas anteriores, donde la producción de
biogás aumenta en alrededor de 150 veces.
0.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.00
4000.00
0 25 50 75 100 125
Vo
lum
en d
e b
iogás
pro
duci
do
(m
l)
Tiempo de operación (horas)
Codigestión Vinazas-lodos PTAR
Vinazas Lodos-Vinazas
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
0 25 50 75 100 125
Vo
lum
en d
e b
iogás
/ M
asa
húm
eda
de
sust
rato
(m
3/t
)
Tiempo de operación (horas)
biogás por masa húmeda de codigestión de vinazas-lodos
Vinazas Lodos-Vinazas
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 97
6.5 Caracterización del biometano obtenido a partir de las biomasas priorizadas
Como resultado de la metodología de multicriterios ponderados, se priorizan 5 biomasas
(Ver Tabla 21), a las cuales se le realiza nuevamente el potencial metanogénico con el fin
de caracterizar el biogás obtenido (contenido de CH4, CO2 y H2S). El contenido de metano
se determina con el uso del detector de gases Biogas 5000 (Ver Figura 32).
Tabla 27. Biomasas priorizadas
No Sector Residuo
1 Avícola Estiércol
2 Palma de aceite Laguna de oxidación
3 RSU RSUO
4 Porcícola Estiércol
5 Destilería Vinazas
Figura 33. Detector de gases Biogas 5000
A partir de los resultados obtenidos de los reactores de 1 Litro, se toma el ensayo que
registra la mayor producción de biogás, es decir, la codigestión de RSU-lodos de PTAR en
relación 1:6 de s.v. (Ver Figura 28). La alimentación se escala a un reactor de 2.5 L y se
lleva a cabo a las mismas condiciones de operación, 37°C, 100 RPM, pH 7 y tiempo de
residencia de 15 días, en la
Figura 34
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 98
Figura 34. Codigestión RSU-lodos 1:6 s.v. en reactor de 2.5 L
El almacenamiento del biogás se realiza en bolsas herméticas de 5 L, una vez llena, se pasa
por el medidor el cual identifica los siguientes compuestos: CH4, CO2, H2S, O2 y presenta
un valor “BAL” que representa el resto de compuestos, principalmente N2. En la Figura 35
se observan los datos de algunas caracterizaciones realizadas al biogás producido.
Los principales compuestos fueron el CH4 y el CO2. El porcentaje de metano registrado por
el equipo varió desde un 60% hasta 72%, y el CO2 de 16,4 a 45,5%.
Figura 35. Registro del medidor Biogás 5000
En la Tabla 28 se resume las concentraciones registradas durante el experimento para los
diferentes compuestos que componen el biogás.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 99
Tabla 28. Concentraciones de los diferentes compuestos en el biogás
Compuesto unidades Valor
CH4 % 60-72
CO2 % 16,4-45,4
O2 % 0-3,0%
H2S ppm 28-124
BAL (N2) / 0-8,2%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 100
7 EVALUACIÓN Y ESTIMACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE
GENERACIÓN DE BIOGÁS
El objetivo de este análisis es identificar el escenario de valorización de biomasa y biomasa
residual para la generación de energía eléctrica y/o térmica y de enriquecimiento para
inyección al SNT, que genera el máximo beneficio social a partir de la valoración de las
externalidades y el análisis costo - beneficio.
Si bien las alternativas de aprovechamiento del biogás son mostradas en la Figura 36, dado
el alcance de este proyecto el análisis económico se orienta a determinar el costo de
generación de biogás (COP/m3 de biogás, COP/MMBTU disponible) para las diferentes
biomasas priorizadas, teniendo en cuenta su disponibilidad en las regiones el país que
aportan cerca del 70% de cada una de ellas.
Figura 36. Alternativas para el aprovechamiento del biogás
Fuente: Este estudio (2017)
Para ello se establecieron los siguientes escenarios de análisis, de acuerdo con las
características y disponibilidad de las biomasas priorizadas en los departamentos de mayor
generación.
Alistamiento y transporte Biomasa Residual
(ton/mes, COP/ton)
Producción biogás (m3 /mes, COP/m3)
Aprovechamiento térmico directo
(TJ/mes)
Enriquecimiento Biometano (m3/mes)
Generación energía eléctrica (kwh/año)
Uso doméstico
Uso Industrial
Autoconsumo
Venta red local (ZNI)
Venta SIN
Inyección al SNT
Gas Vehicular
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 101
Tabla 29. Escenarios para el análisis económico
Biomasa Residual Tipo de
biodigestor
Tamaño
biorreactor
Producción Estimada de
Biogás (m3/año)
Porquinaza/Gallinaza
Tubular 34 a 285 m3 3210 - 21840
Laguna 501 – 3000 m
3 100.000 – 1.100.000
> 3000 m3 > 1.100.000
Palma/Vinazas Laguna > 3000 m3 > 1.100.000
Fracción Orgánica
RSU Laguna
1001 – 3000 m3 100.00 – 1.100.000
> 3000 m3 > 1.100.000
Fuente: Este estudio (2017)
Los tipos de reactor analizados corresponden a las tecnologías más apropiadas para países
tropicales, ya que su funcionamiento es óptimo en regiones cuya temperatura promedio sea
superior a los 23°C, y por debajo de los 2200 m.s.n.m. (Moncayo, 2017) (Sistema Biobolsa,
2016), lo cual se cumple en la mayor parte del territorio nacional.
En el caso del biodigestor tubular, de acuerdo con los datos del proveedor Sistema
Biobolsa® su geomembrana mantiene la temperatura del biodigestor en la noche aun en
alturas superiores a los 2.200 m.s.n.m y hasta los 2.600 m.s.n.m.
7.1 Costos de producción de biogás en procesos comerciales
Tanto en el país, como en la región se han desarrollado múltiples proyectos de producción
de biogás a partir de la valorización de biomasas residuales, incluyendo las que han sido
priorizadas en el país con este estudio. En la tabla siguiente se presenta una muestra de
proyectos, tanto en el país, como en Brasil y Chile, a partir de los cuales es posible observar
la amplia variabilidad que se presenta.
Tabla 30. Costos de inversión producción biogás – Casos
Tipo de biomasa - País
Producción
Biogás
(m3/mes)
Costo de
inversión
biodigestor
(COP)
Costo inversión
por MMBTU*
(COP/MMBTU)
Tecnología
Efluentes Palma de Aceite (POME)
Colombia 240.000 $ 4.340.716.100 $ 14.133 Laguna
Porquinaza (72800 animales) Colombia 474.413 $ 477.588.526 $ 1.476 Laguna
Porquinaza (38 animales) Colombia 122,4 $ 2.175.614 $ 13.037 Tubular
Porquinaza (2300 animales) Brasil 55.897 $ 16.442.846 $ 279 Tubular
Porquinaza (495456 animales) Chile 3.472.887 $ 1.748.398.438 $ 2.135 De mezcla
completa
Residuos Plaza de Mercado, Poda y
corte de césped) Colombia** 705,6 $ 294.307.978 $ 399.628
Biodigestor
seco
*Con una eficiencia del 50% en el aprovechamiento térmico
**Proyecto piloto de la UAESP – A partir de datos de diseño Fuente: Este estudio a partir de (Briceño, Valencia, & Posso, 2015) (Carrasco A., 2015) (Cervi & Esperancini,
2011)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 102
Las diferencias que se observan en los costos de inversión están relacionadas tanto con el
tipo de biomasa, la ubicación del proyecto y la tecnología de biodigestión utilizada. En el
caso de las porquinazas la menor inversión, por m3 de biogás generado, corresponde al
proyecto de Brasil, ubicado en el estado de Sao Paulo, municipio de Sao Manuel. El cierre
financiero de dicho proyecto se logra con un consumo mínimo de energía de 28 kW/h.
La inversión más alta corresponde al biodigestor seco implementado como proyecto piloto
por parte de la UAESP en la ciudad de Bogotá. En el caso de Chile1 la evaluación fue hecha
para un proyecto en la Sexta Región, cuyas condiciones climáticas y los rendimientos de la
tecnología implementada incrementan el monto de la inversión.
Sin embargo, en este caso el cierre financiero del proyecto se logra incluyendo el
aprovechamiento local de las biomasas (distancias menores a 3 km), el autoconsumo de la
energía generada (eléctrica y térmica), y la venta del bioabono producido con el digestato.
También se calculó el costo de inversión por millón de BTU (MMBTU), de acuerdo con la
capacidad de generación de biogás durante los años de vida útil del proyecto (10 años para
cuatro proyectos y 15 años en dos casos, POME Colombia y biodigestor seco en Bogotá).
Con base en este indicador, al comparar los proyectos de generación de biogás a partir de
porquinazas (Colombia y Brasil), el costo de inversión por MMBTU disminuye conforme
aumenta el tamaño del proyecto, y depende también del tipo de biodigestor utilizado. En
este caso el corresponde al proyecto de generación de biogás con el biodigestor tipo tubular
ubicado en Brasil (279 COP/MMBTU), para una granja con 2300 animales.
En algunos de estos casos se identifica también el potencial beneficio derivado de la venta
de la reducción de emisiones de CO2e, estimada a partir de la cantidad de combustibles
fósiles que se sustituye con el aprovechamiento energético del biogás.
7.2 Identificación de externalidades
El análisis económico se lleva a cabo con el enfoque de valor económico total (VET), para
lo cual es necesario partir de la identificación de las externalidades2 positivas y negativas
(Económicas, Sociales y Ambientales) de los escenarios de producción de biogás mostrados
en la Figura 36.
Este análisis comienza con la identificación de externalidades, tanto positivas como
negativa, según la naturaleza de los efectos ocasionados, y cuya presencia afecta la
eficiencia de los mercados, tal como se muestra en las siguientes figuras.
1 El proyecto se ubica en la Región VI que tiene una temperatura media anual de 14,7°C
2 Las externalidades se entienden como todos los efectos no deseados ni compensados que
cualquier actividad genera sobre un tercero. Un ejemplo típico de externalidad negativa es la contaminación ambiental.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 103
a) Externalidad Positiva b) Externalidad Negativa
Figura 37. Efecto de las externalidades en los mercados Fuente: El autor (2017)
Tal como se observa en la Figura 37, la presencia de externalidades introduce ineficiencias
en los mercados, toda vez que en el caso de los bienes o servicios que generan
externalidades positivas en general se provee menos de lo que es socialmente óptimo, y en
el caso de los bienes o servicios que generan externalidades negativas generalmente se
provee más de lo que es óptimo. Lo cual en cualquier caso genera una pérdida de bienestar
para la sociedad.
Para su identificación, las externalidades pueden clasificarse en los siguientes tipos:
Económicas: Relacionadas con los aportes de los proyectos de generación de biogás
y que afectan positiva o negativamente la economía del país, o de la región en la
que se desarrollen. Se relacionan fundamentalmente con pago de impuestos y ahorro
de gastos o disminución de costos para la población beneficiada y generación de
empleo.
En cuanto a las externalidades económicas negativas se incluyen los impuestos no
pagados por la utilización de los incentivos tributarios aplicables a los proyectos de
generación de energía a partir de fuente no convencionales.
Sociales: Corresponden a los efectos sobre el bienestar de la sociedad, incluidas las
personas involucradas en la ejecución de cada proyecto, como el mejoramiento de
las condiciones de vida por tener acceso a una fuente estable y limpia de energía, la
reducción de los efectos a la salud relacionados con la contaminación por la
disposición no adecuada o en rellenos sanitarios de las biomasas residuales, y la
generación de capacidades locales con el desarrollo de los proyectos de
valorización.
Se hace menos de lo que se debería
Producción (Q)
Co
sto
s ($
)
Costos Privados de Producción
Q Q
P
P
Se p
aga
men
os
de
lo
qu
e re
alm
ente
val
e
Beneficios sociales
Beneficios Privados
Se produce más de lo que se debería
Producción (Q)
Co
sto
s ($
)
Costos Privados de Producción
Costos Sociales de Producción
Q Q
P
P
Se p
aga
men
os
de
lo
qu
e re
alm
ente
cu
esta
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 104
Dentro de los impactos sociales negativos se identifican los riesgos sobre la
infraestructura y la salud humada asociados con eventos de incendio o explosión de
las instalaciones en las que se genera y trata el biogás.
Ambientales: Incluye los resultados relacionados con el mejoramiento o
disminución de la calidad y disponibilidad de los bienes y servicios ambientales,
como el efecto positivo sobre la contaminación atmosférica derivado de reducir el
consumo de combustibles fósiles y las liberaciones de metano en los rellenos
sanitarios, o la contaminación asociada con el manejo no adecuado de las biomasas
residuales.
Adicionalmente se destaca el potencial efecto positivo sobre la recuperación de la
capa orgánica de los suelos, derivado del aprovechamiento del digestato de la
digestión anaerobia de las biomasas residuales en la producción de
acondicionadores de suelo y biofertilizantes.
Si bien los proyectos de generación de biogás a partir de biomasas residuales en
general evitan impactos ambientales, durante su construcción y operación se pueden
generar impactos negativos sobre el paisaje, emisiones y vertimientos que deben ser
manejados de forma adecuada.
En general la producción de biogás a partir de biomasas residuales genera una serie de co-
beneficios, que van desde el incremento de la producción de bioabonos, a partir del
digestato y su consecuente aporte a la recuperación de suelos, la sustitución de
combustibles fósiles como fuente de energía y la reducción de la disposición de biomasas
residuales en rellenos sanitarios, y su aporte a la reducción de las emisiones de GEI, lo cual
se muestra en la siguiente figura.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 105
Figura 38. Co-beneficios de la producción de biogás a partir de biomasas residuales Fuente: (Quintero, 2017)
Con base en lo anterior, se identificaron las externalidades para los proyectos de biogás a partir de biomasas residuales, las cuales se
presentan en el Cuadro 10.
Cuadro 10. Identificación inicial de externalidades
Generadores
Prevención y Separación en la
fuente*
Recolección Selectiva Fracción
Orgánica
Aprovechamiento energético y
material
Digestato -Fertilizantes
organominerales
Agricultura yAlmacenamiento CO2
en suelo
Disposición final de residuos
Consumo de Fertilizantes
químicos
Energía
*Promover tratamiento in situ (compostaje doméstico), asociado con programas de seguridad alimentaria
Reducir liberaciones de
GEI
Recuperación de suelos
Residuos como fuente no convencional de energía renovable (FNCER)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 106
Fuente: El Autor (2017)
Impuestos Pagados Aporte al fisco nacional a traés del pago de todo tipo de impuestos
Generación de empleo/SalariosEfecto positivo en la calidad de vida de la población (empleos generados en cada fase del
proyecto, salarios pagados)
Intereses sobre los préstamos (Créditos
bancarios)
Contribución a la salud del sistema financiero y sus servicios a través del pago de intereses
de los préstamos
Económica negativaImpuestos evitados (excensiones,
exclusiones, descuentos)
Pérdida en la economía nacional por el no pago de los impuestos (incentivos Ley 1715 de
2014)
Acceso a energíaMejoramiento del bienestar asociado con mayor acceso a energía de fuentes no
convencionales en Zonas No Interconectada
Mejor calidad de vida/Aumento del
bienestar Aumento de la productividad y mejoramiento de los ingresos familiares
Reducción impactos en salud
Mejores condiciones de salud asociados con menos contaminación atmosférica y
mejoramiento del saneamiento básico debido al manejo adecuado de las biomasas
resduales
Fortalecimiento capacidadesDesarrollo de capacidades locales para la construcción, mantenimiento y operación de los
sistemas de aprovechamiento de biogas derivado de las biomasas residuales
Social negativa Riesgos a la infraestructura y a la saludPosibles afectaciones asociadas con los riesgos de explosión o incendio en las instalaciones
de aprovechamiento
Mitigación de emisiones de GEISustitucion de combustibles fósiles y reducción de la liberación de CH4 a la atmosfera por
disposición no adecuada de las biomasas residuales
Menos contaminación hídricaReducción de la disposición de biomasas residuales en rellenos sanitarios y disposición no
adecuada a cielo abierto o en cuerpos de agua
Recuperación de capa orgánica de
suelos
Aprovechamiento del digestato en la producción de acondicionador de suelos y
biofertilizantes
Aumento vida útil de rellenos sanitarios Evitar la disposición de biomasas residuales en rellenos sanitarios
Emisiones atmosféricas (Ruido, material
particulado, CO2, otras)
Emosiones generadas en el transporte de las biomasas del sitio de generación al de
valorización
Afectación del paisaje Efecto negativo sobre el paísaje asociado con la instalación de valorización de biomasas
Contaminación por olores, vertimientos
y residuos
Generación de olores, vertimientos y residuos durante la producción y aprovechamiento del
biogás
Clase de externalidad Descripción Detalles
Económica positiva
Social positiva
Ambiental positiva
Ambiental negativa
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 107
La estimación del valor económico de las externalidades, bajo el enfoque de valor
económico total (VET), incluye:
Valores de uso directo e indirecto (VUD y VUI), cuya estimación se basa en los
precios de mercado de los bienes o servicios que se afectan positiva o
negativamente con los proyectos (precio de la energía eléctrica, ahorro en consumo
de combustibles fósiles, costos evitados de daños ambientales y en salud, entre
otros),
Valores de no uso (Valores de opción, herencia y existencia VE), relacionados con
los bienes y servicios ambientales o sociales cuyos beneficios se generan en un uso
futuro o su mera existencia (como ser hábitat de especies). Estos valores se estiman
mediante la transferencia de beneficios a partir de resultados de estudios de
valoración contingente desarrollados para cuantificar el valor económico de dichos
servicios.
En la tabla siguiente se presenta un ejemplo para cada tipo de valor y externalidad positiva
(Co-beneficio), así como la metodología a través de la cual es posible su cuantificación.
Tabla 31. Ejemplos por tipo de valor, co-beneficio y metodología de cuantificación
Tipo de Valor Tipo de Beneficio Ejemplo Método de cálculo
Valor de uso
directo
Económico –
generación ingresos
Generación y venta del
biogás o la energía
Precios de mercado
($/MMBTU)
Valor de uso
indirecto
Ambiental –
mitigación GEI
Reducción de emisiones
de GEI
Costo Social ($/ton
CO2)
Valor de no
uso (herencia)
Social – reducción
costos y mejora del
bienestar
Reducción impactos en
salud, menor uso de
fertilizantes químicos
Transferencia de
beneficios (DAP -
$/año) Fuente: El autor, a partir de (Calderón, Andrade, Lizarzaburu, & Masache, 2017)
Los costos de estas externalidades se valoran e incluyen en los costos de los escenarios
propuestos para el análisis económico de la producción de biogás.
7.3 Zonas de influencia
Con base en la priorización de las biomasas residuales, los escenarios de evaluación se
aplicaron a los departamentos en los que se produce alrededor del 70% de las mismas, y
que son por lo tanto las zonas más indicadas para su implementación.
La tabla siguiente muestra las cantidades disponibles de biomasa anual en los
departamentos que representan el Pareto (alrededor del 70% del total nacional para cada
una), y el potencial de energía disponible (GJ/año) para cada caso.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 108
Tabla 32. Departamentos con la mayor disponibilidad de las biomasas priorizadas
Departamento Gallinaza Porquinaza POME Vinazas RSU
ton/año GJ/año ton/año GJ/año ton/año GJ/año m3/año GJ/año ton/año GJ/año
Antioquia 495.459 447.171 869.050 915.076 422.451 86.673
Cundinamarca 1.362.656 1.229.850 247.710 260.830 253.383 51.986
Valle del Cauca 860.273 776.430 157.080 165.400 5.840.000 1.891.034 449.826 92.290
Meta 135.657 142.842 2.219.838 711.680 1.557.455 504.315
Santander 1.545.541 1.394.911 909.910 291.717 197.319 40.483
Casanare 969.789 310.914
Cesar 882.654 282.979
Atlántico 313.170 64.252
Bolívar 229.731 47.133
Risaralda 486.545 157.547 148.263 30.419
Cauca 1.703.333 551.552
Subtotal 4.263.929 3.848.362 1.409.497 1.484.148 4.982.191 1.597.291 9.587.333 3.104.448 2.014.143 413.236
Fuente: Este estudio (2017)
La energía disponible corresponde al 70% de la teórica. Para facilitar la identificación de los departamentos y regiones del país en las
que se encuentra la mayor disponibilidad de las biomasas residuales, la figura siguiente señala los departamentos que aportan cerca del
70% del total producido en el territorio nacional.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 109
Figura 39. Distribución geográfica de las principales fuentes de las biomasas residuales
priorizadas Fuente: Este estudio (2017)
Tal como se observa los departamentos en los que hay una mayor variedad de biomasas
residuales priorizadas disponibles: Valle del Cauca, Antioquia, Cundinamarca, Santander y
Meta. Esto representa una oportunidad para desarrollar la co-digestión, dados los beneficios
que la misma representa frente al aumento de los rendimientos en la producción de biogás.
7.4 Análisis económico y beneficios asociados
Para esto se toman los siguientes beneficios:
Reducción de emisiones de CO2e (Mitigación Cambio Climático)
Sustitución de combustibles fósiles (Gas Natural)
RSUO
Gallinaza
Porcinaza
POMEVinaza
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 110
Con base en el Balance Minero energético de Colombia, la energía primaria generada por
Gas Natural para el año 2012 fue de 42.753 TJ/año (40.490.780 MBTU). El potencial de
generación de biogás a partir de las biomasas residuales priorizadas en los departamentos
en los que se cuenta con las mayores disponibilidades corresponde a 10.447 TJ/año
(9.894.669 MBTU), lo cual equivale al 8% de la energía suplida por el gas natural en el
2012.
De acuerdo con la proyección de precios de los combustibles3, entre los meses de
noviembre de 2015 y octubre de 2016, los precios ponderados del gas natural de los
contratos firmes con duración a un año de cada campo son:
Guajira = 6,17 USD/MMBTU (18.825 COP/MMBTU)
Cusiana/Cupiagua = 3,34 USD/MMBTU (10.190 COP/MMBTU)
Tomando como referencia el menor precio, es decir el de Cusiana/Cupiagua el consumo
final de Gas Natural en el año 2016 ascendió a USD 693.430.760/año4, de los cuales cerca
del 8% podría ser sustituido por el biogás producido de las biomasas residuales priorizadas,
en los departamentos con la mayor disponibilidad de estas.
Con respecto a la reducción de emisiones de CO2e, con base en la información de factores
de emisión del FECOC 20165, las emisiones de CO2e evitadas al sustituir el gas natural
equivalente a la energía proveída por el biogás (10.447 TJ/año), equivalen a 680.215,14 ton
CO2e/año.
Estas emisiones evitadas, con base en el precio del carbono establecido en el país mediante
la Ley 1819 de 2016, equivalente a $15.000/ton CO2e, corresponden a más de 10,2 mil
millones COP/año (3,3 millones de USD/año).
7.5 Costo estimado producción de biogás
Con base en las cotizaciones presentadas por dos de los proveedores de tecnología y por
algunos proyectos de biogás desarrollados en el país, a saber:
Aqualimpia Engineering e.K. (AQL) para el caso del biodigestor tipo laguna y
Sistema Biobolsa para el biodigestor tubular
Proyectos de biogás Palma de Aceite y Porcinaza de Aliar S.A. (La Fazenda).
Y la información de los escenarios establecidos para el análisis de costos a continuación, se
presentan los costos de inversión y montaje de los biodigestores para cada caso.
3
http://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Proyeccion_de_los_precios_de_los_combustibles_junio_2016.pdf (página 49) 4 De acuerdo con el BECO el consumo final de Gas Natural en el 2016 fue de 207.614.000
MMBTU/año 5 http://www.upme.gov.co/calculadora_emisiones/aplicacion/calculadora.html
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 111
A partir de esta información se determina el costo de inversión (CAPEX) por millón de
BTU (COP/MMBTU), proyectando en cada caso la generación de biogás a 10 años, y
considerando una eficiencia del 50% en el aprovechamiento de la energía térmica.
Tabla 33. Costos de inversión generación de biogás por MMBTU
Biomasa Residual Tamaño generador
Producción
Estimada de Biogás
(m3/año)
Tipo de biodigestor COP/MMBTU
Porquinaza/Gallinaza*
1.300 - 8.800 gallinas
91 - 617 cerdos 3210 - 21840
Tubular (Biobolsa®) $ 34.327 $ 16.370
Tubular (Artesanal) $ 13.037
40.000 - 446.000 gallinas
2.800 - 31.000 cerdos 100.000 – 1.100.000
Tipo Laguna
(Aqualimpia) $ 21.933 $ 18.277
Tipo Laguna (otros) $ 7.298 $ 2.404
> 446.000 gallinas
> 31.000 cerdos > 1.100.000
Tipo Laguna
(Aqualimpia)
Tipo Laguna (otros)
< $18.277 < $ 2.404
Palma (POME)/Vinazas > 4.000 Ha palma
> 1.394 Ha caña > 1.100.000
Tipo Laguna
(Aqualimpia)
Tipo Laguna (otros)
$ 21.933 $ 14.133
Fracción Orgánica RSU 14 - 158 ton/día residuos 100.00 – 1.100.000 Tipo Laguna
(Aqualimpia) $ 21.933
> 158 Ton/día residuos > 1.100.000
*La gallinaza para obtener un proceso anaérobico estable debe codigestionarse con otros sustratos de alta
relación C:N
Fuente: Este estudio a partir de información suministrada por Sistema Biobolsa, Aqualimpia y lista de precios
unitarios de referencia 2017, Gobernación de Risaralda (2017)
El costo estimado para el caso de la producción de biogás considera una vida útil del
biodigestor de 10 años. En el caso del biorreactor tubular tipo Biobolsa incluye:
Reactor(es) anaeróbico(s) en geomembrana LLDPE de 1.5 mm espesor,
Línea de gas, filtro para reducción de H2S,
Estufa con doble quemador,
Geotextil protector, guía de usuario, y garantía.
El costo estimado para los biodigestores tipo laguna, incluye la membrana y la excavación
y adecuación del terreno6, pero no incluye los costos de los equipos electromecánicos,
bombas, sopladores, filtros de remoción de H2S, tuberías y accesorios.
Se observa que en todos los casos medianos y grandes de generación de biogás a partir de
biomasas animales (porquinaza y gallinaza) y de los Efluentes Palma de Aceite (POME), el
costo por millón de BTU es comparable con el precio a boca de pozo del gas natural de la
Guajira (18.825 COP/MMBTU).
6 Para el costo de excavación a cielo abierto se tomó el valor de referencia máximo encontrado
para excavación con maquinaria en material común seco, y afirmado compactado mecánico, equivalente a $78.690 por m
3. Listado precios unitarios de referencia 2017 Gobernación de
Risaralda.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 112
Y los costos en los de mayor capacidad son inferiores incluso al precio del gas natural a
boca de pozo de Cusiana (10.190 COP/MMBTU).
Otro valor de referencia para tomar decisiones sobre la conveniencia de desarrollar
proyectos de generación de biogás es la comparación del costo de inversión con el precio al
consumidor final del Gas Natural (GN) y de la Energía Eléctrica. Para ello en la siguiente
tabla se presentan los precios del 2016 del GN, el GLP, el Gas Natural Vehicular (GNV) y
el GLP.
Tabla 34. Precio consumo final GN, GNV, GLP y Energía Eléctrica
Precios Energéticos Consumo Final Precio Unidades
Gas Natural (Tarifa Industrial precio representativo) $ 33.810
COP/MMBTU Gas Natural Vehicular (GNV) $ 40.735
Gas Licuado de Petróleo (GLP) $ 56.522
Energía Eléctrica (Tarifa representativa precio compuesto nivel I Y II. Promedio estimado)
$ 370 COP/kWh
Fuente: Canasta Energética Colombiana (ACIEM) y UPME informes mensuales de precios estaciones
de servicio (2016)
En general todos los casos analizados presentan costos de inversión (COP/MMBTU)
menores al precio del Gas Natural. Con respecto a la generación de energía eléctrica, a
manera de ejemplo a continuación se presenta una gráfica con el estimado del costo de
inversión expresado en COP/kWh, partir de los datos de diferentes proyectos que
incluyeron en sus inversiones la generación de energía eléctrica.
Figura 40. Costo de inversión por kWh – Proyectos biogás a partir de porquinaza Fuente: Aliar S.A. (La Fazenda 2017), (Carrasco A., 2015), Aqualimpia
Engineering e.K. (AQL) 2017
75
62
34
18
-
10
20
30
40
50
60
70
80
6,388 19,801 46,501 108,528
CO
P/K
WH
PORQUINAZA (TON/AÑO)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 113
La información de la figura anterior, incluyendo las estimaciones de un proyecto de
generación de biogás a partir de residuos del cultivo de palma, se ´presentan en la tabla
siguiente para facilitar su interpretación y análisis.
Tabla 35. Costo de inversión por KWh
Proyectos generación energía eléctrica USD/kWh COP/kWh ton biomasa/año
Palma (30 ton RFF/hora - 10540 Ha) 0,028 83,93 144.000
Porquinaza (72800 animales) 0,011 33,73 46.501
Porquinaza (495456 animales) 0,006 18,01 108.528
Porquinaza (31000 animales) 0,020 62,32 19.801
Porquinaza (10000 animales) 0,025 74,78 6.388
Fuente: (FEDEPALMA, 2015), Aliar S.A. (La Fazenda 2017), (Carrasco A., 2015), Aqualimpia
Engineering e.K. (AQL) 2017
En todos los casos el costo de inversión por kWh generado a partir de biogás es menor que
el precio de la energía eléctrica de 2016 (tarifa representativa).
7.6 Valoración económica de los beneficios de la valorización de las biomasas
residuales mediante la producción de biogás
En este numeral se presenta el resultado del análisis económico incluyendo la valoración de
los co-beneficios (externalidades positivas) de la generación de biogás a partir de las
biomasas residuales priorizadas, para los mismos escenarios que se presentaron antes.
Con base en los resultados de las estimaciones mostradas en la tabla anterior se destaca las
siguientes conclusiones:
La producción de biogás a mediana y gran escala, a partir de porquinaza, presenta
costos de inversión (COP/MMBTU) inferiores al precio del gas natural a boca de
pozo de la Cusiana/Cupiagua.
Los proyectos de mediana y gran escala con las otras biomasas residuales, salvo de
los RSUO, tienen costos de inversión (COP/MMBTU) inferiores al precio de gas
natural a boca de pozo de la Guajira.
En los proyectos de pequeña escala y los de generación a partir de RSUO el costo
de inversión por MMBTU es comparable con la tarifa industrial precio
representativo del gas natural, y menor al precio del GNV y del GLP.
Con respecto a la generación de energía eléctrica el costo de inversión, para los
casos analizados, por kWh es inferior al precio de venta promedio.
Con base en lo anterior es claro que desde el punto de vista económico es conveniente
impulsar el desarrollo de proyectos de generación de biogás a partir de las biomasas
residuales priorizadas, toda vez que con base en las tecnologías analizadas en todos los
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 114
casos es posible obtener beneficios económicos frente a las fuentes de energía comparables
(GN, GNV, GLP).
Para observar este beneficio a continuación se presenta una estimación realizada asumiendo
un costo máximo de producción de biogás de $32.900/MMBTU (esto es tomando el costo
de inversión de $21.933 más un 50% por los costos adicionales en que haya que incurrir
para la inyección del biogás al SNT), y comparando el ahorro versus el precio del GN
($33.810/MMBTU).
Producción de biogás 9.894.669 MMBTU/año
Ahorro anual consumo final 9 mil millones COP/año (2,9 millones USD/año)
Valor Presente Neto del ahorro a 10 años = 51 mil millones COP (16,7 millones
USD)7
Esto solamente en lo que respecta al aprovechamiento energético, sin embargo, es
importante tener en cuenta los beneficios adicionales, asociados con el aprovechamiento del
digestato y su consecuente efecto en la reducción del consumo de fertilizantes químicos, y
la reducción de emisiones de GEI, las cuales estimadas solamente con base en la sustitución
de gas natural ascienden a:
Emisiones de GEI evitadas 680.215,14 ton CO2e/año
Beneficio reducción emisiones 10,2 mil millones COP/año (3,3 millones USD/año)
Valor Presente Neto mitigación GEI a 10 años = 57,6 mil millones COP (18,9
millones USD)
En realidad, el efecto positivo sobre la mitigación de GEI es mayor, por cuanto se evitan las
emisiones relacionadas con la disposición de las biomasas residuales en los casos en que se
presenta, adicionales a las correspondientes con la reducción del consumo de fertilizantes
químicos.
Adicionalmente el desarrollo de proyectos de generación de biogás en las zonas rurales
genera beneficios sobre el bienestar de la población beneficiaria (hogares rurales) asociados
con la reducción de la contaminación intradomiciliaria por la sustitución del uso de leña
como fuente de energía8, disminuye los impactos ambientales relacionados con el manejo
no adecuado de las biomasas residuales , y derivado del aprovechamiento del digestato se
tiene un efecto positivo en la reducción de fertilizantes químicos, lo cual afecta
positivamente el ingreso de los hogares.
Para estimar este flujo de beneficios, dado que no se cuenta con estudio realizado en el país
se aplicó la metodología de transferencia de beneficios a partir del estudio de (Abdullah, y
otros, 2017).
7 Para este cálculo se utilizó la tasa de retorno social sugerida por DNP para Colombia del 12%
8 En Colombia más de 1.229.000 hogares rurales usan leña como fuente de energía, en el año
2016 correspondió a 101.337 GBTU/año.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 115
En dicho estudio se cuantificó el beneficio económico de la implementación de
biodigestores para biomasas animales (estiércol de búfalos y vacas principalmente) sobre
una muestra de hogares rurales de varias villas del área de influencia de la ciudad de
Lahore.
Los beneficios identificados y cuantificados, a partir del levantamiento de información y
aplicación de encuestas a hogares constituidos por 10 – 15 miembros, fueron:
- Beneficios en salud de la sustitución de leña (menos contaminación
intradomiciliaria)
- Reducción del consumo de fertilizantes químicos (en este caso fue del 50%)
- Más tiempo disponible por evitarse la búsqueda de la leña
El beneficio obtenido en promedio por cada hogar (derivado de los ahorros antes
mencionados) ascendió a USD 48 mensuales por hogar.
Para transferir este valor a Colombia se controla por el PIB de ambos países y el número de
miembros de cada hogar, teniendo en cuenta que en Colombia a 2016 los hogares rurales en
promedio estaban constituidos por 4 personas.
Tabla 36. PIB per cápita Colombia y Pakistán 2016
País PIB Per cápita 2016 (USD)
Colombia 5.805,6
Pakistán 1.443,6
Fuente: https://datos.bancomundial.org/indicador/NY.GDP.PCAP.CD?locations=PK
Controlando por estos valores, y por el numero promedio de miembros de los hogares
rurales (12 en Pakistán y 4 en Colombia), se obtiene el beneficio equivalente que
obtendrían en Colombia los hogares rurales por la implementación de biodigestores para la
producción de biogás.
Beneficio por hogar rural en Colombia COP 196.319 /mes (64,35 USD/mes)
Flujo de beneficios por hogar rural anual COP 2,3 millones (772,15 USD/año)
VPNE beneficios a 10 años por hogar rural COP 13,3 millones (4.363 USD)
En el país, de acuerdo con el DANE9, 1.229.000 hogares rurales utilizan leña como fuente
de energía para cocción y calefacción, en caso de que el 5% de dichos hogares pudiesen
sustituir el uso de leña por biogás, y aprovechar el digestato en la reducción del uso de
fertilizantes químicos, se genera un beneficio equivalente a:
VPNE de los beneficios a 10 años, del 5% de los hogares que utilizan leña en el
país 817,9 mil millones COP (268 millones USD)
9 Encuesta de calidad de vida 2016
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 116
En la tabla siguiente se presenta el resumen de los beneficios económicos que se pueden
obtener asociados con la valorización de las biomasas residuales en la producción de
biogás.
Tabla 37. Valor Presente Neto Económico (VPNE) de la valorización de las biomasas
residuales para la producción de biogás
Beneficio VPNE beneficios a 10 años
VPNE beneficios anual
COP USD COP/año
Ahorro por sustitución de Gas Natural
$ 50.903.404.152 $ 16.684.170 $ 9.009.096.437
Reducción emisiones GEI $ 57.650.508.725 $ 18.895.611 $ 10.203.227.100
Beneficios en salud, reducción uso agroquímicos y mejor calidad de vida hogares rurales
$ 817.958.276.372 $ 268.095.141 $ 144.765.661.861
Total VPNE beneficios biogás $ 926.512.189.248 $ 303.674.923 $ 163.977.985.398
Fuente: El autor (2017)
Esta estimación se ha hecho con valores conservadores, por cuanto los beneficios derivados
de promover la producción de biogás a partir de la valorización de las biomasas residuales
priorizadas pueden ser mayores.
Los beneficios que se obtienen de promover la sustitución del uso de la leña por biogás en
los hogares rurales es el mayor valor, lo cual es una señal sobre la importancia de impulsar
este tipo de proyectos en las áreas rurales del país.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 117
8 ANÁLISIS DE LOS POTENCIALES POR BIOMASA PRIORIZADA
A continuación, la Figura 41 resume el potencial técnico de producción de biogás de las
biomasas priorizadas, y la Figura 42 presenta datos de energía en MMBTU/año para estas
mismas biomasas, cuyo orden descendente fue estiércol avícola, residuos líquidos de
plantas extractoras de aceite, estiércol porcicola, vinazas y RSUO
Figura 41. Potencial técnico de producción de biogás de las biomasas priorizadas
Figura 42. Energía disponible por cada biomasa priorizada
Los potenciales factibles se han representado en los siguientes mapas, los cuales permiten
ubicar los departamentos en donde se encuentra alrededor del 60% del residuo.
5,498
2,120
2,282
995
1,970
Potencial Técnico Biogás Biomasas Residuales TJ/año
Avicola
Porcicola
Palma de aceite
RSU
Caña Azucar Vinazas
5,210,777
2,009,572 2,162,771
0
1,000,000
2,000,000
3,000,000
4,000,000
5,000,000
6,000,000
Pecuario Avicola Porcicola Agricola Palma de aceite
MM
BT
U/a
ño
Pecuario Agrícola Urbano Industrial
Potencial Técnico Biogás Biomasas Residuales
MMBTU
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CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 123
8.1 Comparación frente al Balance Energético Colombiano (BECO)
La oferta energética de las biomasas priorizadas se presenta en la Tabla 38, estos valores
son calculados a partir de los datos experimentales obtenidos de producción de biogás por
masa húmeda de sustrato (m3/t).
Tabla 38. Resultados para cada biomasa priorizada
Biomasa m3/t (Exp) MJ/t t residuo/año TJ/año MMBTU/año
Avícola 40 880 6.518.795 5.737 5.437.190
Porcicola 35 770 2.745.392 2.114 2.003.640
Palma de aceite 3 66 6.709.985 443 419.749
RSU 16 352 9.307.500 3.276 3.105.276
Vinazas 1 22 6.083.333 134 126.850
TOTAL 11.703 11.092.705
En la Tabla 39 se presenta la oferta técnica de las biomasas priorizadas frente al balance
energético Colombiano (BECO) y su aporte potencial frente a diferentes sectores de
consumo final.
Tabla 39. Valores obtenidos frente al BECO
Sector GN Biogás
aporte
GBTU/año %
CONSUMO
INTERNO
BRUTO
390.890 3,0%
Consumo Final 195.186 6,0%
CF Residencial 41.783 27,0%
Urbano 39.951 28,0%
CF Comercial y
Público
14.638 76,0%
CF Industrial 110.835 10,0%
CF Transporte 27.929 40,0%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 124
9 PREFACTIBILIDAD DE UN LABORATORIO DE BIOGÁS
El biogás se produce por degradación biológica de la biomasa, principalmente de sustratos
agrícolas, estiércol y cultivos energéticos (maíz, azúcar, etc.); además, a partir de desechos
orgánicos como podas, desperdicio de comida y subproductos de la industria de alimentos
de distritos rurales, ciudades y pueblos.
La degradación se realiza por fermentación bacteriana en tanques herméticos, llamados
digestores. El proceso comprende varias etapas, similares a las que ocurren en el tracto
digestivo de los vacunos.
El biogás es, esencialmente, una mezcla promedio de 60% de metano (CH4) y 40% de gas
carbónico (CO2) junto con pequeñas impurezas de ácido sulfhídrico (H2S) y vapor de agua.
El biogás se puede llevar a purezas superiores al 97% utilizando diferentes métodos de
adsorción y Pressure Swing Adsorption (PSA); a este biogás purificado se le conoce como
biometano y se utiliza como sustituto del Gas Natural en todas sus aplicaciones incluyendo
cocción de alimentos y combustible de transporte.
Este combustible se puede inyectar a la red nacional de transporte de Gas Natural, con lo
cual es posible su almacenamiento en forma indirecta y hacer su distribución a los
diferentes sitios del país, en el caso colombiano ayudaría a mitigar positivamente las
importaciones de Gas Natural.
Cuando el biogás se produce, se evitan emisiones de metano al ambiente causadas por la
mala disposición de los residuos. Si estos residuos se procesan en una planta de biogás, los
nutrientes y minerales no se degradan y estos se pueden utilizar en el campo como
biofertilizante, evitando la utilización de fertilizantes químicos y en este caso, se logra
ofrecer productos orgánicos certificados al mercado internacional, en especial al mercado
Europeo. Al reemplazar un kilogramo de fertilizante de nitrógeno mineral se ahorra más de
seis kilogramos de CO2 que se liberaría por la síntesis química en la producción del
fertilizante mineral. El CONPES 3577 “Política Nacional para la Racionalización del
Componente de Costos de Producción Asociado a los Fertilizantes en el Sector
Agropecuario” comenta que, “Como consecuencia de la alta dependencia de materias
primas importadas para la elaboración y comercialización de fertilizantes en Colombia,
existe una alta vulnerabilidad frente a las fluctuaciones en las variables externas que
determinan el precio y la disponibilidad de los fertilizantes en el país, lo que implica que la
competitividad del sector agropecuario y el ingreso de los productores pueden verse
afectados”. Al tener una política de aprovechamiento masivo de los biofertilizantes
provenientes de los residuos agrícolas, se establece una recirculación que ayuda a evitar
la vulnerabilidad del país en este tema estratégico.
Desde el punto de vista energético, el biogás es una fuerte de energía renovable que se
puede almacenar y utilizar de acuerdo a las necesidades de la red. El biogás se convierte en
energía eléctrica utilizando un motogenerador; los gases de escape (calientes) se pueden
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 125
utilizar para satisfacer las necesidades de calor en procesos como secado, cocción de
alimentos, industrias de limpieza, etc. este sistema es conocido como cogeneración y su
eficiencia total puede llegar a ser superior al 70%. Esta alta eficiencia y el hecho que el CO2
es neutro ya que proviene de materias primas renovables, permite ahorrar emisiones de
Gases de Efecto Invernadero (GEI) con lo cual se ayuda a evitar el calentamiento global.
En Colombia, las plantas térmicas de generación tienen un auxilio por confiabilidad en
épocas de abundancia de hidroelectricidad; este mismo esquema puede ser utilizado para la
generación con biogás, si se complementa la utilización de residuos con cultivos
energéticos, la generación con biogás es totalmente confiable y es posible aspirar a la
obtención del pago por confiabilidad. Con este modelo se daría empleo permanente en el
campo. Colombia cuenta con suficiente área para cultivos energéticos de baja productividad
agropecuaria, 40 millones de hectáreas, de las cuales se pueden utilizar 4.9 millones de
hectáreas sin afectar la seguridad alimentaria y el uso del suelo (Ministerio de Minas y
energía - CUE, 2012).
El desarrollo del biogás como una de las estrategias de desarrollo sostenible del país, crea
demanda de personal calificado en el diseño y cálculo de los biodigestores, en la
construcción de los equipos y en el manejo de las plantas. También genera trabajo en el
campo como en la recolección y transporte de desechos agropecuarios, el mantenimiento de
las plantas, redes de distribución y en la producción de cultivos energéticos utilizados en el
campo para apoyar la estacionalidad de los residuos agrícolas, de tal suerte que se tiene
biogás permanente durante todo el año. En consecuencia, se crea una demanda de personal
en el campo que evita la migración a la ciudad y la necesidad de formación de mano obra
permanente. Es importante aclarar que el desarrollo tecnológico con este modelo es de fácil
aprendizaje y que es una tecnología de fácil adaptación en el medio agrícola colombiano.
Por último, después de separar el metano (CH4) y el dióxido de carbono (CO2) del gas
crudo, ambas fracciones se pueden procesar más. El biometano, por ejemplo, se puede
convertir a otros productos químicos como combustibles químicos, hidrógeno, fertilizantes
por síntesis química como sustituto del gas natural (Rincón, 2017). El CO2 también
proporciona un valioso fertilizante para plantas, materia prima para la producción de hielo
seco o la base para la metanización de hidrógeno obtenido a partir de energía eólica,
fotovoltaica o hidroelectricidad en épocas de altas precipitaciones o lluvias. Este biometano
de síntesis es igual en propiedades al obtenido a partir de los combustibles fósiles vía gas de
síntesis proveniente de gasificación de carbón.
9.1 Necesidades de un laboratorio de biogás
El biogás en Colombia no es un tema nuevo, las primeras plantas se construyeron como
parte de las plantas de tratamiento de aguas en Cali, Medellín y Bogotá. En las dos primeras
ciudades, el biogás se utiliza en la generación de energía, mientras que en Bogotá se quema
en una chimenea. También en algunos rellenos sanitarios de residuos sólidos urbanos han
hecho estudios de recuperación y aprovechamiento, como en el de Doña Juana en Bogotá y
el de Curva de Rodas en Medellín. En el sector agropecuario el tema del biogás se ha visto
más desde el punto de vista ambiental y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 126
(MADS) tiene alguna reglamentación en este sentido, en especial para las granjas
porcícolas.
Colombia últimamente ha adquirido compromisos nacionales e internacionales como el del
COP 21, donde se comprometió a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en
un 20%, con relación a las emisiones proyectadas para el año 2030. Con el grupo de países
de la OCDE se destacan aspectos como la política nacional para la Gestión Integral de
Residuos Sólidos, que corresponde al CONPES 3874 de 2016 “Así mismo, se han generado
estrategias como Negocios Verdes, el impuesto al carbono y una iniciativa que está
tomando fuerza la promoción de proyectos de energía renovables no convencionales como
la energía eólica y la solar, de la cual el Biogás es el complemento ideal ya que es una
fuerte de energía renovable que complementa como energía firme las anteriormente
mencionadas”.
Por otro lado, Colombia se ha unido a diferentes estrategias mundiales relacionadas con el
fortalecimiento del medio ambiente, como “Tropical Forest Alliance 2020 (TFA)”, una
alianza público-privada que tiene como fin hacer frente a la deforestación, contribuyendo a
la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mejorar la calidad de vida, y
conservar la biodiversidad, entre otros factores.
El país, bajo este marco, ha establecido en su Plan Nacional Desarrollo (PND) Ley 1753 de
2015, dos líneas de trabajo importantes como lo son la adaptación a los impactos de cambio
climático y mitigación de gases de efecto invernadero, que se logran a través de 3 objetivos
fundamentales los cuales son: Objetivo 1 “Avanzar hacia un crecimiento sostenible y bajo
en carbono”; Objetivo 2 “Proteger y asegurar el uso sostenible del capital natural y
mejorar la calidad y la gobernanza ambiental” y Objetivo 3 “lograr un crecimiento
resiliente y reducir la vulnerabilidad frente a los riesgos de desastres y al cambio
climático”; el biogás es una tecnología ideal que ayuda al cumplimento de estos objetivos.
(Departamento Nacional de Planeación, 2014).
Para el cumplimiento de los compromisos tanto nacionales como internacionales, en el país
se planteó el uso del gas natural como sustituto energético del carbón y el petróleo, con lo
cual las emisiones de CO2 disminuyen hasta un 20% cuando se compara con respecto a
carbón.
No obstante, en el año 2013 el país mantuvo una producción promedio de 1.146 Millones
de pies cúbicos diarios (MPCD), siendo la mayor producción diaria realizada en los últimos
8 años, y en el año 2014 se presentó una disminución en el promedio diario de 4,54%, lo
que significó niveles de 1,094 MPCD. Para 2015 la disminución fue del 8,5%, significando
una producción próxima a los 1.000 MPCD promedio de gas natural en el país. Por lo cual
se tiene un faltante de 146 MPCD. (UPME, 2016)
La mayor parte de las emisiones de metano a la atmósfera son causadas por la actividad
ganadera y algunas agrícolas que se suponen en cerca del 50% de las emisiones causadas
por el hombre.
Al revisar el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero se encuentra que el sector
energético junto a los de agricultura y ganadería son los de mayor impacto, pues en ellos se
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 127
concentran las medidas de mitigación que se deben implementar. Entre las medidas
identificadas para la mitigación de GEI se encuentra un grupo denominado sustitución de
combustibles, lo cual abre la posibilidad de evaluar el uso de gas natural, en lugar de otros
combustibles fósiles, con la finalidad de reducir el impacto ambiental, en especial el sector
transporte, procesos industriales, generación de electricidad tanto en proyectos de
expansión del SIN como en las Zonas No Interconectadas, entre otras. Estas medidas
implican básicamente, una transformación del modelo de desarrollo, pues excede el entorno
ambiental y el desafío se centra en alcanzar la meta, sin que se perjudique el crecimiento
económico y que se alcancen los demás propósitos de reducción de la pobreza y la
disminución en la tasa de desempleo. (UPME, 2016)
Hace un año Colombia inauguró una planta de regasificación en la ciudad de Cartagena, la
primera planta de importación de gas natural licuado que se encuentra ubicada en la
Sociedad Portuaria El Cayao. (El Colombiano , 2016)
Al convertirse Colombia en importador de Gas Natural, los planes de cumplimiento de los
compromisos adquiridos, mencionados anteriormente, pueden fallar; por tanto se deben
hacer ajustes como el cambio de los combustibles fósiles (carbón, petróleo y Gas Natural)
por el Biogás o Biometano que son clasificados como combustibles renovables, son más
eficientes en términos de ahorro de CO2 al ambiente (Oxford Institute for Energy Studies,
2017).
9.2 Meta
Con este enfoque y con el ánimo de cumplir con los compromisos adquiridos mencionados,
es importante fijar como META urgente para el país, la sustitución parcial de gas natural
por biometano proveniente de biogás obtenido de residuos urbanos, industriales, agrícolas y
agropecuarios; también con cultivos energéticos dedicados como respaldo a la producción
de biogás.
Para el cumplimiento de la meta fijada es necesario organizar los diferentes actores y
recursos que intervienen, en especial los programas de investigación, desarrollo e
innovación que permitan la transferencia y creación de tecnologías, así como ser el respaldo
científico para la creación de normatividades y políticas de desarrollo del área.
Colombia, por su ubicación en el trópico, las materias primas de estos procesos son
diferentes a las de otros países y por lo tanto en la aplicación de la tecnología se debe tener
en cuenta estos hechos para no realizar inversiones innecesarias. A nivel de ejemplo, una
planta de biogás localizada en Girardot no necesita sistemas de calentamiento mientras que
en Bogotá se debe acelerar la digestión con una temperatura mínima de 30°C; esto hace que
los materiales de construcción y tiempos de producción de biogás sean diferentes.
A fin de cumplir con el propósito de pasar de la evaluación a la producción, el país ha
establecido las herramientas normativas que le permiten impulsar el desarrollo de la
generación de energía distribuida tanto térmica como eléctrica; el eje de esta normatividad
es la Ley 1715 de 2014 que tiene por objeto “Promover el desarrollo y la utilización de las
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 128
fuentes no convencionales de energía, en especial las de carácter renovable, como medio
necesario para el desarrollo sostenible”.
Entre las finalidades de esta ley las que aplican al propósito de este documento son:
Incentivar la penetración de las fuentes no convencionales de energía,
principalmente aquellas de carácter renovable en el sistema energético colombiano,
la eficiencia energética y la respuesta de la demanda en todos los sectores y
actividades, con criterios de sostenibilidad medioambiental, social y económica.
Establecer mecanismos de cooperación y coordinación entre el sector público, el
sector privado y los usuarios para el desarrollo de fuentes no convencionales de
energía, principalmente aquellas de carácter renovable, y el fomento de la gestión
eficiente de la energía.
Establecer el deber a cargo del Estado a través de las entidades del orden nacional,
departamental, municipal o de desarrollar programas y políticas para asegurar el
impulso y uso de mecanismos de fomento de la gestión eficiente de la energía, de la
penetración de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de
carácter renovable, en la canasta energética colombiana.
Estimular la inversión, la investigación y el desarrollo para la producción y
utilización de energía a partir de fuentes no convencionales de energía,
principalmente aquellas de carácter renovable, mediante el establecimiento de
incentivos tributarios, arancelarios o contables y demás mecanismos que estimulen
el desarrollo de tales fuentes en Colombia.
Fijar las bases legales para establecer estrategias nacionales y de cooperación que
contribuyan al propósito de la Ley.
Por lo anterior, el establecimiento de una unidad operativa que se encargue de realizar
investigación, desarrollo e innovación que haga además evaluación, transferencia y
desarrollo de programas, es una necesidad urgente y necesaria que ayudará a acelerar la
curva de aprendizaje y su aplicación en los diferentes niveles de la geografía nacional.
Esta unidad, que para efectos la presente propuesta se llama Laboratorio de Biogás
(LBiogás), tiene como objetivo general realizar programas y proyectos de investigación
científica, desarrollo tecnológico e innovación en el área de biogás como recurso energético
renovable y ambientalmente sostenible con el fin de hacer la evaluación y transferencia de
la tecnología al sector productivo del país.
El LBiogás, debería ser una institución científica, tecnológica y de innovación, en forma de
persona jurídica de derecho privado, una asociación pública privada, constituida como
asociación sin ánimo de lucro con autonomía administrativa.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 129
Dentro de su planteamiento estratégico se tiene la Misión, la Visión y los Valores que se
mencionan a continuación:
MISIÓN: Promover el desarrollo sostenible de la cadena energética de la cual hace
parte el biogás.
VISIÓN: Consolidarse institucionalmente, antes del 2020, como referencia nacional
para dar soluciones innovadoras, tecnológicas y de negocios, para la cadena del biogás
y ayudar a dar cumplimiento a las metas fijadas por el gobierno.
VALORES
Integridad
Cooperación
Transparencia
Compromiso
Innovación
Respeto
Antes de presentar ideas de programas y proyectos de I&D+i, es importante hacer una
descripción del proceso de desarrollo de estas actividades como un todo, a través de las
siguientes etapas:
9.2.1 Nacimiento de la idea.
Normalmente la base de esta etapa es científica. Esta ocurre en cualquier momento y es
personal. Lo más importante es anotarla y desarrollar el concepto general, que puede ser en
conjunto con otros investigadores, para su divulgación como propuesta. El desarrollo de
esta etapa es normalmente individual y en el caso de investigación básica, su financiación
se realiza con fondos del estado o fondos especializados para este fin. Normalmente se
financia con fondos públicos y llega a escala de banco.
9.2.2 Desarrollo a escala piloto.
En esta etapa el desarrollo es la base, cuando se prevé su aplicación se pasa a nivel de
planta piloto o escala demostrativa dependiendo del caso; acá intervienen varias personas
de diferentes disciplinas; ingenieros, economistas, ambientalistas, etc. La financiación
principal es con dineros públicos y privados.
9.2.3 Desarrollo a escala demostrativa.
En esta etapa el componente de innovación es importante, se trata de entregar un producto
al mercado y por lo tanto el acompañamiento de diseñadores, contadores, y otras disciplinas
sociales son necesarias. El mayor aporte de financiación de esta etapa es el sector privado;
se puede hacer a través de gremios o empresas individuales, el estado participa
normalmente con incentivos económicos, como exención de impuestos y aportes
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 130
económicos para viabilizar su funcionamiento en especial cuando trae beneficios sociales y
ambientales.
Visto esto se puede decir que LBiogás, participará en todas las etapas de la cadena de
I&D+i y que por lo tanto manejará dineros de diferentes sectores y por razones de agilidad
administrativa se recomienda que sea una entidad sin ánimo de lucro de régimen privado,
una ONG.
9.3 Organización
Se recomienda que LBiogás, tenga un director científico con una mesa directiva compuesta
por los coordinadores de las tres áreas principales: Investigación Básica, Desarrollo
Tecnológico y, Servicios Industriales y analíticos; además de un representante del sector
privado y otro del sector público. Es importante recordar que la investigación, en la
actualidad, es una competencia y que por lo tanto estar presente en eventos internacionales
es un deber de los investigadores de LBiogás.
Se plantea que la organización esté dividida inicialmente en 3 diferentes unidades (Ver
Figura 43)
Figura 43. Esquema organizacional del laboratorio de biogás
9.4 Programas y proyectos
Con el fin de darle una cohesión administrativa al LBiogás se recomienda el
establecimiento de programas con pautas y metas a mediano y largo plazo, tal como: “En
cinco años tener una planta con inyección de biometano a la red de Gas Natural” o “En
cuatro años tener una planta de cogeneración”.
Para el cumplimiento de los programas se deben realizar varios proyectos específicos
como: Evaluar el tamaño mínimo de planta, realizar ensayos pilotos de producción de
ORGANIZACIÓN
Investigación Básica
Desarrollo Tecnológico
Servicios Industriales y
Analíticos
Análisis, Propios y a Terceros
Proyectos a Terceros
Asesorías
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 131
biogás con la materia prima seleccionadas, hacer ensayos de purificación del biogás para
cumplir con la normatividad vigente (Resolución CREG 240 de 2016), construir la planta
de biogás y la de purificación, estimar la parte económica, etc. Es decir que los programas
que fijan políticas y ayudan a la administración al cumplimiento de Metas globales;
mientras los proyectos son las unidades de ejecución con objetivos específicos que hacen
parte de un programa como unidad de administración.
A continuación se presentan los programas más importantes y una lista de proyectos
asociados al programa (Ver Cuadro 11 al Cuadro 15)
Cuadro 11. Programa 1: Evaluación de fuentes de Biogás en Colombia
Proyectos
a. Evaluación de Biomasa de cultivos tropicales en la producción de
Biogás
b. Codigestión de residuos agropecuarios con residuos agrícolas
c. Establecimiento de polinóculos que sirvan como base para los diferentes
ensayos de Digestión Anaeróbica
d. Producción de enzimas e hidrólisis de celulasa
e. Evaluación de Plantas de rápido crecimiento en la producción de biogás
f. Usos del CO2 como fertilizante Carbónico y otras materias primas
g. Ensayos con cultivos energéticos y evaluación del uso del suelo
h. Evaluación del digestato como biofertilizante, utilizando diferentes
tipos de suelos
Cuadro 12. Programa 2: Desarrollo y evaluación de biodigestores
Proyectos
a. Establecimiento de una planta de banco de 10 kilos de materia prima
para la producción de Biogás
b. Evaluación de sostenibilidad de procesos comerciales
c. Hidrólisis enzimática para incrementar la digestibilidad
d. Evaluación de proceso en una fase Vs dos fases
e. Digestión en más de dos fases
f. Optimización de procesos
g. Proceso mesofílico Vs termofílico: evaluación económica
h. Biodigestores en el trópico
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 132
i. Calentamiento: térmico y solar
Cuadro 13. Programa 3: Producción del Biometano como sustituto del gas natural
Proyectos a. Producción de biometano para inyección a la red de Gas Natural de
acuerdo a la resolución CREG 240 del 2016
Cuadro 14. Programa 4: Generación de electricidad con Biogás
Proyectos
a. Generación eléctrica a partir de biogás
b. Evaluación de eficiencia energética con motores Stirling, turbinas y
Ciclo Orgánico Rankine.
Cuadro 15. Programa 5: Innovación y relaciones Institucionales
Proyectos
a. Establecimiento de programas cooperativos con entidades nacionales e
internacionales
b. Programas de servicios a diferentes entidades públicas como MinMinas,
MADS, MinAgricultura y MinVivienda.
c. Programas de colaboración con Universidades
9.5 Financiación y Sostenibilidad
En principio la financiación no es difícil dado la necesidad de tener información confiable
para la instalación de plantas que van a ayudar a resolver el mayor problema que tiene la
humanidad, el Cambio Climático. La propuesta de tener tres líneas centrales como biogás
de residuos urbanos, biogás de residuos agrícolas y agropecuarios, junto con biogás de
residuos industriales; nos muestran la necesidad de tener esta institución.
Los compromisos nacionales e internacionales de colaborar en la solución del problema de
calentamiento global también se convierten en una motivación para el desarrollo del
LBiogás; así que es importante tener una financiación para el establecimiento de la
institución y su sostenimiento durante los primeros tres años.
Las directivas de la institución deberán establecer proyectos y ofrecer servicios para
complementar la financiación después de los tres años. Se estima que después de los cinco
años, la institución deberá financiarse con una tercera parte mediante la prestación de
servicios y presentación de proyectos de I&D+i a diferentes entidades nacionales e
internacionales. También es posible tener financiación por la participación en nuevas
iniciativas y emprendimientos realizados con instituciones públicas y privadas tanto a nivel
nacional como internacional.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 133
9.5.1 Presupuesto estimado para los tres primeros años
Los recursos necesarios para el funcionamiento inicial del LBiogás son: Personal, Equipos
y Espacios; esto costaría aproximadamente 10 mil millones de pesos de los cuales el 40%
son para gastos de personal, el 20% para equipos y el 30% restante para espacios que
incluye un área de trabajo, laboratorio y terreno de aproximadamente 15 hectáreas.
9.5.1.1 Entidades nacionales que pueden colaborar
Colciencias
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible - MADS
Ministerio de Minas y Energía - MinMinas; a través del fondo FENOGE (Fondo de
Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía) y la Unidad de
Planeación Minero Energética (UPME)
Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural (MADR)
Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio
Oficina del Alto comisionado para la Paz
Universidades
Centros de Investigación
9.5.1.2 Entidades internacionales que pueden colaborar
Banco Interamericano de desarrollo (BID)
Banco Mundial (BM)
Fondos especializados
Global Sustainable Energy (GSE)
Países como: Alemania, Dinamarca, Noruega, China
Programa Naciones Unidas
Global Green Growth Institute (GGGI)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 134
10 CONCLUSIONES
Se logró establecer a nivel laboratorio la metodología experimental de relación de
sólidos volátiles de inóculo a sólidos volátiles de sustrato y obteniéndose resultados
consistentes y equiparables a los de otras investigaciones a nivel mundial.
La utilización de los lodos de PTAR, estabilizados como cultivo microbiológico,
presentó resultados reproducibles en los caudales de biogás y composiciones del
mismo, lo que hace pensar en un buen acercamiento a la estandarización del proceso
de fermentación anaeróbica.
Las mono-digestiones, comparados con los de co-digestión, generan caudales de
biogás muy bajos lo que los hace inviables para un escalado hasta procesos a nivel
industrial.
Al comparar los inóculos de PTAR con los estiércoles de pollo y cerdo, se ve la
necesidad de realizar estudios más profundos para estandarizar y optimizar un
cultivo proveniente de estas últimas fuentes.
Para la determinación de la capacidad metanogénica de las biomasas los ensayos
tipo batch resultan ser muy adecuados. Sin embargo, para mayores niveles de
producción, es necesario implementar procesos continuos.
Realizar la etapa de hidrólisis de materiales, tipo residuos vegetales, antes de las
restantes etapas bioquímicas (acidificación, acetilación y metanólisis) es muy
conveniente desde el punto de vista del establecimiento de los parámetros de
proceso, para el logro de altas eficiencias en producción de biogás.
La medición de los caudales del biogás producido, lo hace el equipo empleado
mediante un dispositivo mecánico. Es necesario para sistemas productivos mayores,
utilizar sensores tipo infrarrojo, por ejemplo.
La aplicación del equipo electrónico para la determinación en línea de la
composición del biogás, resultó muy conveniente y la recomendada a emplear en
los procesos industriales.
El sector Ganadero con 22.689.420 cabezas tiene el mayor potencial teórico total
nacional equivalente a una producción Teórica de biogás de 3.339.887.240 m3/año
(71.771 TJ/año). Sin embargo, el modelo actual es de ganadería extensiva (1
cabeza/ha) lo que reduce por disponibilidad su potencial Técnico al 1%.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 135
En el sector avícola, para el cálculo del potencial Técnico se toma en cuenta
únicamente la pollinaza, descartando la gallinaza debido a su disponibilidad cada 12
meses por el actual manejo que da el sector en grajas pequeñas y medianas.
Tampoco se incluyeron las aves de traspatio.
De acuerdo a los resultados experimentales la producción de Biogás a partir de la
fracción orgánica de residuos municipales se potencializa al realizar codigestión con
lodos de PTAR.
Los resultados de la codigestión permiten establecer un alto potencial a nivel
nacional para resolver la problemática actual del país tanto para la disposición de
RSU como de lodos de PTAR. Ayudando a reducir la brecha del MVCT para
cumplir con la meta del 20% en reducción de gases efecto invernadero.
El sector porcicola está trabajando en el aprovechamiento energético de sus residuos
orgánicos, con gran éxito, trabajando conjuntamente con la academia y las
autoridades ambientales. Particularmente, el digestado de este sector productivo en
otros países se exige pasteurización para eliminar posible contaminación bacteriana.
El biogás puede ser fuente de energía para realizar este proceso y poder
comercializarlo sin restricciones.
El sector porcicola presenta una gran concentración (granjas pequeñas cercanas), lo
que permite inferir que se podría replicar el biogaseoducto visitado en Brasil,
liderado por CIBIOGAS, generando economías de escala que facilitan el cierre
financiero del proyecto.
Las biomasas de aguas residuales de extracción de aceite de Palma y Vinazas de las
destilerias, presentan un potencial de aprovechamiento importante, debido a que se
encuentran confinadas, disponibles con fácil acceso. Adicionalmente estos sectores
son líderes en la generación de energía a partir de sus biomasas y el tamaño de las
plantas facilitan la inversión. Esto hace que el potencial Teórico, Técnico y
Económico sea igual para estos sectores.
Si bien en este estudio no fueron priorizados, sectores como Plantas de Beneficio,
Cervecería, Lácteos, PTAR; tienen un potencial de aprovechamiento que debe ser
estudiado y analizado puntualmente.
En todos los casos medianos y grandes de generación de biogás a partir de biomasas
animales (porquinaza y pollinaza) y de los Efluentes Palma de Aceite (POME), el
costo por millón de BTU es comparable con el precio a boca de pozo del gas natural
de la Guajira (18.825 COP/MMBTU).
Los costos en los de mayor capacidad son inferiores incluso al precio del gas natural
a boca de pozo de Cusiana (10.190 COP/MMBTU).
En los proyectos de pequeña escala y los de generación a partir de RSUO el costo
de inversión por MMBTU es comparable con la tarifa industrial precio
representativo del gas natural, y menor al precio del GNV y del GLP.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 136
Con respecto a la generación de energía eléctrica el costo de inversión, para los
casos analizados, por kWh es inferior al precio de venta promedio.
El beneficio total por hogar rural con la sustitución del uso de leña por biogás
asciende a 2,3 millones COP/año. El consumo de leña promedio anual de los
hogares rurales en Colombia en el 2016 (82,45 MMBTU/hogar*año), según lo cual
este tipo de proyectos son convenientes (aportan valor a la sociedad) siempre que
los costos de generación del biogás sean inferiores a 28.571 COP/MMBTU.
Este beneficio es una señal de la importancia de impulsar este tipo de proyectos en
las áreas rurales del país. Adicionalmente en otros países se ha encontrado que el
aprovechamiento del digestato puede llevar a reducir hasta un 50% el consumo de
fertilizantes químicos.
EL panorama Nacional amerita el desarrollo de esta fuente de energía renovable,
como sustituto y/o complemento del gas natural y valorización energética de
residuos, para lo cual se requiere realizar programa I+D+i, como por ejemplo el
laboratorio especializado en Biogás, que contribuya a aumentar el conocimiento y
su aplicación en diferentes sectores industriales de manera sostenible, con beneficio
para el país aportando al cumplimiento de sus compromisos internacionales.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 137
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CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 143
12 ANEXOS
Anexo 1. Estimación de potenciales de generación de biogás a partir de biomasas residuales
en Colombia
1.INTRODUCCIÓN
Para estimar el potencial de biogás en Colombia a partir de biomasas residuales, en primer
término, se hace una recolección de información respecto a la producción de residuos de
diferentes actividades agropecuarias identificadas preliminarmente con algún potencial de
generación de biogás a partir de literatura revisada.
La información básica proviene de estadísticas pecuarias y agrícolas colombianas de
producción para el año 2016 y el potencial se establece a partir de factores de producción
de metano o biogás encontrados en estudios específicos al respecto.
Para ir depurando el potencial en busca de obtener el económicamente factible, se parte del
potencial teórico (Qt) calculado como el producto de la generación de biomasa (Mr) por el
factor de generación de biogás (Fr) por su poder calorífico (PCIr): Cuando la información
está disponible poder calorífico del biogás se calcula como el producto del poder calorífico
del metano (PCIm) por el porcentaje de su contenido en el biogás (Pm).
Qt = Mr*Fr*PCIr
PCIr = PCIm * Pm
El potencial teórico (Qt) se depura a potencia factible (Qf) por medio de agentes limitantes
de su aprovechamiento, tales como facilidad de recolección y transporte, densidad de la
oferta, para finalmente incorporar externalidades de tipo ambiental, social y económico
para llegar al potencial económicamente factible.
Se establece la oferta energética de biogás de los residuos en estudio en los diferentes
departamentos del país.
Se analiza la concentración o dispersión de los residuos.
Para los concentrados el potencial teórico coincide con el potencial técnico por su facilidad
de aprovechamiento.
Para los dispersos, se identifican los que ofrecen en conjunto al menos el 60% del potencial
nacional, o hasta donde la oferta departamental sea superior al 10% de la oferta nacional.
Normalmente los departamentos con mayor oferta de algún tipo de biomasa, corresponden
a aquellos en los cuales hay un desarrollo agroindustrial que ha estimulado el desarrollo de
la actividad que la genera.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 144
En el caso pecuario se ha tomado en cuenta el tipo de manejo que se da a los animales,
centrando el estudio en aquellos aprovechamientos con cierto grado de industrialización
que facilitan el aprovechamiento de los residuos al generarlos de manera concentrada
facilitando su recolección y aprovechamiento, se descartan aquellos manejos artesanales
que por su tamaño y dispersión resultad de difícil y costoso aprovechamiento.
1.1Biomasas residuales Sector Pecuario
1.1.1Sector AVICOLA
En Colombia la avicultura presenta dos niveles de desarrollo la Avicultura tradicional y la
Industrializada, en nuestro caso es de interés particular la industrializada por ser la que
ofrece una biomasa residual con potencial de ser aprovechada.
La avicultura industrializada tiene dos frentes de operación: La producción de carne de
pollos y la producción de huevos, lo que genera dos tipos de mercados diferentes e
igualmente organizaciones comerciales diferentes.
En la Tabla 40 se presenta la avicultura Colombiana por Departamentos. En ella para
respectar la fuente, cuando se emplea el término de “capacidad ocupada”, se refiere a
avicultura industrializada y con el término de traspatio a la tradicional (MADR, 2016). Se
presentan las estadísticas para los diferentes frentes de la actividad: Engorde; Levante;
Postura; Material Genético Reproductora y Traspatio.
Tabla 40. Avicultura Departamental en Colombia
Departamento
Total aves -
capacidad
ocupada -
engorde
Total aves -
capacidad
ocupada -
levante
Total aves -
capacidad
ocupada -
postura
Total aves -
capacidad
ocupada - material
genético o
reproductoras
Total aves
capacidad
ocupada
Total aves
-traspatio
Total de aves
capacidad
ocupada más
aves traspatio
Amazonas 0 0 0 0 0 0 0
Antioquia 6.750.689 599.790 4.157.249 191.850 11.699.578 252.263 11.951.841
Arauca 66.500 0 44.000 0 110.500 0 110.500
Atlántico 4.759.000 54.000 913.650 160.000 5.886.650 34.348 5.920.998
Bolívar 2.734.877 35.190 260.409 0 3.030.476 354.475 3.384.951
Boyacá 1.480.036 40.000 509.462 255.592 2.285.090 14.600 2.299.690
Caldas 434.500 452.000 1.419.100 0 2.305.600 31.050 2.336.650
Caquetá 69.350 800 57.000 0 127.150 298.960 426.110
Casanare 3.280 0 72.535 0 75.815 0 75.815
Cauca 3.561.788 280.000 1.102.440 63.000 5.007.228 937.911 5.945.139
Cesar 417.700 0 26.500 0 444.200 34.392 478.592
Choco 54.696 31.755 19.734 0 106.185 117.751 223.936
Córdoba 1.646.100 0 243.680 0 1.889.780 36.384 1.926.164
Cundinamarca 19.554.258 300.714 11.369.034 383.245 31.607.251 6.460 31.613.711
Distrito-capital 391.000 0 0 0 391.000 0 391.000
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 145
Departamento
Total aves -
capacidad
ocupada -
engorde
Total aves -
capacidad
ocupada -
levante
Total aves -
capacidad
ocupada -
postura
Total aves -
capacidad
ocupada - material
genético o
reproductoras
Total aves
capacidad
ocupada
Total aves
-traspatio
Total de aves
capacidad
ocupada más
aves traspatio
Guainía 8.760 2.910 19.101 0 30.771 1.566 32.337
Guaviare 0 0 0 0 0 70.850 70.850
Huila 727.500 84.500 792.050 0 1.604.050 1.877.570 3.481.620
La-guajira 22.400 0 19.900 0 42.300 121.550 163.850
Magdalena 337.000 23.520 77.884 0 438.404 75.571 513.975
Meta 2.117.200 0 193.300 0 2.310.500 12.280 2.322.780
Nariño 1.393.500 0 76.314 30.000 1.499.814 154.466 1.654.280
Norte-Santander 266.065 0 796.188 0 1.062.253 212.523 1.274.776
Putumayo 141.736 0 0 0 141.736 111.342 253.078
Quindío 7.534.095 127.000 687.118 158.420 8.506.633 46.231 8.552.864
Risaralda 2.948.000 59.000 706.184 95.000 3.808.184 11.420 3.819.604
S.andres/provid 0 0 16.250 0 16.250 9.130 25.380
Santander 22.970.004 522.496 10.708.161 2.033.394 36.234.055 776.052 37.010.107
Sucre 579.750 0 74.050 0 653.800 302.717 956.517
Tolima 1.355.900 500.000 4.078.800 1.301.000 7.235.700 3.077.500 10.313.200
Valle 10.289.861 294.700 7.376.192 1.378.419 19.339.172 254.860 19.594.032
Vaupés 0 0 8.000 0 8.000 0 8.000
Vichada 0 0 0 0 0 3.024 3.024
Total general 92.615.545 3.408.375 45.824.285 6.049.920 147.898.125 9.237.246 157.135.371
Fuente: (MADR, 2016).
Dado que nuestro estudio busca establecer la oferta de biogás de esta actividad, para
convertir los datos de excretas en metros cúbicos (m3) de biogás se toman para cada frente
los factores de CUBA SOLAR (CUBA SOLAR, 2017) que se presentan en la Tabla 41.
Tabla 41. Factores de Producción de Excretas y Biogás sector Avicola
Factor conversión Excreta (kg)/día
Biogás (m3)/día/ave
Excretas secas (kg)/día
Biogás m3/kg excreta
Biogás m3/t
Engorde Mediano 0.10 0.006 0.07 0.06 60
Levante Pequeño 0.05 0.003 0.035 0.06 60
Postura Grande 0.15 0.009 0.105 0.06 60
Reproductoras Grande 0.15 0.009 0.105 0.06 60 Fuente: (CUBA SOLAR, 2017)
Integrando la información de (MADR, 2016) y (CUBA SOLAR, 2017) se calcula la oferta
de estiércol por frente de operación y se totaliza como se presenta en Tabla 42. Se totaliza
para cálculos siguientes gracias a que en últimas la generación de biogás por tonelada de
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 146
estiércol es la misma para los diferentes frentes de operación, aunque el manejo operacional
es diferente, se toma en cuenta es la oferta anual en términos de t/año de estiércol
disponibles.
Tabla 42. Producción de estiércol avícola de los Departamentos de Colombia
Departamento estiércol aves de levante (ton/año)
estiércol aves de engorde (ton/año)
estiércol aves de ponedoras+ reproductoras (ton/año)
total estiércol (ton/año)
Amazonas 0 0 0 0
Antioquia 10,946.16 246.400 238.113 495,459
Arauca 0 2.427 2.409 4,836
Atlántico 985.5 173.704 58.782 233,471
Bolívar 642.21 99,823 14.257 114,723
Boyacá 730 54,021 41.887 96,638
Caldas 8,249 15,859 77.696 101,804
Caquetá 14.6 2,531 3.121 5,667
Casanare 0 120 3.971 4,091
Cauca 5,110 130,005 63.808 198,923
Cesar 0 15,246 1.451 16,697
Choco 579.53 1,996 1.080 3,656
Córdoba 0 60,083 13.341 73,424
Cundinamarca 5,488.03 713,730 643.437 1’362,656
Distrito-capital 0 14,272 0 14,272
Guainía 53.11 320 1.046 1,419
Guaviare 0 0 0 0
Huila 1,542.13 26,554 43.365 71,461
La-guajira 0 818 1.090 1,907
Magdalena 429.24 12,301 4.264 16,994
Meta 0 77,278 10.583 87,861
Nariño 0 50,863 5.821 56,683
Norte-Santander 0 9,711 43.591 53,303
Putumayo 0 5,173 0 5,173
Quindío 2,317.75 274,994 46.293 323,605
Risaralda 1,076.75 107,602 43.865 152,544
S.andres/provid 0 0 890 890
Santander 9,535.55 838,405 697.600 1’545,541
Sucre 0 21,161 4.054 25,215
Tolima 9125 49,490 294.544 353,159
Valle 5,378.27 375,580 479.315 860,273
Vaupés 0 0 438 438
Vichada 0 0 0 0
Total general 3’380,467 2.840.113 6’282,783 Fuente: Cálculos propios.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 147
Para estimar la oferta energética del biogás obtenido a partir de estiércol avícola se parte de
la referencia de (Seadi & Dominik Rutz, 2008) que reporta un contenido de metano del
60% en el biogás, así con un poder calorífico del metano de 35.815 MJ/Nm3) (Perry,
1980) se obtiene un poder calorífico del biogás avícola de 21.490 MJ/Nm3, con el cual se
calcula la energía factible de ser aprovechada.
POTENCIAL AVICOLA BRUTO
Para el cálculo del potencial bruto se toma en cuenta toda la oferta nacional del residuo en
estudio, el resultado se presenta en Tabla 43
Tabla 43 Potencial Biogás Avícola bruto (TJ/año)
Estiércol Total 6.619.942 t/año
Biogás 397.196.546 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 60%
PCI Biogás 21.489 kJ/Nm3
Energía Biogás anual 8.535 TJ/año
Fuente: Cálculos propios
A partir de la oferta total de estiércol avícola por departamentos se establece la
participación porcentual a nivel nacional de cada uno y se identifican los Departamentos
con mayor oferta que de acuerdo a la cantidad de oferta y porcentaje de participación se
consideran los más representativos y factibles de aprovechar como se presenta en la Tabla
44.
Tabla 44. Oferta y porcentaje de participación Departamental (estiércol avícola)
Departamento total estiércol (ton/año)
% Participación % Acumulado
Santander 1.545.541 24,6% 24,6%
Cundinamarca 1.362.656 21,7% 46,3%
Valle 860.273 13,7% 60,0%
Antioquia 495.459 7,9% 67,9%
Tolima 353.159 5,6% 73,5%
Quindio 323.605 5,2% 78,6%
Atlantico 233.471 3,7% 82,4%
Cauca 198.923 3,2% 85,5%
Fuente: Cálculos propios
Como se aprecia en la Tabla 44. En cuatro departamentos está el 67,95&% de la oferta de
biomasa avícola para producción de biogás, siendo los principales Santander y
Cundinamarca con el 24,6% y 21,7% respectivamente.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 148
Para estimar el potencial técnico de biogás, se descartan las aves de traspatio por su
dispersión lo que dificulta el manejo y aprovechamiento, de manera similar dado que las
camas de las ponedoras son de manejo anual se descartan dejando únicamente el proyecto
de huevos Kike en el Cauca, pues dado su tamaño ( 6 millones de gallina ponedoras) hay
una remoción permanente de camas lo que garantiza la disponibilidad de biomasa para la
planta de digestión anaerobia, el resultado se presenta en Tabla 45 y Figura 44.
Tabla 45. Oferta Energética Biogás Avícola (TJ/año)
Departamento total estiércol (ton/año)
Biogás m3/año
TJ/año
Santander 847.941 50.876.442 1.093
Cundinamarca 719.218 43.153.107 927
Valle 380.958 22.857.492 491
Quindio 277.312 16.638.733 358
Antioquia 257.346 15.440.779 332
Atlantico 174.689 10.481.340 225
Cauca 135.115 8.106.916 174
Total 2.792.580 167.554.809 3.601
Fuente: Cálculos propios a partir de (Seadi & Dominik Rutz, 2008); (Perry, 1980)
Figura 44. Oferta Energética Avícola (TJ/año)
Fuente: Cálculos propios a partir de (Seadi & Dominik Rutz, 2008) y (Perry, 1980)
Con el fin de generar indicadores para la priorización de la oferta energética de las
diferentes biomasas, se calcula la oferta energética en términos de GJ/habitante y GJ/km2
para cada uno de los departamentos seleccionados como los de mayor oferta de cada una de
las biomasas. Ver Tabla 46
1,093 927
491 358 332
225 174
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Oferta Energética Técnica Biogás Avícola TJ/año
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 149
Tabla 46 Oferta Energética de Biogás Avícola Departamental por habitante y Km2
Departamento Habitantes Área Km2 GJ/habitante GJ/km2
Santander 2.414.427,00 30.537,00 0,45 35,80
Cundinamarca 2.598.245,00 22.633,00 0,36 40,97
Valle 1.400.203,00 23.562,00 0,35 20,85
Quindio 337.054,00 24.885,00 1,06 14,37
Antioquia 6.299.886,00 63.612,00 0,05 5,22
Atlantico 256.527,00 23.818,00 0,88 9,46
Cauca 1.354.744,00 29.308,00 0,13 5,94
Promedio 0,47 18,94
Fuente: Cálculos propios.
Para estimar el potencial de reducción de emisiones de CO2, se toma como referencia
directa el gas natural que se puede sustituir en términos de equivalencia energética y con el
factor de emisiones para el Gas Natural tomado del Factor de Emisiones de los
Combustibles Colombianos (FECOC) estudio realizado por la UPME (UPME, 2016) , se
establece la misma. Como se presenta en la Tabla 47.
Tabla 47 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Avícola
Factor de emisión del
GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones
de CO2 201.849 t CO2/año Fuente: Cálculos propios a partir de (UPME, 2016)
Establecida la oferta energética en forma de biogás de las excretas avícolas en los
departamentos de mayor producción, se le aplica un factor del 70% que de acuerdo con la
información de CIBiogas es el orden del realmente producido en condiciones industriales.
Ver Tabla 48 y Figura 45.
Tabla 48 Avícola Potencial Factible Departamento TJ/año
Santander 765
Cundinamarca 649
Valle 344
Quindio 250
Antioquia 232
Atlantico 158
Cauca 122
Total 2.520
Fuente: Cálculos propios
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 150
Figura 45. Avícola Potencial Energético factible
Fuente: cálculos propios
1.1.2Sector PORCICOLA
A continuación, se presenta el proceso para estimar la oferta energética de las excretas
porcinas en el país, para ello en primer término se consultan las estadísticas de la industria
porcina en Colombia en lo referente a cabezas y tamaño de las mismas en los diferentes
departamentos del país. En este caso se toman en cuenta los provenientes de industria
porcícola descartando los de traspatio que corresponden a manejo artesanal de los mismos
cuyas excretas son de difícil aprovechamiento. Siguiendo lo reportado en las estadísticas se
manejan los mismos segmentos que corresponden a: LECHONES 1-60 DIAS; LEVANTE
61 - 120 DIAS; CEBA 121 - 180 DIAS; HEMBRAS REEMPLAZO 120 - 240 DIAS;
HEMBRAS CRIA >240 DIAS; MACHOS REPRODUCTORES / REEMPLAZO > 180
DIAS. Tal como se presenta Tabla 49.
Tabla 49 Industria Porcícola en Colombia
Departamento Lechones
1-60 días
Levante
61 - 120
días
Ceba
121 - 180
días
Hembras
reemplaz
o 120 -
240 días
Hembra
s cría
>240
días
Machos
reproductores /
reemplazo >
180 días
Cerdos
de
traspatio
2016
Total
porcinos
- 2016
Amazonas 0 0 0 0 0 0 500 500
Antioquia 557,348 509,284 375,751 31.791 115.779 6.521 156.914
1.753.38
8
Arauca 12,082 7,059 15,470 4.606 8.137 1.605 11.441 60.400
Atlántico 21,404 18,467 17,865 2.087 8.786 510 31.701 100.820
Bolívar 895 1,020 1,018 374 586 21 77.654 81.568
Boyacá 51,968 41,572 36,013 3,236 11,200 1,489 89,879 235,357
Caldas 24,056 32,722 47,764 1,320 4,328 353 22,780 133,323
765
649
344
250
232
158 122
AVICOLA Potencial factible (TJ/año)
SANTANDER
CUNDINAMARCA
VALLE
QUINDIO
ANTIOQUIA
ATLANTICO
CAUCA
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 151
Departamento Lechones
1-60 días
Levante
61 - 120
días
Ceba
121 - 180
días
Hembras
reemplaz
o 120 -
240 días
Hembra
s cría
>240
días
Machos
reproductores /
reemplazo >
180 días
Cerdos
de
traspatio
2016
Total
porcinos
- 2016
Caquetá 0 0 0 0 0 0 58,608 58,608
Casanare 6,656 3,582 0 278 869 280 11,115 22,780
Cauca 16,266 27,178 29,552 2,681 11,518 2,645 12,454 102,294
Cesar 722 0 1,135 575 561 146 62,438 65,577
Chocó 796 361 1,557 50 277 14 25,795 28,850
Córdoba 19,081 39,880 12,591 4,830 10,255 1,942 68,937 157,516
Cundinamarca 215,773 177,861 84,309 4,023 9,158 557 26,258 517,939
Bogotá 846 1,082 413 41 172 4 1,150 3,708
Guainía 18 84 72 42 67 16 17 316
Guaviare 0 0 0 0 0 0 5,832 5,832
Huila 14,038 12,684 10,927 1,531 3,720 584 41,170 84,654
La guajira 0 0 0 0 0 0 33,064 33,064
Magdalena 2,050 1,692 1,385 1,439 2,544 867 166,603 176,580
Meta 45,070 47,996 106,045 5,120 15,251 884 15,898 236,264
Nariño 11,190 11,539 16,913 2,614 4,670 1,719 101,349 149,994
Norte de Santander 28,787 0 14,804 961 4,779 1,082 17,841 68,254
Putumayo 0 0 0 0 0 0 23,459 23,459
Quindío 9,408 24,817 21,789 616 4,440 917 8,153 70,140
Risaralda 64,351 20,593 24,160 2,091 6,685 244 13,405 131,529
San Andrés y
providencia 819 622 335 194 205 48 0 2,223
Santander 2,656 3,604 4,567 355 1,794 75 61,629 74,680
Sucre 962 1,302 1,332 186 535 58 120,080 124,455
Tolima 6,993 5,068 7,469 398 2,508 70 54,670 77,176
Valle del cauca 117,288 70,032 70,559 4,719 25,773 2,959 125,454 416,784
Vaupés 43 14 36 21 31 18 0 163
Vichada 15 0 37 0 14 1 6,574 6,641
Total general 1’231,581 1’060,115 903,868 76,179 254,642 25,629
1’452,82
2
5’004,83
6
Fuente: (MADR, 2016)
En la Tabla 50 se presentan los factores de producción de excretas y su rendimiento en
biogás (CUBA SOLAR, 2017) a partir de los cuales se establecen los factores de
producción de biogás en términos de m3 por tonelada de estiércol.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 152
Tabla 50 Factores de producción de Excretas y Biogás sector Porcino
Factor conversión Excreta (kg)/día
Excreta (ton/año)
Biogás (m3)/día/cerdo
Biogás m3/t estiércol
Lechón 1-60 días Pequeño 1 0.365 0.07 70
Levante 61-120 días Mediano 1.5 0.5475 0.105 70
Ceba 121-180 días Grande 2 0.73 0.14 70
Hembras reemplazo 120-240 d Grande 2 0.73 0.14 70
Hembras cría más 240 días Grande 2 0.73 0.14 70
Machos reproductores más 180d Grande 2 0.73 0.14 70 Fuente: (CUBA SOLAR, 2017)
Para estimar el potencial bruto porcino se contabilizan todas las cabezas existentes en el
país y se calcula la generación de estiércol correspondiente a partir del cual con el factor de
generación de biogás y su PCI se calcula el potencial energético del mismo, ver
Tabla 51 Potencial energético bruto del Biogás Avícola (TJ/año)
Estiércol Total 2.745.392 t/año
Biogás 192.177.455 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 60%
PCI Biogás 21.489 kJ/Nm3
Energía Biogás 4.130 TJ/año
A partir de la información de (MADR, 2016) y (CUBA SOLAR, 2017) se calcula la
cantidad de excretas producidas en cada departamento utilizando los factores de producción
para: pequeños, medianos y grandes los cuales se totalizan para el cálculo del biogás. Tabla
52
Tabla 52 Producción de estiércol Porcino en los departamentos de Colombia
Departamento Estiércol teórico "pequeño" (t/año)
Estiércol teórico "mediano" (t/año)
Estiércol teórico "grande" (t/año)
Total estiércol (t/año)
Amazonas 0 0 0 0
Antioquia 203,432 278,833 386,785 869,050
Arauca 4,410 3,865 21,767 30,042
Atlántico 7,812 10,111 21,351 39,274
Bolívar 327 558 1,459 2,344
Boyacá 18,968 22,761 37,915 79,644
Caldas 8,780 17,915 39,248 65,944
Caquetá 0 0 0 0
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 153
Departamento Estiércol teórico "pequeño" (t/año)
Estiércol teórico "mediano" (t/año)
Estiércol teórico "grande" (t/año)
Total estiércol (t/año)
Casanare 2,429 1,961 1,042 5,432
Cauca 5,937 14,880 33,869 54,686
Cesar 264 0 1,764 2,028
Chocó 291 198 1,386 1,874
Córdoba 6,965 21,834 21,621 50,420
Cundinamarca 78,757 97,379 71,574 247,710
Bogotá 309 592 460 1,361
Guainía 7 46 144 196
Guaviare 0 0 0 0
Huila 5,124 6,944 12,236 24,305
La guajira 0 0 0 0
Magdalena 748 926 4,552 6,226
Meta 16,451 26,278 92,929 135,657
Nariño 4,084 6,318 18,919 29,321 Norte de Santander 10,507 0 15,787 26,294
Putumayo 0 0 0 0
Quindío 3,434 13,587 20,266 37,287
Risaralda 23,488 11,275 24,221 58,984 San Andrés y providencia 299 341 571 1,210
Santander 969 1,973 4,957 7,900
Sucre 351 713 1,541 2,605
Tolima 2,552 2,775 7,625 12,952
Valle del cauca 42,810 38,343 75,927 157,080
Vaupés 16 8 77 101
Vichada 5 0 38 43
Total 449,527 580,413 920,032 1’949,972 Fuente: cálculos propios a partir de (MADR, 2016), (CUBA SOLAR, 2017)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 154
POTENCIAL TÉCNICO.
Para estimarlo se descarta los cerdos de traspatio por su alta dispersión que dificulta su
aprovechamiento. Con la oferta total de estiércol porcino por departamentos se establece la
participación porcentual a nivel nacional de cada uno y se identifican los Departamentos
con mayor oferta de participación que se consideran los más representativos y factibles de
aprovechar como se presenta en la Tabla 53
Tabla 53. Oferta y porcentaje de participación Departamental (Estiércol Porcino)
Departamento total estiércol (t/año) % Participación % Acumulado
Antioquia 869,050 45% 45%
Cundinamarca 247,710 13% 57%
Valle del Cauca 157,080 8% 65%
Meta 135,657 7% 72%
Fuente: Cálculos propios
La Tabla 53 muestra como en los departamentos de Antioquia, Cundinamarca, Valle del
cauca y Meta esta el 72% de la oferta nacional de estiércol porcino factible de ser
valorizado energéticamente en forma de biogás. Se incluye el departamento del Meta ya
que allí se localiza el proyecto de FACENDA con más de 56000 cabezas, siendo el
proyecto porcícola más grande del país y que ya cuenta con proyectos de biogás en
operación.
De igual manera que para el estiércol avícola, el porcino tiene un contenido de metano del
60%, Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE, 2014) por lo que su poder calorífico es
igualmente de 21.450 MJl/Nm3. Con este dato se calcula la oferta energética del biogás
generado por el estiércol porcino en los departamentos seleccionados como más
promisorios, como se presenta en la Tabla 54 y Figura 46.
Tabla 54 Potencial Técnico Biogás Porcícola (TJ/año)
Departamento Total estiércol (t/año) Biogás (m3/año) Tj/año
Antioquia 869.050 60.833.477 1.307
Cundinamarca 247.710 17.339.725 373
Valle del cauca 157.080 10.995.596 236
Meta 135.657 9.496.015 204
Total 1.409.497 98.664.813 2.120
Fuente: cálculos propios a partir de (EPE, 2014)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 155
Figura 46 Oferta Energética Biogás Porcícola
Fuente. Cálculos propios
Para generar indicadores que permitan la priorización de la oferta energética del biogás
obtenido de las diferentes biomasas, se calcula la oferta energética en términos de
GJ/habitante y GJ/km2 para cada uno de los departamentos seleccionados como los de
mayor oferta de cada una de las biomasas, como se presenta en Tabla 55.
Tabla 55 Oferta Energética de Biogás Porcino Departamental por habitante y km2
Departamento Habitantes Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Antioquia 6.299.886 63.612 0,208 20,6
Cundinamarca 2.598.245 22.633 0,143 16,5
Valle del cauca
4.520.166 22.140 0,052 10,7
Meta 924.843 85.635 0,221 2,4
Promedio 0,16 12,52
Fuente: Cálculos propios
El potencial de reducción de emisiones de CO2 por la sustitución de gas natural por el
Biogás Porcino con los factores de emisión de FECOC (UPME, 2016) se obtiene el
resultado que se presenta en la Tabla 56
Tabla 56 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Porcino
Factor de emisión del GN 56.06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de
CO2 118,859 t CO2/año
Fuente: (UPME, 2016)
Finalmente teniendo en cuenta que en la práctica se recupera únicamente el 70% del Biogás
teórico generable, en Figura 47 se presenta el potencial energético factible del biogás
porcino.
1,307
373 236 204
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
Antioquia Cundinamarca Valle delCauca
Meta
TJ/a
ño
Oferta Energética Técncia Biogás Porcicola (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 156
Figura 47. Potencial Energético Factible del Biogás Porcino
1.1.3Sector BOVINOS.
El sector ganadero es de suma importancia para el país, como lo prueban las cifras que se
presentan a continuación tomadas de portafolio de septiembre 27 de 2016. Según datos de
DR Ricardo Sánchez Presidente de la unión Nacional de Asociaciones Ganaderas UANGA.
(DINERO, 2017).
Quinientas mil familias se dedican a la producción del sector ganadero en Colombia
Genera empleo para 250000 personas
Hay 30 millones de hectáreas ocupadas por la ganadería
Pero por hectárea solo hay 0,6 cabezas de ganado
La carga por hectárea debería ser de 4 o 5 cabezas
Actualmente hay 22,5 millones de cabezas de ganado
La ganadería es el 21% del PIB total agropecuario
Con estas cifras en mente a continuación se procesa la información disponible acerca de la
actividad del sector para establecer la oferta energética del biogás obtenido por la digestión
anaerobia del estiércol del ganado Bovino. En la Tabla 57 se presenta el censo de cabezas
de ganado en el país en 2016. (MADR, 2016)
915,076 260,830
165,399
142,842
PORCINOS Potencial factible (GJ/año)
Antioquia Cundinamarca Valle del Cauca Meta
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 157
Tabla 57. Industria Ganadera en Colombia
Departamentos Terneras
< 1 año
Terneros
< 1 año
Hembras
1 - 2
años
Machos
1 - 2
años
Hembras
2 - 3
años
Machos
2 - 3
años
Hembras
> 3 años
Machos
> 3
años
Total
bovinos -
2016
Amazonas 120 193 196 317 126 104 163 45 1,264
Antioquia 276,310 185,573 357,812 280,959 305,982 302,481 872,791 50,217 2’632,125
Arauca 85,983 88,324 100,412 126,664 115,685 135,108 348,776 47,591 1’048,543
Atlántico 26,129 25,216 25,160 25,389 28,701 10,600 77,941 5,842 224,978
Bolívar 91,645 91,996 96,724 136,591 111,091 86,219 287,609 23,571 925,446
Boyacá 70,542 87,040 72,913 226,733 63,506 83,421 114,789 29,757 748,701
Caldas 30,316 26,765 53,531 52,970 54,474 52,757 88,496 11,036 370,345
Caquetá 136,142 120,254 133,241 137,245 141,722 200,664 439,689 31,092 1’340,049
Casanare 139,436 133,296 174,390 211,349 198,044 225,573 617,342
145,79
6 1’845,226
Cauca 27,029 27,067 30,155 33,921 28,374 32,823 83,331 10,963 273,663
Cesar 134,890 131,024 156,994 162,147 163,076 151,606 427,235 30,540 1’357,512
Choco 15,127 13,925 23,233 17,387 15,603 9,871 53,511 3,571 152,228
Córdoba 181,169 164,660 217,825 245,841 200,308 294,517 594,901 43,549 1’942,770
Cundinamarca 121,188 155,496 129,755 431,059 82,366 131,822 145,517 59,332 1’256,535
Distrito-capital 3,292 3,756 1,756 9,949 2,771 2,921 1,054 626 26,125
Guainía 475 380 327 385 611 828 1,337 360 4,703
Guaviare 30,183 24,786 31,011 33,949 28,246 41,697 81,181 10,558 281,611
Huila 60,632 25,959 53,916 41,225 52,970 31,695 135,541 13,308 415,246
La-guajira 29,450 28,043 33,030 34,279 42,147 16,153 96,602 5,594 285,298
Magdalena 124,208 122,611 130,823 164,810 138,083 98,055 403,765 25,409 1’207,764
Meta 139,862 129,304 179,405 176,347 177,792 260,347 508,898 88,192 1’660,147
Nariño 47,498 35,019 50,916 33,304 34,023 20,599 155,443 7,884 384,686
Norte-
Santander 41,148 40,497 42,554 48,225 48,428 35,393 119,278 14,171 389,694
Putumayo 20,103 17,901 22,411 22,985 21,234 21,870 65,381 5,726 197,611
Quindío 8,511 5,878 12,685 12,106 9,997 9,281 21,533 1,797 81,788
Risaralda 9,847 6,757 23,306 11,872 20,818 8,026 26,254 2,237 109,117
S.andres/provid 103 103 106 68 123 62 217 43 825
Santander 126,976 125,153 161,384 171,741 156,210 202,554 419,813 48,482 1’412,313
Sucre 92,257 91,575 91,080 103,649 105,708 61,554 293,782 22,403 862,008
Tolima 44,891 33,376 69,478 69,250 64,254 60,505 180,203 25,690 547,647
Valle 40,855 32,595 73,592 64,607 63,179 55,908 117,102 11,758 459,596
Vaupés 124 120 139 97 132 53 468 90 1,223
Vichada 21,551 19,621 28,442 24,673 31,079 18,376 90,872 8,019 242,633
Total general
2’177,99
2
1’994,26
3
2’578,70
2
3’112,09
3
2’506,86
3
2’663,44
3
6’870,81
5
785,24
9
22’689,42
0
Fuente: (MADR, 2016)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 158
En busca de establecer el equivalente energético del estiércol producido se toma como base
la clasificación de las cabezas de ganado de acuerdo a la edad que reporta para cada una su
correspondiente producción diaria de excretas y el biogás potencialmente generado a partir
de ellas, así se establece el biogás potencial teórico en m3 por tonelada de estiércol, para
adelantar los correspondientes cálculos, tal como se presenta en la Tabla 58.
Tabla 58. Factores de producción de excretas y Biogás sector Bovino
Factor conversión Excreta (kg)/día
Cantidad de estiércol (ton/año)
Biogás (m3)/día/bovino
Biogás m3/t estiércol
Terneras menor 1 año
Ternera 4 1.46
0.16 40
Terneros menor 1 año
Ternero 4 1.46
0.16 40
Hembras 1 – 2 años
Pequeño 8 2.92
0.32 40
Machos 1 – 2 años
Pequeño 8 2.92
0.32 40
Hembras 2 – 3 años
Mediano 10 3.65
0.40 40
Machos 2 – 3 años
Mediano 10 3.65
0.40 40
Hembras mayor 3 años
Grande 15 5.475
0.60 40
Machos mayor 3 años
Grande 15 5.475
0.60 40
Fuente: (CUBA SOLAR, 2017)
A partir de la información de las cabezas de ganado en Colombia (MADR, 2016) y de los
factores de producción de biogás (CUBA SOLAR, 2017) se calcula la correspondiente
producción de estiércol y se totalizan Tabla 59, ya que como se puede observar en la Tabla
58 finalmente la producción de biogás en m3/t de estiércol es la misma para todas las
procedencias.
Tabla 59. Producción de estiércol Bovino en los departamentos de Colombia
Departamentos
Estiércol teórico "terneros" (ton)
Estiércol teórico "pequeño" (ton)
Estiércol teórico "mediano" (ton)
Estiércol teórico "grande" (ton)
Total estiércol teórico (ton/año)/dep
Amazonas 457 1,498 840 1,139 3,933
Antioquia 674,349 1’865,211 2’220,890 5’053,469 9’813,919
Arauca 254,488 663,062 915,394 2’170,109 4’003,054
Atlántico 74,964 147,603 143,449 458,712 824,727
Bolívar 268,116 681,280 720,182 1’703,711 3’373,288
Boyacá 230,070 874,966 536,284 791,389 2’432,709
Caldas 83,338 310,983 391,393 544,938 1’330,652
Caquetá 374,338 789,819 1’249,709 2’577,526 4’991,392
Casanare 398,189 1’126,358 1’546,202 4’178,181 7’248,929
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 159
Departamentos
Estiércol teórico "terneros" (ton)
Estiércol teórico "pequeño" (ton)
Estiércol teórico "mediano" (ton)
Estiércol teórico "grande" (ton)
Total estiércol teórico (ton/año)/dep
Cauca 78,980 187,102 223,369 516,260 1’005,711
Cesar 388,234 931,892 1’148,589 2’506,318 4.975,034
Choco 42,416 118,610 92,980 312,524 566,530
Córdoba 504,910 1’353,905 1’806,111 3’495,514 7’160,440
Cundinamarca 403,959 1’637,577 781,786 1’121,548 3’944,870
Distrito-capital 10,290 34,179 20,776 9,198 74,442
Guainía 1,248 2,079 5,252 9,291 17,871
Guaviare 80,255 189,683 255,292 502,271 1’027,501
Huila 126,423 277,812 309,027 814,948 1’528,210
La-guajira 83,940 196,542 212,795 559,523 1’052,800
Magdalena 360,356 863,248 861,904 2’349,728 4’435,235
Meta 392.,982 1’038,796 1’599,207 3’269,068 6’300,053
Nariño 120,475 245,922 199,370 894,215 1’459,983
Norte-Santander 119,202 265,075 305,947 730,633 1’420,856
Putumayo 55,486 132,556 157,330 389,311 734,683
Quindío 21,008 72,390 70,365 127,732 291,494
Risaralda 24,242 102,720 105,281 155,988 388,230
S.andres/provid 301 508 675 1,424 2.,908
Santander 368,108 972,725 1’309,489 2’563,915 5’214,237
Sucre 268,395 568,609 610,506 1’731,113 3’178,623
Tolima 114,270 405,086 455,370 1’127,264 2’101,990
Valle 107,237 403,541 434,668 705,509 1’650,954
Vaupés 356 689 675 3,055 4,776
Vichada 60,111 155,096 180,511 541,428 937,146
6’091,492 16’617,121 18’871,617 41’916,950 83’497,181 Fuente: cálculos propios a partir de (MADR, 2016) (CUBA SOLAR, 2017)
POTENCIAL BRUTO.
Con el dato de ña producción nacional de estiércol y los factores de generación de biogás y
su PCI, se calcula el equivalente energético del biogás generado. Ver Tabla 60
Tabla 60 Potencial Bruto del Biogás Bovino (TJ/año) Estiércol Total 83.497.181 t/año
Biogás 3.339.887.240 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 60%
PCI Biogás 21.489 kJ/Nm3
Energía Biogás 71.771 TJ/año
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 160
Para hacer una primera aproximación de la oferta de biogás técnico, a partir de la
producción de estiércol se ordenan los departamentos de mayor a menor productor de
estiércol y por ende de biogás, se establece su participación porcentual en el sector y el
acumulado, seleccionado como promisorios aquellos que conforman el 60% superior de la
oferta nacional. Ver Tabla 61
Tabla 61. Oferta y porcentaje de participación Departamental (Estiércol Bovino)
Departamentos Total estiércol teórico t/año % participación % acumulado Biogás teórico m3/año
Antioquia 9’813,919 11.8% 11.8% 392,557
Caquetá 7’248,929 8.7% 20.4% 289,957
Chocó 7’160,440 8.6% 29.0% 286,418
Meta 6’300,053 7.5% 36.6% 252,002
Santander 5’214,237 6.2% 42.8% 208,569
Caldas 4’991,392 6.0% 48.8% 199,656
Cauca 4’975,034 6.0% 54.7% 199,001
Magdalena 4’435,235 5.3% 60.0% 177,409 Fuente: Cálculos propios
De acuerdo con la literatura consultada el contenido de metano en el biogás de estiércol
bovino es del orden del 60% (EPE, 2014), así que su poder calorífico equivale a un 60% del
metano es decir 5.136 kcal/Nm3. Valor con el cual se calcula el equivalente energético de
los m3 de biogás generados en los departamentos seleccionados, en términos de Gj/año,
Ver Tabla 62 y Figura 48.
Tabla 62. Oferta Energética del Biogás Bovino (GJ/año)
Departamentos Total estiércol teórico t/año Biogás teórico m3/año Gj/año
Antioquia 9’813,919 392,557 8,436
Caquetá 7’248,929 289,957 6,231
Chocó 7’160,440 286,418 6,155
Meta 6’300,053 252,002 5,415
Santander 5’214,237 208,569 4,482
Caldas 4’991,392 199,656 4,290
Cauca 4'975,034 199,001 4,276
Magdalena 4’435,235 177,409 3,812
Total 43,098 Fuente: cálculos propios a partir de (EPE, 2014)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 161
Figura 48. Oferta Energética Biogás Bovino
Para desarrollar indicadores que sirvan para priorizar las biomasas de los sectores con más
potencial de biogás factible, se calcula la oferta energética en términos de GJ/habitante y
GJ/km2 para cada uno de los departamentos seleccionados como los de mayor oferta como
se presenta en Tabla 63.
Tabla 63. Oferta Energética de Biogás Bovino Departamental por habitante y km2
Departamentos Habitantes Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Antioquia 6.299.886,00 63.612,00 0,013 1,33
Caquetá 465.477,00 88.965,00 0,134 0,70
Córdoba 1.658.090,00 25.020,00 0,037 2,46
Meta 924.843,00 85.635,00 0,059 0,63
Santander 2.414.427,00 30.537,00 0,019 1,47
Caldas 984.128,00 7.888,00 0,044 5,44
Cauca 1.354.744,00 29.308,00 0,032 1,46
Magdalena 1.235.425,00 23.188,00 0,031 1,64
Promedio 0,05 1,89
Fuente: Cálculos propios
Otro indicador importante es el potencial de reducción de emisiones de CO2 por la
sustitución de gas natural por biogás, el cual se calcula a partir de la cantidad de gas natural
que se puede reemplazar por el biogás generado por su factor de emisión de acuerdo con el
FECOC (UPME, 2016) Tabla 64
8,436
6,231 6,155
5,415
4,482 4,290 4,276 3,812
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Antioquia Caquetá Cordoba Meta Santander Caldas Cauca Magdalena
TJ/a
ño
Bovino Potencial energético Biogás (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 162
Tabla 64. Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Bovino
Factor de emisión del
GN 56.06
CO2
Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones
de CO2 2,416 t CO2/año Fuente: Cálculos propios a partir de (UPME, 2016)
Las cifras obtenidas de oferta energética del biogás en los departamentos seleccionados se
reducen a un 70% por ser esa la cifra que de acuerdo con CIBiogás es la obtenida en
condiciones industriales Figura 49 Para establecer el potencial factible , este resultado debe
ser reducido a las cabezas que se manejan estabulizadas o semi- estabulizadas que son las
que generan el estiércol fácilmente recolectarle para la producción de biogás, se está en el
procedo de consolidar estas cifras para recalcular el potencial factible
Figura 49. Potencial Energético de Biogás Bovino
1.2Biomasa Residual Sector Agrícola
1.2.1Sector ARROCERO
En la Tabla 65 se presenta el panorama general del cultivo del arroz en Colombia. De las
tres prácticas comunes de cultivo, Secano manual, Secano mecanizado y Riego, se toman
en cuenta únicamente las dos últimas ya que se considera que la primera se aplica a
pequeña escala por lo que resulta poco apropiado para la recolección y aprovechamiento de
sus residuos con miras a su valorización energética.
5,905
4,362
4,308 3,791
3,137
3,003
2,993
2,669
BOVINO Potencial Energético de Biogás (GJ/año)
Antioquia Caquetá Chocó Meta
Santander Caldas Cauca Magdalena
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 163
Tabla 65. Cultivo del Arroz por Departamentos en Colombia
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Casanare 139,097.0 139,097.0 695,395.0 Tolima 49,989.7 49,989.7 341,942.0 Meta 63,331.5 63,331.5 314,574.7 Norte de Santander 18,009.7 17,977.4 109,897.0 Sucre 27,194.9 27,186.9 100,854.2 Huila 13,720.0 13,640.0 91,984.7 Córdoba 25,333.3 25,318.3 72,567.9 Bolívar 18,886.9 18,886.9 68,936.2 Arauca 15,016.2 15,016.2 64,587.7 Cesar 14,590.6 14,590.6 62,756.8 Antioquia 15,762.6 14,825.3 37,232.1 Choco 13,170.0 13,170.0 22,399.3 Nariño 4,269.0 4,269.0 18,401.4 Valle del cauca 2,043.6 2,037.0 14,361.0 Guaviare 3,253.0 3,253.0 10,348.5 Cundinamarca 1,521.4 1,521.4 8,223.7 Magdalena 1,785.4 1,785.4 7,679.2 Caquetá 2,417.7 2,417.7 7,623.0 Santander 1,765.0 1,765.0 7,570.8 Vichada 1,673.2 1,672.2 7,173.5 La guajira 1,039.4 980.9 5,550.7 Cauca 1,051.2 1,051.2 4,387.3 Putumayo 732.0 732.0 2,062.6 Atlántico 342.3 342.3 1,472.2 Amazonas 24.0 24.0 72.0 Vaupés 13.0 13.0 19.5 Total 436,032.2 434,893.77 2’078,072.77
Fuente: (MADR, 2016)
tipo de residuo origen del residuo
factor de residuo t residuo/t producto principal
tamo RAC 2,35
cascarilla RAI 0,2 Fuente: Atlas de Biomasa (UPME)
A partir de información del Manual de Biogás desarrollado en el proyecto CHI/00/G32
““Chile: Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con Energías Renovables” por
Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura; Programa de
las Naciones Unidas para el Desarrollo; Global Environment Facility; Ministerio de
Energía. (FAO; PNUD; GEF; Min. Energía Chile, 2011)Tabla 66, se toman las
propiedades y cantidad de biogás producido a partir de la biomasa residual del cultivo del
arroz, que se emplean para calcular la cantidad de biogás generado y su potencial
energético.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 164
Tabla 66. Propiedades del Biogás de Residuos de Arroz
Residuos Cantidad residuo t/ha Relación C/N
Volumen de biogás
m3/t arroz m3/ha cosechada
Arroz 4 2,417361111 352 1400
Fuente: FAO
PCI Biogás 5000 kcal/m3 Asumido
Fuente: (FAO; PNUD; GEF; Min. Energía Chile, 2011)
POTENCIAL BRUTO.
Tabla 67 Potencial Bruto de Biogás de Arroz (TJ/año)
Arroz Total 2.078.073 t/año
Biogás 731.481.614 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 60%
PCI Biogás 21.489 kJ/Nm3
Energía Biogás 15.719 TJ/año
POTENCIAL TÉCNICO.
Para identificar los departamentos más promisorios para la valorización energética del
biogás proveniente de biomasa residual del cultivo del arroz, se establece la participación
departamental en términos de porcentual de producción a nivel nacional y se seleccionan
los de mayor participación ver Tabla 68
Tabla 68. Producción Arrocera Departamental y participación porcentual a nivel nacional
Departamento Producción (t/año)
Rendimiento (t/ha) Participación% % acumulado
Casanare 695,395 5.0 33.5 33.5 Tolima 341,942 6.8 16.5 49.9 Meta 314,575 5.0 15.1 65.1
Fuente: Cálculos propios.
En la Tabla 68 podemos apreciar que en tres departamentos se presenta el 65,1% de la
producción nacional de arroz.
Con la información del manual de Biogás y la del MADR se calcula la oferta energética en
forma de biogás de los residuos del cultivo del arroz, en los departamentos de mayor
producción de arroz en el país, como se presenta en la Tabla 69 y Figura 50
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 165
Tabla 69. Oferta Energética del Biogás Arrocero (TJ/año)
Departamento Área cosechada (ha)
M3/año Tj/año
Casanare 139.097 194.735.800 4.074
Tolima 49.990 69.985.566 1.464
Meta 63.332 88.664.100 1.855
Total 252.418 353.385.466 7.393
Figura 50. Oferta Energética Biogás Arrocero
Fuente: cálculos propios.
Para ampliar el panorama sobre la oferta energética del biogás arrocero, a continuación se
correlaciona la oferta con los habitantes de los departamentos que lo generan como
potenciales usuarios y el área del departamento en km2 para ver la concentración o
dispersión de la oferta, como se presenta en Tabla 70
Tabla 70. Oferta Energética del Biogás Arrocero Departamental por Habitante y km2
Departamento Población Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Casanare 844.027 44.640 4,8 91,3
Tolima 1.400.203 23.562 1,0 62,1
Meta 924.843 85.635 2,0 21,7
Promedio 2,6 58,4 Fuente: (DANE, 2017) y cálculos propios
A partir de la oferta energética del biogás arrocero y su equivalente energético en Gas
natural, con el factor de emisiones de CO2 de este último (UPME, 2016), se calcula el
potencial de reducción de emisiones de CO2 por esta sustitución. Tabla 71
Tabla 71. Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Arrocero
Factor de emisión del GN 56.06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 414 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de (UPME, 2016)
4,074
1,464 1,855
0
1000
2000
3000
4000
5000
CASANARE TOLIMA META
TJ/a
ño
Oferta Energética Biogás Arrocero (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 166
Teniendo en cuenta que en la práctica a nivel industrial se recupera únicamente del orden
del 70% del Biogás teórico generable, en la Figura 51 se presenta el potencial energético
factible del biogás arrocero, se aplica este factor al potencial calculado, cuyo resultado se
presenta en la Figura 51
Figura 51. ARROZ Potencial factible (GJ/año)
1.2.2Sector BANANERO.
Para establecer el potencial factible de la oferta energética del biogás proveniente de la
industria del banano, a continuación se presenta la producción departamental de banano en
Colombia para el año 2016 (MADR, 2016), en términos de área sembrada y producción en
toneladas año (t/año), organizados de mayor a menor productor ver Tabla 72.
Tabla 72. Cultivo de Banano por Departamentos en Colombia
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Antioquia 38,812 37,213 1’246,209 Magdalena 12,414 11,136 413,790 Valle del cauca 7,248 6,747 112,409 La guajira 2,542 2,082 76,310 Cundinamarca 4,693 4,424 39,596 Quindío 2,499 2,198 34,233 Santander 3,380 2,692 26,832 Tolima 4,610 3,238 26,654 Choco 4,754 4,179 22,733 Nariño 4,622 4,299 22,532 Huila 2,621 2,092 13,477 Risaralda 639 631 8,467 Norte de Santander 1,492 1,479 7,899 Caldas 429 338 4,809 Putumayo 1,074 699 4,797 Cesar 350 350 2,100
2,852
1,025
1,298
ARROZ Potencial factible de Biogas (TJ/año)
CASANARE
TOLIMA
META
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 167
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Boyacá 435 337 2,065 Cauca 550 452 1,554 Casanare 210 205 1,271 Meta 37 30 209 Total 93,412 84,821 2’067,945
Fuente: (MADR, 2016)
La tabla siguiente presenta el factor de residuos de banano de rechazo respecto a la
producción.
tipo de residuo origen del residuo
factor de residuo t residuo/t producto principal
raquis RAC 1
vástago RAC 5
banano de rechazo
RAI 15%
Fuente: Atlas de biomasa
Para identificar los departamentos más promisorios en cuanto a oferta energética de biogás
generado a partir de sus residuos, se seleccionan los de mayor participación porcentual ene
l mercado, Tabla 73
Tabla 73. Producción Bananera y participación porcentual a nivel nacional
Departamento Producción (t/año)
Rendimiento (t/ha) Participación % % acumulado
Antioquia 1.246.209 33,5 60,3 60,3 Magdalena 413.790 37,2 20,0 80,3
Fuente: Cálculos propios
En este caso se seleccionan como los más promisorios a los departamentos de Antioquia
con el 60% de la producción nacional y a Magdalena con el 20%.
De acuerdo a un estudio adelantado por (Guevara, Arenas, & Peláez, 2012), alrededor del
20% de la producción no cumple con los estándares de exportación (del orden de 400.000
t/año) de estas un tercio se consume en el mercado nacional, otro tercio se emplea para la
producción de compost y el último tercio efectivamente se pierde, frente a este panorama el
estudio propone el aprovechamiento de los dos últimos tercios para la producción de
alcohol carburante y las vinazas de este proceso se llevan a digestión anaerobia para la
producción de biogás.
El anterior planteamiento se basa en el hecho de que el tercio que se emplea para
compostaje es sustituido ventajosamente por el biodigestato obtenido en la digestión
anaerobia, que conserva igualmente los nutrientes, pero es de mejor calidad fitosanitaria
que el compost y el último tercio tiene problemas de disposición ya que muchas veces se
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 168
abandona en los campos con todos los problemas de índole sanitaria y ambiental que ello
ocasiona.
Como se presenta en la Tabla 74 a partir de la información del estudio se calcula la relación
de Biogás en términos de L biogás /kg de banano de rechazo procesado, resultado que se
emplea para los cálculos pertinentes.
Tabla 74. Rendimiento de Biogás por residuos de banano (L biogás/kg Banano rechazo) Banano Colombia 2.067.945 t/rechazo
Banano Rechazo 310.192 t/rechazo
1/3 Mercado
interno 103.397
1/3 Compost 103.397 Biocombustibles
1/3 Rechazo 103.397
Etanol 0,17 L/kg Banano
Vinaza 12 L/L etanol
14
Biogás 2,24 L/L Vinaza
4,5696 L Biogás/Kg Banano
Fuente: (Guevara, Arenas, & Peláez, 2012)
POTENCIAL BRUTO.
Para estimar el potencial de biogás bruto generado por los residuos de banano de rechazo se
tiene en cuenta que el rechazo es del orden del 15% de la producción que solo una tercera
parte del mismo está disponible para el proceso de digestión anaerobia, pues las otras dos
terceras partes una se comercializa en el mercado interno y otra se emplea en compost.
Con la información anterior se calcula la cantidad de banano de rechazo que eventualmente
seria tratada por el proceso planteado y con el factor de generación de biogás se calcula la
cantidad generada del mismo, esto se hace con el global nacional y para todos los
departamentos seleccionados como más promisorios por representar en conjunto más del
80% de la producción nacional. Para efectos de cálculo y ante la ausencia de datos
concretos del PCI del biogás, se asume un PCI de 5.000 kcal/Nm3 (20.920 MJ/Nm3), con
el cual se calcula el equivalente energético del biogás generado, los resultados de estas
operaciones se presentan en la Tabla 76 y Figura 52.
Tabla 75 Potencial Bruto Biogás de Banano (TJ/año)
Plátano rechazo 310.192 t/año
A biogás 33%
Biogás 467.759 m3/año
PCI Metano
(CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano
Biogás 50%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 169
PCI Biogás 17.908 kJ/Nm3
Energía Biogás 8,4 TJ/año
POTENCIAL TECNICO.
Para el potencial técnico se toman los departamentos con mayor producción, Antioquia y
Magdalena que representan el 80% de la producción nacional, el resto está muy disperso lo
que dificulta su aprovechamiento. Ver Tabla 76 y Figura 52 Oferta Energética Biogás
Bananero
Tabla 76. Oferta Energética del Biogás Bananero (TJ/año)
Departamento Producción (t/año)
Rechazo (t/año) Rechazo a biogás Biogás (m3/año) Tj/año
Antioquia 1.246.209 186.931 61.687 281.887 5
Magdalena 413.790 62.068 20.483 93.597 2
Total 1.659.999 249.000 82.170 375.484 6,7 Fuente: Cálculos propios
Figura 52 Oferta Energética Biogás Bananero
Fuente: Cálculos propios
Los indicadores en términos de GJ/Habitante y GJ/km2 se presentan en la Tabla 77.
Tabla 77. Oferta energética del Biogás Bananero Departamental por Habitante y km2
Departamento Población Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Antioquia 6.299.886 63.612 0,0008 0,0794
Magdalena 1.235.425 23.188 0,0014 0,0723
Promedio 0,0011 0,0758 Fuente: cálculos propios a partir de (DANE, 2017)
5
2
0
1
2
3
4
5
6
ANTIOQUIA MAGDALENA
TJ/a
ño
BANANO Oferta energética técncia de Biogás TJ/año
TJ/año
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 170
Con los datos de oferta energética del biogás bananero y su equivalente energético e gas
natural se calcula con el factor de emisiones del FECOC (UPME, 2016), el potencial de
reducción de emisiones de CO2 en términos de toneladas /año. Tabla 78
Tabla 78. Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Bananero
Factor de
emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de
emisiones de
CO2 377 t CO2/año
Fuente: cálculos propios a partir de (UPME, 2016)
Para establecer el potencial factible, a los resultados de la selección hecha de los mayores
productores, se les aplica un factor del 70% de acuerdo a la información recibida de
CIBiogas, como el factor de escalado a nivel industrial, ver Figura 53
Figura 53. Banano Potencial factible (GJ/año)
1.2.3Sector CAFÉTERO
En la producción de la bebida de café, se aprovecha menos del 5% de la biomasa generada
en el cultivo, la Tabla 79 resume los residuos biomásicos obtenidos a lo largo de la cadena
del beneficio del café, (Rodriguez & Zambrano, 2010)
Tabla 79. Residuos obtenidos en el proceso de beneficio de 1000 g de café cereza Proceso Residuo Obtenido Perdida
(en gramos)
Despulpado Pulpa fresca 436
Desmucilaginado Mucilago 149
Secado Agua 171
Trilla Pergamino 42
Película plateada
10,754
3,571
BANANO Potencial Factible Biogas (GJ/año)
ANTIOQUIA MAGDALENA
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 171
Torrefacción Volátiles 22
Preparación bebida Borra 104
Pérdidas acumuladas 924
Fuente: (Rodriguez & Zambrano, 2010)
De acuerdo con el estudio citado, en este proceso hay tres fuentes posibles de biomasa para
ser sometidas al proceso de digestión anaerobia con buen potencial de generación de
biogás: La pulpa, el Mucilago y la Borra del café, los dos primeros se generan normalmente
en el proceso de recolección y beneficio en el campo en tanto que la borra es el residuo
industrial en la producción del café soluble.
A continuación, se resumen los datos de producción del residuo y sus potenciales como
fuente de biogás:
Pulpa De Café. Es el principal residuo que se obtiene en el proceso del café, y en base
húmeda es del orden del 43,58% del peso bruto del fruto.
De acuerdo con el estudio en análisis, por cada millón de sacos de 60 kg de café almendra
que Colombia exporta, se generan 162 900 t de pulpa fresca, que pueden producir una
contaminación equivalente a la generada por una población de 868 736 habitantes durante
un año, en excretas y orina, se reportan rendimientos de 25 L de biogás por kg de pulpa
fresca alimentada a los biodigestores. El poder calorífico del biogás, con un contenido de
metano del 60% es de 21.46 kJ/L (Rodriguez & Zambrano, 2010)
Mucilago del Café. Se produce durante el desmucilaginado, representa alrededor del
14.85% del peso del fruto fresco en base húmeda. En términos de volumen, por cada
kilogramo de café cereza sin seleccionar se producen 91 ml de mucilago fermentado (35).
Por cada millón de sacos de 60 kg que Colombia exporta, se generan aproximadamente 55
500 t de mucilago fresco, que si no se utilizan adecuadamente producirían una
contaminación equivalente a la generada en un año, en excretas y orina, por una población
de 310 000 habitantes. (Rodriguez & Zambrano, 2010)
El mismo estudio reporta una producción de 287L de metano por cada kilogramo de DQO
aplicado en el proceso de fermentación a 36°C (equivalente a 336 L de metano por 1 kg de
DQO removido), por lo que se calcula que la energía contenida en el biogás generado a
partir de la descomposición de 1 kg de mucilago fresco es del orden de 2.00 MJ.
(Rodriguez & Zambrano, 2010)
Borra de Café. Este residuo se genera en la producción de café soluble y es la fracción
insoluble del grano tostado, representa cerca del 10% del peso del fruto fresco.
Se reporta una producción de biogás con un contenido de metano entre el 52% y el 62% de
orden de 250 a 300 L/kg de solidos volátiles de la borra, que representan un 99.8% de la
materia seca. Lo que equivale a un poder calorífico como biogás de 5.90 MJ/kg de borra
seca. (Rodriguez & Zambrano, 2010).
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 172
La producción de café para el año 2016 en Colombia se presenta en la Tabla 80 Producción
departamental de café en Colombia
Tabla 80. Cultivo de Café por Departamentos en Colombia
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Huila 151,902 124,772 154,853
Antioquia 126,396 105,667 119,971
Tolima 118,670 103,577 105,988
Cauca 92,810 77,561 83,963
Caldas 70,789 56,022 66,661
Valle del cauca 62,955 52,648 57,067
Santander 51,239 42,765 47,494
Risaralda 50,256 40,472 47,357
Nariño 38,751 32,750 37,021
Cundinamarca 37,680 33,214 31,413
Quindío 25,685 20,042 23,791
Cesar 28,969 26,001 22,330
Norte de Santander 24,336 21,521 19,590
Magdalena 20,433 18,032 16,758
Boyacá 11,548 10,483 9,540
La guajira 6,131 5,531 4,387
Caquetá 4,100 3,417 3,764
Meta 3,541 2,928 3,219
Casanare 3,207 2,758 2,637
Bolívar 1,161 1,067 1,094
Choco 164 138 159
Putumayo 129 129 125
Total 930,850 781,495 859,185
Fuente: (MADR, 2016)
De acuerdo a la anterior información la producción de residuos se presenta en la tabla
siguiente.
Tabla 81 Propiedades energéticas de la Pulpa cafetera
% Peso Fruto
Fresco t/h año
Biogás
(L/kg pulpa) % CH4 PCI (KJ/L)
Pulpa 44% 2,25 25 60% 21,46
% Peso Fruto
Fresco t/h año
L CH4/kg
DQO
(promedio)
Biogás
MJ/kg
mucilago
L
CH4/*kg
DQO
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 173
(rango)
Mucilago 15% 0,768 311,5 2 287 L CH4/kg
DQO
aplicado
336 L CH4/DQO
removido
Fuente: Cenicafe A continuación se presenta el potencial bruto energético del biogás obtenido de los
residuos del café generados en la finca (pulpa y mucilago) ver Tabla 82
Tabla 82 Potencial Bruto Residuos Cafeteros de Finca TJ/año)
Producción t/año
Producción
residuo t/año Biogás Pulpa TJ/año
Café 859.185
Pulpa 298.996 7.474.909 160
Mucilago 102.243 204
Total
365
Fuente: cálculos propios
POTENCIAL TÉCNICO
Para el potencial técnico, a partir de la información de producción se calcula la
participación porcentual de cada departamento a nivel nacional y se seleccionan como
promisorios a los de mayor participación. Tabla 83
Tabla 83. Producción cafetera Departamental y participación porcentual a nivel nacional
Departamento Producción (t/año) Participación % % acumulado
Huila 154,853 18.0 18.0
Antioquia 119,971 14.0 32.0
Tolima 105,988 12.3 44.3
Cauca 83,963 9.8 54.1
Caldas 66,661 7.8 61.9 Fuente: Cálculos propios
Así de acuerdo a la Tabla 83 los departamentos de Huila, Antioquia, Tolima, Cauca y
Caldas suman el 61,9 de la oferta nacional de residuos de café.
Teniendo en cuenta que la pulpa y el mucilago se generan en el proceso de beneficio del
café en la finca, a continuación y partir de los factores de generación presentados por
(Rodriguez & Zambrano, 2010) se calcula la cantidad de residuos generados en los
departamentos seleccionados, ver Tabla 84
Tabla 84. Producción de Pulpa y Mucilago (residuos beneficio de café en finca)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 174
Departamento Producción (t/año) Producción pulpa (t/año) Producción mucilago (t/año)
Huila 154,853 53,889 18,428
Antioquia 119,971 41,750 14,277
Tolima 105,988 36,884 12,613
Cauca 83,963 29,219 9,992
Caldas 66,661 23,198 7,933
Total 18,4940 63,241 Fuente: (Rodriguez & Zambrano, 2010)
Establecida la oferta de pulpa y mucilago de café, se calcula el equivalente energético del
biogás generado tomando los factores energéticos presentados por Rodríguez y
colaboradores en su trabajo sobre el potencial energético de los residuos del café
(Rodriguez & Zambrano, 2010), cuyos resultados se presentan en la Tabla 85 a la Tabla 88
Tabla 85. Oferta de Biogás y Equivalente energético de la pulpa de café (GJ/año)
Departamento Pulpa Biogás (m3/año) Tj/año
Huila 1’347,224 29
Antioquia 1’043,745 22
Tolima 922,099 20
Cauca 730,476 16
Caldas 579,952 12
Total 99
Fuente: Cálculos propios a partir de (Rodriguez & Zambrano, 2010)
Tabla 86. Oferta energética del biogás cafetero Departamental por habitante y km2
Departamento
Pulpa
Población Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Huila 1’126,314 19,890 0.03 1.45
Antioquia 6’299,886 63,612 0.00 0.35
Tolima 1’400,203 23,562 0.01 0.84
Cauca 1’354,744 29,308 0.01 0.53
Caldas 984,128 7,888 0.01 1.58 Fuente: Cálculos propios a partir de (DANE, 2017)
Tabla 87. Oferta energética del Biogás cafetero de Mucilago (GJ/año)
Departamento
Mucilago
Producción (t/año) Tj/año
Huila 18,428 37
Antioquia 14,277 29
Tolima 12,613 25
Cauca 9,992 20
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 175
Caldas 7,933 16
Total 126
Fuente: Cálculos propios a partir de (Rodriguez & Zambrano, 2010)
Tabla 88. Oferta Energética del Biogás Cafetero de Mucilago por habitante y km2
Departamento Mucilago Población Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Huila 1’126,314 19,890 0.03 1.85
Antioquia 6’299,886 63,612 0.00 0.45
Tolima 1’400,203 23,562 0.02 1.07
Cauca 1’354,744 29,308 0.01 0.68
Caldas 984,128 7,888 0.02 2.01 Fuente: Cálculos propios a partir de (DANE, 2017)
Así la oferta energética del biogás cafetero de la pulpa y el mucilago es de 4.686.736
m3/año con un equivalente energético de 226 TJ/año ver Figura 54
Figura 54 Potencial Técnico de Biogás de Café en Finca (TJ/año)
Que como sustito del GN representa una reducción de emisiones que se presenta en la tabla
siguiente
Tabla 89 Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Café en Finca
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 13 t CO2/año
66
51
45
36
28
0
10
20
30
40
50
60
70
HUILA ANTIOQUIA TOLIMA CAUCA CALDAS
Potencia Técnico Biogas Residuos de Café TJ/año
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 176
Fuente: FECOC
Para el caso de la borra, esta se produce en la elaboración del café liofilizado que en
Colombia, esta Fábrica es una de las más grandes y modernas del mundo y es la única
planta de liofilización existente en Colombia. Se localiza en el municipio de Chinchiná,
corazón del eje cafetero colombiano y es una de las dependencias de la Federación
Nacional de Cafeteros. (Federación de Cafeteros, 2015), la producción en 2016 fue de 9266
toneladas.
Los factores de generación de residuo y biogás se presentan a continuación, ver
Tabla 90:
Tabla 90 Factores de Generación para la Borra del Café Soluble
Café soluble 5% Fruto fresco
Borra 10% Fruto fresco
Energía en el biogás de Borra 5,6 MJ/kg borra seca Fuente: Cenicafe
De acuerdo a los datos de producción de café soluble en 2016, se tiene la oferta energética a
partir de la borra del café que se presenta en la Tabla 91
Tabla 91 Potencial Energético del Biogás de Borra de Café (TJ/año)
Planta Café Soluble t /café soluble año Borra TJ/año
Caldas (Chinchiná) 9.266 18.532 104
Fuente: cálculos propios a partir de datos CENICAFE
El potencial energético del Biogás de Borra de Café, permite la reducción de emisiones
como sustituto de GN que se presenta en Tabla 92
Tabla 92 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Borra de Café
Factor d emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 6 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC
1.2.4Sector MAIZ
Para establecer el potencial factible de la oferta energética del biogás proveniente de la
industria del maíz, a continuación se presenta la producción departamental de maíz en
Colombia para el año 2016 (MADR, 2016), en términos de área sembrada y producción en
toneladas año (t/año), organizados de mayor a menor productor ver Tabla 93.
Tabla 93. Cultivo de Maíz por Departamentos en Colombia
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Córdoba 47,882 47,782 143,816
Vichada 20,527 20,527 130,878
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 177
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t/año)
Meta 21,291 21,200 116,622
Tolima 28,164 28,042 97,839
Valle del cauca 11,063 11,063 69,851
Bolívar 41,659 41,659 69,131
Huila 15,116 14,746 39,530
Sucre 15.390 15,390 35,757
Antioquia 17,577 17,572 27,289
Cundinamarca 13,252 13,233 20,638
Cesar 17,490 17,430 19,483
Santander 8,308 8,195 16,493
Magdalena 15,585 15,565 16,402
Nariño 10,257 10,257 13,983
Boyacá 8,431 8,307 12,392
Arauca 8,975 8,975 11,482
Casanare 3,231 3,169 9,840
Cauca 4,707 4,696 9,673
Choco 10,432 10,432 9,094
Atlántico 6,264 6,189 7,891
Guaviare 4,650 4,650 6,975
Norte de Santander 3,697 3,664 6,890
La guajira 4,376 4,376 4,925
Caquetá 3,625 3,625 4,433
Putumayo 1,983 1,983 3,246
Caldas 922 922 2,983
Risaralda 657 657 2,518
Quindío 866 866 2,038
Vaupés 258 258 301
Amazonas 80 80 135
Guania 115 115 130
San Andrés y providencia 1 1 1
Total 346,829 345,625 912,659
POTENCAIL BRUTO.
Con los datos de producción nacional de maíz y los factores de rendimiento de la FAO, ver
Tabla 94 se calcula el potencial bruto que incluye toda la producción nacional ver Tabla 95
Tabla 94. Propiedades del Biogás de Residuos de Maíz
Residuos
Cantidad residuo t/ha Relación C/N
Volumen de biogás
m3/t m3/ha
Maíz 6.4 1.88 514 3300
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 178
FAO
Tablas 48 % CH4
PCI CH4 8560 kcal/Nm3
Tabla 95 Potencial Energético Bruto de Biogás de Maíz (TJ/año)
Maíz Total 912.659 t/año
Biogás 469.106.871 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 48%
PCI Biogás 17.191 kJ/Nm3
Energía Biogás 8.065 TJ/año
Fuente: cálculos propios
POTENCIAL TÉCNICO
El potencial energético técnico del biogás del maíz se calcula a partir de los departamentos
que presentan la mayor producción de maíz, por ser o da mayor desarrollo de este sector
agrícola. Los departamentos de mayor producción se presentan en Tabla 96 y la oferta
energética de estos se presenta en Tabla 97, la Figura 55 presenta la oferta energética de los
departamentos mayores productores
Tabla 96. Producción maíz Departamental y participación porcentual a nivel nacional
Departamento Producción (t/año)
Rendimiento (t/ha) Participación % % acumulado
Córdoba 143,816 3.0 15.8 15.8
Vichada 130,878 6.4 14.3 30.1
Meta 116,622 5.5 12.8 42.9
Tolima 97,839 3.5 10.7 53.6
Valle del cauca 69,851 6.3 7.7 61.3
Tabla 97. Oferta Energética del Biogás de Maíz (TJ/año)
Departamento Producción (t/año) Biogás (m3/año) Tj/año
Córdoba 143,816 73’921,177 1,271
Vichada 130,878 67’271,395 1,156
Meta 116,622 59’943,621 1,031
Tolima 97,839 50’289,424 865
Valle del cauca 69,851 35’903,354 617
Total 4,939
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 179
Figura 55 Oferta energética del biogás de maíz (TJ/año)
En la Tabla 98 se presenta la oferta energética en los departamentos de mayor producción
en términos de GJ/habitante y GJ por km2, como referentes frente a otras biomasas.
Tabla 98. Oferta Energética del Biogás de Maíz Departamental por habitante y km2
Departamento Población Área km2 GJ/Habitante GJ/km2
Córdoba 490,327 46,530 2.6 27.3
Vichada 68,575 100,242 16.9 11.5
Meta 924,843 85,635 1.1 12.0
Tolima 1’400,203 23,562 0.6 36.7
Valle del cauca 4’520,166 22,140 0.1 27.9
Promedio 4.3 23.1
La Tabla Tabla 99 presenta el potencial de reducción de emisiones de CO2 por la
sustitución de gas natural por biogás de maíz.
Tabla 99. Potencial de reducción de emisiones de CO2 o Biogás de Maíz.
Factor d emisión del GN 56.06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de
CO2 276,910 t CO2/año
Como indicador del potencial esperado al escalar el proceso de biogás de maíz se aplica un
70% de rendimiento, la Figura 56 presenta el potencial factible estimado.
1,271 1,156
1,031
865
617
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
CORDOBA VICHADA META TOLIMA VALLE DELCAUCA
TJ/a
ño
Oferta energética del biogás los residuos del Maíz TJ/año
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 180
Figura 56 Maíz Potencial factible
1.2.5Sector PALMA DE ACEITE
La industria del aceite de palma es un sector en constante crecimiento, y a continuación se
presenta la producción nacional para el año 2016.
Tabla 100. Cultivo de Palma de Aceite en Colombia
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t)
Meta 231,470 165,304 488,364
Casanare 80,338 66,405 213,354
Santander 85,474 78,508 200,180
Cesar 75,194 67,025 194,184
Magdalena 45,209 40,724 126,467
Bolívar 41,258 32,643 113,232
Norte de Santander 33,792 29,400 86,106
Cundinamarca 5,316 5,216 16,796
Nariño 16,672 10,672 16,542
La guajira 2,427 1,833 5,756
Antioquia 3,966 1,889 5,420
Vichada 2,000 1,000 3,100
Córdoba 4,014 560 1,732
Sucre 1,550 515 1,259
Cauca 643 612 948
Choco 441 386 851
Atlántico 220 220 849
Caquetá 360 360 643
1,270,795
1,156,477 1,030,504
864,537
617,222
MAIZ Potencial factible Biogas (GJ/año)
CORDOBA VICHADA META TOLIMA VALLE DEL CAUCA
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 181
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t)
Tolima 64 64 215
Arauca 100 100 200
Total 630,508 503,436 1’476,197
De acuerdo con FEDEPALMA, el rendimiento de aceite y biogás por tonelada de Racimo
de Fruto Fresco procesada es la que se presenta en la Tabla 101:
Tabla 101. Rendimiento de Biogás y PCI de Palma de Aceite
RFF 1 t
Aceite
200 - 240 kg
22% %
Biogás 20 m3
PCI 23 MJ/m3 Fuente. FedePalma
Con esta información se calcula la oferta energética del biogás producido por los residuos
en la extracción del aceite de palma.
POTENCIAL BRUTO.
Tabla 102. Oferta Energética del Biogás de palma de Aceite (GJ/año)
Aceite producido 1.476.197 t/año
RFF 6.709.984,8 t/año
Biogás 134.199.696 m3/año
PCI Biogás 23 kJ/Nm3
Energía Biogás 3.073 TJ/año
POTENCIAL TECNICO.
En este caso el potencial técnico se toma igual al bruto, pues la generación del residuo y por
tanto del biogás se da en las plantas extractoras de forma concentrada, donde se facilita su
aprovechamiento.
Para efectos de análisis, a continuación se revisa la oferta energética del biogás de palma en
los departamentos de mayor producción que representan más del 70% de la producción
nacional, ver Tabla 103 y Figura 57
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 182
Tabla 103 Potencial energético técnico del Biogás de maíz (TJ/año)
Departamento Producción (ton/año) RFF (t) Biogás (m3) TJ/año
Meta 488.364 2.219.838 44.396.770 1.017
Casanare 213.354 969.789 19.395.784 444
Santander 200.180 909.910 18.198.204 417
Cesar 194.184 882.654 17.653.084 404
Total 4.982.192 99.643.841 2.282
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de Fedepalma
Figura 57 Potencial energético técnico del biogás de maíz (TJ/año)
En la Tabla 104 se presentan los indicadores de oferta energética del biogás de palma en
términos GJ por número de habitantes y km2 de los departamentos de mayor producción.
Tabla 104. Oferta Energética del Biogás de Palma de Aceite por habitante y km2
Departamento Habitantes Área km2 GJ/habitante GJ/km2
Meta 924,843 85,635 1.10 11.87
Casanare 844,027 44,640 0.53 9.95
Santander 2’414,427 30,537 0.17 13.65
Cesar 1’235,425 22,905 0.33 17.65
Promedio 0.53 13.28
Para establecer el impacto ambiental del sustituir gas natural por biogás proveniente de
palma se presenta la reducción de emisiones de CO2 por esta sustitución, ver Tabla 105
1,017
444 417 404
0
200
400
600
800
1,000
1,200
META CASANARE SANTANDER CESAR
Palma de Aceite Oferta energética del Biogás (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 183
Tabla 105 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por sustitución de GN con biogás
de palma
Factor de emisión del
GN 56.06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones
de CO2 127,920 t CO2/año Fuente: FECOC
Con un factor de escalado del 70%, se tiene la oferta energetica de biogás de palma en los
principales departamentos productores que se presenta en la Figura 58
Figura 58 Palma de Aceite Potencial factible
1.2.6Sector PLATANO
Para establecer el potencial de biogás de residuos de plátano a continuación se presenta la
producción nacional por departamentos (DANE, MADR, AGRONET), la generación de
residuos (Atlas biomasa UPME) y se toma un comportamiento similar al del banano en el
cual solo una tercera parte del residuo está disponible para producción de biogás. Ver Tabla
106
Tabla 106 Producción departamental de plátano
Departamento Área sembrada (ha)
Producción (t)
Participación
Antioquia 66.715 525.991 14
Arauca 31.670 440.172 11
Valle del cauca 30.517 310.078 8
1,016,686
444,163
416,739
404,256
PALMA de ACEITE Potencial factible GJ/año
META CASANARE SANTANDER CESAR
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 184
Departamento Área sembrada (ha)
Producción (t)
Participación
Meta 17.593 302.607 8
Córdoba 32.186 282.218 7
Quindio 26.667 266.739 7
Choco 29.166 213.067 6
Caldas 23.232 211.594 5
Tolima 25.825 175.107 5
Risaralda 19.531 169.740 4
Santander 18.613 164.080 4
Nariño 28.119 157.850 4
Cauca 17.184 102.505 3
Huila 26.996 78.316 2
Cundinamarca 8.435 74.463 2
Norte de Santander 12.034 74.088 2
Caquetá 15.753 74.009 2
Bolívar 6.892 47.364 1
Putumayo 6.254 37.297 1
Boyacá 4.998 33.435 1
Guaviare 3.762 29.232 1
Casanare 3.021 27.060 1
Cesar 3.892 22.858 1
Magdalena 3.325 19.857 1
Sucre 1.847 8.502 0
La guajira 1.841 8.404 0
Atlantico 610 5.746 0
Guania 595 4.420 0
Vichada 671 3.242 0
Amazonas 445 2.000 0
Vaupés 118 461 0
San Andrés y providencia 5 27 0
Total 468.510 3.872.529 100
Tabla 107 Generación de residuos de plátano
tipo de residuo origen del residuo factor de residuo t residuo/t producto principal
Raquis RAC 1
Vástago RAC 5
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 185
Plátano de rechazo RAI 5%
fuente: atlas de biomasa (UPME)
Tabla 108 factor de producción de biogás a partir de residuos de plátano
Colombia 193.626 t/rechazo
193.626 t/rechazo
1/3 Mercado interno 64.542
1/3 Compost 64.542 Biocombustibles
1/3 Rechazo 64.542
Etanol 0,17 L/kg Banano
Vinaza 12 L/L etanol
14
Biogás 2,24 L/L Vinaza
4,5696 L Biogás/Kg Banano
POTENCIAL BRUTO.
Con el factor de generación de biogás a partir de residuo de plátano y la producción
nacional se calcula el potencial bruto de biogás y su equivalente energético, cuyo resultado
se presenta en Tabla 110
Tabla 109 Potencial energético bruto de biogás de residuos de plátano (TJ/año)
Plátano total 3.872.529 t/año
Plátano rechazo 193.626 t/año
A biogás 33%
Biogás 291.982 m3/año
PCI Metano (CH4) 35.815 kJ/Nm3
% Metano Biogás 60%
PCI Biogás 21.489 kJ/Nm3
Energía Biogás 6 TJ/año
POTENCIAL TÉCNICO.
Dada su dispersión, se toman los departamentos que ofrecen el 60% de la producción
nacional, en los cuales se considera más desarrollado el cultivo y por tanto más fácil su
aprovechamiento, para los cuales se calcula el potencial de biogás en términos de TJ por
año. Ver Tabla 110 y Tabla 111, y Figura 59
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 186
Tabla 110 Producción departamental de plátano
Departamento Producción (t)
Rendimiento (t/ha)
Participación %
Acumulado %
Antioquia 525.991 8,3 13,6 13,6
Arauca 440.172 14,7 11,4 24,9
Valle del cauca 310.078 10,6 8,0 33,0
Meta 302.607 18,2 7,8 40,8
Córdoba 282.218 10,1 7,3 48,1
Quindio 266.739 10,6 6,9 54,9
Choco 213.067 8,3 5,5 60,4
Total 2.340.872
Fuente. MADR, Agronet
Tabla 111 Potencial energético de Biogás de Plátano en departamentos de mayor
producción (TJ/año)
Departamento Producción (t)
Rechazo (t/año)
Rechazo a biogás t/año
Biogás (m3/año)
Tj/año
Antioquia 525.991 26.300 8.679 39.659 0,83
Arauca 440.172 22.009 7.263 33.188 0,69
Valle del cauca 310.078 15.504 5.116 23.379 0,49
Meta 302.607 15.130 4.993 22.816 0,48
Córdoba 282.218 14.111 4.657 21.279 0,45
Quindio 266.739 13.337 4.401 20.112 0,42
Choco 213.067 10.653 3.516 16.065 0,34
Total 2.340.872 117.044 78029,05992 176.498 3,7
Fuente: cálculos propios
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 187
Figura 59 Potencial energético técnico de biogás de plátano
Tabla 112 Oferta energética técnica de biogás de plátano por habitante y km2
Departamento Habitantes Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Antioquia 6.299.886 63.612 0,0001 0,0130
Arauca 256.527 23.818 0,0027 0,0292
Valle del cauca 4.520.166 22.140 0,0001 0,0221
Meta 924.843 85.635 0,0005 0,0056
Córdoba 490.327 46.530 0,0009 0,0096
Quindio 337.054 24.885 0,0012 0,0169
Choco 1.235.425 22.905 0,0003 0,0147
Promedio 0,0008 0,0159
Los indicadores de reducción de emisiones de CO2 por uso de biogás de plátano como
sustituto de GN se presentan en la Tabla 113
Tabla 113 Reducción de emisiones de CO2 por uso de Biogás de plátano como sustituto de
GN
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ FECOC
Fuente : FECOC
Reducción de emisiones de CO2 207 t CO2/año
Con un factor de escalado del 70% se tiene el potencial que se presenta en la Figura 60:
0.83
0.69
0.49 0.48 0.45 0.42 0.34
00.10.20.30.40.50.60.70.80.9
TJ/a
ño
Oferta Energética del Biogás de Plátano (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 188
Figura 60 Potencial factible de biogás de plátano
1.2.7Sector CAÑA DE AZUCAR
Para la estimación del potencial energético del biogás de caña de azúcar, a continuación, se
presentan las estadísticas nacionales de producción departamental de caña de azúcar y
azúcar (MADR, Agronet), junto con los factores de producción de residuos (atlas UPME).
Ver Tabla 114 y Tabla 115
Tabla 114 Producción departamental de azúcar
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción caña de azúcar (t/año)
Rendimiento caña (t/ha)
Participación (%)
Participación acumulada (%)
Valle de cauca 185.817 164.436 19.180.062 117 77,02 77,02
Cauca 43.941 38.562 4.210.029 109 16,91 93,93
Meta 12.276 10.962 876.948 80 3,52 97,45
Caldas 3.159 2.741 319.489 117 1,28 98,73
Risaralda 2.981 2.255 277.676 123 1,12 99,85
Quindio 273 222 24.438 110 0,10 99,95
Norte de Santander 218 188 13.532 72 0,05 100,00
Total 248.664 219.366 24.902.175
Fuente. MADR, Agronet
Tabla 115 Factores de generación de residuo, caña de azúcar
tipo de residuo origen del residuo
factor de residuo t residuo/t producto principal
hojas-cogollo RAC 3,26
bagazo RAI 2,68 Fuente: Atlas de biomasa
0.58
0.49
0.34 0.33
0.31
0.29
0.24
Plátano Potencial factible Biogas TJ/año
ANTIOQUIA
ARAUCA
VALLE DEL CAUCA
META
CORDOBA
QUINDIO
CHOCO
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 189
Como referente para el potencial energético del biogás obtenido a partir del bagazo de caña
de azúcar, se toma la información de estudios en los cuales tratan previamente el bagazo
para mejorar el rendimiento y cuyos resultados se resumen en Tabla 116
Tabla 116 Potencial energético del biogás de bagazo pretratado de caña de azúcar
Pretratamiento NmL CH4/g SV Biogás MJ/kg bagazo
Térmico bajo 156,8 5,05
Térmico alto 146,73 4,49
Acido Bajo 119,21 1,91
Acido alto 169,53 2,35
Básico bajo 281,34 3,58
Básico alto 412,48 3,36
Promedio 214,35 3,46
POTENCIAL BRUTO
Con la información anterior se calcula el potencial bruto, que incluye toda la producción
nacional de caña, ver Tabla 117
Tabla 117 Potencial energético bruto del biogás de caña de azúcar
Producción Producción Bagazo TJ/año
Colombia 24.902.175 6.972.609 24.125
POTENCIAL TÉCNICO
Para estimar el potencial energético técnico del biogás de caña de azúcar, se toman los dos
departamentos de mayor producción que representan más del 90% de la producción
nacional.
Tabla 118 Departamentos mayores productores de azúcar
Departamento Producción caña de azúcar (t/año)
Rendimiento caña (t/ha)
Participación (%)
Participación acumulada (%)
Valle de cauca 19.180.062 117 77 77
Cauca 4.210.029 109 17 94
Fuente: Agronet
Tabla 119 Potencial energético técnico de biogás de caña de azúcar
Producción Producción Bagazo TJ/año
23.390.091 6.549.226 22.660
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 190
Figura 61 Potencial energético técnico de biogás de bagazo de caña de azúcar
Tabla 120 Indicadores de potencial energético técnico de biogás por número de habitantes y
de km2.
Departamento Población Área km2 Gj/hab Gj/km2
Valle de cauca 1.400.203 23.562 12 741
Cauca 1.354.744 29.308 3 131
Fuente: Cálculos propios
1.28Sector CAÑA PANELERA
Para la estimación del potencial energético del biogás obtenido de bagazo de caña panelera
se sigue el mismo procedimiento de cálculo que para la caña de azúcar y se aplican los
mismos criterios, diferenciándose de esta en el hecho de la mayor dispersión del cultivo y
una menor producción nacional, del orden del 4%, como se puede apreciar en la
Tabla 121
Tabla 121 Producción departamental de caña panelera
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t)
Santander 23.915 20.068 226.294
Boyacá 21.167 14.570 176.061
Cundinamarca 39.107 37.911 174.967
Antioquia 39.993 37.273 170.634
Nariño 15.287 13.036 101.891
Tolima 13.885 13.290 80.712
Cauca 16.033 13.840 72.280
Caldas 11.247 10.685 48.154
Valle del cauca 7.101 6.759 46.414
17,453
3,831
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
VALLE DE CAUCA CAUCA
Potencial energético de Biogás de Bagazo de Caña de Azucar (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 191
Departamento Área sembrada (ha)
Área cosechada (ha)
Producción (t)
Norte de Santander 9.362 9.190 45.346
Huila 13.295 6.219 41.096
Risaralda 3.817 3.749 27.163
Caquetá 5.947 4.250 23.803
Cesar 3.416 3.406 16.608
Bolívar 1.190 1.100 10.350
Meta 1.524 1.428 8.452
Putumayo 3.183 2.585 8.284
Quindio 717 709 5.981
Choco 3.156 2.905 5.421
Guaviare 1.305 695 3.345
Córdoba 965 738 2.707
Casanare 318 251 1.621
Sucre 236 230 1.344
Vichada 220 140 552
La guajira 82 73 438
Arauca 51 51 141
Vaupés 25 20 100
Amazonas 13 13 39
Guania 6 6 36
Total 236.563 205.189 1.300.235
Fuente. Agronet, MADR
Tabla 122 Generación de residuos de caña panelera
tipo de residuo origen del residuo
factor de residuo t residuo/t producto principal
hojas-cogollo RAC 3,26
bagazo RAI 2,68
Fuente: Atlas de biomasa
POTENCIAL BRUTO.
Con los datos de producción nacional de la caña panelera, los de rendimiento de bagazo y
el PCI del biogás en términos de GJ/t bagazo, se calcula el potencial bruto que incluye toda
la producción nacional, ver Tabla 123 y Tabla 124
Tabla 123 Rendimiento de bagazo y PCI del biogás de caña panelera
Producción de bagazo 28% de caña
PCI Biogás 3,436 GJ/t bagazo
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 192
Tabla 124 Potencial energético bruto del biogás de caña panelera
Producción t/año Bagazo t/año TJ/año
Colombia 1.300.235 364.066 1.251 Fuente: cálculos propios
POTENCIAL TÉCNICO
Para la estimación del potencial energético técnico del biogás de caña panelera, se toman en
cuenta los departamentos mayores productores que representan el 65% de la producción
nacional que se da en 5 departamentos, siendo la producción en los otros muy baja y por lo
tanto muy dispersa y por ende de difícil aprovechamiento. Ver Tabla 125
Tabla 125 Departamentos mayores productores de caña panelera
Departamento Producción (t)
Rendimiento (t/ha)
Participación Participación acumulada%
Santander 226.294 11 17 17
Boyacá 176.061 12 14 31
Cundinamarca 174.967 5 13 44
Antioquia 170.634 5 13 58
Nariño 101.891 8 8 65
Fuente: Agronet.
Tomando en cuenta una producción de bagazo del 20% con respecto a la caña procesada y
un PCI del biogás de 3,436 GJ/t de bagazo, se calcula la oferta energética de los
departamentos en estudio. Ver Tabla 126 y Figura 62
Tabla 126 Potencial energético técnico del biogás de caña panelera
Departamento Bagazo (t/año) Tj/año
Santander 63.362 217
Boyacá 49.297 169
Cundinamarca 48.991 168
Antioquia 47.778 164
Nariño 28.529 98
Total 237957,27 818
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 193
Figura 62 Oferta departamental técnica de biogás de caña panelera
Como indicadores de la oferta energética del biogás de caña panelera se expresa su oferta
en términos de GJ/habitante y GJ/km2, como se presenta en la Tabla 127
Tabla 127 Oferta energética departamental de biogás de caña panelera GJ/hab, Gj/km2
Departamento Población Área km2 Gj/habitante Gj/km2
Santander 2414427 30537 0,09 7,13
Boyacá 2049083 25978 0,08 6,52
Cundinamarca 2598245 22633 0,06 7,44
Antioquia 6299886 63612 0,03 2,58
Nariño 1644027 33268 0,06 2,95
Promedio 0,06 5,32
Fuente. Cálculos propios
A partir del factor de emisión del GN del FECOC, se calcula el potencial de reducción de
emisiones al usar el biogás de caña panelera como sustituto del mismo.
Tabla 128 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por uso de biogás caña panelera
Factor De emisión
del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de
emisiones de CO2 45.836 t CO2/año
Al aplicar un factor de escalado 70% al potencial técnico como indicativo, se tienen los
resultados que se presentan en la Figura 63
218
169 168 164
98
0
50
100
150
200
250
TJ/a
ño
Biogas de caña panelera, Oferta energética (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 194
Figura 63 Potencial energético factible de biogás de caña panelera
1.3Biomasa Residual Sector Urbano
1.3.1Residuos SÓLIDOS URBANOS
Para establecer el potencial de los RSU se consultan las estadísticas del Sistema Único de
Información (SUI) en el cual se reportan las cantidades diarias de RSU que se depositan en
cada relleno nacional y en los principales.
Tabla 129. RSU diarios depositados en los principales rellenos del país (t/d)
Departamento Relleno T/día (2016) Cantidad de residuo t/año % % Acumulado
Bogotá D.C. Doña Juana 6.300 2.299.500 23,4% 23,4%
Antioquia La Pradera 3.260 1.189.900 12,1% 35,4%
Valle del Cauca El Guabal 3.072 1.121.280 11,4% 46,8%
Atlántico Los Pósitos 1.907 696.055 7,1% 53,9%
Cundinamarca Nuevo Mondoñedo 1.157 422.305 4,3% 58,2%
Bolívar Loma de los Cocos 1.049 382.885 3,9% 62,1%
Santander El Carrasco 901 328.865 3,3% 65,4%
Risaralda La Glorita 677 247.105 2,5% 67,9%
Nte Santander Guayabal 783 285.795 2,9% 70,8%
Valle del Cauca Presidente 646 235.790 2,4% 73,2%
Total Nacional 26.975 9.845.875
60% 18.323 6.687.895
Fuente: https://www.dnp.gov.co/.../Rellenos-sanitarios-de-321-municipios-colapsarán-en-cinco-a...
152
119
118
115
69
Caña Panelera Potencial Factible TJ/año
SANTANDER
BOYACA
CUNDINAMARCA
ANTIOQUIA
NARIÑO
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 195
Se trabaja con el factor de generación de FENOSA de 66 m3 de biogás por toneladas de
RSU, el cual se acepta como factor de seguridad teniendo en cuenta que los RSU en
Colombia tienen mayor contenido de materia orgánica que los europeos.
POTENCIAL BRUTO.
RSU Producción Nacional (2016)
26.975 t/d
9.845.875 t/año
Tabla 130 Potencial energético bruto de biogás de los RSU (TJ/año)
t/año Biogás (m3/año)
TJ/año
9.845.875 649.827.750 6.002
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de SUI
POTENCIAL TÉCNICO.
De acuerdo a la caracterización de los RSU de las principales ciudades colombianas, se
toma el 60% de la oferta nacional con un contenido medio del 70% de materia orgánica
Tabla 131 RSU depositados anualmente en los rellenos (t/d) y aporte nacional (%)
Departamento Relleno Cantidad de residuo t/año
% % Acumulado
Bogotá D.C. Doña Juana 2.299.500 23,4% 23,4%
Antioquia la Pradera 1.189.900 12,1% 35,4%
Valle del Cauca El Guabal 1.121.280 11,4% 46,8%
Atlántico los Pósitos 696.055 7,1% 53,9%
Cundinamarca Nuevo Mondoñedo
422.305 4,3% 58,2%
Bolívar Loma de los Cocos
382.885 3,9% 62,1%
Total Nacional
9.845.875
60% 6.687.895
Fuente: Cálculos propios
Con el factor de generación de biogás por tonelada de RSUO (FENOSA) depositado en los
rellenos, se calcula el biogás generado y su equivalente energético. Ver Tabla 132 y Figura
64
Tabla 132 Potencial energético técnico del biogás de los RSU (TJ/año)
Departamento Relleno Cantidad de RSUO t/año Biogás (m3/año) TJ/año
Bogotá D.C. Doña Juana 1.609.650 106.236.900 981
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 196
Departamento Relleno Cantidad de RSUO t/año Biogás (m3/año) TJ/año
Antioquia la Pradera 832.930 54.973.380 508
Valle del Cauca El Guabal 784.896 51.803.136 478
Atlántico los Pósitos 487.239 32.157.741 297
Cundinamarca Nuevo Mondoñedo 295.614 19.510.491 180
Bolívar Loma de los Cocos 268.020 17.689.287 163
Total 4.278.348 282.370.935 2.608
Fuente: Cálculos propios a partir de datos FENOSA y DNP
Figura 64 Potencial energético técnico del biogás de RSU (TJ/año)
A continuación, se presentan los indicadores de oferta energética del biogás de RSU en los
rellenos con mayor oferta en términos de GJ/habitante y GJ/km2.
Tabla 133 Oferta energética de Biogás de RSU Departamental por habitante y km2
Hab KM2 GJ/hab GJ/km2
Bogotá D.C. 7674366 1587 0,13 618,29
Antioquia 6299886 63612 0,08 7,98
Valle del
Cauca
4520166 22140 0,11 21,61
Atlántico 2403027 3388 0,12 87,67
Cundinamarca 2598245 22633 0,07 7,96
Bolívar 2049083 25978 0,08 6,29
Promedio 0,10 124,97
De acuerdo a la oferta energética de los RSU se calcula el potencial de reducción de
emisiones de CO2 al emplearse el biogás como sustituto de GN
981
508 478
297
180 163
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Doña Juana la Pradera El Guabal los Positos NuevoMondoñedo
Loma de losCocos
Potencial energético técnico de biogás de RSU (Tj/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 197
Tabla 134 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por biogás de RSU
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 146207 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC
1.3.2 Lodos de PTAR
Para estimar el potencial energético del biogás de lodos de PTAR, se toma en primera
instancia la información del informe técnico sobre tratamiento de aguas residuales en
Colombia que reporta una generación de vertimientos de 2,1 l/s cx 1000 habitantes. A partir
de esos datos se calculan los vertimientos en las principales ciudades del país.
Para establecer el potencial de generación de biogás y su equivalente energético en el país,
se consultan las páginas Web de las 3 principales PTAR del país: San Fernando en
Medellín, Cañaverlajejo en Cali y Salitre en Bogotá
Tabla 135 Vertimiento de las PTAR en Colombia (l/s x 1000 habitantes) Informe técnico sobre tratamiento de aguas residuales en Colombia
Superservicios
2,1 l/s x 1000 hab
35.367.293 hab/2012 DANE
74,27 l/s Urbano Col
Tabla 136 PTAR de San Fernando
Biogás PTAR San Fernando
Capacidad instalada 1,8 m3/s
Actual 1,3 m3/s
Trata 20% aguas residuales generadas en el sur del área metropolitana del Valle de Aburrá
Genera Electricidad.
Año Biogás (m3/mes)
Biogás (m3/h)
2009 355987 494,43
2010 372186 505,68
Potencial Energético Planta de San Fernando
Biogás (m3/año) GJ/año
4.429.757 103.330
Fuente: Web Planta de San Fernando
Tabla 137. PTAR SALITRE en Bogotá D.C.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 198
Nombre del colector afluente Caudal (m3/s)
Colector General 2,2 Estación de Bombeo Cañaveralejo 1,92
Línea de impulsión Aguablanca-Navarro
Los principales datos de la PTAR se citan a continuación:
• Población atendida:
2.200.000 habitantes • Tipo de tratamiento: Primario avanzado químicamente asistido
• Caudales de operación: Medio: 4.0 m³/s
Máximo: 9.9 m³/s
• Eficiencia en remoción
(Según Licencia Ambiental) SST: 60%
DBO5: 40%
• Estabilización de lodos:
Tratamiento anaeróbico
• Generación de biogás: 13500 m³/d • Generación de biosólidos:
165 ton/d.
Capacidad 4 m3/s Biogás 13500 m3/d
Potencial Energético Planta de Salitre
Biogás (m3/año) GJ/año
4.927.500 114.941
Factor de emisión del GN 56,06
CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 6444
t CO2/año
3,48 TOTAL 7,6
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 199
A partir de la información de las PTAR estudiadas se calcula un promedio nacional para
extrapolar los datos al país y a las 10 principales ciudades del país que representan el 82%
de la población del país y establecer un potencial bruto y técnico de generación de biogás y
su equivalente energético (TJ/año)
Tabla 138. Principales PTAR sus vertimientos, generación de biogás y equivalente
energético (GJ/año)
m3/s Biogás (m3/año)
GJ/año
Salitre 4 4.927.500 114.941
San Fernando
1,8 4.429.757 103.330
Cañaveralejo 7,6 9.490.000 221.367
Promedio 4
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de Web de las PTAR
POTENCIAL BRUTO
Estimación de los vertimientos de las PTAR en las principales ciudades del país, a partir de
los datos del estudio técnico de la superintendencia de servicios. Se calcula los
vertimientos, el biogás generado y su equivalente energético para la población del país
(2016)
Tabla 139 Potencial bruto energético del biogás de PTAR (TJ/año)
Población AR m3/año Lodos t/año
Biogás
m3/año TJ/año
48.650.000 3.221.875.440 483.281.316 168.283.982 3.925 Fuente: DANE y Superintendencia de servicios
POTENCIAL TÉCNICO
El potencial técnico se calcula para las 10 principales del país, que por su tamaño presentan
alta probabilidad de desarrollo y aprovechamiento del biogás generado en sus PTAR. Ver
Tabla 140
Tabla 140. Vertimientos de las principales ciudades del país AR (m3/s)
Ciudad Población AR (m3/s)
1 Bogotá 7.862.277 16,5
2 Medellín 2.434.647 5,1
3 Cali 2.333.203 4,9
4 Barranquilla 1.214.253 2,5
5 Cartagena 959.594 2,0
6 Cúcuta 628.107 1,3
7 Soledad 614.900 1,3
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 200
Ciudad Población AR (m3/s)
8 Ibagué 523.057 1,1
9 Bucaramanga 521.446 1,1
10 Soacha 505.319 1,1
11 Santa Marta 466.327 1,0
12 Villavicencio 460.732 1,0
13 Bello 448.959 0,9
14 Pereira 396.185 0,8
15 Valledupar 396.733 0,8
16 Manizales 368.633 0,8
17 Buenaventura 365.738 0,8
18 Pasto 365.651 0,8
19 Montería 341.353 0,7
20 Neiva 322.445 0,7
Total 21.529.559
Fuente: Cálculos propios a partir de Estudio técnico de superintendencia de servicios
En la Tabla 141 y Figura 65, se presenta la generación anual de vertimientos en (m3/año)
la generación de biogás correspondiente y su equivalente energético en TJ/año
Tabla 141 Potencial energético del biogás de lodos de PTAR (TJ/año)
Ciudad AR (m3/año) Biogás m3/año TJ/año % % Acumulado
1 Bogotá 520684 27.196.203 634 37% 37%
2 Medellín 161236 8.421.626 196 11% 48%
3 Cali 154518 8.070.723 188 11% 59%
4 Barranquilla 80414 4.200.192 98 6% 64%
5 Cartagena 63550 3.319.307 77 4% 69%
6 Cúcuta 41597 2.172.669 51 3% 72%
7 Soledad 40722 2.126.985 50 3% 75%
8 Ibagué 34640 1.809.293 42 2% 77%
9 Bucaramanga 34533 1.803.721 42 2% 79%
10 Soacha 33465 1.747.936 41 2% 82%
Total 17.596.803 60.868.655 1.420
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 201
Figura 65 Potencial energético técnico de biogás de lodos de PTAR (TJ/año)
En la Tabla 142 se presenta el potencial de reducción de emisiones de CO2 por empleo del
biogás de PTAR como sustituto del GN.
Tabla 142 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por biogás de lodos de PTAR
Factor de emisión del GN 56,06 CO2
Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de
CO2
79596,3803 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC
1.4Biomasa Residual Sector Industria de Alimentos
A continuación, se presenta la memoria de cálculo del potencial energético del biogás de
las biomasas de origen industrial estudiadas.
1.4.1Industria LÁCTEA
Para estimar el potencial energético del biogás de la industria láctea en Colombia se revisan
las estadísticas de producción de leche en los principales departamentos del país, ya que los
factores de generación de biogás están en términos de m3 de leche procesada.
Tabla 143. Producción láctea en Colombia
Departamentos Vacas en Ordeño Leche producida (l/d) Productividad (l/vaca/día)
Cundinamarca 328.342 5.142.788 15,66
Antioquia 345.867 3.924.825 11,35
Boyacá 185.832 1.203.619 6,48
634
196 188
98 77 51 50 42 42 41
0
100
200
300
400
500
600
700
Potencial energético del biogás de losdos de PTAR (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 202
Departamentos Vacas en Ordeño Leche producida (l/d) Productividad (l/vaca/día)
Magdalena 284.234 658.839 2,32
Cesar 243.435 764.034 3,14
Bolívar 191.362 515.587 2,69
Córdoba 273.320 886.238 3,24
Nariño 105.156 909.699 8,65
Otros 843.616 3.549.052 4,21
Total 2.801.164 17.554.681 6,27
Para establecer la generación de biogás se toman los factores de producción del manual de
biogás de GTZ que se presentan en la Tabla 144, allí se presentan 3 corrientes de residuos;
lodos de PTE, Barros Grasos, Suero.
Tabla 144 Factores de generación de residuos y contenido de CH4 en industria láctea Secto
r
Corriente
residuos
Tasa
generación
ST
%
SV(%
ST)
Potencial de
metanización
Indust
ria
láctea
Lodos PTE 1,3
kg/m3 leche
procesada 0,1 0,8 280
29,
1
L CH4/m3 leche
procesada
Barro Grasos 1,23
kg/m3 leche
procesada
0,1
3 0,95 600
91,
1
L CH4/m3 leche
procesada
Suero 0,85
m3/m3 l3eche
procesada
0,0
4 0,9 250 7,7
L CH4/m3 leche
procesada
Fuente: Manual de Biogás GTZ
Con los datos de producción de leche y los factores de generación de residuos y el
contenido de CH4 del biogás producido, se calcula para los principales departamentos del
país, cuyos resultados se presentan en la Tabla 145.
Tabla 145 Producción de CH4 en los residuos lácteos de los departamentos de Colombia
Departamentos Leche producida (m3/año)
CH4 m3(Lodos PTE)
CH4 m3(Barros Grasos)
CH4 m3(Suero)
Cundinamarca 1.877.118 54.662 171.086 14.360
Antioquia 1.432.561 41.716 130.568 10.959
Boyacá 439.321 12.793 40.041 3.361
Magdalena 240.476 7.003 21.918 1.840
Cesar 278.872 8.121 25.417 2.133
Bolívar 188.189 5.480 17.152 1.440
Córdoba 323.477 9.420 29.483 2.475
Nariño 332.040 9.669 30.263 2.540
Otros 1.295.404 37.722 118.067 9.910
Total 6.407.459 186.585 583.995 49.017
60% 3.989.476 116.174 363.613 30.519
Fuente: Cálculos propios a partir de GTZ
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 203
Establecido el contenido de CH4 en el biogás producido y a partir del poder calorífico de
este, se calcula su equivalente energético
Tabla 146 Potencial energético del biogás de los diferentes residuos lácteos
Departamentos GJ/año (Lodos PTE) GJ/año (Barros Grasos) GJ/año (Suero)
Cundinamarca 1.958 6.127 514
Antioquia 1.494 4.676 393
Boyacá 458 1.434 120
Magdalena 251 785 66
Cesar 291 910 76
Bolívar 196 614 52
Córdoba 337 1.056 89
Nariño 346 1.084 91
Otros 1.351 4.229 355
Total 6.683 20.916 1.756
60% 4.161 13.023 1.093
POTENCIAL BRUTO.
Para el potencial bruto, se toma la producción láctea nacional global de los 3 residuos
generados.
POTENCIAL BRUTO
Gran Total 29 TJ/año
POTENCIAL TÉCNICO
Para el cálculo del potencial técnico, se toma el 60% de la oferta nacional de lodos y grasas,
se descarta el suero por su empleo en nutrición porcícola. Los principales departamentos
productores de leche en el país se presentan en la Tabla 147.
Tabla 147 Principales departamentos productores de leche (62,3%)
Departamentos Vacas en Ordeño
Leche producida (l/d)
Productividad (l/vaca/día)
% Participación
% Acumulado
Cundinamarca 328.342 5.142.788 15,66 29,3% 29,3%
Antioquia 345.867 3.924.825 11,35 22,4% 51,7%
Boyacá 185.832 1.203.619 6,48 6,9% 58,5%
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 204
Magdalena 284.234 658.839 2,32 3,8% 62,3%
Potencial energético técnico del biogás generado por el 60% de los residuos lácteos (lodos
y grasas) como residuos de fácil aprovechamiento y no disputables.
POTENCIAL TECNICO
60% Lodos +Grasa 17 TJ/año
Figura 66 Participación departamental en oferta de biogás técnico Lácteo (%)
El anterior potencial energético permite la reducción de emisiones de CO2 que se presentan
en la Tabla 148 calculado a partir del factor de emisiones del GN reportado por FECOC.
Tabla 148 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás Lácteo
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 963 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC
1.4.2Industria cervecera
Para establece el potencial energético del biogás generado a partir de las biomasas
residuales de la industria cervecera en el país, se analiza el sector industrial, dejando de
lado el sector de cervecería artesanal, que si bien tiene un auge comercial no hay
estadísticas firmes al respecto.
29.3%
22.4%
6.9% 3.8% 4.4% 2.9%
5.0% 5.2%
20.2%
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
30.0%
35.0%
Potencial técnico energético del biogás de Lacteos participación departamental (%)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 205
Tabla 149 Producción cervecera en Colombia (MHl/año)
Millones de hectolitros/año (MHl/año)
2009 2016
Barranquilla 3,1 4,4
Tibasosa 1,3 1,9
Bucaramanga 2,1 3,0
Tocancipa 5,3 7,6
Yumbo 2,7 3,9
Itagui 2,4 3,5
Total 16,88 24,284 Fuente: Web de Bavaria
Para efecto de cálculos, se toma el consumo de cebada por litro de cerveza producido esta
de 0,325 kg de cebada/ l de cerveza, con el cual se calcula el consumo de cebada en esta
industria. Ver Tabla 150
Tabla 150Consumo de cebada por la industria cervecera en el país.
MHl/año Cebada t/año
2016
Barranquilla 4,4 144.006
Tibasosa 1,9 60.782
Bucaramanga 3,0 98.186
Tocancipa 7,6 247.803
Yumbo 3,9 126.239
Itagui 3,5 112.213
Total 789.230 Fuente: cálculos propios
Para estimar el potencial energético del biogás generado por los residuos de la industria
cervecera, se toman los factores reportados por GTZ en el manual de biogás que se
presentan en la Tabla 151
Tabla 151 Factores de generación de residuos cerveceros y su equivalente energético
Sector
Corriente
residuos
Tasa
generación
ST
%
SV(%
ST)
Potencial de
metanización
Cervec
ería y
Maltería
Polvillo y
casullo 19
kg/t cebada
procesada
0,8
5 0,85 0,0
L CH4/ t cebada
procesada
Lodos PTE 2
kg/t cebada
procesada
0,1
5 0,8 280
67,
2
L CH4/ t cebada
procesada
Fuente. GTZ, Manual de biogás
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 206
POTENCIAL BRUTO
De acuerdo con lo reportado en la Tabla 151 el residuo con potencial de generación de
biogás son los lodos de PTE que según la tasa de generación son del orden de 1.578,5
toneladas al año. Con los factores de generación de CH4 por litro de cebada procesada y su
potencial energético se calcula el potencial energético bruto del biogás de los lodos de PTE
de la industria cervecera de las plantas en Colombia, ver Tabla 152
Tabla 152 Potencial energético bruto del biogás de cervecería (TJ/año)
Cerveza MHl/año Cebada t/año
CH4 m3 (lodos PTE) TJ/año
Barranquilla 4,4 144.006 9.677 0,350
Tibasosa 1,9 60.782 4.085 0,148
Bucaramanga 3,0 98.186 6.598 0,239
Tocancipa 7,6 247.803 16.652 0,602
Yumbo 3,9 126.239 8.483 0,307
Itagui 3,5 112.213 7.541 0,273
Total 24,3 789.230 53.036 1,92 Fuente: cálculos propios con datos de GTZ (manual de biogás)
Como indicador de la concentración de la oferta energética del biogás de residuos de
cervecería, se presenta la oferta en las diferentes plantas en términos de GJ por habitante y
por km2, de acuerdo a la localización de la misma. Ver Tabla 153
Tabla 153 Oferta energética de Biogás de Cervecería por habitante y km2
Departamento Localización Hab Km2 GJ/hab GJ/km2
Atlántico Barranquilla 2.403.027 3.388 0,00015 0,10326
Boyacá Tunja 1.272.844 23.189 0,00012 0,00637
Santander Bucaramanga 2.414.427 30.537 0,00010 0,00781
Cundinamarca Bogotá 2.598.245 22.633 0,00023 0,02660
Valle Cali 4.520.166 22.140 0,00007 0,01385
Antioquia Medellín 6.299.886 63.612 0,00004 0,00429
Promedio 0,00012 0,02703
Fuente: cálculos propios con datos de IGAC, DANE
Para estimar el potencial de reducción de emisiones de CO2, se toma como referencia
directa el gas natural que se puede sustituir en términos de equivalencia energética y con el
factor de emisiones para el Gas Natural tomado del Factor de Emisiones de los
Combustibles Colombianos (FECOC) estudio realizado por la UPME (UPME, 2016) , se
establece la misma. Como se presenta en la Tabla 154
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 207
Tabla 154 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de CO2 107,5 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos FECOC
POTENCIAL TÉCNICO
Igual al potencial bruto por su generación concentrada en las plantas cerveceras
Figura 67 Potencial técnico de biogás de cervecería (TJ/año)
1.4.3Industria DESTILERIA
La industria de las destilerías de alcohol ha tenido un crecimiento importante en el país, a
raíz de la incorporación de etanol a las gasolinas. La producción de etanol se presenta en la
Tabla 155 y Tabla 156
Tabla 155 Localización y producción de las destilerías en el país-
Destilerías Alcohol
Valle Mayagüez 250000
Valle Manuelita 250000
Cauca Incauca 350000
Valle Providencia 300000
Risaralda Risaralda 100000
Valle Ripopaila - Castilla 400000
0.35
0.15
0.24
0.60
0.31 0.27
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
Potencial técncio del biogás de cerveceria (TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 208
Destilerías Alcohol
Meta Bioenergy 320000
Fuente: Cenicaña
Tabla 156 Producción departamental de las destilerías nacionales
Valle 1200000
Cauca 350000
Risaralda 100000
Meta 320000
TOTAL 1.970.000
Fuente: Cálculos propios
Como base para los cálculos de estimación de la generación de biogás y su equivalente
energético en la industria de las destilerías, se toma la información de BIOTEC –
CENICAÑA, que presentan el balance para una planta que procese 5.000 toneladas al día
de caña, teniendo como biomasa con potencial de generación de biogás a las vinazas, las
cuales se producen en un rango de 12 a 15 m3 de vinazas/ m3 de alcohol producido.
Tabla 157 Balance de una destilería que procesa 5000 t/d de caña Balance BIOTEC
Caña 5.000 t/d
Alcohol 150.000 L/D
Vinazas 2.000 m3/d
Biogás 12.000.000 m3/año
CH4 6.600.000 m3/año
CH4 en biogás 57,5 %
PCI biogás 20.594 MJ/m3
Fuente: BIOTEC – CENICAÑA
POTENCIAL BRUTO.
Para el cálculo del potencial bruto energético del biogás producido por las vinazas de las
destilerías, se toma la producción nacional global de etanol como base.
Tabla 158 Potencial energético bruto del biogás de cervecería (TJ/año)
Departamento Vinaza m3/año
Biogás (m3/año)
TJ/año
Valle 5.840.000 96.000.000 1.977
Cauca 1.703.333 28.000.000 577
Risaralda 486.667 8.000.000 165
Meta 1.557.333 25.600.000 527
Total 9.587.333 157.600.000 3.246
Fuente: Cálculos propios a partir de BIOTEC y CENICAÑA
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 209
PÓTENCIAL TÉCNICO
Se toma igual al bruto por su generación concentrada en las destilerías, ver Figura 68
Potencial energético técnico de biogás de destilerías (TJ/año)
Figura 68 Potencial energético técnico de biogás de destilerías (TJ/año)
Para estimar el potencial de reducción de emisiones de CO2, se toma como referencia
directa el gas natural que se puede sustituir en términos de equivalencia energética y con el
factor de emisiones para el Gas Natural tomado del Factor de Emisiones de los
Combustibles Colombianos (FECOC) estudio realizado por la UPME (UPME, 2016) , se
establece la misma. Como se presenta en la Tabla 159
Tabla 159 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de emisiones de
CO2 181.946 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC, BIOTEC y CENICAÑA 1.4.4Plantas de Beneficio Animal
Para estimar el potencial energético del biogás de las plantas de beneficio animal en
Colombia, se toma la información de las cabezas sacrificadas en el país de manera global e
individual. Una revisión de los diferentes residuos generados en esta actividad lleva a
identificar que el residuo disponible y no disputable para la producción de biogás es el
rumen, cuyas tasas de generación de acuerdo al tipo de animal sacrificado se presentan en
la siguiente tabla.
1977
577
165
527
0
500
1000
1500
2000
2500
Valle Cauca Risaralda Meta
Potencial energético técnico de biogas de destlerias TJ/año)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 210
Tabla 160 Producción de rumen en las plantas de beneficio animal Peso Kgs Rumen % Rumen
kgs/animal
Adulto macho 430 5,8 24,94
Hembra 320 6,3 20,16
Promedio 375 6,05 22,6875
Fuente: Cuba Solar
Tabla 161 Plantas de beneficio animal tasa de generación de Biogás y PCI Biogás Rumen Factor
Factor generación residuo 16,6 Biogás m3/t rumen
PCI Biogás 22,4 MJ/m3
Fuente: Cuba Solar
POTENCIAL BRUTO.
El potencial bruto energético del biogás producido a partir del rumen de las plantas de
beneficio animal se calcula a partir de la información global de sacrificio mensual de
animales en el país, con los factores de generación y su potencial energético
correspondientes
Tabla 162 Animales sacrificados mensualmente en Colombia en las Plantas
Sacrificio/mes
Nacional 380.461
Fuente. Estadísticas nacionales d sacrificio animal en Colombia
Tabla 163 Potencial energético bruto del biogás de Rumen de plantas de beneficio
POTENCIAL BRUTO
Sacrificio año Rumen t/año
Biogás m3/año TJ/año
4.565.532 103.581 1.718.891 462 Fuente: Cálculos propios a partir de información de Cuba Solar y estadísticas nacionales
Para estimar el potencial de reducción de emisiones de CO2, se toma como referencia
directa el gas natural que se puede sustituir en términos de equivalencia energética y con el
factor de emisiones para el Gas Natural tomado del Factor de Emisiones de los
Combustibles Colombianos (FECOC) estudio realizado por la UPME (UPME, 2016) , se
establece la misma. Como se presenta en la Tabla 164
Tabla 164 Potencial de reducción d emisiones de CO2 por Biogás de Plantas de beneficio
Factor de emisión del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 211
Reducción de emisiones de CO2 25.925 t CO2/año
POTENCIAL TÉCNICO
Se toman las plantas de beneficio que generan más de 100 t/d de rumen (del orden de 40
m3 de biogás/d), la lista se presenta en la Tabla 165
Tabla 165 Plantas de beneficio con producción de rumen superior a 100 t/d
Departamento mes sacrificio
Rumen t/mes)
Biogás (m3/mes)
TJ/año Rumen t/d Biogás (m3/d)
Cundinamarca 31.104 706 11.710 3,2 1.036,8 390
Bogotá D.C 26.000 590 9.789 2,6 866,7 326
Bogotá D.C. 24.000 545 9.036 2,4 800,0 301
Antioquia 19.680 446 7.409 2,0 656,0 247
Atlántico 14.400 327 5.422 1,5 480,0 181
Meta 13.680 310 5.150 1,4 456,0 172
Córdoba 11.258 255 4.239 1,1 375,3 141
Valle del cauca 10.504 238 3.955 1,1 350,1 132
Antioquia 9.750 221 3.671 1,0 325,0 122
Córdoba 9.360 212 3.524 0,9 312,0 117
Santander 9.000 204 3.388 0,9 300,0 113
Santander 8.400 191 3.163 0,9 280,0 105
Caldas 7.680 174 2.891 0,8 256,0 96
Valle del cauca 4.800 109 1.807 0,5 160,0 60
Antioquia 4.575 104 1.722 0,5 152,5 57
Antioquia 4.320 98 1.626 0,4 144,0 54
Atlántico 4.320 98 1.626 0,4 144,0 54
Huila 4.320 98 1.626 0,4 144,0 54
Risaralda 4.320 98 1.626 0,4 144,0 54
Antioquia 3.840 87 1.446 0,4 128,0 48
Valle del cauca 3.840 87 1.446 0,4 128,0 48
Total 2.749.812 62.386 1.035.285 23,2
El potencial de reducción de emisiones de CO2, se toma como las correspondientes al gas
natural que se puede sustituir en términos de equivalencia energética y con el factor de
emisiones para el Gas Natural tomado del Factor de Emisiones de los Combustibles
Colombianos (FECOC) estudio realizado por la UPME (UPME, 2016). Como se presenta
en la siguiente tabla.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 212
Tabla 166 Potencial de reducción de emisiones deCO2 por Biogás de Plantas de Beneficio
animal
Factor de emisión
del GN 56,06 CO2 Kg/GJ
FECOC
Reducción de
emisiones de CO2 1.301 t CO2/año
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de FECOC
TABLAS RESUMEN.
En las tablas siguientes se presenta el resumen de los factores de generación de biogás
empleados para los cálculos y los resultados del cálculo de potencial energético bruto y
técnico de las diferentes biomasas residuales estudiadas.
Tabla 167 Factores de generación de biogás para las biomasas residuales estudiadas
Sector Unidades Factor Fuente
Avícola Biogás m3/t estiércol 60 (CUBA SOLAR, 2017) Porcino 40 (CUBA SOLAR, 2017) Bovino Biogás m3/t estiércol 40 (CUBA SOLAR, 2017) Arroz Biogás m3/t arroz 352 (MINENERGIA; PNUD; FAO;
GEF, 2011)
Biogás m3 / ha arroz 1400 FAO Banano Biogás l/kg banano
rechazo 4,57 (Guevara, Arenas , & et al, 1012)
Café Pulpa Biogás l/kg pulpa 25 (Cenicafe, 2010) Café Mucilago CH4 l /kg DQO 311,5 Cenicafe Biogás MJ/kg Mucilago 2 (Cenicafe, 2010) Café Borra Mj/kg Borra seca 5,2 (Cenicafe, 2010) Maíz Biogás m3/t maíz 514 (MINENERGIA; PNUD; FAO;
GEF, 2011)
Palma de Aceite Biogás m3/ TRFF 20 (Fedepalma, 2015) Plátano Biogás l/kg banano
rechazo 4,57 (Guevara, Arenas , & et al, 1012)
Caña de Azúcar Biogás MJ/kg Bagazo 3,46 (Sanchez, 2016) Biogás NmL/g SV 214,35 RSU Biogás m3/t RSUO 66 (EPM, 2016) FENOSA. PTAR Biogás L/m3 agua
tratada 50 (EPM, 2016)
Promedio Salitre, San Fernando, Cañaveralejo
Cervecero CH4 L/t cebada 67,2 (BIOPROA, 2015)
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 213
procesada Lácteo Lodos Biogás L/m3 leche
procesada 29,1 (BIOPROA, 2015)
Lácteo Grasas Biogás L/m3 leche
procesada 91,1 (BIOPROA, 2015)
Lácteo Suero Biogás L/m3 leche
procesada 7,7 (BIOPROA, 2015)
Matadero Bovino Biogás m3/t rumen 16,6 (Ramirez, 2016) Caña Vinazas Biogás m3/m3 vinazas
procesadas 16,4 (Conil & Pro Organic, 2017)
Tabla 168 Potenciales energéticos brutos del biogás de las biomasas estudiadas
Sector Residuo residuo t/año Biogás m3/año TJ/año
Pecuario
Avicola Estiércol 6.619.942 397.196.546 8.535
Porcicola Estiércol 2.745.392 192.177.455 4.130
Bovino Estiércol 83.497.181 3.339.887.240 71.771
Agrícola
Arroz (arroz t/año) Paja 2.078.073 731.481.614 15.719
Banano Fruto rechazo 310.192 467.759 8,4
Café pulpa Pulpa 298.996 7.474.909 160
Café Mucilago Mucilago 102.243 9.775 204
Café Borra Borra 18.532 4.961 104
Maíz (maíz t/año) Caña 912.659 469.106.871 8.065
Palma de aceite (RFF t/año) Laguna Oxidación
6.709.985 134.199.696 3.073
Plátano Fruta Rechazo 193.626 291.982 6
Caña de azúcar Bagazo 6.972.609 1.153.214 24.125
Caña Panelera Bagazo 364.066 59.796 1.251
Urbano
RSU RSUO 9.845.875 649.827.750 6.002
Lodos PTAR Lodos 483.281.316 168.283.982 3.925
Industrial
Lácteo Grasas, lodos 21.657 675.987 29
Cervecería Lodos 1.578 106.073 1,92
Destilería Vinazas (m3) 9.587.333 157.600.000 3.246
Matadero Rumen 103.581 1.718.891 462
Total 150.819
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 214
Tabla 169 Potencial energético técnico del biogás de las biomasas estudiadas
Sector Residuo residuo t/año Biogás m3/año TJ/año
Pecuario
Avicola Estiércol 2.792.580 167.554.809 3.601
Porcicola Estiércol 1.409.497 98.664.813 2.120
Bovino Estiércol 501.392 20.055.696 431
Agrícola
Arroz (arroz t/año) área cosechada Paja 252.418 353.385.466 7.393
Banano Fruto rechazo 249.000 375.484 6,7
Café pulpa Pulpa 184.940 4.623.495 99
Café Mucilago Mucilago 63.241 4.686.736 226
Maíz (maíz t/año) Caña 559.006 287.328.971 4.940
Palma de aceite (RFF t/año) Laguna Oxidación 6.709.985 134.199.696 3.073
Plátano Fruta Rechazo 117.044 176.498 4
Caña de azúcar Bagazo 6.549.226 1.083.189 22.660
Caña Panelera Bagazo 237.957 39.083 818
Urbano
RSU RSUO 4.278.348 282.370.935 2.608
Lodos PTAR Lodos 289.968.790 100.970.389 2.355
Industrial
Lácteo Grasas, lodos 9.727 370.992 17
Cervecería Lodos 1.578 106.073 1,92
Destilería Vinazas (m3) 9.587.333 157.600.000 3.246
Matadero Rumen 62.386 1.035.285 23
Total 53.622
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final 215
Anexo 2. Registro Fotográfico visitas realizadas
Mini Central, recibe biogás de 35 fincas, lo refina y genera.
Finca ganadera, realiza manejo estabulizado; genera biogás y lo despacha a la minicentral.
CONTRATO 001 DE 2017 UPME-UNAL. Informe Final. 216
Estación de biometano para uso vehicular, Itaipu-Brasil
Biodigestor en granja porcícola, Cundinamarca Colombia
Plantación de Banano En Urabá Antioqueño Colombia, Biomasa abandonada en campo:
fruta de rechazo