ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE LA ... final.pdf · ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE LA BIOMASA EN COLOMBIA Y SU APROVECHAMIENTO INFORME

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


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)


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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

https://es.wikipedia.org/wiki/Paraguay

https://es.wikipedia.org/wiki/Brasil

https://es.wikipedia.org/wiki/R%25C3%25ADo_Paran%25C3%25A1

https://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_guaran%25C3%25AD


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


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.


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


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.


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


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.


Cuadro 1. Proyectos Internacionales visitados


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


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.


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.


Cuadro 3. Proyectos Nacionales


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.












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


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%


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%


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%


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)


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


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).


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


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.


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.


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.


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.


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)


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


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



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



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



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



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



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



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




Industriales

Lácteo 3

Cundinamarca. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436


Gasoducto de la Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI

Cervecería 3

Cundinamarca. Gasoducto Centro – Oriente con capacidad 436


Gasoducto de la Sabana Capacidad 140 MPCD. Operador TGI

Matadero

Bovino 3




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


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


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


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.


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


Urbanos

RSU 2.608

Industriales

Caña Azúcar Vinazas 3.268


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


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


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


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).


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.


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.


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


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.


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).


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.


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


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.


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)


Producción de biogás por masa húmeda de sustrato pecuario

Vacuno Gallinaza Porquinaza


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)


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

)


Producción de biogás por masa húmeda de residuos agrícolas

Banano Residuos líquidos de plantas de aceite


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)


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

)


Producción de biogás por masa húmeda de residuos urbanos

Lodos RSUO


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)


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

)


Producción de biogás por masa húmeda de residuos industriales

Vinazas Afrecho de cebada


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)


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)


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

40

45

0 50 100 150 200 250 300

Vo

lum

en d

e B

iogás

/ M

asa

húm

eda

de

sust

rato

(m3/t

)


Codigestión de estiércol vacuno (masa húmeda)

Vacuno-RSUO Vacuno-Banano Vacuno-RSUO-Banano (50/50) Vacuno-RSUO-Banano (70/30)


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)


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

)


Codigestión con lodos de PTAR (masa húmeda)

RSUO-Lodos 1:6 RSUO-Lodos 1:4 RSUO-Lodos 1:2 Pasto-Lodos


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)


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

)


Diferentes inóculos con RSU (masa húmeda)

RSUO:Lodos 1:2 Vacuno-RSUO Gallinaza-RSUO


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)


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

)


biogás por masa húmeda de codigestión de vinazas-lodos

Vinazas Lodos-Vinazas


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


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.


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%


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


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


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)


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.


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


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.


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)


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


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.


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


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.


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


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

http://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Proyeccion_de_los_precios_de_los_combustibles_junio_2016.pdf

http://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Proyeccion_de_los_precios_de_los_combustibles_junio_2016.pdf

http://www.upme.gov.co/calculadora_emisiones/aplicacion/calculadora.html


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.


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)


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




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


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.


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

https://datos.bancomundial.org/indicador/NY.GDP.PCAP.CD?locations=PK


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.


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







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%


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


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


(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


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


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.


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


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


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


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.


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)


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%.


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.


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.


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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.


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


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


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.


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%


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.


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


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


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



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


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.


Tabla 50 Factores de producción de Excretas y Biogás sector Porcino


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





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


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)


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%


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)


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


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)


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


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



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


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


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






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)


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


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)


Tabla 64. Potencial de Reducción de Emisiones de CO2 por Biogás Bovino


GN 56.06

CO2

Kg/GJ

FECOC


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


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


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.


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






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


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)


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




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





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


La tabla siguiente presenta el factor de residuos de banano de rechazo respecto a la

producción.



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


Rendimiento (t/ha) Participación % % acumulado

Antioquia 1.246.209 33,5 60,3 60,3 Magdalena 413.790 37,2 20,0 80,3


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


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%



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)


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


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


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


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


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).


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




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


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


(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


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)


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


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


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


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


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




Córdoba 47,882 47,782 143,816

Vichada 20,527 20,527 130,878





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


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


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







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


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


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


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


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



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


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




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


PCI Biogás 23 kJ/Nm3


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


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)


Tabla 105 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por sustitución de GN con biogás

de palma


GN 56.06 CO2 Kg/GJ

FECOC


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


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



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


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




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


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)


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



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


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)


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



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



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


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


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


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



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)




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



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


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


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


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


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)


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


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


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


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)


Tabla 134 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por biogás de RSU


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.


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


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


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


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


CO2

79596,3803 t CO2/año


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)


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


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%


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


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 (%)


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


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





establece la misma. Como se presenta en la Tabla 154


Tabla 154 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería


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)


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


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


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


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)






Tabla 159 Potencial de reducción de emisiones de CO2 por Biogás de Cervecería


FECOC


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)


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






Tabla 164 Potencial de reducción d emisiones de CO2 por Biogás de Plantas de beneficio


FECOC


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.


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


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)


procesada Lácteo Lodos Biogás L/m3 leche

procesada 29,1 (BIOPROA, 2015)

Lácteo Grasas Biogás L/m3 leche


Lácteo Suero Biogás L/m3 leche


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


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


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.


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

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ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE LA ... final.pdf · ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE CONVERSIÓN A BIOGÁS DE LA BIOMASA EN COLOMBIA Y SU APROVECHAMIENTO INFORME