Irlanda del Norte tiene más de 80 plantas de digestión anaerobia que producen biogás, la mayoría amparadas por una obligación renovable cerrada a nuevos participantes en marzo de 2017, y un sitio pionero, en Dungannon, que inyecta biometano en la red de distribución de gas. Los departamentos de Economía y de Agricultura, Medio Ambiente y Asuntos Rurales quieren ahora una política para lo que viene después. Su consulta conjunta sobre una estrategia de biometano y un marco de política se publicó el 20 de octubre y permanece abierta hasta las 17:00 horas del 15 de diciembre; Energynews la resumió el 10 de noviembre.
El documento abarca el apoyo financiero, las conexiones a la red, la calidad del gas, la gestión de nutrientes, y la certificación y la sostenibilidad. Cita investigaciones académicas según las cuales las materias primas locales podrían cubrir más del 80 % de la demanda de la red de distribución de gas de la región, unos 7,6 TWh.
Primero, apoyo para el calor industrial
En cuanto al apoyo, la opción preferida por los departamentos es una subvención con tope, en peniques por kilovatio-hora, para el biometano que se usa en calor industrial, según informa Energynews. Se pagaría con gasto anual gestionado residual y solo hasta una fecha de fin. No se ha publicado ni la tarifa ni el tope. Paralelamente, el Departamento de Economía ha abierto una convocatoria de información sobre oferta y demanda comercial para preparar el caso de negocio; se indica expresamente que no es una solicitud de subvención ni un compromiso de financiación. El Tesoro solo ha aceptado que la propuesta se desarrolle, nada más.
En cuanto a la calidad del gas, la consulta señala que el regulador de salud y seguridad ya admite hasta un 1 % molar de oxígeno en la inyección de biometano bajo una exención de clase, y que el Utility Regulator modificó en marzo de 2026 las licencias de transporte de gas para los puntos de entrada de biometano. Entre las propuestas que describe Energynews figuran igualar el límite de oxígeno entre transporte y distribución y reducir la adición de propano con el tiempo, cuando la seguridad lo permita. Las posiciones finales se fijarán después de analizar las respuestas.
Sin motor en el sitio, el digestor también necesita calor
Una planta construida para una ayuda a la electricidad suele quemar su biogás en un motor de cogeneración in situ, y el agua de refrigeración del motor calienta el digestor. Si se lleva el gas a una planta de acondicionamiento y a un punto de entrada en la red, el digestor sigue necesitando mantenerse a temperatura todos los días del año. El calor tiene que venir de otro sitio: de los compresores de la planta de acondicionamiento, de una caldera alimentada con una corriente derivada de biogás o de una bomba de calor.
Eso es un trabajo de recuperación de calor con fluidos complicados. El digestato y el purín ensucian; los circuitos de refrigeración de compresores están limpios pero solo templados. Cuando además la planta pasteuriza su materia prima, el calor se recupera del flujo tratado para calentar el entrante. Los intercambiadores del lado sucio necesitan canales anchos y fácil apertura. En los circuitos limpios (refrigeración de compresores, lazos de agua caliente, el propio proceso del usuario industrial) las unidades estándar de placas con juntas son la opción habitual.
Quien planee una conversión haría bien en dibujar el balance térmico de la planta antes de firmar el contrato de gas. Vender cada kilovatio-hora de biometano parece buena idea hasta que el digestor se enfría en enero.
Fuentes: Energynews, Department for the Economy
