01
Capacidades del módulo base
Throughput
150 t/día
46,000–49,500 t/año
Biogás
300 k m³/mes
≈1.8 GWh/mes · CH₄ 70%
CHP
1 MW
42% eléctrica + 48% térmica
Biochar base
800 t/año
Hasta 1,350 t/año (CDR-óptimo)
Agua tratada
45,000 m³/año
Efluente depurado
Empleo directo
17–19 FTE
+ cadena local de suministro
Disponibilidad
92–95%
≥300 días/año operación
Radio logístico
80 km
5 camiones × 25 t · buffer 15 días
02
Fisicoquímica del proceso HTG+AD
| Etapa | Condiciones clave | Por qué importa en defensa |
|---|---|---|
| Pretratamiento | <50 mm · 3–7 d fúngico | Tolera salinidad hasta 8% sin desalación previa — ventaja única frente a tecnologías competidoras |
| HTG base (EaaS-first) | 280°C · 80 bar · 45 min | Maximiza biogás; char yield 35% de sólidos secos; setpoint del Escenario A |
| HTG CDR-óptimo | 240°C · 65 bar · 75 min | Char yield sube a 52%; estabilidad del biochar 92% (ISO 18608); misma planta, distintos setpoints |
| Digestión anaeróbica | 38°C · pH 7.2–7.8 · HRT 15–20 d | Mesofílico: estabilidad > maximizar carga; CH₄ 65–70%; OLR segura 3.0–4.5 kg VS/m³·d |
| Purificación biogás | H₂S <100 ppm · scrubber CO₂ | Deshidratación antes de CHP; cumple normativa de calidad de gas para generación eléctrica |
| Sargazo como feedstock | Lignina 28% · As 24–172 ppm | Alta lignina = biochar más estable. El As se inmoviliza en la matriz carbonosa del biochar (no biodisponible). 86% de muestras excede límite de 40 ppm para alimento animal — manejado en pretratamiento. |
| Balance de carbono base | 0.372 tCO₂e evitadas / t sargazo seco | Metano de playa suprimido + remoción permanente en biochar; metodología Verra AMS-III.AU |
| Biodiesel GHT (corriente separada) | η≈40% eléctrico · motor dual-fuel | Se suma aguas abajo; no afecta ni cargas ni volúmenes del digestor AD. Por módulo: ≈0.6–0.65 MWe solo de biodiesel |
03
Sustratos y mezclas optimizadas C/N
| Sustrato | VS (%) | C/N | Rol / Riesgo |
|---|---|---|---|
| Sargazo post-GHT | ~70% | 38–45 (alto C) | Muy estable; C/N alto obliga a co-digestión. Sin mezcla el reactor se acidifica. |
| Estiércol bovino | 75% | 20–25 | Corrector de N ideal; buffer alcalino natural; aporta microbiota robusta |
| Estiércol porcino | 80% | 14–18 | Riesgo NH₄⁺ si >10–15% VS → limitar a ≤10% VS siempre |
| Vinaza tequila (sin tratar) | 30–35% | 6–10 | pH ácido + alta carga soluble → inhibición si se usa directa. NO usar cruda. |
| Vinaza post-GHT (clave) | ~30% | 10–12 | Sales reducidas, carga controlada → excelente corrector metabólico. Activa la celulosa residual. |
| Bagazo / orgánicos hotel | ~80% | 30–40 | Buffer de feedstock estacional (hasta 20% del volumen) — ya previsto en el diseño base |
Escenario A — sin vinaza
C/N ≈ 25–27
65% sargazo GHT + 25% bovino + 10% porcino
Biogás: 90 m³/t · CH₄ 61–62%
TRH: 25 días · OLR: 3.5 kg VS/m³·d
Volumen digestor: 100,000–110,000 m³
Config: 2 digestores × 55,000 m³
Escala 50 MW: 10 módulos × 5 MW
TRH: 25 días · OLR: 3.5 kg VS/m³·d
Volumen digestor: 100,000–110,000 m³
Config: 2 digestores × 55,000 m³
Escala 50 MW: 10 módulos × 5 MW
recomendado
Escenario B — con vinaza GHT
C/N ≈ 22–24
55% sargazo GHT + 20% bovino + 10% porcino + 15% vinaza GHT
Biogás: 100–105 m³/t · CH₄ 62–64% (+15–20% velocidad)
TRH: 20–22 días · menos volumen requerido
Volumen digestor: 90,000–95,000 m³ (−10–15%)
Config: digestores 90–100k m³ estándar
Escala 50 MW: 8 módulos × 6–6.5 MW · CAPEX −10–15%
TRH: 20–22 días · menos volumen requerido
Volumen digestor: 90,000–95,000 m³ (−10–15%)
Config: digestores 90–100k m³ estándar
Escala 50 MW: 8 módulos × 6–6.5 MW · CAPEX −10–15%
04
Desglose de potencia por módulo base (150 t/día)
Biogás → CHP
1.35–1.40 MWe
Corriente principal del digestor AD
Biodiesel GHT → generador
0.60–0.65 MWe
Motor dedicado dual-fuel, η≈40%. No afecta volúmenes del digestor.
Total módulo
~2.0 MWe
Ambas corrientes sumadas aguas abajo
05
Financiero — Escenario A (EaaS-first) vs B (CDR-first)
| Métrica | Escenario A — EaaS-first | Escenario B — CDR-first |
|---|---|---|
| CAPEX total | $2.5 M | $3.87 M (+$1.37 M en MRV, silos, pre-validación) |
| Ingreso anual | $3.4 M EaaS $1.4 M · Tipping $1.15 M · Carbono $0.45 M · Biochar $0.4 M |
$5.6 M (+65%) Metano evitado $2.76 M · Remoción $0.97 M · Energía $0.8 M · Tipping $1.09 M |
| OPEX año 1 | $1.1 M | $2.34 M (incluye 2 especialistas MRV + auditorías) |
| EBITDA | $2.3 M | $3.28 M (+43%) |
| Payback | 13 meses | 28 meses → 22 meses con prepago CDR |
| IRR 10 años | 91.9% | 38.5% (pero valuación VC clima 20× revenue = $112 M) |
| Precio crédito carbono | Verra $150/tCO₂e (metano evitado, AMS-III.AU) | Puro.earth $425/tCO₂e (remoción marina, VM0042) |
| Créditos carbono base | Avoided methane 18,400 tCO₂e/año + biochar 2,275 tCO₂e/año | Total 20,675 tCO₂e/año (base de revenue $5.6 M) |
| Financiamiento | 70% deuda @8.5% / 7 años · 30% equity · DSCR año 1 ≥ 2.0× | |
| Valuación comparativa | ~$23 M (10× EBITDA, infra equity) | ~$112 M (20× revenue, VC clima) — misma planta, distinto posicionamiento |
| LCCR (costo remoción) | — | $142/tCO₂ — competitivo vs mercado biochar CDR ($100–200/t) |
Estrategia híbrida recomendada: Año 1 → operar Escenario A (cash flow + probar operaciones) + presupuestar $150 k MRV Fase 1. Año 2 → 70% capacidad EaaS + 30% campañas CDR trimestrales. Año 3+ → IA optimiza setpoints en tiempo real según precio de carbono vs. demanda hotelera. Resultado: estabilidad de infraestructura y upside de clima tech.
06
KPI de impacto — año 1
CO₂e removido/evitado (base)
~3,040 tCO₂e/año
+ evitación metano de descomposición en playa
CO₂e modo CDR-óptimo
~20,000 tCO₂e/año
Sujeto a MRV + metodología Verra/Puro.earth
Sargazo desviado de relleno
46,000 t/año
150 t/d × 25 d/mes × 12 meses
Ahorro hoteles vs. Gas LP
≥20%
Contrato EaaS 10 años · disponibilidad ≥95%
Agua tratada
45,000 m³/año
Efluente reutilizable (riego, limpieza)
Empleo total generado
17 FTE directos
+ cadena de suministro local y consultores ESG
07
Urgencia del problema — datos duros
| Indicador | Dato | Fuente |
|---|---|---|
| GASB junio 2025 (récord absoluto) | 38 Mt — +72% sobre récord anterior de 2022 (22 Mt) | Wang/USF · MODIS NASA |
| GASB marzo 2026 (temporada en curso) | 19.1 Mt acumuladas — 4/5 regiones en récord histórico. USF: "likely record year by summer." >2× inicio del año récord 2025. | USF Boletín No. 3 · 31/03/2026 |
| Pico de temporada 2026 proyectado | 40–50 Mt no es implausible. Impacto directo QRoo: junio–septiembre 2026. | USF / IPCC CMIP6 |
| Costo hundido hoteles QRoo | >USD 130 M/año en contención, limpieza, logística y relleno sanitario | SargaTech / Deloitte 2025 |
| Costo por km de playa / año | USD 300,000 – 1.5 M/km · costo medio gestión ~808 MXN/t · 66% va a relleno · retorno económico = 0% | Deloitte Prefactibilidad |
| Impacto PIB Quintana Roo | –11.6% por afectación al turismo | BID 2021 |
| Pérdidas proyectadas 2024–2030 sin cambio | USD 1,550 M acumulados en costos hundidos irrecuperables | RIU / SargaTech Diagnóstico Integral |
| Salud — trabajadores de playa QRoo 2025 | H₂S >5 ppm por 50 días/año. 80% trastornos neurológicos, 80% respiratorios, 70% digestivos (N=850 pacientes, 6 años) | Rodríguez-Martínez et al. UNAM 2026 · CHU Martinica PubMed 41519537 |
| Horizonte 2044 (escenario conservador) | Piso anual ≥15–20 Mt — el doble de cualquier año pre-2018. No hay escenario realista de retorno a normalidad. | IPCC CMIP6 / NEMO-Sarg |
| Marco regulatorio habilitador (México) | Decreto PODECIBI (DOF 04/07/2025): deducción 100% ISR activos fijos nuevos. Carta Nacional Pesquera (DOF 06/08/2025): sargazo = recurso pesquero. EoI SEMARNAT (feb 2026): meta 500,000 t/año. Cooperación México–UE (oct 2025): acceso BEI / Global Gateway. | DOF 2025 / SEMARNAT |
08
Restricciones geotécnicas críticas — Quintana Roo
Manto freático superficial
En zonas costeras (Cancún–Tulum) el nivel freático puede estar a tan solo 1 metro de la superficie. Los digestores deben construirse sobre ese nivel para evitar "flotamiento" de la geomembrana por presión hidrostática externa (upward buoyancy) que puede desgarrar el liner.
Sustrato calcáreo fracturado (caliche)
La excavación en Quintana Roo topa con roca caliza fracturada en los primeros 0.5 m. Cavar más profundo abre canales directos al acuífero → riesgo de contaminación y de pérdida del permiso NOM-001-SEMARNAT-2021 para descargas al suelo.
Solución de diseño — digestor tipo laguna cubierta elevada
Geomembrana HDPE: liner inferior 1.0 mm + cubierta flotante 1.5 mm para manejo de presión de biogás. Trinchera de anclaje 500×500 mm con lastre para variaciones estacionales del manto. Estructura parcialmente sobre rasante (3–7 m total), excavación máxima ≤1 m.
| Elemento | Especificación |
|---|---|
| Tipo de digestor | Laguna cubierta — partially above grade |
| Profundidad útil máxima | ≤1 m excavación / resto sobre rasante (3–7 m total) |
| Geomembrana base | HDPE 1.0 mm |
| Cubierta flotante (biogás) | HDPE 1.5 mm (soporta presión de biogás acumulado) |
| Sistema de anclaje | Trinchera 500×500 mm + lastre contra variación estacional del freático |
| Norma aplicable | NOM-001-SEMARNAT-2021 (descargas a suelo y acuífero) |
09
Escalamiento modular — progresión a 50 MW
| Diseño | N° módulos | MW / módulo | Volumen digestor | Observación |
|---|---|---|---|---|
| Base inicial | 25 | 2 MW | — | Ineficiente: demasiados equipos rotativos, alto OPEX, difícil de operar |
| Escenario A optimizado | 10 | 5 MW | 2 × 55,000 m³ | Buena economía de escala. C/N 25–27. Biología estable. CAPEX↓ OPEX↓ |
| Escenario B (vinaza GHT) | 8 | 6–6.5 MW | 90–100k m³ (estándar) | C/N 22–24 óptimo. −10–15% CAPEX. +15–20% biogás. Integración HTG alta. Recomendado. |
10
Argumento de política industrial — por qué biorefinería, no solo solar
CAPEX biorefinería vs. refinería fósil — 100–200× más barato
Una refinería de petróleo cuesta USD 5,000–10,000 M. Un polo de biorefinería de sargazo (500,000 t/año, estilo PODECIBI) puede desarrollarse con <USD 50 M en infraestructura industrial — mismo orden de impacto productivo, fracción del costo, sin pasivo ambiental ni dependencia de importaciones de combustible. Cada planta HunabKu recircula ingresos en la economía local: tipping fees de municipios, contratos EaaS con hoteles, biochar para agricultura, empleos técnicos de calidad media-alta.
China: el modelo real de transición industrial verde
China instaló en 2023 más capacidad renovable que el resto del mundo junto — pero el 60% de su crecimiento verde fue en industria de materiales y manufactura circular: baterías, acero verde, bioquímica. Su bioeconomía industrial vale >USD 600 B anuales. El modelo chino no niega los fósiles de golpe: los sustituye con infraestructura productiva doméstica que genera empleo y cadenas de valor. India replicó: su National Bioeconomy Framework (2023) proyecta USD 300 B para 2030 y 1.4 M empleos en biorefinería — anclado en residuos agrícolas y marinos, no en paneles importados.
El riesgo del asesoramiento solar-céntrico
El "solar soluciona todo" sirve a exportadores de paneles (UE, China). México importa >85% de sus paneles solares — el valor agregado se va al fabricante extranjero. Una biorefinería de sargazo usa tecnología nacional patentada (MX414858), feedstock local gratuito y genera 17–19 empleos directos de calidad por planta, vs. 2–3 empleos de operación por MW solar instalado. La asesoría solar no está mal — está incompleta cuando ignora la industrialización de flujos de biomasa que hoy son pasivos ambientales.
El sargazo como activo estratégico único en el mundo
Ninguna otra industria tiene un insumo que crece al 72% en 3 años, que el gobierno y los municipios pagan por entregarte (~$22/t tipping fees), y que destruye la economía si no se procesa. La temporada 2026 proyecta 40–50 Mt en el cinturón atlántico. Para 2044, incluso el escenario conservador estima un piso de 15–20 Mt/año — el doble de cualquier año pre-2018. El feedstock es permanente, escalante y en busca de quien lo procese.
El PODECIBI como el marco habilitador más avanzado de América Latina
Decreto PODECIBI (DOF 04/07/2025): deducción 100% ISR sobre activos fijos nuevos en Polos de Economía Circular. Combinado con la EoI SEMARNAT (meta 500,000 t/año), la Carta Nacional Pesquera (sargazo = recurso pesquero con aprovechamiento industrial habilitado) y la Cooperación México–UE (Global Gateway / BEI), HunabKu puede acceder a financiamiento multilateral sin ceder control accionario.
Primer entrante en CDR marino — ventaja de metodología
Cero proyectos de sargazo–biochar registrados en Verra o Puro.earth al 2026. Quien registre primero la metodología "marine macroalgae biochar" tiene derecho a licenciarla a proyectos futuros: $50k–$200k por proyecto. Microsoft, Stripe y Frontier buscan activamente nuevos pathways CDR más allá de la forestación — y pagan $425/tCO₂e por remociones marinas verificables vs. $15–50/t por créditos forestales estándar.
11
Propiedad intelectual, tecnología y defensibilidad
Patente núcleo
MX414858
Integración HTG+AD para biomasa marina. Cubre todos los setpoints A y B sin nueva tecnología.
Stack digital (5 capas)
106 sensores LoRaWAN
+ Edge AI + Blockchain (Hyperledger/Polygon) + Cloud AI (Llama+RAG) + UIs. Optimización 15–20% operacional.
TRL actual
7
Demo en ambiente operacional. Meta TRL 8–9 en año 3.
Know-how protegido
NDAs
Algoritmos IA + recetas fúngicas de pretratamiento. Marca HunabKu en trámite.
| Riesgo técnico | Mitigación |
|---|---|
| Corrosión por salinidad | Incoloy 825 en superficies en contacto + monitoreo continuo IoT |
| Variabilidad estacional del sargazo | 20% feedstock alterno (bagazo, orgánicos hotel) + buffer 15 días en almacenamiento cubierto |
| Disponibilidad CHP/equipos | Contrato O&M + repuestos críticos en bodega + redundancia modular |
| Rechazo de metodología CDR en registros | Dual-track Verra + Puro.earth; $180k presupuestados para apelaciones; supuestos conservadores en volumen |
| Volatilidad precio carbono | 89% del revenue CDR en metano evitado (metodología probada); solo 11% en remociones (upside) |
| Arsénico en biochar (As 24–172 ppm) | Inmovilizado en matriz carbonosa del char — no biodisponible. Monitoreo en pretratamiento. Destinos controlados (no alimentación). |
| Manto freático QRoo | Digestores tipo laguna cubierta elevada sobre rasante. HDPE 1.0/1.5 mm. Anclaje 500×500 mm. |
| Regulatorio / permisos | MIA-R ruta crítica 6–9 meses → iniciar M1. Asesoría especializada + cronograma paralelo de permisos CRE, REPDA, uso suelo. |
Argumento maestro para inversores
"Dos caminos al valor desde la misma planta: Escenario A ofrece estabilidad de infraestructura — payback 13 meses, IRR 91.9%, valuación 10× EBITDA. Escenario B activa el upside de clima tech — EBITDA +43%, valuación 20× revenue = $112 M. El switch entre modos es un cambio de setpoints en el sistema de control, no una nueva inversión. Ningún competidor tiene esta optionalidad."