THIAGO SINZATO

Los proveedores de gas natural en Brasil deben reducir hasta el 10% de todas sus emisiones de gases de efecto invernadero después de la aprobación de la ley de Combustible para el Futuro. A partir de 2026, al menos el 1% de las emisiones de dióxido de carbono (CO₂) de los productores e importadores deben reducirse mediante la comercialización o créditos de biometano.

Los reguladores pueden revisar el objetivo anualmente, pero no se ha establecido una fecha límite para alcanzar la meta de reducción del 10%. Las empresas pueden cumplir el requisito comprando o utilizando biometano o adquiriendo un Certificado de Garantía de Origen de Biometano (CGOB), un tipo de crédito de carbono que certifica el origen renovable de la molécula, incluso cuando el crédito se comercializa por separado.

Dada la demanda del país en 2024, alcanzar el objetivo del 10% requeriría 5,1 millones de metros cúbicos por día (MMcmd) de biometano, alrededor de ocho veces la capacidad operativa existente de 0,61 MMcmd y veinte veces la producción promedio actual de 0,25 MMcmd.

La huella del biometano oscila entre 5 y -20 kilogramos de CO₂ (kgCO₂) por megajulio (MJ), mientras que el gas natural emite 55,8 kgCO₂ por MJ. Una simple sustitución de gas natural por biometano no sería viable, ya que la menor intensidad de carbono del biometano podría compensar más emisiones de metano de las que sugiere su volumen. Con base en la demanda de 2024, reducir el 1% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) requeriría aproximadamente 0,5 millones de metros cúbicos diarios de biometano, mientras que una reducción del 10% demandaría alrededor de 5 millones de metros cúbicos diarios.

En enero de 2025 se alcanzó una capacidad operativa de 224 millones de metros cúbicos anuales, con un promedio de 0,61 millones de metros cúbicos por día (MMcmd), excluyendo las variaciones estacionales. Los proyectos adicionales en construcción apuntan a añadir 0,44 millones de metros cúbicos por día, con una capacidad planificada de 0,11 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo, se requieren al menos 4 millones de metros cúbicos por día de nuevas inversiones para alcanzar los 5,1 millones de metros cúbicos por día requeridos, lo que implica triplicar la capacidad planificada de los proyectos en curso en el ANP, que considera todos los proyectos en operación, en construcción y en planificación.

El gas natural y el biometano se complementan en el panorama energético brasileño. La producción marina domina el suministro de gas natural, con un transporte centralizado a través de gasoductos. La producción de biometano, en cambio, sigue estando muy extendida en el interior, a menudo en proyectos aislados o zonas alejadas de la red de gasoductos.

La dependencia de los residuos como materia prima para el biometano impulsa esta distribución interior, ya que los desechos agrícolas y ganaderos, junto con los residuos de la industria azucarera, se concentran lejos de los centros de demanda costeros. La integración del biometano en estas industrias representa una oportunidad estratégica para reducir la huella de carbono y optimizar la logística para ciudades más pequeñas fuera de la red de gas fósil.

Aunque la mayoría de las plantas en funcionamiento dependen actualmente de residuos urbanos, incluidas las aguas residuales, como materia prima, el sector del azúcar y el etanol posee el mayor potencial de producción a corto plazo. Las industrias del maíz, la soja y la ganadería fortalecen aún más las oportunidades de biometano en el interior, con más del 80 % del crecimiento proyectado del sector concentrado lejos de la infraestructura costera. Expandir la oferta a una zona geográfica más amplia podría mejorar la accesibilidad al mercado e introducir nuevos desafíos logísticos.

La capacidad actual de biometano de Brasil podría compensar el 1% de las emisiones de GEI relacionadas con el metano del país. Sin embargo, su utilización sigue estando muy por debajo de su capacidad máxima, con una producción diaria promedio el año pasado de tan solo 0,2 millones de metros cúbicos por día (MMcmd), menos del 50% de la producción total disponible. La demanda inconsistente y las fluctuaciones naturales en la generación de residuos limitan la escalabilidad, y una cadena de suministro subdesarrollada con bajos niveles de existencias limita aún más el crecimiento estable del mercado.

Petrobras asumió un papel de liderazgo para abordar estos desafíos al lanzar una iniciativa de adquisición de biometano en enero de 2025. El programa apunta a asegurar contratos firmes con entregas a partir de 2026. Los plazos contractuales se extienden hasta 11 años, y Petrobras planea recibir gas en múltiples puntos de entrega, incluidas refinerías, plantas termoeléctricas, la red de transporte y la red de distribución.

La dinámica de precios sigue siendo un desafío clave para la expansión del biometano en Brasil. Si bien a menudo se indexan a los precios del gas natural, los costos de producción de biometano fluctúan según el tipo de materia prima, la escala del proyecto y consideraciones logísticas. Los precios del biometano han oscilado entre BRL 2,20 y BRL 3,95 por metro cúbico, alrededor de $ 9,2 - 18,1 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), con costos significativamente influenciados por incentivos y mecanismos de créditos de carbono. La logística involucrada en la entrega de biometano, ya sea por transporte terrestre o conexiones de gasoductos, puede aumentar el costo. El costo mínimo de entrega de biometano por camión es de $ 0,5 por MMBtu, que aumenta según la distancia. Una conexión a la red de transporte de gas puede agregar $ 2 por MMBtu, y una conexión a una red de gasoductos de distribución puede representar al menos $ 3 por MMBtu, dependiendo del segmento del consumidor final.

En este contexto, se espera que el CGOB desempeñe un papel crucial para reducir la brecha de costos, permitiendo a las empresas cumplir con los requisitos regulatorios incluso cuando el uso directo de biometano no sea viable. Sin embargo, la liquidez a largo plazo y los mecanismos de fijación de precios de los CGOB siguen siendo inciertos, lo que requiere mayor claridad regulatoria.