Análisis del tamaño y la cuota de mercado del gas renovable procedente de residuos en Brasil: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos

La Ley de Combustibles del Futuro crea un mercado obligatorio de mezcla de biometano.

La Ley nº 14,993/2024, promulgada en octubre de 2024, supuso el cambio estructural más claro para el mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos, ya que transformó el biometano de un producto voluntario en una herramienta de cumplimiento normativo.^{[ 1 ]Gobierno Federal de Brasil, “Decreto N° 12,614/2025”, Presidência da República, planalto.gov.br} La ley exige que los productores e importadores de gas natural cumplan con los objetivos anuales de reducción de gases de efecto invernadero mediante el uso de biometano o mediante la compra de Garantías de Origen de Biometano (CGOB, por sus siglas en inglés).^{[ 2 ]Asociación Mundial del Biogás, “Brasil avanza con un nuevo marco regulatorio para los biocombustibles”, Asociación Mundial del Biogás, worldbiogasassociation.org} Su estructura de sanciones es importante porque las multas se fijan por encima del beneficio económico derivado del incumplimiento, lo que confiere al mecanismo una base de aplicación más sólida que los programas de incentivos anteriores. El Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) estableció la obligación para 2026 en un 0.5 %, y el gobierno también creó un mecanismo de seguimiento para monitorear el progreso hacia el restablecimiento del nivel del 1 % a medida que mejora el suministro de biometano. Esa diferencia entre el objetivo reducido para 2026 y el mínimo legal marca efectivamente un déficit de suministro cuantificable y brinda a los actores más rápidos en el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos la oportunidad de obtener primas vinculadas al mandato antes de que la obligación aumente aún más.

Residuos agroindustriales de la caña de azúcar que proporcionan materia prima estructuralmente competitiva.

El complejo de la caña de azúcar de Brasil otorga al mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos una ventaja en materia prima difícil de igualar para otros flujos de residuos, debido a que los volúmenes son grandes, recurrentes y están cerca de los sistemas energéticos industriales existentes.^{[ 3 ]Ministerio de Minas y Energía y Empresa de Pesquisa Energética, “Caderno de Oferta de Biocombustíveis, Plano Decenal de Expansão de Energia 2035”, Governo Federal, gov.br} Un estudio conjunto del Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Oficina de Investigación Energética (EPE) de Brasil, publicado en septiembre de 2024, estimó que la vinaza, la torta de filtración, la paja y las puntas de caña de azúcar podrían producir 6.4 millones de metros cúbicos normales (Nm³) de biometano anualmente, lo que equivale a casi el 10 % del consumo de gas natural de Brasil en 2024. La base comercial ya estaba creciendo a finales de 2025, cuando 23 unidades de biometano a partir de residuos agrícolas estaban terminadas o en construcción, lo que sugiere que la capacidad instalada de biometano casi se duplicará. La vinaza también mejora la economía del proyecto porque la digestión anaeróbica reduce la carga de manejo de aguas residuales para las plantas, lo que le otorga a esta materia prima una posición de costo que los proyectos de residuos sólidos urbanos y residuos alimentarios a menudo no pueden igualar. La planta de Cocal en Narandiba demostró que esta ventaja puede extenderse más allá del uso in situ, ya que se convirtió en el primer proyecto brasileño de biometano agrícola en inyectar en una red de distribución urbana que abastece a usuarios residenciales y comerciales en Presidente Prudente.

Los créditos de carbono CBIO de RenovaBio añaden ingresos financiables a la economía del proyecto.

RenovaBio proporciona al mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos una segunda fuente de ingresos, ya que los CBIO pueden venderse por separado del gas en sí. El objetivo de CBIO (Crédito de Descarbonización) para 2025 era de 40.39 millones de créditos, y la ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) informó que se habían amortizado 40.06 millones al cierre del año, lo que indica un cumplimiento del 99%. La Resolución n.º 984/2025 de la ANP perfeccionó el método de certificación en el marco de RenovaBio (Política Nacional de Biocombustibles) 2025-2035, endureciendo las normas de auditoría y ampliando el horizonte del programa, lo que refuerza la confianza de los inversores en los flujos de caja futuros. Dado que los valores de los CBIO están vinculados al desempeño de la descarbonización y no directamente a los precios del gas, pueden mitigar la volatilidad de los ingresos que, de otro modo, provendría de los ciclos de precios del gas. El Decreto N° 12,614/2025 también abrió el camino para que la plataforma CBIO registrara los CGOB (Certificados de Garantía de Origen del Biometano), lo que podría simplificar la estructura de ingresos para los productores en todo el mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos.

La iniciativa de adquisiciones a largo plazo de Petrobras señala la aceptación institucional.

Petrobras transformó el panorama comercial del mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos al lanzar la primera licitación pública de biometano en enero de 2025. La convocatoria solicitaba un mínimo de 20 000 m³/día por proveedor y ofrecía contratos de hasta 11 años con entregas a partir de enero de 2026. Se presentaron más de 90 propuestas, de las cuales 20 pasaron a negociación, mientras que Petrobras aceptó propuestas tanto para el suministro físico de biometano como para el suministro de certificados CGOB. Petrobras estimó su necesidad de cumplimiento para 2026 en casi 700 000 m³/día, superando la capacidad de producción autorizada del país en ese momento. Este desajuste respalda el poder de fijación de precios de los primeros proveedores. La mayor duración del contrato también brinda a los prestamistas el plazo que necesitan para financiar digestores y unidades de mejora. El plan estratégico de Petrobras para el período 2025-2029 muestra que la compañía ahora considera el biometano como una línea de negocio rentable, y no solo como una obligación de cumplimiento.

La concentración de gasoductos costeros limita la integración del biometano en la red eléctrica del interior.

El mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos se enfrenta a su principal limitación física: un desajuste entre el potencial de las materias primas del interior y una red de transporte que sigue concentrada cerca de la costa. Según ANP, el sistema de transporte de gas de Brasil consta de 51 gasoductos que abarcan 9,389 km, y no hay nuevas autorizaciones de gasoductos ni ampliaciones de capacidad en revisión para 2026. Los ingenios azucareros, los corrales de engorde y los generadores de residuos orgánicos se concentran en estados del interior como Mato Grosso do Sul, Goiás y el interior de São Paulo, lo que significa que las mejores zonas de producción suelen estar lejos de los puntos de inyección en la red. Esto hace que muchos proyectos dependan del transporte de biometano comprimido por carretera, y el coste logístico adicional de entre 0.50 BRL (0.09 USD) y 0.80 BRL (0.14 USD) por m³ por encima de la inyección en la red reduce la rentabilidad, especialmente en las plantas más pequeñas. El trabajo de TBG en el centro de biometano y la planificación de la infraestructura de gas de EPE ofrecen una posible vía para una mejor integración. Sin embargo, los principales beneficios llegarán después de 2028, lo que limita la penetración a corto plazo del gas renovable procedente de residuos en el interior de Brasil.

Los elevados costes de producción reducen la competitividad frente a las alternativas de gas fósil.

Los costos de producción siguen siendo un freno directo para el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos, ya que el costo nivelado del biometano inyectado aún supera al del gas fósil en muchos casos de uso. El análisis técnico utilizado en el debate regulatorio de Brasil situó el costo nivelado del biometano entre 2.20 BRL (0.40 USD) y 3.30 BRL (0.60 USD) por m³ en la planta. Al mismo tiempo, los precios del gas natural para los grandes compradores industriales suelen estar por debajo de ese rango. Brasil tampoco ofrece todavía una distinción de precios entre el biometano y el gas natural fósil, una vez que ambos ingresan a la misma red, por lo que muchos proyectos aún dependen de los ingresos de CBIO y CGOB para cerrar la brecha económica. La intensidad de capital añade otro obstáculo, ya que una planta de tamaño mediano que procesa 1.6 millones de litros de vinaza por día requiere una inversión cercana a los 24 millones de USD, lo cual es demasiado grande para muchas cooperativas y municipios pequeños sin financiamiento en condiciones favorables. Los sistemas de mejora importados también exponen los presupuestos de los proyectos a las fluctuaciones cambiarias, ya que Brasil aún no ha desarrollado una sólida base de fabricación local para equipos de separación por membrana o adsorción por cambio de presión.

Análisis de segmento

Por materia prima: Los residuos agrícolas constituyen la base de una base de materias primas diversificada.

Los residuos agrícolas representaron el 36.80% de la cuota de mercado de gas renovable a partir de residuos en Brasil en 2025, mientras que se proyecta que los residuos alimentarios se expandan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10.20% entre 2026 y 2031. El flujo agrícola convierte la vinaza, la torta de filtración, el bagazo y las tapas en gas comercial, al tiempo que reduce los costos de gestión de aguas residuales para las plantas procesadoras, razón por la cual este segmento se ha convertido en el principal pilar de materia prima para el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos. Esta estructura lo hace más competitivo que las materias primas que requieren recolección distribuida, clasificación y transporte más prolongado antes de que pueda comenzar la digestión. El estiércol animal también sigue siendo un gran recurso sin explotar en Mato Grosso, Paraná y Rio Grande do Sul. Sin embargo, su origen disperso significa que los sistemas de agregación y transporte aún deben madurar antes de que se pueda aprovechar todo el potencial.

Los residuos sólidos municipales solían dominar la base comercial porque el gas de vertedero era la vía más directa para la monetización antes del nuevo período de mandato, y ese legado aún le otorga relevancia en los proyectos actuales. El equilibrio está cambiando ahora debido a que los proyectos agrícolas se están expandiendo más rápidamente y a que los residuos alimentarios están ganando apoyo político a través de una mayor separación de residuos urbanos. Los lodos de depuradora y los residuos orgánicos industriales representan actualmente una proporción menor. Sin embargo, es probable que ambos aumenten en volumen a medida que la meta de universalización del saneamiento para 2033 amplíe el stock de efluentes tratados disponibles para digestión y coprocesamiento. Los residuos de vertedero y los residuos alimentarios también se benefician del Plan Nacional de Residuos Sólidos actualizado, que establece metas para 2040 de 252 MW para gas de vertedero y 69 MW para digestión anaeróbica, creando una lista de espera de inversión en todos los municipios. La base de certificación para las materias primas de vertedero y aguas residuales sigue estando directamente vinculada a las normas de la ANP, lo que significa que la claridad regulatoria en esos canales seguirá determinando el cronograma de los proyectos en todo el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tecnología: La digestión anaeróbica predomina a medida que se amplían los sistemas de mejora.

La digestión anaeróbica representó el 45.10 % de la cuota de mercado de gas renovable a partir de residuos en Brasil en 2025, mientras que se proyecta que los sistemas de mejora de biogás crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 11.60 % entre 2026 y 2031. Esta base instalada refleja años de experiencia en ingeniería local en aplicaciones agroindustriales y de saneamiento, lo que convierte a la digestión en la plataforma tecnológica más consolidada en el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos. Se proyecta que los sistemas de mejora de biogás registren la TCAC más rápida hasta 2031, ya que los productores ahora tienen razones económicas más sólidas para pasar de la generación de energía a la producción de biometano apto para gasoductos. Las especificaciones de pureza ANP y la rentabilidad de la emisión de CGOB incentivan la mejora del gas frente a la simple producción de electricidad.

Un estudio del sector realizado en 2025 reveló que la digestión anaeróbica puede recuperar hasta el 84 % del gas generado, mientras que la recuperación convencional de gas de vertedero solo captura el 3 %, lo que respalda la transición hacia procesos más productivos. La recuperación de gas de vertedero sigue siendo importante porque puede integrarse a la infraestructura de residuos existente con una inversión marginal menor que la de un sistema de digestión de nueva construcción. La gasificación y la pirólisis siguen siendo opciones en etapas iniciales en Brasil. Son más adecuadas para flujos de biomasa seca, por lo que es probable que su papel comercial se expanda en la última parte del período de pronóstico. El Consejo Internacional de Transporte Limpio (ICCT) también señaló en febrero de 2026 que el paquete de políticas de combustible de Brasil apoya los vehículos y la maquinaria agrícola capaces de utilizar metano, lo que debería ayudar a mantener la demanda de sistemas de compresión y dispensación más allá de la inyección en la red. Esta señal política respalda la inversión continua en la mejora de la infraestructura en todo el mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos.

Por tipo de gas: El biogás lidera el mercado, mientras que el biometano reduce la brecha.

En 2025, el biogás representó el 61.50 % del mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos. Esta mayor base de biogás refleja el stock acumulado en el país de gas de vertedero y proyectos agrícolas que utilizaron el gas para la generación de electricidad in situ o la cogeneración, en lugar de su reutilización. Esta base instalada le otorga al biogás una clara ventaja en volumen en la actualidad, incluso cuando el modelo comercial del sector está empezando a cambiar.

Se proyecta que el biometano/gas natural renovable (GNR) se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.40 % entre 2026 y 2031. Este segmento está ganando popularidad rápidamente porque puede participar en mercados de cumplimiento y contratos a largo plazo de maneras que el biogás crudo generalmente no puede. Con el fin de restablecer el nivel del 1 % a medida que mejoran las condiciones de suministro, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) ha establecido la obligación para 2026 en el 0.5 %. Además, el gobierno ha instituido un mecanismo de monitoreo para supervisar este progreso. Dicho mecanismo reduce la incertidumbre política porque los futuros aumentos de objetivos están vinculados al crecimiento de la capacidad demostrada en lugar de a cambios anuales arbitrarios. Como resultado, el biometano está pasando de ser un combustible de nicho y de alta gama a un combustible de descarbonización más estratégico en el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos. El gas de síntesis sigue siendo el tipo de gas menos utilizado porque todavía está vinculado principalmente a vías de gasificación a escala piloto o industriales tempranas. 

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por aplicación: La generación de energía lidera, pero el combustible para el transporte altera la composición.

La generación de electricidad representó el 39.70 % del mercado brasileño de gas renovable proveniente de residuos en 2025, mientras que se proyecta que el combustible para el transporte crecerá a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 13.10 % entre 2026 y 2031. La generación de electricidad lideró el mercado debido a que los primeros proyectos agroindustriales y de vertederos se diseñaron en torno a sistemas de energía propios y normas de generación distribuida, en lugar de la inyección en gasoductos. Este legado mantuvo la generación de energía como el principal uso final, incluso después de que el sector comenzara a diversificarse hacia otras aplicaciones. También refleja la facilidad práctica de monetizar el biogás crudo mediante equipos de generación de energía existentes antes de que la demanda de biometano se formalizara.

La inyección a la red eléctrica está adquiriendo mayor importancia, ya que la misma infraestructura del proyecto puede abastecer la demanda industrial, comercial, residencial y de transporte, siempre que existan sistemas de distribución disponibles. La planta de Cocal en Narandiba demostró esto en enero de 2026, cuando el biometano agrícola se incorporó a la red de Presidente Prudente para múltiples usos finales simultáneamente. La cogeneración sigue desempeñando un papel importante en los emplazamientos agroindustriales e industriales que requieren eficiencia térmica y aprovechamiento energético in situ. La calefacción industrial y residencial siguen siendo segmentos más pequeños debido a que el clima de Brasil limita la demanda de calefacción, aunque algunos usuarios industriales están dispuestos a pagar más por calor descarbonizado. El acuerdo de Mondelēz Brasil con Gás Verde en 2026 refleja esta disposición y muestra cómo el mercado brasileño de gas renovable procedente de residuos está sumando demanda industrial privada antes de que el mandato se profundice por completo.

Por componente: Los digestores impulsan los ingresos a medida que aumentan las unidades de procesamiento.

En 2025, los digestores y sistemas de fermentación representaron el 32.60 % del mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos, mientras que se proyecta que las unidades de procesamiento y mejora de gas se expandan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.80 % entre 2026 y 2031. Su posición de liderazgo refleja la intensidad de capital de la infraestructura de generación de gas primario en proyectos de residuos agrícolas y municipales. A medida que los ingenios azucareros ingresaron al sector mediante proyectos basados ​​en vinaza y los operadores de vertederos modernizaron sus activos de recolección, los digestores siguieron siendo el principal destino del capital de los proyectos. Esto mantuvo la etapa de digestión en el centro de la demanda de componentes durante la fase inicial de desarrollo del mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos.

Los sistemas de recolección de gas, compresores y almacenamiento siguen siendo componentes esenciales, ya que determinan la cantidad de materia prima que se puede capturar y suministrar. Su función es especialmente importante en proyectos de vertederos, donde las modernizaciones permiten obtener gas adicional de las celdas de residuos más antiguas. Es probable que la participación de los equipos de generación de energía en el gasto total disminuya, incluso si la capacidad absoluta de cogeneración continúa creciendo en los emplazamientos industriales adyacentes. Los sistemas de monitoreo y control también están adquiriendo mayor importancia, dado que las normas de certificación e inyección exigen una verificación de calidad con precisión de medición en los puntos de entrega. Este nivel de cumplimiento implica que el monitoreo digital está adquiriendo mayor relevancia en el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos, a medida que los proyectos evolucionan desde la generación básica de biogás hacia el suministro certificado de biometano.

Análisis geográfico

El Sudeste concentraba la mayor parte de la capacidad autorizada de biometano en 2025, convirtiéndose en la zona operativa central del mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos. Los datos vinculados a la ANP citados en 2025 mostraron más de 547,770 m³/día de capacidad operativa y a corto plazo en el Sudeste, liderada por São Paulo y Río de Janeiro. La posición de São Paulo se debe a la superposición de la densidad de ingenios azucareros, un sistema de distribución de gas más avanzado y la proximidad a las refinerías de Petrobras y los puntos de demanda termoeléctrica. El mapeo de hubs de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) identificó a Sertãozinho y Seropédica como posibles nodos de agregación, ya que combinan la concentración de materia prima con un mejor acceso a la infraestructura de gas. El plan de expansión de Gás Verde en Seropédica también sugiere que el Sudeste mantendrá su liderazgo durante la primera mitad del período de pronóstico.

El noreste es el clúster regional de más rápido crecimiento en el mercado brasileño de gas renovable a partir de residuos, debido a la convergencia de grandes vertederos, necesidades de saneamiento y financiamiento para el desarrollo en el mismo corredor. La planta de Orizon en Jaboatão, Pernambuco, inaugurada en marzo de 2026, tuvo un costo de 258 millones de reales brasileños (46.6 millones de dólares) y agregó 108,000 m³/día de capacidad de biometano con inyección directa a la red de Copergás. Banco do Nordeste contribuyó al financiamiento del proyecto, demostrando cómo el financiamiento para el desarrollo regional puede acelerar la ejecución de proyectos en áreas donde la infraestructura privada aún está en desarrollo. La región también se beneficiará a medida que el cumplimiento de la Ley Básica de Saneamiento redirija gradualmente más residuos orgánicos a vertederos diseñados específicamente.

El centro-oeste y el sur tienen un fuerte potencial a mediano plazo debido a los residuos de ganado vacuno, porcino, avícola, caña de azúcar y maíz; sin embargo, ambas regiones enfrentan la mayor brecha de acceso a la red de gas costera. Por lo tanto, Mato Grosso, Goiás, Mato Grosso do Sul y Rio Grande do Sul cuentan con una gran cantidad de materia prima, pero carecen de un acceso de transporte equivalente. El modelo de centro de TBG y la planificación integrada de infraestructura de gas de EPE podrían mejorar esa conexión más adelante en el período de pronóstico, pero estos proyectos no aliviarán sustancialmente la limitación en el período 2026-2028. El norte sigue siendo un contribuyente pequeño debido a que la generación de residuos está dispersa, la infraestructura de gas es limitada y los costos logísticos siguen siendo altos en todo el mercado brasileño de gas renovable proveniente de residuos.