La industria de la caña de azúcar en Brasil, además de sustentar la producción de bioetanol y la generación de electricidad a partir del bagazo, cuenta con residuos que permitirían producir alrededor de 41.400 millones de metros cúbicos de biogás por año, según un nuevo informe del Instituto MBCBrasil. Actualmente, menos del 2% de ese potencial es aprovechado.
Brasil posee 345 ingenios azucareros en operación, cerca del 92% de ellos localizados en la región Centro-Sur. Durante la campaña 2024/25 fueron procesadas alrededor de 680 millones de toneladas de caña de azúcar y la producción de etanol alcanzó aproximadamente 38.000 millones de litros.
Los volúmenes de biomasa residual se concentran alrededor de instalaciones industriales que procesan materia prima durante buena parte del año y cuentan con infraestructura energética y logística.
Uno de los principales recursos disponibles es la vinaza, el efluente líquido que queda después de la fermentación y destilación del etanol. La industria brasileña genera alrededor de 380.000 millones de litros por año.
La mayor parte vuelve actualmente a los campos mediante fertirrigación, una práctica que permite aprovechar su contenido de potasio, otros nutrientes y materia orgánica. Sin embargo, antes de regresar al suelo, esa misma corriente puede atravesar un proceso de digestión anaeróbica y convertirse en biogás.
La posibilidad se amplía cuando la vinaza se integra con otros materiales disponibles en los propios complejos sucroenergéticos, como la torta de filtro (cachaza) y los residuos provenientes de la cosecha de la caña.
El biogás obtenido puede utilizarse directamente para producir energía térmica o eléctrica, mientras que su purificación permite retirar dióxido de carbono y otros componentes hasta obtener biometano, un combustible renovable con características equivalentes a las del gas natural.
De esta manera, una corriente residual que ya forma parte del circuito productivo de los ingenios puede convertirse en combustible para industrias, vehículos pesados o ingresar a las redes convencionales de gas.
En el estado de São Paulo, el informe estima que, según los materiales considerados, podrían producirse hasta 15.500 millones de metros cúbicos de biometano por año, más de la mitad de lo que produjo Vaca Muerta en 2025.
Además, alrededor de 60 ingenios paulistas están ubicados a no más de 20 kilómetros de un gasoducto, lo que abre la posibilidad de conectar nuevas plantas de biometano con la red.
Este esquema permitiría que un ingenio genere biometano a partir de sus residuos, lo inyecte en la red y abastezca indirectamente a clientes industriales situados en otras zonas del estado.
Actualmente existen instalaciones de biogás o biometano vinculadas con Usina Cocal, en Narandiba; Raízen, en Guariba; y São Martinho, en Pradópolis. A ellos se sumaban otros cuatro proyectos en implementación durante 2024 y desarrollos en otros estados brasileños, entre ellos uno de Adecoagro en Mato Grosso do Sul.
En Cubatão, São Paulo, una planta de fertilizantes de Yara utiliza biometano producido a partir de vinaza para sustituir gas natural fósil en la fabricación de amoníaco de menor huella de carbono y nitrato de amonio.
La infraestructura gasífera permite que el combustible producido en las regiones cañeras pueda ingresar a la red y su equivalente energético sea consumido posteriormente por industrias ubicadas en otros puntos.
La disponibilidad de residuos para producir gases renovables también se extiende a otras actividades agrícolas y de la industria alimentaria brasileña, que generan efluentes y subproductos orgánicos capaces de alimentar biodigestores.
Louis Dreyfus Company, por ejemplo, desarrolla una planta de biogás en su complejo de procesamiento de cítricos de Bebedouro, también en São Paulo. La instalación fue diseñada para producir más de 50.000 metros cúbicos diarios de biogás utilizando efluentes de la actividad citrícola.
Según la compañía, será la mayor instalación de este tipo en el mundo y permitirá reducir en más del 20% las emisiones de CO₂ del establecimiento industrial.
En materia regulatoria, la Ley Combustible del Futuro, sancionada en 2024, creó un programa destinado a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas al mercado de gas natural mediante la incorporación de biometano.
Para 2026, el Consejo Nacional de Política Energética estableció una meta inicial de reducción del 0,5%, que deberá alcanzarse mediante la participación del biometano en el consumo de gas natural.
El sistema incorpora además el Certificado de Garantía de Origen del Biometano (CGOB). Cada certificado representa 100 metros cúbicos de biometano inyectados en la red o comercializados y permite negociar por separado el atributo ambiental del combustible y la molécula física de gas.
Durante 2026, la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) avanzó en la reglamentación del mecanismo, incluyendo las metas individuales y los procedimientos de certificación necesarios para emitir los CGOB.
De acuerdo con BioEconomía, entre los factores para ampliar el aprovechamiento se encuentra la infraestructura, debido a que la red brasileña de gasoductos continúa concentrada principalmente cerca de la costa, mientras que una expansión del biometano como combustible para el transporte pesado requeriría desarrollar infraestructura de abastecimiento en las regiones interiores.
Asimismo, en determinados escenarios, el biometano todavía resulta más caro que el gas natural vehicular o el diésel, una diferencia que puede limitar su adopción sin incentivos adicionales o mecanismos que reconozcan su menor intensidad de carbono.
De acuerdo con el informe, el potencial de producción supera los 40.000 millones de metros cúbicos anuales de biogás, mientras que actualmente menos del 2% es aprovechado.
También te puede interesar leer:
Presupuesto de Sader aumentaría 17% en 2027, pero recortaría apoyos a productores
Ricardo Mejía exigirá al Ingenio Alianza Popular pagos pendientes a cañeros
Amarillamiento de la caña abarca un radio de 30 mil hectáreas en Veracruz