La ANP debate la "Cuenta" de la descarbonización
Lo que está en juego en la individualización de las metas de biometano (CGOB)
Análisis Especial
Por Redacción, Portal Energia e Biogás
El sector energético brasileño vive un momento decisivo para la consolidación del biometano en la matriz nacional. La Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) realizó, el día 12 de enero de 2026, la Audiencia Pública nº 13/2025. El objetivo: definir las reglas del juego para quién pagará la cuenta de la descarbonización, es decir, cómo se individualizarán las metas de compra del Certificado de Garantía de Origen de Biometano (CGOB) para productores e importadores de gas natural.
Para los lectores del Portal Energia e Biogás, entender esta regulación es vital. No solo crea la demanda obligatoria que hará viables nuevos proyectos de biogás, sino que también define los costos y las responsabilidades de los grandes actores del gas natural en Brasil.
1. El contexto: El CGOB y la Ley del Combustible del Futuro
El CGOB es el mecanismo financiero central creado por la Ley nº 14.993/2024 (conocida como Ley del Combustible del Futuro) para incentivar la producción de biometano. Simplificando: la ley obliga a que productores e importadores de gas natural comprueben, anualmente, la compra de una cantidad de "créditos" (CGOBs) proporcional a su volumen de ventas de gas fósil.
Esta obligación crea un mercado garantizado para el biometano, reduciendo el riesgo para quien invierte en biodigestores, plantas de producción de biogás y plantas de purificación de biometano. El borrador en discusión en la ANP tiene la función de "repartir el pastel": establece cuánto tendrá que comprar cada empresa (como Petrobras, Eneva, Shell, etc.) de CGOBs para cumplir la meta nacional de descarbonización definida por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE).
2. La propuesta de la ANP: los puntos de tensión
El borrador presentado por la ANP trajo definiciones técnicas que generaron un intenso debate. Los principales pilares de la propuesta inicial son:
- El agente obligado (quién paga): La ANP propuso que la meta sea atribuida al Operador del campo de producción y al Importador.
- La base de cálculo (la cuenta): Para definir el tamaño de la meta de cada uno, la agencia sugirió usar el volumen producido (descontada solo la reinyección).
- El "pequeño" productor: El borrador exime a productores de pequeño porte, usando como criterio la Resolución ANP nº 32/2014 (producción inferior a 1.000 barriles de petróleo equivalente/día).
- Conversión: Establece que 1 CGOB equivale a 100 m³ de biometano.
Aunque la intención sea descarbonizar, la forma de cálculo propuesta unió, curiosamente, a productores de gas natural (fósil) y productores de biometano (renovable) en una crítica común: la metodología necesita ajustes para reflejar la realidad comercial del mercado.
3. El debate: consensos y divergencias en la audiencia
Durante la audiencia pública, representantes de asociaciones de peso como ABiogás (biogás y biometano), IBP (petróleo y gas), ABPIP (productores independientes) y grandes empresas como Eneva y EDGE presentaron sus argumentos. El análisis de los discursos y contribuciones revela un escenario de alineación técnica sorprendente entre los agentes.
- El gran consenso: "Quien vende es quien paga"
El punto más crítico levantado fue la definición del agente obligado. La ANP propuso cobrar la meta al Operador del campo.
- La crítica: En consorcios de exploración (comunes en el pre-sal), el Operador (ej: Petrobras) gestiona el campo, pero el gas extraído pertenece a todas las empresas del consorcio (ej: Shell, Galp), que comercializan sus partes independientemente.
- El argumento: Sylvie D'Apote, del IBP, alertó que enfocarse en el Operador concentra la obligación artificialmente (90% en Petrobras) e ignora la apertura del mercado, donde cada consorciado vende su propio gas.
- El apoyo del Biogás: Thiago Ramos, de ABiogás, reforzó esta visión, defendiendo que la meta debe recaer sobre el volumen efectivamente comercializado y sobre el agente que posee el derecho de venta, para evitar distorsiones contractuales y financieras.
- La batalla de los volúmenes: producido vs. comercializado
Otro frente de debate fue la matemática de la meta.
- La propuesta de la ANP: Volumen Producido - Reinyección.
- La realidad del sector: Las empresas argumentan que mucho gas es consumido en la propia plataforma (generación de energía), quemado en flare (seguridad) o transformado en líquidos (LGN) antes de ser vendido.
- El pedido: ABRACE (grandes consumidores) y Eneva pidieron taxativamente: la meta debe incidir solo sobre el gas seco efectivamente comercializado. Cobrar meta sobre gas que fue quemado o usado internamente sería una carga indebida que encarece la operación sin generar descarbonización real en el mercado.
- El desafío de los importadores y del GNL
Para los importadores de Gas Natural Licuado (GNL), la representante de EDGE (Mariana Boechat) trajo una preocupación específica: el gas que se evapora en los barcos (boil-off gas) o que es solo almacenado y no vendido en el año no debería entrar en la cuenta. Eneva reforzó que volúmenes importados y posteriormente exportados no deben componer la meta, pues no emiten CO2 en Brasil.
4. Destacados de las contribuciones
IBP
- Principal Bandera: Cambiar el agente obligado de "Operador" a "Concesionario/Comercializador".
- Cita Relevante: "Esta definición como operador... va en contra del objetivo de tener una demanda lo menos concentrada posible" (Sylvie D'Apote).
ABiogás
- Principal Bandera: Asignación precisa de la meta del CNPE y armonización de las premisas (excluir consumo interno).
- Cita Relevante: "Brasil no podrá alcanzar las metas del Acuerdo de París si no tiene el uso y el incremento del biometano" (Thiago Ramos).
ABPIP
- Principal Bandera: Actualizar el criterio de "Pequeño Productor" (la regla de 2014 está obsoleta) y excluir campos marginales.
- Cita Relevante: "Un programa de descarbonización... no es una política que quiera restringir la oferta de gas natural" (Rafaela Melo).
Eneva
- Principal Bandera: Penalizaciones graduales. El mercado es nuevo y todos están aprendiendo.
- Cita Relevante: "Mecanismos sancionatorios graduales... para conseguir acompañar el desarrollo y la madurez" (Letícia Nascimento).
5. Próximos pasos e impactos para el sector
La audiencia fue cerrada con la promesa de la ANP de evaluar "con cariño" y rigor técnico las contribuciones. El relator, Director Pietro Mendes, enfatizó la importancia estratégica del biometano para sustituir el diésel y generar empleo y renta.
Qué esperar ahora:
- Revisión del Borrador: Es altamente probable que la ANP altere el texto para enfocarse en el "volumen comercializado" y en el "concesionario", dado el consenso raro entre todos los eslabones de la cadena.
- Definición de los Plazos: La presión es por una publicación rápida, visto que las metas para 2026/2027 ya necesitan comenzar a cumplirse.
- Seguridad para Invertir: Para el inversor de biogás, la revisión a "volumen comercializado" puede reducir ligeramente el volumen total de la meta (base de cálculo menor), pero garantiza un mercado más sólido jurídicamente, con compradores (las empresas de gas) menos propensos a judicializar la regla.
La consolidación de esta resolución será la "señal verde" final para que los contratos de compra y venta de CGOB comiencen a firmarse a escala, transformando la promesa ambiental del biometano en un activo financiero tangible para el mercado brasileño.
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