Reglamento UE 2024/1787: las claves sobre la reducción de emisiones de metano en el sector energético

El metano es el segundo gas de efecto invernadero más importante tras el CO2 en su contribución al cambio climático, siendo responsable de aproximadamente un tercio del calentamiento climático actual.  

Según el IPPC, su impacto de calentamiento global es un 86 veces superior al de dióxido de carbono en un período de 20 años, lo que lo sitúa como una prioridad crítica en la política climática europea;  

Frente a esta realidad científica, la Unión Europea aprobó el Reglamento (UE) 2024/1787 del Parlamento Europeo y del Consejo, publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea el 15 de julio de 2024 y que representa el primer marco regulatorio vinculante a escala mundial para controlar exhaustivamente las emisiones de metano en los sectores de energía fósil.  

Este reglamento marca un cambio de paradigma: abandona el enfoque voluntario que caracterizaba iniciativas previas como OGMP 2.0 (Alianza para el Metano y el Gas del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente – PNUMA) e introduce obligaciones inmediatas y verificables para operadores e importadores de combustibles fósiles con el propósito de reducir de forma rentable el 77% de las emisiones de metano asociadas al petróleo, gas y carbón previstos para 2030.  

De esta forma se contribuye a limitar el calentamiento global a 1.5ºC conforme a los objetivos del Acuerdo de París y al Pacto Verde Europeo.

¿Qué es el Reglamento de la UE sobre la reducción de las emisiones de metano y cuándo entra en vigor? 

El Reglamento 2024/1787 es un instrumento jurídico de aplicación directa en todos los Estado miembros que, a diferencia de las directivas, no requiere transposición nacional.

Este reglamento establece un marco integral de medición, reporte y verificación (MRV) de emisiones de metano, sumado a obligaciones de mitigación operacional a través de la detección y reparación de fugas (LDAR), así como las restricciones severas al venteo y quema rutinaria de metano en antorcha.  

El (UE) 2024/1787 entró en vigor el 4 de agosto de 2024; sin embargo, los plazos para su implementación están escalonados, permitiendo a los operadores e importadores un proceso gradual de adaptación que se extiende hasta 2030.  

Sectores y actividades donde aplica el (UE) 2024/1787 

El reglamento 2024/1787 se aplica de forma exhaustiva a todos los sectores de energía fósil dentro de la Unión Europea, cubriendo toda la cadena de valor: desde la producción hasta la importación.  

En el sector del petróleo y gas natural se regulan todas las actividades:  

• Exploración y producción, incluyendo pozos inactivos, taponados temporalmente y abandonados.  

• Recolección y tratamiento de gas.  

• Transporte mediante gasoductos.  

• Distribución a consumidores finales.  

• Almacenamiento subterráneo de gas. 

• Instalaciones de gas natural licuado (GNL) que procesan combustible importado. 

La aplicación en el sector del carbón es igualmente exhaustiva: 

• Minas activas subterráneas 

• Minas a cielo abierto 

• Minas cerradas o abandonadas que aún emiten metano residualmente.  

Además, los importadores de combustibles fósiles (es decir, aquellos que comercializan petróleo crudo, gas natural o carbón de terceros países en el mercado de la Unión) están obligados a proporcionar información verificada sobre las emisiones de metano de sus proveedores internacionales, demostrando que los combustibles fueron medidos, reportados y verificados conforme a estándares equivalentes al reglamento.  

Los tres ejes operativos de cumplimiento: MRV, LDAR y Mitigación 

El nuevo reglamento europeo para la reducción de metano en el sector energético estructura las obligaciones de operadores e importadores en torno a tres pilares operacionales interdependientes: Medición, Reporte y Verificación (MRV), detección y reparación de fugas (LDAR) y restricciones de venteo y antorcha (mitigación).

MRV: Monitorización, Notificación y Verificación 

El pilar MRV establece el deber de medir con precisión, informar transparentemente y verificar de forma independiente cuánto metano emite cada operador.  

Ya no es suficiente con aportar estimaciones. Basándose en los estándares OGMP 2.0, el reglamento exige una transición progresiva desde los métodos del Nivel 1 -basados en factores genéricos de emisión- hasta los Niveles 4 o 5.  que implican mediciones directas y conciliación de datos entre las mediciones realizadas a nivel fuente y las totales del emplazamiento.

• Nivel 1: informes a nivel de empresa basado en factores de emisión genéricos. 

• Nivel 2: informes a nivel de segmento o activo basado en factores de emisión.  

• Nivel 3: informes a nivel fuente específica utilizando factores de emisión específicos del sitio o sector.  

• Nivel 4: informes basados en mediciones directas a nivel de fuente. 

• Nivel 5: el estándar más alto, incluyendo mediciones directas a nivel de fuente y conciliación técnica con mediciones globales del sitio.

A efectos prácticos, el texto distingue tres planos de trabajo: medición a nivel de fuente, medición a nivel de emplazamiento (site-level) y conciliación entre ambas cuando los resultados no encajan.

A nivel de fuente, el reglamento exige cuantificar las emisiones de metano en cada componente o punto potencialmente emisor. Aquí entran en juego válvulas, bridas, compresores, conexiones, equipos presurizados y, en general, cualquier elemento en el que una fuga pueda existir o aparecer con el tiempo.

Esta medición granular es la base para construir inventarios que dejen de depender de factores genéricos y pasen a reflejar el comportamiento real de cada instalación.

En paralelo, el Reglamento introduce la obligación de medir a nivel de emplazamiento o site-level, es decir, de disponer de al menos una medición que ofrezca una visión global del conjunto de la instalación. Ese «site-level» no tiene por qué depender de un único instrumento: puede basarse en sensores montados en plataformas móviles (vehículos, drones, aeronaves, embarcaciones o incluso satélites) o en redes de sensores fijos distribuidos alrededor del emplazamiento, así como en mediciones continuas puntuales situadas estratégicamente.

El propio Reglamento da un paso más y obliga a comparar y conciliar ambos niveles de cuantificación. Si la suma de las emisiones medidas a nivel de fuente (componente a componente) no coincide razonablemente con la medición global a nivel de emplazamiento, el operador debe investigar el origen de la discrepancia y ajustar su inventario o su programa de medición.

Esto puede revelar, por ejemplo, fuentes no identificadas, fugas intermitentes que solo se aprecian en determinadas condiciones o errores en los factores de emisión asignados a ciertos equipos. Desde la óptica de cumplimiento, esta exigencia de conciliación es clave: no basta con medir, hay que demostrar que los distintos métodos de medición «cuadran» entre sí de forma coherente y verificable.

Técnica LDAR de Detección y Reparación de Fugas  

El pilar LDAR es el mecanismo operacional que se centra en las emisiones fugitivas de metano procedente de componentes técnicos defectuosos. Estas fugas no son accidentes aislados sino la consecuencia inevitable de desgaste normal, corrosión, imperfecciones de fabricación y degradación de los materiales sometidos a presión, temperatura, humedad y ciclos de expansión-contracción a lo largo de décadas.  

El reglamento distingue dos tipos de campañas LDAR diferenciadas por el umbral de detección.  

• Las campañas LDAR de Tipo 1 empleadas para detectar fugas grandes o eventos «superemisores», por encima de los 7.000 ppm en volumen.  

• Las campañas LDAR de Tipo 2 buscan fugas más pequeñas, en torno a los 500 ppm, con el objetivo de capturar fugas incipientes.  

Al detectar una fuga por encima del umbral el operador decide inmediatamente si repararla o sustituir el componente en un máximo de 5 días tras el evento, completando  la tarea en un plazo no superior a treinta días después de su detección.  

En el caso de estas campañas LDAR, el Reglamento 2024/1787 especifica dónde debe medirse el metano en función del tipo de componente y de su ubicación física. La regla general es que la medición debe hacerse «lo más cerca posible de la fuente» pero el texto distingue tres casuísticas muy distintas: componentes de superficie, componentes subterráneos y componentes marinos.

• Para componentes de superficie o situados por encima del nivel del mar, las campañas LDAR deben realizarse acercando los dispositivos de detección (cámaras OGI, QOGI, detectores NDIR, etc) tanto como lo permita la seguridad hasta la propia fuente potencial de emisión. En la práctica, esto implica inspeccionar directamente válvulas, bridas, uniones, purgadores, conexiones de instrumentación y cualquier otro elemento donde se concentren esfuerzos mecánicos o condiciones que favorezcan el desgaste. El objetivo es identificar visualmente o cuantitativamente la fuga en el componente exacto donde se está produciendo para poder repararla o sustituir el componente con criterios claros de prioridad.
• Para componentes subterráneos, el Reglamento establece una metodología en dos fases. En la primera fase, el operador realiza una detección preliminar en el punto de contacto entre el terreno y la atmósfera, es decir, en superficie: se recorren las trazas de tubería enterrada, registros, arquetas o puntos de acceso con equipos adecuados para detectar la presencia de metano que haya migrado desde el subsuelo. Solo si en esta primera fase de detectan concentraciones por encima de los umbrales definidos, se pasa a una segunda fase en la que se excava o se realizan sondeos («bar-hole drilling») para aproximar la medición lo máximo posible a la fuente real de la fuga. Esa segunda fase es la que permite cuantificar con precisión la intensidad de la fuga y decidir cuál es la intervención más adecuada.
• En el entorno marino, el reglamento reconoce que las condiciones operativas son radicalmente distintas. para componentes situados a nivel del mar o bajo el fondo marino, exige recurrir a las mejores técnicas de detección disponibles adaptadas a ese contexto, siempre que estén alineadas con los requisitos de sensibilidad y fiabilidad del Reglamento.

Objetivo de mitigación: restricciones al venteo y quema rutinaria de metano en antorcha 

El tercer eje establece acciones centradas en erradicar prácticas operativas ineficientes. El venteo rutinario queda prohibido salvo en situaciones de emergencia fallo de seguridad o mantenimiento puntual estrictamente justificado.  

Para cada venteo permitido el operador debe documentar por qué no eran viables otras alternativas -reinyección de gas, utilización in-situ para la generación de electricidad o calor, envío a mercado o antorcha como último recurso.  

En cuanto a la quema en antorcha (flaring), el reglamento exige que sea sustituida por la reinyección o el uso comercial del gas siempre sea técnicamente posible. En caso de ser necesaria, la antorcha debe garantizar una eficiencia de destrucción del metano de al menos el 99%, lo que obliga a una monitorización constante de las condiciones de combustión para evitar que el metano simplemente sea liberado a la atmósfera sin quemar.  

Los operadores deben reportar anualmente todos los incidentes de venteo/antorcha: fecha, duración, volumen de metano liberado, causa y acciones correctivas, siendo una infracción grave cualquier venteo no documentado detectado por un inspector.  

Minas de carbón: puntos de medición de metano y frecuencia

En el caso específico del carbón, el Reglamento (UE) 2024/1787 no deja la medición de metano a la interpretación del operador: define de forma explícita en qué puntos debe medirse y con qué frecuencia, diferenciando entre minas activas y minas cerradas o abandonadas. La lógica de fondo es que la mayor parte del metano en este sector se concentra y libera a través de sistemas de ventilación y drenaje específicos, por lo que el control debe focalizarse precisamente en esos puntos de salida.

En las minas subterráneas activas, la medición debe realizarse mediante medición continua directa en todas las salidas de los pozos de ventilación. Esto obliga a instrumentar los conductos de ventilación con equipos capaces de monitorizar de forma continuada las concentraciones y caudales de metano que salen a la atmósfera, de modo que se pueda calcular casi en tiempo real el volumen emitido. No se trata de campañas puntuales, sino de un sistema permanente que registre la evolución de las emisiones a lo largo del tiempo y permita detectar desviaciones significativas respecto al nivel de base.

Además, en las estaciones de drenaje de gas de mina, el reglamento exige también medición continua directa de las emisiones totales de metano, incluyendo tanto el metano que se ventea como el que se quema en antorcha. De este modo, el operador debe poder demostrar no solo cuánto gas se está extrayendo y evacuando para garantizar la seguridad de la mina, sino también cuánto de ese gas se destruye efectivamente por combustión y cuánto se emite sin quemar.

Esta información es esencial para calcular la intensidad real de las emisiones de actividad minera y para evaluar opciones de aprovechamiento energético del metano de mina (CBM/CMM).

El caso de las minas cerradas o abandonadas tiene un tratamiento específico en el Anexo VIII, que se centra especialmente en aquellas cerradas después del 3 de agosto de 1954. El texto obliga a identificar puntos de posible emisión residual -por ejemplo antiguos pozos de ventilación, bocaminas, galerías conectadas a superficie o estructuras asociadas- e instalar equipos de medición en los elementos enumerados en el punto 1.5 del Anexo VIII cuando se detecten emisiones superiores a 0,5 toneladas de metano al año.

Para estos casos la frecuencia de la medición no puede ser meramente esporádica: se exige una periodicidad al menos horaria, en lo que en la práctica, implica sistemas automáticos de monitorización que reporten datos de forma continua o cuasi-continua.

Este enfoque convierte a las minas de carbón -activas y cerradas- en uno de los segmentos con requisitos de monitorización más estrictos de todo el Reglamento.

Tecnologías de monitorización continua de metano para el cumplimiento del Reglamento (UE) 2024/1787

Para cumplir con el nivel de precisión que exige la fase de conciliación de datos a nivel de emplazamiento y la detección rápida de eventos superemisores, apoyarse solo en campañas LDAR manuales trimestrales es insuficiente.

Aunque las inspecciones periódicas son obligatorias, dejan «zonas ciegas» temporales entre campañas en las que pueden producirse fugas intermitentes o episodios de venteo no planificado que el reglamento no permite ignorar.

Aquí es donde la monitorización continua mediante dispositivos bastados en sensores IoT se convierte en un complemento indispensable. La implementación de redes de sensores como Nanoenvi EQ permite una vigilancia 24/7 de los puntos críticos en el perímetro de las instalaciones. Estos dispositivos, diseñados para monitorizar la calidad del aire exterior, pueden equiparse con sensores de gases de alta sensibilidad y enviar datos en tiempo real a plataformas en la nube mediante 4G, Ethernet, WiFi o LoRaWAN, lo que facilita la detección temprana de anomalías que no aparecerían en una inspección puntual.

Detección de eventos intermitentes: muchas fugas o venteos no planificados se producen en ventanas temporales que las campañas manuales no captan. Una red de sensores fijos funciona como un sistema de alerta temprana: cuando detecta una subida anómala de concentración de metano, permite movilizar un equipo LDAR con cámaras OGI/QOGI para localizar y cuantificar la fuente y cumplir así  con los plazos de detección y reparación del artículo 14 de forma proactiva.

Soporte a la conciliación de datos a nivel de emplazamiento: disponer de series temporales de datos históricos de concentración en el emplazamiento integradas en plataformas digitales facilita la generación de informes MRV auditables. Esos datos permiten comparar lo que se calcula sumando emisiones a nivel de fuente con lo que realmente se observa a nivel de sitio, y ayudan a explicar o corregir discrepancias, tal y como exige el reglamento cuando habla de reconciliar cuantificación «por fuente» y «por emplazamiento».

Además de Nanoenvi EQ, desde Envira suministramos y desplegamos analizadores de gases de inmisión y equipos de proceso que encajan con los requisitos del Reglamento (UE) 2024/1787 para monitorización en continuo de metano y otros gases relevantes:

• Teledyne API – N901: analizador casi continuo de hidrocarburos que mide metano (CH₄), hidrocarburos totales (THC) y calcula hidrocarburos no metánicos (NMHC) mediante detector de ionización de llama (FID) combinado con cromatografía de gases, específico para monitorización de aire ambiente y emisiones fugitivas. Este tipo de equipo es especialmente útil cuando se necesita distinguir entre fracción metano y otros compuestos orgánicos volátiles en entornos de refino o gas.​​
• Siemens – ULTRAMAT 23: analizador multigás que puede medir de forma continua hasta cuatro componentes, incluidos CO₂ y CH₄ por infrarrojo, además de O₂ y H₂S mediante celdas electroquímicas o paramagnéticas. Es una solución robusta para monitorización de chimeneas, gases de combustión o corrientes de proceso donde el metano forma parte de una mezcla compleja.
• Ankersmid – atmosFIR CEM: sistema completo de monitorización continua de emisiones (CEMS) basado en espectroscopía FTIR, capaz de medir simultáneamente múltiples gases (CO, NOx, SO₂, NH₃, HCl, HF, CH₄, CO₂, H₂O, etc.) y de añadir nuevos componentes por software según evolucionen los requisitos regulatorios. Su capacidad para medir CH₄ en corrientes “hot and wet” lo hace apropiado para instalaciones de combustión y procesos donde el gas de chimenea tiene alta humedad o temperatura.​
• SICK – MCS100FT: sistema FTIR multicomponente certificado para monitorización de emisiones, que incluye CH₄ entre los parámetros medidos junto con CO, CO₂, Corg, HCl, HF, NOx, SO₂ y otros, con rangos típicos para metano que pueden llegar a decenas o centenas de ppm según configuración. Es adecuado para instalaciones que requieren cumplimiento de límites de emisión continuos y documentación trazable.​
• SICK – MCS200HW: analizador multigás que mide simultáneamente hasta diez componentes infrarrojo‑activos (entre ellos CH₄) además de O₂, con rangos certificados para metano en mg/m³ y capacidad de operación en entornos exigentes. Su enfoque modular permite adaptarlo a distintas configuraciones de chimeneas o líneas de proceso.​
• SICK – S700: familia de analizadores extractivos configurables para aplicaciones de biogás, gas natural y gases de proceso, donde la medición de metano es crítica para el control de calidad de gas y la optimización de procesos de metanación y upgrading. En el contexto del reglamento, estos equipos pueden utilizarse tanto para caracterizar corrientes de proceso como para alimentar inventarios MRV con datos de alta precisión.​
• SICK – FLOWSIC100 y FLOWSIC100 Flare‑XT: caudalímetros ultrasónicos diseñados para medición de caudal de gas en chimeneas y, en el caso del modelo Flare‑XT, específicamente para gas de antorcha y columnas de venteo. Aunque no miden concentración de metano por sí mismos, son fundamentales para calcular flujos másicos y volumétricos de gas en venteos y antorchas, lo que permite transformar datos de concentración (procedentes de analizadores como los anteriores) en emisiones totales de CH₄ en kg/h o t/año, tal y como requiere el reglamento para reportar emisiones totales y evaluar la eficiencia de la combustión en antorcha.

Combinando estos equipos de análisis continuo de gases con redes de sensores IoT y estaciones multiparámetro como Nanoenvi EQ, es posible diseñar una arquitectura de monitorización que cubra toda la cadena de exigencias del Reglamento (UE) 2024/1787: desde la detección temprana de fugas y eventos intermitentes hasta la medición continua en puntos de emisión regulados (chimeneas, antorchas, pozos de ventilación, estaciones de drenaje) y la conciliación robusta entre datos de fuente y de emplazamiento en los informes MRV.

Equipos de monitorización continua recomendados por tipo de emplazamiento

Conclusión 

El Reglamento (UE) 2024/1787 representa un punto de inflexión en la gobernanza climática global. Por primera vez se ha adoptado un marco regulatorio exhaustivo que impone obligaciones vinculantes, verificables y sancionables para reducir las emisiones de metano en toda la cadena de energía fósil.  

Este marco regulatorio está basado en tres pilares fundamentales interconectados: MRV, LDAR y Mitigación.  

Puesto que no se puede reducir lo que no se mide, el MRV fomenta la transparencia de datos, obligando a la medición, reporte y verificación de la cantidad de metano emitido tanto a nivel fuente como a nivel global en los emplazamientos.  

Las campañas LDAR, por su parte, buscan la detección precoz de fugas de CH4 y la reparación de los equipos en cortos periodos de tiempo; finalmente el pilar de mitigación elimina los “caminos fáciles” de venteo y antorcha rutinaria, con el fin de evitar las emisiones descontroladas de metano a la atmósfera.  

La monitorización en continuo pasa a convertirse en una herramienta indispensable para lograr un cumplimiento normativo exitoso.