Reglamento de la UE sobre el metano 2024/1787: qué abarca y qué implica para el biogás

El Reglamento (UE) 2024/1787 sobre la reducción de las emisiones de metano en el sector de la energía fue adoptado en 2024 y entra en vigor en agosto de 2024 (el 4 de agosto). Impone a los operadores de la extracción y el transporte de petróleo, gas natural y carbón obligaciones de medición, notificación y verificación de las emisiones (MRV), de programas periódicos de detección y reparación de fugas (LDAR) y de limitación del venteo y de la quema en antorcha. Abarca también a los importadores, que en los próximos años tendrán que demostrar que los suministros de fuera de la UE cumplen requisitos equivalentes. Para las plantas de biogás, el reglamento no es directamente un acto clave, pero marca la tendencia de las expectativas respecto a la reducción del metano.

Alcance

El reglamento se refiere al sector de la energía: la extracción, la recogida, el procesamiento, el transporte, la distribución y el almacenamiento de gas, petróleo y carbón, incluidas las minas de hulla. Las obligaciones de los operadores comprenden:

1. El inventario de fuentes y las mediciones de las emisiones a nivel de fuente y de ubicación (en etapas posteriores).
2. LDAR: controles periódicos de estanqueidad con métodos determinados y reparación en los plazos fijados.
3. Limitaciones del venteo y de la quema en antorcha: prohibición del venteo y de la quema rutinarios, con excepciones para situaciones de emergencia y de seguridad.
4. La notificación a las autoridades nacionales y a la Comisión.
5. Requisitos para las minas en cuanto a las mediciones y la reducción de las emisiones del drenaje de metano.

Los plazos de aplicación están escalonados en el tiempo, y los detalles (métodos de medición, umbrales) los completan los actos de ejecución y delegados.

Importación

El reglamento crea un mecanismo por el que los importadores de petróleo, gas y carbón estarán obligados a demostrar que las emisiones de metano en la cadena de suministro cumplen requisitos equivalentes a los de la Unión. Las obligaciones de los importadores se introducen por etapas: en los primeros años predomina la notificación, y la exigencia de demostrar la equivalencia de las mediciones y de la notificación comienza a partir de 2027. Para el mercado del gas, esto significa una mayor transparencia y un posible coste para los suministros de países con mayor intensidad de emisiones.

Biogás y biometano

Las plantas de biogás no son los principales destinatarios de las obligaciones del reglamento, que se centra en los combustibles fósiles. Sin embargo:

• los gestores de las redes a las que se inyecta el biometano están sujetos a las normas sobre LDAR y notificación, lo que influye en los requisitos de medición y de estanqueidad de los puntos de conexión;
• en la estrategia sobre el metano de la UE y en los debates sobre la Directiva sobre emisiones industriales y sobre la certificación del biometano aparece el tema de la reducción de las fugas de las plantas de biogás;
• muchos Estados y organizaciones desarrollan buenas prácticas (códigos, campañas de medición);
• los requisitos de certificación (RED) ya tienen en cuenta en el balance las emisiones de metano del digestato y de la purificación (upgrading).

Es razonable, por tanto, implantar el LDAR y las mediciones de forma voluntaria antes de que se conviertan en un requisito generalizado.

Ejemplo: efecto en los costes de un gestor de red

Un gestor de red de distribución con 500 estaciones de regulación y medición implanta un programa LDAR: un control al año con cámara OGI cuesta, por ejemplo, 400 PLN por estación (supuesto), es decir, 200.000 PLN al año. Con 10 t de CH₄ de fugas evitadas (aprox. 280 t de CO₂e con GWP₁₀₀ = 28), el coste unitario es de aprox. 700 PLN/t de CO₂e. Las cifras son únicamente una ilustración de la forma de calcular.

A quién le importa

• los gestores de redes de gas (requisitos de medición y de reparación),
• los productores de biometano (calidad de los datos sobre estanqueidad, expectativas de los compradores),
• los importadores de gas y de GNL (requisitos para los proveedores),
• los proveedores de tecnologías de medición.

Perspectiva

El reglamento muestra que el metano se ha convertido en objeto de una regulación detallada. En los próximos años cabe esperar directrices sobre los métodos de medición y posibles ampliaciones a otros sectores. Los productores de biometano que ya hoy documentan las pérdidas estarán mejor preparados.

Cómo prepararse

Los productores de biometano pueden ya ahora inventariar los puntos de posibles fugas, implantar controles de estanqueidad en la estación de inyección a la red y en los locales tecnológicos y anotar los resultados en un registro. Conviene también acordar con el gestor de la red los procedimientos de intercambio de información sobre averías y trabajos previstos, porque muchas actuaciones del gestor influyen en la continuidad de la inyección. Desde la perspectiva comercial, unas pérdidas de metano bajas y documentadas pueden ser un argumento en las conversaciones con los compradores que notifican las emisiones de la cadena de suministro.

Diferencias con la RED

La RED regula la sostenibilidad y la reducción de emisiones de los biocombustibles, y el reglamento sobre el metano, el control de las emisiones en el sector de los combustibles fósiles. Ambos actos funcionan en paralelo y refuerzan la presión para reducir las pérdidas de metano, pero tienen destinatarios distintos y mecanismos de aplicación distintos.

Resumen

El reglamento sobre el metano no abarca directamente las plantas de biogás, pero desplaza los estándares en el sector del gas. Conviene seguir su aplicación, porque influye en las expectativas de los compradores y en la red a la que se inyecta el biometano.