BP und Iberdrola starten Testbetrieb einer 25-Megawatt-Anlage für grünen Wasserstoff in Castellon

BP hat an seiner Raffinerie in Castellon an der spanischen Mittelmeerküste die Testphase eines Projekts für grünen Wasserstoff begonnen. Die Anlage wird gemeinsam mit Iberdrola entwickelt und läuft mit einer Leistung von 25 Megawatt, wie die valencianische Zeitung Levante-EMV berichtet.

Was bislang gesichert ist

Hinter dem Vorhaben stehen zwei Unternehmen: BP als Eigentümer und Betreiber der Raffinerie Castellon und der spanische Stromversorger Iberdrola. Nach Angaben von Levante-EMV ist das Projekt von der Bauphase in den Testbetrieb übergegangen, also in jene Phase, in der eine Elektrolyseanlage vor dem kommerziellen Betrieb unter kontrollierten Bedingungen gefahren wird.

Die Leistung ist die einzige harte Zahl zum Projekt: 25 Megawatt installierte Elektrolyse. Damit zählt die Anlage zu den größeren Einheiten für erneuerbaren Wasserstoff in Spanien, bleibt aber deutlich unter den Vorhaben im dreistelligen Megawattbereich, die europaweit für die zweite Hälfte des Jahrzehnts angekündigt wurden. Inbetriebnahmetermin, Produktionsmenge und Investitionssumme wurden nicht genannt.

Wasserstoff ist Einsatzstoff, kein Nebengeschäft

Für eine Raffinerie ist Wasserstoff kein optionales Produkt, sondern ein Einsatzstoff. Hydrotreating-Anlagen benötigen ihn, um Schwefel aus Diesel und Kerosin zu entfernen, damit die Fertigprodukte europäische Spezifikationen erfüllen; im Hydrocracker dient er dazu, schwere Fraktionen in leichtere umzuwandeln. Ohne Wasserstoffversorgung kann eine Raffinerie keinen spezifikationsgerechten Diesel mehr herstellen.

Üblicherweise wird dieser Wasserstoff vor Ort aus Erdgas erzeugt. Das bedeutet zugleich eine CO2-Last und eine direkte Abhängigkeit von den Gaspreisen. Wird ein Teil davon durch Elektrolysewasserstoff aus erneuerbarem Strom ersetzt, entfallen beide Faktoren im Umfang der ersetzten Menge. Bei 25 Megawatt bleibt dieser Anteil begrenzt: Die Anlage deckt einen Teil des Wasserstoffbedarfs der Raffinerie ab, nicht den gesamten.

Was die Testphase klären muss

Im Testbetrieb entscheidet sich, ob der wirtschaftliche Fall trägt. Für einen industriellen Elektrolyseur in einer laufenden Raffinerie sind die offenen Fragen betrieblicher Natur:

• ob die Anlage einer schwankenden Einspeisung aus erneuerbaren Quellen folgen kann, ohne die Lebensdauer der Stacks zu verkürzen oder die Wasserstoffbilanz der Raffinerie zu stören;
• ob die Wasserstoffreinheit dauerhaft für die Katalysatoren der Hydrotreating-Anlagen ausreicht;
• wie die Kosten je Kilogramm frei Raffinerie im Vergleich zu Wasserstoff aus Erdgas ausfallen.

Davon hängt ab, ob Castellon eine Demonstrationsanlage bleibt oder zur ersten Ausbaustufe von etwas Größerem wird. Die Frage reicht über BP hinaus: Jeder europäische Verarbeiter steht vor derselben Entscheidung zur Dekarbonisierung seiner Wasserstoffversorgung, und Betriebsdaten aus Anlagen dieser Größenordnung gibt es kaum.

Warum Spanien

Spanien bietet, was Elektrolyse braucht: große Solar- und Windkapazitäten, Stunden mit billigem Strom und Schwerindustrie in Küsten- und Netznähe. Castellon liegt in dieser Schnittmenge. Die Kopplung eines Stromerzeugers mit einem Verarbeiter, der das Molekül selbst verbraucht, hält beide Seiten des Geschäfts in einer Partnerschaft und umgeht damit das Preisproblem, an dem Projekte für den freien Wasserstoffverkauf andernorts hängenbleiben.

Für den Markt insgesamt zählt das Muster, nicht die Menge. Eine Anlage mit 25 Megawatt verschiebt weder spanische Energiebilanzen noch den europäischen Wasserstoffhandel. Sie kann aber die ersten belastbaren Kosten- und Leistungsdaten eines in eine Raffinerie integrierten Elektrolyseurs dieser Größe liefern, und an diesen Zahlen werden sich die folgenden Investitionsentscheidungen orientieren.