BP e Iberdrola inician las pruebas de una planta de hidrógeno verde de 25 megavatios en Castellón

BP ha iniciado la fase de pruebas de un proyecto de hidrógeno verde en su refinería de Castellón, en la costa mediterránea española. La instalación se desarrolla junto a Iberdrola y funciona con una potencia de 25 megavatios, según informa el diario valenciano Levante-EMV.

Lo confirmado hasta ahora

Detrás del proyecto hay dos compañías: BP, propietaria y operadora de la refinería de Castellón, e Iberdrola, la eléctrica española. Levante-EMV señala que la iniciativa ha pasado de la construcción a las pruebas, la etapa en la que una planta de electrólisis opera en condiciones controladas antes de entrar en servicio comercial.

La potencia es el único dato firme del proyecto: 25 megavatios de electrólisis instalada. Eso la sitúa entre las mayores unidades de hidrógeno renovable en funcionamiento en España, aunque muy por debajo de los proyectos de varios centenares de megavatios anunciados en Europa para la segunda mitad de la década. No se han comunicado fecha de puesta en marcha, volumen de producción ni cifra de inversión.

El hidrógeno es materia prima de refino, no un negocio secundario

Para una refinería el hidrógeno no es un producto opcional, sino un insumo de proceso. Las unidades de hidrotratamiento lo consumen para eliminar el azufre del gasóleo y del queroseno de aviación y que los productos cumplan las especificaciones europeas; el hidrocraqueo lo emplea para convertir fracciones pesadas en ligeras. Una refinería sin suministro de hidrógeno pierde la capacidad de fabricar gasóleo conforme a especificación.

Ese hidrógeno se produce habitualmente en la propia planta a partir de gas natural, lo que supone a la vez una carga de emisiones y una exposición directa al precio del gas. Sustituir una parte por hidrógeno obtenido mediante electrólisis con electricidad renovable elimina ambos factores en proporción al volumen reemplazado. Con 25 megavatios esa proporción es parcial: la unidad cubre una parte de la demanda de hidrógeno de la refinería, no toda.

Qué debe resolver la fase de pruebas

Es en las pruebas donde el caso comercial se valida o se cae. Para un electrolizador industrial integrado en una refinería en operación, las incógnitas son de explotación:

• si la planta puede seguir un suministro eléctrico renovable variable sin acortar la vida útil de los stacks ni alterar el balance de hidrógeno de la refinería;
• si la pureza del hidrógeno se mantiene de forma estable en el nivel que exigen los catalizadores de hidrotratamiento;
• cuál es el coste por kilogramo puesto en planta frente al hidrógeno obtenido de gas natural.

De esas respuestas depende que Castellón siga siendo una demostración o se convierta en la primera fase de algo mayor. El asunto trasciende a BP: todos los refinadores europeos afrontan la misma decisión sobre cómo descarbonizar su suministro de hidrógeno y apenas existen datos de operación de instalaciones de este tamaño.

Por qué España

España reúne lo que la electrólisis necesita: gran potencia solar y eólica instalada, horas con electricidad barata e industria pesada próxima a la costa y a la red. Castellón está en esa intersección. Unir a una eléctrica que genera la energía con un refinador que consume la molécula mantiene las dos partes de la operación dentro de una misma alianza y evita el problema de precio que ha frenado los proyectos de hidrógeno verde destinados a la venta en el mercado.

Para el conjunto del mercado lo relevante es el modelo, no el volumen. Una unidad de 25 megavatios no alterará los balances energéticos españoles ni el comercio europeo de hidrógeno. Lo que sí puede aportar son las primeras cifras fiables de coste y rendimiento de un electrolizador integrado en una refinería a esta escala, y sobre esas cifras se apoyarán las siguientes decisiones de inversión.