BP et Iberdrola lancent les essais d'une unité d'hydrogène vert de 25 mégawatts à Castellón

BP a engagé la phase d'essais d'un projet d'hydrogène vert sur sa raffinerie de Castellón, sur la côte méditerranéenne espagnole. L'installation est développée avec Iberdrola et fonctionne avec une puissance de 25 mégawatts, rapporte le quotidien valencien Levante-EMV.

Ce qui est établi à ce stade

Deux entreprises portent le projet : BP, propriétaire et exploitant de la raffinerie de Castellón, et Iberdrola, l'électricien espagnol. Selon Levante-EMV, le chantier est terminé et l'installation est passée aux essais, l'étape durant laquelle une unité d'électrolyse fonctionne en conditions contrôlées avant la mise en service commerciale.

La puissance est la seule donnée ferme associée au projet : 25 mégawatts d'électrolyse installée. Cela place l'unité parmi les plus grandes installations d'hydrogène renouvelable en service en Espagne, mais très en deçà des projets de plusieurs centaines de mégawatts annoncés en Europe pour la seconde moitié de la décennie. Ni la date de mise en service, ni le volume de production, ni le montant investi n'ont été communiqués.

L'hydrogène est une charge de raffinage, pas une activité annexe

Pour une raffinerie, l'hydrogène n'est pas un produit optionnel mais une matière première de procédé. Les unités d'hydrotraitement le consomment pour retirer le soufre du gazole et du carburéacteur afin que les produits finis respectent les spécifications européennes, et l'hydrocraquage s'en sert pour convertir les fractions lourdes en coupes légères. Une raffinerie privée d'hydrogène ne peut plus produire de gazole aux spécifications.

Cet hydrogène est habituellement fabriqué sur site à partir de gaz naturel, ce qui constitue à la fois une charge carbone et une exposition directe au prix du gaz. Remplacer une partie de ce volume par de l'hydrogène issu de l'électrolyse alimentée en électricité renouvelable supprime les deux, à hauteur du volume substitué. À 25 mégawatts, la substitution reste partielle : l'unité couvre une fraction des besoins en hydrogène de la raffinerie, pas leur totalité.

Ce que les essais doivent démontrer

C'est pendant les essais que le modèle économique se confirme ou s'effondre. Pour un électrolyseur industriel intégré à une raffinerie en fonctionnement, les questions ouvertes sont opérationnelles :

• l'unité peut-elle suivre une alimentation électrique renouvelable variable sans réduire la durée de vie des stacks ni perturber le bilan hydrogène de la raffinerie ;
• la pureté de l'hydrogène reste-t-elle suffisante et stable pour les catalyseurs d'hydrotraitement ;
• quel est le coût au kilogramme rendu usine face à l'hydrogène produit à partir de gaz naturel.

Ces réponses détermineront si Castellón reste une démonstration ou devient la première tranche d'un ensemble plus vaste. L'enjeu dépasse BP : tous les raffineurs européens font face au même arbitrage sur la décarbonation de leur hydrogène, et les données d'exploitation d'une installation de cette taille sont rares.

Pourquoi l'Espagne

L'Espagne réunit ce dont l'électrolyse a besoin : un parc solaire et éolien important, des heures où l'électricité est bon marché et une industrie lourde proche du littoral et du réseau. Castellón se situe à cette intersection. Associer un électricien qui produit le courant à un raffineur qui consomme la molécule maintient les deux côtés de la transaction à l'intérieur d'un même partenariat et évite le problème de prix qui bloque ailleurs les projets d'hydrogène vert destinés à la vente.

Pour le marché, l'intérêt tient au modèle plutôt qu'au volume. Une unité de 25 mégawatts ne modifiera ni les bilans énergétiques espagnols ni le commerce européen de l'hydrogène. En revanche, elle peut fournir les premiers chiffres fiables de coût et de performance d'un électrolyseur intégré à une raffinerie à cette échelle, et ces chiffres orienteront les décisions d'investissement suivantes.