BP e Iberdrola iniciam testes de unidade de hidrogênio verde de 25 megawatts em Castellón

A BP iniciou a fase de testes de um projeto de hidrogênio verde em sua refinaria de Castellón, no litoral mediterrâneo da Espanha. A instalação é desenvolvida em conjunto com a Iberdrola e opera com potência de 25 megawatts, segundo o jornal valenciano Levante-EMV.

O que está confirmado até agora

Duas empresas sustentam o projeto: a BP, dona e operadora da refinaria de Castellón, e a Iberdrola, elétrica espanhola. O Levante-EMV informa que a obra saiu da fase de construção e entrou em testes, etapa em que uma planta de eletrólise funciona em condições controladas antes da operação comercial.

A potência é o único dado firme divulgado: 25 megawatts de eletrólise instalada. Isso coloca a unidade entre as maiores de hidrogênio renovável em operação na Espanha, embora bem abaixo dos projetos de centenas de megawatts anunciados na Europa para a segunda metade da década. Não foram informados data de partida, volume de produção nem valor de investimento.

Hidrogênio é insumo de refino, não negócio paralelo

Para uma refinaria, o hidrogênio não é produto opcional, e sim insumo de processo. As unidades de hidrotratamento o consomem para remover enxofre do diesel e do querosene de aviação, de modo que os produtos atendam às especificações europeias, enquanto o hidrocraqueamento o utiliza para converter frações pesadas em leves. Sem hidrogênio, a refinaria perde a capacidade de produzir diesel dentro da especificação.

Esse hidrogênio costuma ser produzido na própria planta a partir de gás natural, o que representa tanto um passivo de emissões quanto exposição direta ao preço do gás. Substituir parte do volume por hidrogênio obtido via eletrólise com energia renovável elimina os dois fatores na proporção substituída. Com 25 megawatts, essa parcela é limitada: a unidade cobre parte da demanda de hidrogênio da refinaria, não o total.

O que a fase de testes precisa comprovar

É nos testes que o caso comercial se confirma ou desmonta. Para um eletrolisador industrial integrado a uma refinaria em operação, as dúvidas são operacionais:

• se a planta consegue acompanhar um fornecimento elétrico renovável variável sem encurtar a vida útil dos stacks nem desarranjar o balanço de hidrogênio da refinaria;
• se a pureza do hidrogênio se mantém estável no nível exigido pelos catalisadores de hidrotratamento;
• qual é o custo por quilo posto na planta em comparação com o hidrogênio de gás natural.

Essas respostas definem se Castellón continua sendo uma demonstração ou vira a primeira etapa de algo maior. A questão vai além da BP: todo refinador europeu enfrenta a mesma decisão sobre como descarbonizar o suprimento de hidrogênio, e há pouquíssimos dados de operação de plantas desse porte.

Por que a Espanha

A Espanha reúne o que a eletrólise exige: grande capacidade solar e eólica, horas de energia barata e indústria pesada próxima ao litoral e à rede. Castellón está nessa interseção. Unir a elétrica que gera a energia ao refinador que consome a molécula mantém os dois lados da transação dentro da mesma parceria e contorna o problema de preço que trava projetos de hidrogênio verde voltados à venda no mercado.

Para o mercado como um todo, o que importa é o modelo, não o volume. Uma unidade de 25 megawatts não altera os balanços energéticos espanhóis nem o comércio europeu de hidrogênio. O que ela pode entregar são os primeiros números confiáveis de custo e desempenho de um eletrolisador integrado a uma refinaria nessa escala, e serão esses números a orientar as próximas decisões de investimento.