La instalación de Castellón tiene una aplicación más lógica que muchos de los usos que se han intentado vender para el hidrógeno verde durante los últimos años. La refinería de BP ya consume hidrógeno de forma continua en sus procesos, cuenta con infraestructuras para manejarlo y puede sustituir parte del hidrógeno gris producido a partir de gas natural. En ese contexto, usar electricidad renovable para producir hidrógeno puede reducir emisiones en una actividad industrial existente. No es comparable con intentar justificar el hidrógeno en coches particulares, calefacción residencial o autobuses urbanos, donde la electrificación directa suele ser más eficiente, simple y barata.
Sin embargo, que el uso industrial sea razonable no significa que el modelo económico esté resuelto. La primera planta tiene una potencia de 25 MW y ha requerido alrededor de 75 millones de euros de inversión, además de 15 millones de euros procedentes de ayudas del Plan de Recuperación y fondos europeos. Ahora llega una reasignación de hasta 211 millones de euros del programa IPCEI Hy2USE. La dimensión de la ayuda deja claro que el hidrógeno verde todavía no se está desplegando porque sea competitivo por sí mismo, sino porque las administraciones consideran estratégico sostener su desarrollo con dinero público.
Conviene además no presentar los 211 millones como la aprobación definitiva de una planta de 200 MW. Iberdrola y BP indican que los fondos permitirán explorar oportunidades para aumentar la producción en Castellón. Eso significa que la ampliación sigue pendiente de demostrar que existen compradores, contratos de suministro, electricidad renovable disponible y un coste final asumible. La planta de 25 MW es una realidad física. La expansión hasta 200 MW continúa siendo una aspiración industrial condicionada a que los números salgan.
El precedente de Hydric Power en Puertollano obliga a mantener la cautela. El proyecto, participado por RIC Energy y Repsol, planteaba una gran instalación de hidrógeno renovable vinculada al complejo industrial de Repsol, pero fue abandonado antes de la decisión final de inversión al considerarse técnica y económicamente inviable. El problema no fue la falta de anuncios ni de interés institucional, sino que el proyecto no consiguió demostrar una estructura de costes y una viabilidad comercial suficientes. Es un recordatorio de que una refinería cercana, un comprador industrial potencial y un discurso de descarbonización no bastan por sí solos para convertir una iniciativa de hidrógeno en un negocio bancable.
El problema de fondo es que el hidrógeno verde compite contra varias alternativas que aprovechan mejor cada megavatio hora de electricidad renovable. Convertir electricidad en hidrógeno mediante electrólisis, comprimirlo, almacenarlo, transportarlo y volver a utilizarlo implica pérdidas significativas. Cuando una fábrica puede electrificar directamente un proceso, usar una bomba de calor, instalar un horno eléctrico o recurrir a baterías para gestionar energía, el hidrógeno parte normalmente con una desventaja de eficiencia y coste. Por eso, su papel debería limitarse a procesos donde no existe una alternativa eléctrica viable, no extenderse como una solución universal para cualquier problema energético.
El caso de Castellón puede tener sentido precisamente porque parte de una demanda industrial ya existente, pero incluso ahí persisten dudas relevantes. El hidrógeno producido reducirá la huella de carbono de una refinería, pero no transforma por sí solo la naturaleza de un complejo cuya actividad principal sigue ligada al petróleo. Además, para que una futura ampliación sea realmente verde tendrá que garantizar que la electricidad utilizada sea renovable adicional y no compita con otros usos más eficientes de esa misma generación, como la electrificación de hogares, transporte o industria.
La situación europea tampoco invita a asumir que todos los grandes anuncios terminarán materializándose. Los proyectos de hidrógeno bajo en emisiones siguen avanzando, pero los retrasos, cancelaciones y revisiones de objetivos muestran que los costes elevados, la demanda incierta, las infraestructuras pendientes y la dependencia de ayudas continúan siendo barreras decisivas. El riesgo es que la política industrial termine financiando instalaciones y redes basadas en previsiones de consumo demasiado optimistas, mientras los contribuyentes asumen el coste de una tecnología que todavía no ha demostrado poder competir de forma estable sin subvenciones.
La planta de Castellón será útil como prueba industrial y puede reducir emisiones frente al hidrógeno gris que sustituya. Pero la pregunta importante no es si el proyecto puede construirse con subvenciones, sino si será capaz de funcionar y ampliarse cuando esas ayudas disminuyan. El hidrógeno verde puede tener nichos relevantes en química, fertilizantes, acero o procesos industriales de alta temperatura, pero su futuro no debería medirse por la cantidad de fondos asignados ni por los megavatios anunciados. Debería medirse por su capacidad para desplazar combustibles fósiles de forma eficiente y mantenerse económicamente viable frente a alternativas eléctricas más directas.
Fuente: renewablesnow iberdrolaespana