Iberdrola e Bp hanno spostato 211 milioni sull’idrogeno

La riallocazione di 211 milioni dal programma Ue Hy2Use finanzia l’espansione dell’elettrolizzatore da 25 MW a Castellón

Non un finanziamento ex novo, ma una riallocazione che sposta oltre duecento milioni di euro su una raffineria: a Castellón l’idrogeno verde smette di essere un pilota e inizia a fare i conti con la taglia reale. Iberdrola España e BP hanno ottenuto dal Ministero spagnolo per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica l’approvazione per la riallocazione di fondi dal programma IPCEI Hy2USE fino a 211 milioni di euro. I soldi, veicolati dall’Istituto per la Diversificazione e il Risparmio Energetico (IDAE), servono a espandere la produzione di idrogeno verde nella raffineria BP di Castellón, dove la joint venture Castellón Green Hydrogen ha già completato la costruzione di un impianto da 25 MW.

È il meccanismo a rendere interessante l’operazione, ancor prima della cifra tonda. Il programma IPCEI Hy2USE, nato per finanziare progetti di interesse comune europeo nella filiera dell’idrogeno, non assegna nuove risorse: le ridistribuisce dove c’è un progetto che ha superato la fase progettuale e dimostra di poter assorbire capitale reale. La riallocazione a Castellón segnala che qualcuno, in Spagna, ha un cantiere chiuso e un impianto da accendere.

Il finanziamento che cambia scala

I numeri sono questi: 25 megawatt di capacità di elettrolisi, 211 milioni di euro dal programma IPCEI Hy2USE attraverso l’IDAE, altri 15 milioni dal programma Innovative Value Chain and Knowledge in Renewable Hydrogen del Piano di Ripresa, Trasformazione e Resilienza spagnolo. La joint venture Castellón Green Hydrogen, creata da Iberdrola España e BP, ha terminato la fase di costruzione e l’impianto è ora in commissioning. Secondo le previsioni, entro il 2026 dovrebbe diventare il più grande impianto di idrogeno verde operativo in Spagna.

Per la raffineria di Castellón, l’idrogeno non è una novità: è una materia prima che serve da decenni per i processi di desolforazione e hydrocracking. La differenza è che finora veniva prodotto per steam reforming del metano, con una impronta carbonica pesante. Sostituire quella produzione grigia con idrogeno da elettrolisi alimentata da fonti rinnovabili è l’operazione che dà senso tecnico ed economico all’investimento. L’elettrolizzatore da 25 MW non è un dimostratore: è un’unità produttiva pensata per inserirsi nei flussi di materia della raffineria con una logica di fornitura continua.

Ma venticinque megawatt, per quanto rappresentino un primato nazionale, sono una taglia che non trasforma una raffineria. Servono a coprire una quota del fabbisogno, non a decarbonizzare l’intero ciclo. Il progetto è costruito per essere espandibile, e i fondi appena riallocati servono proprio a questo: aumentare la capacità produttiva oltre il nucleo iniziale. La domanda che resta aperta è quale soglia di capacità installata serva perché il costo dell’idrogeno verde scenda sotto la soglia di competitività con il grigio, e quanto di quel percorso possa essere finanziato a debito pubblico prima di dover reggersi su fondamentali di mercato.

L’illusione del gigante pulito

Essere il più grande impianto di idrogeno verde di Spagna, con 25 MW di targa, racconta più dei limiti attuali della tecnologia che della sua maturità. Sulla scala globale, gli elettrolizzatori in funzione o in costruzione avanzata si contano ancora in decine di megawatt, non in gigawatt. Il paradosso è che per avere un impatto sui settori hard-to-abate servono taglie di due o tre ordini di grandezza superiori, e ogni scaling up intermedio va finanziato quasi interamente con sussidi pubblici perché il differenziale di costo rispetto all’idrogeno fossile resta troppo largo.

L’impianto di Castellón ha assorbito oltre 226 milioni di euro di fondi pubblici tra IPCEI e Piano di Ripresa spagnolo. Rapportati ai 25 MW installati, sono circa 9 milioni a megawatt. Sono costi da prima generazione industriale: lontani dai prototipi da laboratorio, ma ancora distanti dalla taglia in cui il costo per megawatt inizia a scendere per economia di scala. Il commissioning che è appena iniziato dirà molto sull’efficienza reale dell’elettrolizzatore in condizioni operative continue, non su ciclo di test breve. È lì che si misura lo scarto tra specifiche di targa e prestazioni effettive, e che si accumulano i dati per progettare l’espansione.

C’è poi il nodo dell’addizionalità. L’idrogeno è verde solo se l’elettricità che lo produce viene da fonti rinnovabili aggiuntive, non sottratte alla rete che già le utilizza per decarbonizzare altri consumi. La normativa europea sugli RFNBO (Renewable Fuels of Non-Biological Origin) impone criteri stringenti di correlazione temporale e geografica tra produzione rinnovabile e consumo dell’elettrolizzatore. Senza nuova capacità rinnovabile dedicata, un elettrolizzatore da 25 MW rischia di spostare emissioni anziché abbatterle. I promotori del progetto dovranno dimostrare che i contratti di fornitura elettrica soddisfano questi criteri, altrimenti l’idrogeno di Castellón sarà formalmente rinnovabile ma fisicamente grigio. È la differenza tra una certificazione e una riduzione netta di CO₂.

La vera incognita è il punto di pareggio economico. Finché l’idrogeno verde costa tra i 6 e gli 8 euro al chilo, contro circa 1,5-2 euro dell’idrogeno da steam reforming senza carbon pricing, il differenziale va coperto con fondi pubblici o con obblighi normativi. I 211 milioni appena riallocati comprano tempo e scala, ma non risolvono l’equazione di fondo: quando un impianto come quello di Castellón potrà funzionare senza sussidi operativi, oltre che in conto capitale?

Cosa arriva domani nel tubo

Nonostante le incognite, i contratti di fornitura si stanno firmando. L’idrogeno verde prodotto a Castellón potrebbe essere destinato a industrie difficili da decarbonizzare come la ceramica e la chimica, due settori forti nel distretto industriale valenciano che non hanno alternative elettriche dirette per i loro processi termici ad alta temperatura. I forni ceramici di Castelló de la Plana e dintorni, che oggi vanno a gas naturale, sono un caso d’uso quasi perfetto per l’idrogeno: richiedono temperature che l’elettrificazione fatica a raggiungere, hanno consumi concentrati e prevedibili, e appartengono a una filiera corta rispetto al punto di produzione.

L’impianto è entrato nella fase di test di commissioning, il passaggio in cui ogni componente del sistema — stack di elettrolisi, compressori, sistemi di purificazione, stoccaggio — viene verificato in condizioni operative reali prima dell’accettazione definitiva. È la fase che separa la fine dei lavori dalla produzione commerciale, e nei progetti di prima generazione può durare mesi. Che la costruzione sia conclusa e il commissioning avviato, con un finanziamento riallocato e già incanalato, mette Castellón in una posizione diversa rispetto alla maggior parte dei progetti europei di idrogeno verde, che restano ancora sulla carta o in fase di permitting.

La prova definitiva non sarà il finanziamento, né la potenza installata. Sarà il primo metro cubo di idrogeno verde che accende un forno ceramico senza emissioni, a un costo che l’industria cliente può sostenere senza incentivi permanenti.