India está convirtiendo sus grandes refinerías estatales en los primeros clientes industriales de una nueva economía del hidrógeno. Cuatro proyectos vinculados a Indian Oil Corporation (IOCL), Bharat Petroleum Corporation (BPCL), Hindustan Petroleum Corporation (HPCL) y Numaligarh Refinery (NRL) han generado contratos para el suministro de aproximadamente 30.000 toneladas anuales de hidrógeno verde.
El Gobierno de India confirmó que los contratos abarcan 30.000 toneladas métricas anuales de suministro para estas cuatro empresas, dentro de la estrategia de la National Green Hydrogen Mission.
La distribución comprende 10.000 toneladas anuales para la refinería de Panipat de Indian Oil, 5.000 toneladas para Bina de BPCL, 5.000 toneladas para Visakhapatnam de HPCL y otras 10.000 toneladas para Numaligarh Refinery en Assam.
Las refinerías crean demanda para el hidrógeno
El hidrógeno no es un combustible nuevo para las refinerías.
En una refinería moderna, el H₂ interviene en procesos destinados a mejorar la calidad de los combustibles y eliminar contaminantes. El hidrotratamiento, por ejemplo, utiliza hidrógeno para remover azufre, nitrógeno y otros compuestos de las corrientes de hidrocarburos.
Tradicionalmente, una parte importante se produce mediante procesos basados en gas natural, principalmente reformado con vapor de metano, o a partir de otras materias primas fósiles.
Por ello, sustituir hidrógeno convencional por hidrógeno verde permite actuar directamente sobre una corriente de consumo industrial ya existente.
Esta característica convierte a las refinerías en clientes ancla.
En lugar de construir primero enormes plantas de electrólisis y buscar posteriormente compradores, India está utilizando contratos de largo plazo para proporcionar visibilidad sobre la demanda antes de que las instalaciones entren en operación.
Cuatro refinerías, 30.000 toneladas anuales
Los cuatro proyectos representan una primera masa de demanda industrial distribuida geográficamente.
Indian Oil — Panipat: 10.000 toneladas/año.
IndianOil adjudicó a L&T Energy GreenTech el desarrollo de una planta de 10.000 toneladas anuales. El hidrógeno sustituirá producción de origen fósil utilizada en las operaciones de la refinería. IndianOil prevé la puesta en servicio en diciembre de 2027.
El precio nivelado adjudicado fue de ₹397/kg, incluido GST, bajo un contrato de largo plazo.
BPCL — Bina: 5.000 toneladas/año.
BPCL ya había puesto en operación un electrolizador de 5 MW en Bina y avanzó paralelamente hacia un proyecto de mayor escala para sustituir hidrógeno convencional en la refinería. Su programa forma parte de la expansión del uso industrial de hidrógeno renovable dentro de la compañía.
HPCL — Visakhapatnam: 5.000 toneladas/año.
HPCL adjudicó a Ocior Energy un proyecto de 5.000 toneladas anuales bajo un esquema build-own-operate de 25 años. El proyecto está diseñado para suministrar hidrógeno directamente a la refinería de Visakhapatnam y sustituir parcialmente el hidrógeno gris.
Numaligarh Refinery — Assam: 10.000 toneladas/año.
NeuEN Green Energy, empresa conjunta 50:50 de BPCL y Sembcorp, obtuvo el contrato para producir y suministrar 10.000 toneladas anuales durante 25 años. La instalación está prevista para iniciar operaciones comerciales en 2028.
En conjunto, los cuatro proyectos suman 30.000 toneladas anuales de demanda contratada.
El modelo SIGHT reduce el riesgo inicial
La arquitectura que está detrás de estos contratos es el programa SIGHT Mode 2B, creado dentro de la National Green Hydrogen Mission.
El mecanismo contempla incentivos para la adquisición de hidrógeno verde por parte de empresas de petróleo y gas, con el objetivo de estimular la demanda industrial y ayudar a reducir la diferencia inicial de costos frente al hidrógeno convencional. Las directrices oficiales del programa fueron establecidas por el Ministerio de Nuevas y Energías Renovables de India.
Si el hidrógeno verde cuesta inicialmente más que el hidrógeno convencional, un consumidor industrial tiene pocos incentivos para asumir por sí solo todo el diferencial.
El mecanismo público permite reducir parte de ese riesgo mientras las empresas compiten por ofrecer el menor precio posible.
La dificultad técnica está en la disponibilidad
Una refinería funciona como una instalación de proceso continuo.
Los electrolizadores, por el contrario, dependen de electricidad renovable que puede presentar variaciones horarias.
Ahí aparece un desafío de ingeniería que no siempre queda reflejado en los anuncios de capacidad. Un electrolizador puede tener una potencia nominal determinada, pero la refinería necesita un suministro de hidrógeno compatible con sus procesos.
En el caso de Numaligarh, el proyecto de NeuEN contempla precisamente una combinación de generación renovable híbrida y almacenamiento para favorecer una operación más estable. La pregunta técnica será entonces cuánto tiempo puede mantenerse el suministro dentro de las condiciones contractuales y qué nivel de utilización real alcanzarán los electrolizadores.
FUENTE y FOTO: https://fuelcellsworks.com/
