RheEnergise demostró que el almacenamiento hidroeléctrico mediante un líquido de alta densidad puede funcionar fuera del laboratorio, después de construir en el emplazamiento de Cornwood, en Devon, dos depósitos, superior e inferior, e instalar las bombas, las tuberías y los equipos de generación; posteriormente, bombeó hacia arriba un líquido de propiedad de la empresa y lo hizo regresar a través de una turbina. La demostración alcanzó la capacidad de diseño de 500 kilovatios, pero no estaba conectada a la red y solo proporcionó unos 15 minutos de descarga a plena potencia.
Esta interpretación se basa en un análisis publicado por Michael Barnard y en el informe gubernamental final de la demostración británica. La conclusión principal no es que la tecnología haya fracasado, sino que demostrar que el sistema funciona es diferente de demostrar que puede ampliarse económicamente a proyectos de almacenamiento de varias horas o de varios gigavatios.
¿Qué demostró el proyecto de Cornwood?
El sistema fue diseñado inicialmente para funcionar durante cuatro horas a una potencia de 500 kilovatios, pero las dificultades para producir una cantidad suficiente de líquido con las especificaciones requeridas redujeron el inventario disponible. Además, el sistema integrado registró una eficiencia de ciclo completo del 59% antes de contabilizar las cargas parasitarias, que todavía no se habían medido. En cambio, RheEnergise supone una eficiencia cercana al 80% para los sistemas comerciales, con la posibilidad de que el rendimiento de los equipos de mayor tamaño mejore; sin embargo, la diferencia entre el supuesto y la medición actual sigue siendo un aspecto que necesita demostración práctica.
La demostración también reveló desafíos operativos, entre ellos la sensibilidad de la barita a la humedad, la inesperada lentitud del proceso de mezcla, las diferencias en la química de los materiales alternativos y la necesidad de meses de resolución de problemas y reformulación del proceso de producción del líquido. Estos resultados son naturales en un proyecto pionero, pero significan que el líquido no es simplemente un sustituto inerte del agua, sino una parte compleja de la propia planta de almacenamiento.
La ventaja de la densidad no es gratuita
La densidad del líquido utilizado es aproximadamente 2,5 veces la del agua. Desde el punto de vista de la ingeniería, esto permite almacenar la misma energía gravitatoria utilizando un volumen menor de líquido o una altura menor, lo que podría abrir la posibilidad de utilizar emplazamientos que no son adecuados para las centrales hidroeléctricas de bombeo tradicionales. Sin embargo, esta ventaja requiere fabricar un líquido cargado de minerales, manteniendo su homogeneidad, sus propiedades químicas y su comportamiento durante el bombeo y la descarga.
El problema aumenta con la duración del almacenamiento. Manteniendo constantes la potencia y la altura, cada hora adicional requiere aproximadamente una cantidad proporcional de líquido y, por tanto, una mayor cantidad del mineral de lastre. El análisis utiliza el ejemplo de una potencia de 600 megavatios durante 18 horas y estima que una composición rica en barita, según lo que revela una patente de RheEnergise, podría requerir alrededor de 8,8 millones de toneladas de barita solo para el líquido activo. Esto no incluye el inventario inactivo, las pérdidas de procesamiento ni las reservas.
El dilema de la duración y la competencia
La duración del almacenamiento sitúa a la tecnología entre competidores diferentes. Si RheEnergise se orienta a sistemas más cortos, como los de cuatro, seis u ocho horas, el suministro de minerales resulta relativamente más fácil, pero la empresa entra en un ámbito en el que las baterías de iones de litio tienen una presencia sólida y costes decrecientes. El análisis señala que la encuesta de BloombergNEF de 2025 estimó el precio de los paquetes de baterías para almacenamiento estacionario en unos 70 dólares por kilovatio-hora, advirtiendo que el precio del paquete no equivale al coste total de un sistema de almacenamiento instalado.
La orientación comercial inicial de la empresa también se centra en unidades de entre 10 y 20 megavatios, con una duración de almacenamiento de aproximadamente cuatro a ocho horas. En cambio, pasar a 12, 18 o 24 horas reduce la fuerza de la comparación con las baterías, pero aumenta la necesidad de minerales aproximadamente de forma lineal con la energía almacenada y, al mismo tiempo, refuerza la ventaja del almacenamiento hidroeléctrico convencional, que utiliza agua, un medio barato y estable que no requiere fabricar un material especializado.
¿Dónde podría tener éxito la tecnología en la práctica?
El análisis considera que la oportunidad más realista podría encontrarse en emplazamientos específicos cercanos a minas o canteras. En un mismo lugar podrían confluir terrenos afectados anteriormente por la actividad industrial, una topografía adecuada, una conexión limitada a la red y grandes reservas de un material apropiado o de residuos que pudieran utilizarse. Sin embargo, este modelo no elimina la limitación del emplazamiento, sino que añade nuevas condiciones relacionadas con la densidad y la química del material, su tasa de recuperación, el comportamiento de sus partículas y la economía de su procesamiento.
En la práctica, Cornwood demostró que es posible bombear el líquido denso y recuperar electricidad de él. Sin embargo, todavía no ha demostrado que este sistema pueda ofrecer almacenamiento de larga duración con un coste y una escala capaces de competir con las alternativas. Acortar la duración lo acerca a las baterías, mientras que prolongarla aumenta su dependencia de los minerales y vuelve a poner de relieve la ventaja del agua en las centrales hidroeléctricas de bombeo tradicionales. Por ello, según las pruebas disponibles actualmente, la tecnología parece estar destinada a ámbitos de aplicación específicos más que a constituir una solución general para el mercado del almacenamiento de larga duración.