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La arena, de calentar los trenes del siglo XIX a almacenar la energía del futuro
El mismo principio físico que templaba los vagones hace más de cien años inspira hoy sistemas capaces de conservar calor durante días para redes urbanas e industrias
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Mucho antes de que la arena comenzara a estudiarse como acumulador de energía térmica a escala industrial, ya cumplía una función similar en el transporte del siglo XIX.
En los inicios del ferrocarril en España, los vagones carecían de calefacción, por lo que las compañías recurrieron a los llamados ‘caloríferos’: recipientes metálicos portátiles y aplanados que se colocaban en el suelo de los compartimentos y servían también como reposapiés.
En las estaciones principales, el personal calentaba estos recipientes en salas dedicadas durante las paradas. Aunque habitualmente se rellenaban con agua hirviendo (o mezclas químicas de acetato de sodio y carbón), algunos modelos empleaban arena, la cual absorbía el calor y lo liberaba de forma gradual durante trayectos de dos a tres horas, momento en que eran sustituidos por otros recargados.
Inicialmente, estos dispositivos eran un privilegio de la primera clase, un derecho fijado por una Real Orden en 1868, según han explicado fuentes del Museo de Ferrocarril de Madrid para SINC.
No fue hasta 1906 cuando la normativa obligó a ofrecer caloríferos en segunda y tercera clase. Sin embargo, para entonces los coches de primera comenzaban a instalar calefacción fija por termosifón, por lo que los caloríferos portátiles quedaron relegados a los vagones inferiores hasta su progresiva desaparición.
Este concepto térmico se había adoptado también al otro lado del Atlántico, en los hogares de Estados Unidos. En 1865, los inventores Hermann Hock y Jacob Zilz habían patentado un calentador de pies compuesto por una caja de madera revestida interiormente de lana para retener el calor, y un depósito de hojalata que se llenaba con agua o arena caliente.
Colocado bajo la mesa o el sillón, permitía mantener los pies templados durante horas sin depender de la chimenea (el Museo Smithsonian conserva hoy uno de estos ejemplares).
La mayor batería de arena del mundo
Más de un siglo después, la empresa finlandesa Polar Night Energy aplica ese mismo principio a gran escala en Pornainen (cerca de Helsinki), donde opera la mayor batería de arena comercial del mundo: un depósito cilíndrico de 13 metros de alto por 15 de diámetro con 100 MWh de capacidad y 1 MW de potencia térmica que hemos podido visitar presencialmente.
Desde 2025, el sistema es la fuente principal de calefacción de la localidad —dejando la vieja caldera de biomasa como respaldo—. A diferencia de las baterías electroquímicas, almacena calor: aprovecha los excedentes o los bajos precios de la energía eólica y solar para calentar aire mediante resistencias.
Este aire circula por tuberías en el depósito, cargando 2000 toneladas de esteatita triturada (un subproducto de estufas elegido por su alta capacidad y conductividad térmica, aunque admite otros materiales granulares).
El material alcanza casi los 600 °C (operando habitualmente bajo los 500 °C) para calentar el agua de la red urbana a unos 80-100 °C. Con una vida útil estimada de 25 años a un ciclo diario, su almacenamiento continuo de hasta 100 horas permite cubrir cerca de un mes de calefacción local en verano o una semana en pleno invierno.
“Esto es una solución para países nórdicos, claro. Pero también puede usarse en otros lugares. En España no hay redes de calefacción urbana tan extensas, pero sí muchas industrias manufactureras. Y la mayoría de energía que necesitan estas industrias es energía térmica”, explica para SINC Mikko Paananen, responsable técnico del proyecto y CEO de la compañía energética finesa Loviisan Lämpö.
Paralelamente, Polar Night Energy desarrolla un proyecto piloto en Valkeakoski (también Finlandia) para reconvertir el calor de la batería en electricidad (Power-to-Heat-to-Power o P2H2P).
Para maximizar la eficiencia, el sistema operará a temperaturas más altas que los modelos convencionales de solo calor, buscando alcanzar un rendimiento eléctrico del 30 al 35 %, similar al de una central térmica tradicional.
“El almacenamiento térmico de arena, combinado con fuentes de energía libres de carbono, puede desempeñar un papel fundamental en los procesos industriales y el suministro energético a nivel de distrito. Su coste es menor, su capacidad energética es alta y proporciona calor y/o electricidad fiables y asequibles para la industria y las comunidades”, explica para SINC el investigador Zhiwen Ma, líder del Grupo de Sistemas de Energía Térmica del Laboratorio Nacional de las Montañas Rocosas (antes NREL de EE. UU.).
Su equipo ha desarrollado ENDURING, un sistema de almacenamiento (TES) con arena común. Nacido en 2011 para plantas termosolares, evolucionó hacia un modelo bidireccional que se carga con calor directo o electricidad barata de la red.
Para facilitar su adopción industrial, han diseñado unidades modulares prefabricadas de 10 MWh que integran carga y descarga sin necesidad de obras. Sin embargo, su mayor reto es mecánico: mover arena a altísimas temperaturas exige elevadores especiales que hoy no se fabrican en serie y requieren confección a medida.
Según señala Ma, estandarizar el diseño y la producción de estos equipos resulta clave para reducir costes y permitir el despliegue masivo de esta tecnología.
La investigadora española Elisa Alonso Romero, perteneciente al grupo de Energía Térmica para la Sostenibilidad de la Universidad Politécnica de Madrid, por su parte, considera igualmente que la aplicación donde las baterías de arena demuestran un mayor potencial y viabilidad es en el calor industrial de media y alta temperatura (en sectores como la alimentación, la química o los materiales), ya que el uso directo del calor evita las pérdidas asociadas a su reconversión eléctrica.
Una gran pila de arena en tu sótano
El profesor Tadas Ždankus, de la Universidad Tecnológica de Kaunas (Lituania), ha liderado un estudio sobre la efectividad de los sistemas STES (Almacenamiento Estacional de Energía Térmica) en el ámbito residencial. Su filosofía coincide con la de Polar Night Energy, pero adaptada a escala doméstica: acumular excedentes de paneles fotovoltaicos o electricidad barata para calentar viviendas.
Junto a Sandeep Bandarwadkar, simuló durante tres años un depósito subterráneo de 300 m² de arena conectado a paneles solares para una casa unifamiliar en el gélido clima del país báltico. La arena demostró ser un medio muy eficaz, cubriendo el 100 % de la demanda de calefacción desde el primer año. Aunque en el ciclo inicial se perdió un 35,2% de la energía por fugas hacia el terreno frío circundante, el sistema ganó eficiencia progresivamente.
El hallazgo científico más relevante fue el ‘autoacondicionamiento’ del suelo: con el uso, el terreno adyacente absorbe calor residual y actúa como un colchón aislante natural. Gracias a esto, en el tercer año las pérdidas cayeron, la temperatura máxima de la arena aumentó en más de 3,7 °C y el sistema retuvo casi 800 kWh más de energía que al principio.
“A escala residencial, veo potencial, pero el sistema debe diseñarse con sumo cuidado”, aconseja el investigador, en conversaciones con SINC. “Para una vivienda unifamiliar, el volumen de almacenamiento, el aislamiento térmico, las pérdidas de calor, las condiciones del terreno, la humedad y el sistema de calefacción del edificio son factores cruciales. En algunos casos, si se aíslan adecuadamente y se adaptan técnicamente, incluso los sótanos o espacios subterráneos sin usar podrían utilizarse para la acumulación térmica. Sin embargo, esto no debe entenderse como una solución simple o universal. Debe integrarse en el sistema energético general del edificio”, recomienda.
Ždankus subraya que esta tecnología no busca competir con las alternativas térmicas de gran escala pensadas para redes de distrito —como el BTES (almacenamiento por perforaciones profundas en la roca) o el ATES (almacenamiento mediante pozos en acuíferos subterráneos)—, sino actuar como una solución complementaria en entornos locales y autónomos. Su principal valor reside en permitir que un hogar reduzca su dependencia energética externa y se proteja de las subidas de precio en invierno.
A pesar de sus ventajas, el modelo afronta limitaciones como el elevado coste inicial y el gran espacio necesario, además de dudas sobre las posibles deformaciones del suelo tras continuos ciclos de calentamiento y enfriamiento.
España, mucho más que arena de playa
¿Tendrían cabida estos sistemas para usos residenciales o industriales en España? ¿O son algo que tiene sentido únicamente en países nórdicos y con climas extremadamente fríos como Finlandia, Suecia o Lituania?
Ždankus opina que en lo que respecta a España y Madrid, sus condiciones podrían ser idóneas para el almacenamiento térmico de energía mediante arena, sobre todo “por el marcado contraste estacional entre veranos calurosos e inviernos fríos”.
Sin embargo, el investigador de la Universidad Tecnológica de Kaunas apunta a que la clave reside en la demanda real de calor: “el sistema solo resulta viable si existe una necesidad suficiente y bien definida de calor almacenado durante el periodo frío. Por lo tanto, cada caso debe evaluarse en función de la demanda local de calor, la disponibilidad de energía solar, la escala del edificio o distrito y la viabilidad económica”, matiza.
Silvia Trevisan, profesora interina del departamento de Energía del Real Instituto de Tecnología KTH (de Suecia), no duda que “funcionarían perfectamente” en conversaciones con SINC. “Lo que pasa es que en países nórdicos las redes de calefacción distrital están mucho más extendidas, y por eso hay más almacenamiento térmico a gran escala”, señala.
Para Alonso, la viabilidad de los lechos granulares en España puede resultar especialmente alta debido a tres factores clave: la alta penetración de energías renovables que exigen soluciones económicas de almacenamiento, el liderazgo y la infraestructura previa en energía termosolar, así como una importante demanda industrial de calor aún poco electrificada.
“Mientras que en el norte de Europa su despliegue estaría más ligado a la infraestructura térmica existente, en España su valor diferencial sería su papel dentro de sistemas energéticos flexibles, acoplados a renovables y a demandas térmicas industriales”, apostilla.
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