Una solución que aprovecha el calor sobrante del verano, reduce el consumo de combustibles fósiles y podría revolucionar la calefacción urbana.
- 380.000 m³ de agua permitirán almacenar enormes cantidades de energía térmica en una antigua explotación de grava.
- 18.000 MWh de capacidad por carga, equivalentes, según los promotores, a las necesidades anuales de calefacción de unas 1.000 viviendas unifamiliares.
- Hasta el 25 % de la demanda anual de calefacción urbana de Hyvinkää podría cubrirse con la energía gestionada por la instalación.
- 4.400 toneladas de CO₂ al año podrían evitarse gracias a la reducción del consumo de combustibles fósiles.
- 33 millones de euros de inversión y entrada en funcionamiento prevista para otoño de 2027.
En Finlandia se está construyendo una infraestructura energética que demuestra que almacenar energía renovable no siempre requiere baterías de litio ni materiales sofisticados. En la ciudad de Hyvinkää, al norte de Helsinki, una antigua gravera está siendo transformada en un gigantesco depósito subterráneo de agua caliente, diseñado para conservar energía térmica durante meses y aprovecharla cuando llegue el invierno.
El proyecto, impulsado por la empresa municipal Hyvinkään Lämpövoima, aprovechará excedentes de calor industrial y electricidad de origen renovable para calentar cientos de miles de metros cúbicos de agua. Posteriormente, esa energía se utilizará para abastecer la red urbana de calefacción, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
La instalación representa una aplicación a gran escala de una tecnología relativamente sencilla: guardar calor cuando está disponible para utilizarlo cuando realmente se necesita.
Una antigua gravera convertida en almacén de energía
La instalación se ubica en Kulomäki, sobre los terrenos de una explotación de grava que había dejado de utilizarse. En lugar de abandonar el espacio o destinarlo a otra actividad extractiva, el proyecto aprovechará sus características para construir una enorme balsa de almacenamiento térmico.
El depósito tendrá 20 metros de profundidad y estará cubierto por una estructura aislante de aproximadamente 225 metros de largo y 165 metros de ancho. En su interior se almacenarán 380 millones de litros de agua.
A diferencia de las baterías electroquímicas, que almacenan electricidad mediante reacciones químicas, este sistema conserva la energía en forma de calor sensible. Cuanto mayor es la diferencia de temperatura del agua respecto a su estado inicial, mayor es la energía térmica que puede acumular.
Para evitar pérdidas de agua y reducir las pérdidas térmicas, el depósito incorporará revestimientos impermeables y una cubierta aislante. Esta última resulta especialmente importante en un país donde las temperaturas invernales pueden mantenerse bajo cero durante periodos prolongados.
Una vez terminado, el sistema quedará conectado a la red de calefacción urbana de Hyvinkää, una ciudad de aproximadamente 47.000 habitantes.
Cómo funciona esta gigantesca batería de agua caliente
El funcionamiento se basa en la tecnología conocida como Pit Thermal Energy Storage (PTES), o almacenamiento de energía térmica en excavaciones.
El proceso combina tres elementos: una fuente de calor disponible, un gran volumen de agua para almacenar energía y una red de distribución capaz de utilizarla posteriormente.
1. Captación del calor excedente
Durante los meses cálidos, la instalación recibirá energía térmica procedente de procesos industriales cercanos y de calderas eléctricas alimentadas con electricidad renovable.
Estas calderas permiten transformar electricidad en calor. Así, cuando existe disponibilidad de generación eléctrica a bajo coste, parte de esa energía puede almacenarse en lugar de utilizarse inmediatamente.
2. Almacenamiento en agua a alta temperatura
El agua del depósito funcionará dentro de un intervalo de temperaturas de entre 40 y 90 °C.
El sistema aprovechará la estratificación térmica: el agua más caliente, menos densa, tiende a permanecer en las capas superiores, mientras que la más fría se sitúa en la parte inferior.
Esta distribución facilita la extracción de agua a distintas temperaturas y ayuda a conservar la calidad térmica de la energía almacenada, siempre que las operaciones de carga y descarga limiten la mezcla entre capas.
3. Recuperación del calor durante el invierno
Cuando aumente la demanda de calefacción, el sistema transferirá la energía almacenada a la red urbana mediante su circuito hidráulico y los equipos de intercambio térmico correspondientes.
El calor circulará por tuberías aisladas hasta los edificios conectados a la red. Después de ceder energía, el agua del circuito regresará a menor temperatura para continuar el proceso.
De esta forma, la ciudad podrá aprovechar durante los periodos fríos parte de la energía recuperada o generada anteriormente, reduciendo la necesidad de producir calor mediante combustibles fósiles.
Una capacidad de almacenamiento de 18.000 MWh por carga
Una de las cifras más llamativas del proyecto es su capacidad para almacenar 18 GWh de energía térmica en una sola carga, equivalentes a 18.000 MWh.
Según la empresa promotora, esa cantidad representa aproximadamente la energía necesaria para cubrir la calefacción anual de 1.000 viviendas unifamiliares, aunque el consumo real depende del aislamiento, la superficie y las condiciones climáticas de cada vivienda.
El sistema tendrá también una potencia máxima de carga y descarga de 60 MW, lo que permitirá introducir o recuperar grandes cantidades de energía térmica en función de las necesidades de la red.
Es importante distinguir dos magnitudes que pueden confundirse:
- 18.000 MWh representan la capacidad energética de una carga completa.
- 90.000–100.000 MWh anuales representan la energía térmica que se prevé gestionar a lo largo del año mediante sucesivos ciclos de carga y descarga.
Por tanto, los 100.000 MWh no constituyen la capacidad que el depósito puede almacenar simultáneamente. La diferencia responde a que la instalación podrá utilizarse varias veces durante el año y no únicamente en un ciclo de verano a invierno.
Esta flexibilidad es especialmente interesante para las redes de calefacción urbana, donde la demanda varía considerablemente entre estaciones.
Tuberías especiales para transportar el calor sin desperdiciarlo
Uno de los principales desafíos de esta infraestructura es transportar agua a temperaturas elevadas con pérdidas térmicas reducidas y garantizar la durabilidad de los componentes enterrados.
La empresa ISOPLUS Finland ha suministrado parte de las tuberías preaisladas y accesorios necesarios para conectar el depósito con la red de calefacción.
Entre los componentes destacan 324 metros de tuberías de acero inoxidable, suministradas en 27 tramos de 12 metros, con diámetros nominales DN400 y DN500. También se han fabricado codos, piezas de anclaje y reductores para adaptar las conexiones.
Las tuberías utilizan acero inoxidable EN 1.4404 y están diseñadas para trabajar con un sistema de presión nominal PN10, mientras que determinadas envolventes se han dimensionado con criterios correspondientes a PN16.
El aislamiento exterior resulta fundamental para limitar las pérdidas energéticas durante el transporte del agua caliente. Además, el empleo de componentes resistentes a la corrosión busca aumentar la vida útil de una instalación que deberá funcionar durante décadas.
Una inversión de 33 millones de euros que podría ahorrar millones al año
El presupuesto del proyecto asciende a 33 millones de euros, de los cuales aproximadamente 7,7 millones proceden de una subvención del Ministerio de Asuntos Económicos y Empleo de Finlandia, dentro de un programa destinado a impulsar grandes proyectos de transición energética.
La compañía promotora estima que el depósito permitirá ahorrar varios millones de euros anuales en la adquisición de combustibles.
El ahorro se basa en aprovechar energía térmica que, en determinadas circunstancias, tiene un coste inferior al de la producción convencional de calefacción durante los meses más fríos.
También permitirá utilizar las calderas eléctricas de forma flexible, priorizando las horas en las que la electricidad resulte más económica.
Sin embargo, el ahorro económico real dependerá de los precios futuros de la energía, de la disponibilidad de calor residual, de las pérdidas térmicas y de los costes de operación y mantenimiento. Por el momento, las cifras publicadas son previsiones de la empresa promotora, no resultados operativos verificados.
El reto ambiental de almacenar millones de litros de agua caliente
Aunque la tecnología no necesita materiales electroquímicos como el litio o el cobalto, construir un depósito de semejantes dimensiones también plantea desafíos ambientales.
La instalación se encuentra en una zona con presencia de aguas subterráneas. Por tanto, uno de los riesgos que deben controlarse es la transmisión de calor al terreno y al acuífero circundante.
Para reducirlos, el proyecto contempla una doble membrana impermeabilizante, sistemas de detección de fugas y una red de vigilancia ambiental con 18 puntos de observación de aguas subterráneas.
También se prevé recuperar parte del calor que pudiera transmitirse al subsuelo mediante un sistema de almacenamiento térmico en acuíferos (ATES), asociado a bombas de calor. Su función será limitar el calentamiento del agua subterránea y recuperar energía aprovechable.
Estas medidas no eliminan por completo el impacto ambiental, pero permiten gestionar los principales riesgos identificados en la evaluación del proyecto.
Otro aspecto que deberá considerarse es el volumen inicial de agua potable necesario para llenar el depósito. Aunque el agua funciona como medio de almacenamiento y no como combustible consumible, la instalación requiere una cantidad considerable durante su puesta en servicio.
Las obras avanzan y el llenado comenzó en octubre de 2026
El proyecto ya ha superado la fase de diseño y se encuentra en construcción.
Según la actualización publicada por Hyvinkään Lämpövoima el 7 de octubre de 2026, el llenado de la balsa comenzó ese mismo mes. Está previsto introducir progresivamente los 380.000 m³ de agua hasta abril de 2027.
Posteriormente se instalará la cubierta aislante definitiva. El inicio de la carga térmica está previsto para finales del verano de 2027 y la entrada en servicio completa para otoño de ese mismo año.
Por tanto, aunque las obras han alcanzado un hito importante, el sistema todavía no está operativo y sus prestaciones energéticas permanecen pendientes de comprobación en condiciones reales.
Una solución que podría replicarse en otras ciudades
La principal ventaja de este modelo es que utiliza materiales relativamente comunes y principios físicos conocidos para resolver un problema importante de la transición energética: el desacoplamiento entre el momento de producción y el de consumo.
La tecnología resulta especialmente interesante para ciudades con redes de calefacción urbana, disponibilidad de calor industrial residual y terrenos adecuados para construir grandes depósitos aislados.
Sin embargo, no todas las localidades reúnen esas condiciones. Las inversiones en excavación, impermeabilización, redes hidráulicas y estaciones de intercambio térmico pueden ser considerables. Además, en ciudades sin calefacción urbana sería necesario construir también la infraestructura de distribución.
En países como España, donde predominan los sistemas individuales de calefacción, este tipo de almacenamiento podría encontrar aplicaciones en redes de calor de barrios, polígonos industriales, hospitales, universidades o complejos residenciales, particularmente cuando exista una fuente estable de energía térmica residual o solar.
El caso de Hyvinkää demuestra que una antigua explotación de áridos puede convertirse en una infraestructura energética de gran valor. Si el sistema alcanza las prestaciones previstas, podría ofrecer una referencia para otras ciudades que buscan reducir el consumo de combustibles fósiles sin depender exclusivamente del almacenamiento eléctrico.
La innovación no consiste en crear una nueva forma de energía, sino en aprovechar mucho mejor la que ya está disponible.
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