El gas natural es un bien que puede almacenarse por tiempo indefinido en instalaciones de almacenamiento de gas natural para su posterior consumo.
El almacenamiento de gas se utiliza principalmente para hacer frente a las variaciones de carga. El gas se inyecta en el almacenamiento durante los períodos de baja demanda y se retira del almacenamiento durante los períodos de máxima demanda. También se utiliza para una variedad de propósitos secundarios, que incluyen:
Se utilizan varias métricas para definir y medir el volumen de una instalación de almacenamiento subterráneo:
Las medidas anteriores no son fijas para una instalación de almacenamiento determinada. Por ejemplo, la capacidad de entrega depende de varios factores, incluida la cantidad de gas en el yacimiento y la presión, etc. Generalmente, la tasa de entregabilidad de una instalación de almacenamiento varía directamente con la cantidad total de gas en el yacimiento. Es máximo cuando el depósito está lleno y disminuye a medida que se extrae gas. La capacidad de inyección de una instalación de almacenamiento también es variable y depende de factores similares a los que afectan la capacidad de entrega. La tasa de inyección varía inversamente con la cantidad total de gas almacenado. Está en su punto más alto cuando el depósito está casi vacío y disminuye a medida que se inyecta más gas. El operador de la instalación de almacenamiento también podrá cambiar los parámetros operativos. Esto permitiría, por ejemplo, aumentar la capacidad máxima de almacenamiento, retirar el gas base durante demandas muy elevadas o reclasificar el gas base como gas de trabajo si los avances tecnológicos o los procedimientos de ingeniería lo permiten.
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El tipo de almacenamiento de gas más importante son los depósitos subterráneos. Hay tres tipos principales: yacimientos de gas agotados, yacimientos de acuíferos y yacimientos de cavernas de sal. Cada uno de estos tipos tiene características físicas y económicas distintas que rigen la idoneidad de un tipo particular de almacenamiento para una aplicación determinada.
Éstas son la forma más destacada y común de almacenamiento subterráneo de gas natural. Son las formaciones de yacimientos de campos de gas natural que han producido todo o parte de su gas económicamente recuperable. La formación del yacimiento agotado debería ser capaz de contener volúmenes suficientes de gas natural inyectado en el espacio poroso entre los granos (a través de una alta porosidad ), de almacenar y entregar gas natural a tasas económicas suficientes (a través de una alta permeabilidad ) y estar contenido de manera que el gas natural no puede migrar a otras formaciones y perderse. Además, la roca (tanto el yacimiento como el sello) debe ser capaz de resistir el ciclo repetido de un aumento de presión cuando se inyecta gas natural en el yacimiento y, a la inversa, la caída de presión cuando se produce gas natural.
Utilizar una instalación de este tipo que cumpla los criterios anteriores es económicamente atractivo porque permite la reutilización, con las modificaciones adecuadas, de la infraestructura de extracción y distribución restante de la vida productiva del yacimiento de gas , lo que reduce los costes de puesta en marcha. Los yacimientos agotados también son atractivos porque sus características geológicas y físicas ya han sido estudiadas por geólogos e ingenieros petroleros y generalmente son bien conocidas. En consecuencia, los embalses agotados son generalmente los más baratos y fáciles de desarrollar, operar y mantener de los tres tipos de almacenamiento subterráneo.
Para mantener las presiones de trabajo en yacimientos agotados, alrededor del 50 por ciento del gas natural de la formación debe mantenerse como gas colchón. Sin embargo, dado que los yacimientos agotados anteriormente estaban llenos de gas natural e hidrocarburos , no requieren la inyección de gas que se volverá físicamente irrecuperable porque ya está presente en la formación. Esto proporciona un impulso económico adicional para este tipo de instalaciones, especialmente cuando el coste del gas es elevado. Normalmente, estas instalaciones funcionan en un único ciclo anual; El gas se inyecta durante los meses de verano de menor actividad y se retira durante los meses de invierno de máxima demanda.
Una serie de factores determinan si un yacimiento de gas agotado será o no una instalación de almacenamiento económicamente viable:
Los acuíferos son formaciones rocosas subterráneas, porosas y permeables que actúan como reservorios naturales de agua. En algunos casos pueden utilizarse para almacenamiento de gas natural. Por lo general, estas instalaciones funcionan en un solo ciclo anual como ocurre con los embalses agotados. Las características geológicas y físicas de la formación del acuífero no se conocen de antemano y es necesario realizar una inversión significativa para investigarlas y evaluar la idoneidad del acuífero para el almacenamiento de gas natural.
Si el acuífero es adecuado, toda la infraestructura asociada debe desarrollarse desde cero, lo que aumenta los costos de desarrollo en comparación con los embalses agotados. Esto incluye la instalación de pozos, equipos de extracción, tuberías, instalaciones de deshidratación y posiblemente equipos de compresión. Dado que el acuífero inicialmente contiene agua, hay poco o ningún gas natural en la formación y parte del gas inyectado será físicamente irrecuperable. Como resultado, el almacenamiento en acuíferos suele requerir una cantidad significativamente mayor de gas colchón que los yacimientos agotados; hasta el 80% del volumen total de gas. La mayoría de las instalaciones de almacenamiento de acuíferos se desarrollaron cuando el precio del gas natural era bajo, lo que significaba que era barato sacrificar este gas colchón. Con el aumento de los precios del gas, el desarrollo del almacenamiento de acuíferos se vuelve más caro.
Una consecuencia de los factores anteriores es que el desarrollo de una instalación de almacenamiento acuífero suele llevar mucho tiempo y ser costoso. Los acuíferos son generalmente el tipo de instalación de almacenamiento de gas natural menos deseable y más costoso.
Las formaciones de sal subterráneas son muy adecuadas para el almacenamiento de gas natural. Las cavernas de sal permiten que muy poco gas natural inyectado escape del almacenamiento a menos que se extraiga específicamente. Las paredes de una caverna de sal son fuertes e impermeables al gas durante toda la vida útil de la instalación de almacenamiento.
Una vez que se descubre un elemento de sal y se determina que es adecuado para el desarrollo de una instalación de almacenamiento de gas, se crea una caverna dentro del elemento de sal. Esto se hace mediante el proceso de minería de soluciones . El agua dulce se bombea a través de un pozo hacia la sal. Parte de la sal se disuelve dejando un vacío y el agua, ahora salina , se bombea de regreso a la superficie. El proceso continúa hasta que la caverna tiene el tamaño deseado, algunas tienen 800 m de altura y 50 m de diámetro con un volumen de alrededor de ½ millón de m 3 . [4] Una vez creada, una caverna de sal ofrece un recipiente subterráneo de almacenamiento de gas natural con alta capacidad de entrega. Los requisitos de gas colchón son menores, normalmente alrededor del 33 por ciento de la capacidad total de gas.
Las cavernas de sal suelen ser mucho más pequeñas que los yacimientos de gas agotados y las instalaciones de almacenamiento de acuíferos . Una instalación de caverna de sal puede ocupar sólo una centésima parte del área ocupada por una instalación de depósito de gas agotado. En consecuencia, las cavernas de sal no pueden contener los grandes volúmenes de gas necesarios para cumplir con los requisitos de almacenamiento de carga base. Sin embargo, la capacidad de entrega de las cavernas de sal es mucho mayor que la de los acuíferos o los embalses agotados. Esto permite extraer y reponer más fácil y rápidamente el gas almacenado en una caverna de sal. Este tiempo de ciclo más rápido es útil en situaciones de emergencia o durante períodos cortos de aumentos inesperados de la demanda.
Aunque la construcción es más costosa que las conversiones de campos agotados cuando se mide en dólares por mil pies cúbicos de gas de trabajo, la capacidad de realizar varios ciclos de extracción e inyección cada año reduce el costo efectivo.
También existen otros tipos de almacenamiento como:
Las instalaciones de Gas Natural Licuado (GNL) brindan capacidad de entrega durante los períodos pico cuando la demanda del mercado excede la capacidad de entrega del gasoducto. Los tanques de almacenamiento de GNL poseen una serie de ventajas sobre el almacenamiento subterráneo. Como líquido a aproximadamente -163 °C (-260 °F), ocupa aproximadamente 600 veces menos espacio que el gas almacenado bajo tierra y proporciona una alta capacidad de entrega en muy poco tiempo porque las instalaciones de almacenamiento de GNL generalmente están ubicadas cerca del mercado y pueden ser transportado en camión a algunos clientes evitando los peajes de los oleoductos . No hay necesidad de gas colchón y permite el acceso a un suministro global. Sin embargo, las instalaciones de GNL son más caras de construir y mantener que desarrollar nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo.
El gas se puede almacenar temporalmente en el sistema de tuberías, mediante un proceso llamado empaquetamiento de línea. Esto se hace empaquetando más gas en la tubería aumentando la presión. Durante los períodos de alta demanda, se pueden retirar del gasoducto en la zona del mercado mayores cantidades de gas que las que se inyectan en la zona de producción. Este proceso generalmente se realiza durante las horas de menor actividad para satisfacer las demandas máximas del día siguiente. Este método proporciona un sustituto temporal a corto plazo del almacenamiento subterráneo tradicional.
El gas se puede almacenar en la superficie en un gasómetro (o gasómetro), principalmente para equilibrar, no para almacenamiento a largo plazo, y esto se ha hecho desde la época victoriana. Estos almacenan gas a la presión del distrito, lo que significa que pueden proporcionar gas adicional muy rápidamente en las horas punta. Los gasómetros son quizás los más utilizados en el Reino Unido y Alemania . Hay dos tipos de gasómetros: los de columna, que se guían hacia arriba mediante un gran marco siempre visible, independientemente de la posición del gasista; y guiados en espiral, que no tienen marco y son guiados hacia arriba mediante guías concéntricas en el ascensor anterior.
Quizás el gasómetro británico más famoso sea el gran " gasómetro ovalado " guiado por columnas que domina el campo de cricket Oval en Londres . Los gasómetros se construyeron en el Reino Unido desde principios de la época victoriana; Muchas, como Kings Cross en Londres y St. Marks Street en Kingston upon Hull, son tan antiguas que están completamente remachadas , ya que su construcción es anterior al uso de la soldadura en la construcción. El último que se construyó en el Reino Unido fue en 1983.
Las empresas de oleoductos interestatales dependen en gran medida del almacenamiento subterráneo para realizar el equilibrio de carga y la gestión del suministro del sistema en sus líneas de transmisión de larga distancia. Sin embargo, las regulaciones de la FERC exigen que estas empresas abran a terceros el resto de su capacidad no utilizada para ese fin. Actualmente, veinticinco empresas interestatales operan 172 instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas natural. En 2005, sus instalaciones representaron alrededor del 43 por ciento de la capacidad total de almacenamiento y el 55 por ciento de la capacidad operativa de gas en Estados Unidos. [3] Estos operadores incluyen Columbia Gas Transmission Company, Dominion Gas Transmission Company, The National Fuel Gas Supply Company, Natural Gas Pipeline of America, Texas Gas Transmission Company, Southern Star Central Pipeline Company y TransCanada Corporation .
Las empresas de gasoductos intraestatales utilizan instalaciones de almacenamiento para el equilibrio operativo y el suministro del sistema, así como para satisfacer la demanda de energía de los clientes finales. Los PMA generalmente utilizan el gas almacenado para servir directamente a sus clientes. Este grupo opera 148 sitios de almacenamiento subterráneo y representa el 40 por ciento de la capacidad total de almacenamiento y el 32 por ciento de la capacidad de gas en funcionamiento en los EE. UU. [3] Estos operadores incluyen Consumers Energy Company y Northern Illinois Gas Company ( Nicor ), en Estados Unidos, y Enbridge y Union Gas en Canadá.
La actividad de desregulación en el ámbito del almacenamiento subterráneo de gas ha atraído a proveedores de servicios de almacenamiento independientes para desarrollar instalaciones de almacenamiento. La capacidad disponible se arrendaría luego a terceros clientes, como comercializadores y generadores de electricidad. Se espera que en el futuro este grupo adquiera una mayor cuota de mercado a medida que se produzca una mayor desregulación. Actualmente en EE.UU., este grupo representa el 18 por ciento de la capacidad total de almacenamiento y el 13 por ciento de la capacidad de gas en funcionamiento en EE.UU. [3]
En enero de 2011 había 124 instalaciones de almacenamiento subterráneo en Europa. [6] Gas Infrastructure Europe (GIE) informa de 254 instalaciones existentes o ampliaciones previstas en su base de datos de almacenamiento de gas. [7] La mayoría de los estados miembros tienen un requisito mínimo de almacenamiento que cubre al menos el 15% de su consumo anual de gas. [8]
Gazprom utiliza grandes tiendas de temporada, principalmente en el oeste de Rusia, para gestionar la gran variación en la demanda interna y de exportación, cubriendo la temporada de baja demanda de verano y abasteciendo la alta demanda en el invierno. Entre 2005 y 2021 se utilizó de esta manera una media de unos 40.000 millones de metros cúbicos (1,4 billones de pies cúbicos) de almacenamiento, con un máximo de unos 60.000 millones de metros cúbicos (2,1 billones de pies cúbicos) en 2020/2021. [9]
Estados Unidos suele dividirse en tres regiones principales en lo que respecta al consumo y la producción de gas. Estos son el Este consumidor, el Occidente consumidor y el Sur productor.
La región consumidora del este, particularmente los estados del norte, dependen en gran medida del gas almacenado para satisfacer la demanda máxima durante los fríos meses de invierno. Debido a los inviernos fríos que prevalecen, los grandes centros de población y la infraestructura desarrollada, no es sorprendente que esta región tenga el nivel más alto de capacidad de almacenamiento de gas en funcionamiento que las otras regiones y el mayor número de sitios de almacenamiento, principalmente en embalses agotados. Además del almacenamiento subterráneo, el GNL desempeña cada vez más un papel crucial a la hora de proporcionar respaldo suplementario y/o suministro máximo a los PMA a corto plazo. [ cita necesaria ] Aunque la capacidad total de estas instalaciones de GNL no coincide en escala con las del almacenamiento subterráneo, la alta capacidad de entrega a corto plazo lo compensa.
La región consumidora occidental tiene la menor proporción de almacenamiento de gas, tanto en términos de número de sitios como de capacidad/capacidad de entrega de gas. El almacenamiento en esta zona se utiliza principalmente para permitir que el gas nacional y de Alberta, procedente de Canadá, fluya a un ritmo bastante constante. En el norte de California, Pacific Gas and Electric (PG&E) tiene una capacidad de almacenamiento subterráneo de aproximadamente 100 mil millones de pies cúbicos (2,8 × 10 9 metros cúbicos) de gas en tres instalaciones de almacenamiento. PG&E utiliza el almacenamiento para almacenar gas cuando es económico en verano y lo usa en invierno cuando el gas comprado es costoso. [11]
Las instalaciones de almacenamiento del sur productor están vinculadas a los centros de mercado y desempeñan un papel crucial en la exportación, transmisión y distribución eficiente del gas natural producido a las regiones consumidoras. Estas instalaciones de almacenamiento permiten almacenar gas que no es inmediatamente comercializable para su uso posterior.
En Canadá, el gas de trabajo máximo almacenado fue de 456 mil millones de pies cúbicos (1,29 × 10 10 metros cúbicos) en 2006. [13] El almacenamiento de Alberta representa el 47,5 por ciento del volumen total de gas de trabajo. Le sigue Ontario, que representa el 39,1 por ciento, Columbia Británica, que representa el 7,6 por ciento, Saskatchewan, que representa el 5,1 por ciento y, finalmente, Quebec, que representa el 0,9 por ciento. [14]
Interstate pipeline companies in the US are subject to the jurisdiction of the Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Prior to 1992, these companies owned all the gas that flowed through their systems. This also included gas in their storage facility, over which they had complete control. Then FERC Order 636 was implemented. This required the companies to operate their facilities, including gas storage on an open access basis. For gas storage, this meant that these companies could only reserve the capacity needed to maintain system integrity. The rest of the capacity would be available for leasing to third parties on a nondiscriminatory basis. Open access has opened a wide variety of application for gas storage, particularly for marketers which can now exploit price arbitrage opportunities. Any storage capacity would be priced at cost-based pricing, unless the provider can demonstrate to FERC that it lacks market power, in which case it may be allowed to price at market-based rates to gain market share. FERC defines market power as "..the ability of a seller profitably to maintain prices above competitive levels for a significant period of time".
The underlying pricing structure for storage has discouraged development in the gas storage sector, which has not seen many new storage facilities constructed, besides current ones being expanded. In 2005, FERC announced a new Order 678 targeted particularly to gas storage. This rule is intended to stimulate the development of new gas storage facility in the ultimate goal of reducing natural gas price volatility. Commission Chairman Joseph T. Kelliher observed: "Since 1988, natural gas demand in the United States has risen 24 percent. Over the same period, gas storage capacity has increased only 1.4 percent. While construction of storage capacity has lagged behind the demand for natural gas, we have seen record levels of price volatility. This suggests that current storage capacity is inadequate. Further, this year, what storage capacity exists may be full far earlier than in any previous year. According to some analysts, that raises the prospect that some domestic gas production may be shut-in. Our final rule should help reduce price volatility and expand storage capacity."
Esta sentencia pretende abrir dos vías para que los promotores de almacenamiento de gas natural puedan cobrar tarifas basadas en el mercado. El primero es la redefinición del mercado de productos relevantes para el almacenamiento que incluya alternativas de almacenamiento como capacidad disponible de gasoductos, producción local de gas y terminales de GNL. El segundo enfoque tiene como objetivo implementar el artículo 312 de la Ley de Política Energética. Permitiría a un solicitante solicitar autoridad para cobrar "tarifas basadas en el mercado incluso si no se ha demostrado una falta de poder de mercado, en circunstancias en las que las tarifas basadas en el mercado son de interés público y necesarias para fomentar la construcción de capacidad de almacenamiento en el área que necesita servicio de almacenamiento y que los clientes estén adecuadamente protegidos", dijo la Comisión. Se espera que este nuevo pedido atraiga a los promotores, especialmente a los operadores de almacenamiento independientes, a desarrollar nuevas instalaciones en un futuro próximo.
En Alberta , las tarifas de almacenamiento de gas no están reguladas y los proveedores negocian las tarifas con sus clientes contrato por contrato. Sin embargo, la instalación Carbon, propiedad de ATCO gas, está regulada, ya que ATCO es una empresa de servicios públicos. Por lo tanto, ATCO Gas tiene que cobrar tarifas basadas en costos a sus clientes y puede comercializar cualquier capacidad adicional a tarifas basadas en el mercado. En Ontario , el almacenamiento de gas está regulado por la Junta de Energía de Ontario. Actualmente, todo el almacenamiento disponible es propiedad de empresas de servicios públicos integradas verticalmente. Las empresas de servicios públicos tienen que fijar el precio de su capacidad de almacenamiento vendida a sus clientes a tarifas basadas en costos, pero pueden comercializar cualquier capacidad restante a tarifas basadas en el mercado. El almacenamiento desarrollado por desarrolladores de almacenamiento independientes puede cobrar tarifas basadas en el mercado. En Columbia Británica , el almacenamiento de gas no está regulado. Toda la capacidad de almacenamiento disponible se comercializa a precios basados en el mercado.
La regulación del almacenamiento, transporte y venta de gas está supervisada por Ofgem (un regulador gubernamental). Este ha sido el caso desde que se privatizó la industria del gas en 1986. La mayoría de las formas de almacenamiento de gas eran propiedad de Transco (ahora parte de National Grid plc ), sin embargo, la red nacional ahora se ha dividido en gran medida en redes regionales, propiedad de diferentes empresas. Sin embargo, todos ellos siguen siendo responsables ante Ofgem.
Como ocurre con todas las inversiones en infraestructura en el sector energético, el desarrollo de instalaciones de almacenamiento requiere mucho capital. Los inversores suelen utilizar el retorno de la inversión como medida financiera para determinar la viabilidad de dichos proyectos. Se ha estimado que los inversores requieren una tasa o rendimiento de entre el 12 y el 15 por ciento para proyectos regulados y cerca del 20 por ciento para proyectos no regulados. [5] El mayor rendimiento esperado de los proyectos no regulados se debe al mayor riesgo de mercado percibido. Además, se acumulan gastos importantes durante la planificación y ubicación de posibles sitios de almacenamiento para determinar su idoneidad, lo que aumenta aún más el riesgo.
El gasto de capital para construir la instalación depende principalmente de las características físicas del embalse. En primer lugar, el coste de desarrollo de una instalación de almacenamiento depende en gran medida del tipo de campo de almacenamiento. Como regla general , las cavernas de sal son las más costosas de desarrollar en función del volumen de capacidad de trabajo de gas. Sin embargo, se debe tener en cuenta que debido a que el gas en dichas instalaciones puede ciclarse repetidamente, según la capacidad de entrega, pueden ser menos costosas. Una instalación de Salt Cavern podría costar entre 10 y 25 millones de dólares por mil millones de pies cúbicos (10 9 pies 3 ) de capacidad de gas de trabajo. [5] El amplio rango de precios se debe a la diferencia regional que dicta los requisitos geológicos. Estos factores incluyen la cantidad de caballos de fuerza de compresión necesarios, el tipo de superficie y la calidad de la estructura geológica, por nombrar algunos. Un yacimiento agotado cuesta entre 5 y 6 millones de dólares por mil millones de pies cúbicos de capacidad de gas en funcionamiento. [5] Por último, otro coste importante que se produce al construir nuevas instalaciones de almacenamiento es el del gas base. La cantidad de gas base en un yacimiento podría llegar al 80% en el caso de los acuíferos, lo que hace que su desarrollo sea muy poco atractivo cuando los precios del gas son altos. Por otro lado, las cavernas de sal requieren la menor cantidad de gas base. El alto costo del gas base es lo que impulsa la expansión de los sitios actuales frente al desarrollo de otros nuevos. Esto se debe a que las expansiones requieren poca adición al gas base.
Los flujos de efectivo esperados de tales proyectos dependen de una serie de factores. Estos incluyen los servicios que brinda la instalación, así como el régimen regulatorio bajo el cual opera. Se espera que las instalaciones que operan principalmente para aprovechar las oportunidades de arbitraje de productos básicos tengan beneficios de flujo de efectivo diferentes a los que se utilizan principalmente para garantizar la confiabilidad del suministro estacional. Las normas establecidas por los reguladores pueden, por un lado, limitar los beneficios obtenidos por los propietarios de las instalaciones de almacenamiento o, por otro, garantizar los beneficios , según el modelo de mercado.
Para comprender la economía del almacenamiento de gas, es fundamental poder valorarlo. Se han propuesto varios enfoques. Incluyen: [5]
Los diferentes modos de valoración coexisten en el mundo real y no son mutuamente excluyentes. Los compradores y vendedores suelen utilizar una combinación de diferentes precios para calcular el verdadero valor del almacenamiento. En la siguiente tabla se puede encontrar un ejemplo de las diferentes valoraciones y el precio que generan.
Este modo de valoración se utiliza normalmente para valorar el almacenamiento regulado, [5] por ejemplo el almacenamiento operado por empresas de oleoductos interestatales. Estas empresas están reguladas por la FERC. Este método de fijación de precios permite a los desarrolladores recuperar su costo y un retorno de la inversión acordado. El organismo regulador exige que las tarifas y tarifas se mantengan y se publiquen públicamente. Los servicios prestados por estas empresas incluyen almacenamiento firme e interrumpible, así como servicios de almacenamiento sin previo aviso. Por lo general, el precio del costo del servicio se utiliza para las instalaciones de embalses agotadas. Si se utiliza para fijar el precio, digamos de las formaciones de cavernas de sal, el costo sería muy alto, debido al alto costo del desarrollo de tales instalaciones.
Este modo de valoración lo suelen utilizar las empresas de distribución locales (PMA). [5] Se basa en la tarificación del almacenamiento, en función del ahorro que supone no tener que recurrir a otras opciones más caras. Este modo de fijación de precios depende del consumidor y de su respectivo perfil/forma de carga.
La valoración estacional del almacenamiento también se denomina valor intrínseco . Se evalúa como la diferencia entre los dos precios en un par de precios a plazo. La idea es que se pueda fijar un diferencial a plazo, ya sea física o financieramente. Los promotores que deseen estudiar la viabilidad de construir una instalación de almacenamiento normalmente observarán los diferenciales de precios a largo plazo.
Además de poseer un valor intrínseco, el almacenamiento también puede tener valor extrínseco . La valoración intrínseca del almacenamiento no requiere la capacidad cíclica del almacenamiento de alta capacidad de entrega. La valoración extrínseca refleja el hecho de que en tales instalaciones, digamos las formaciones de cavernas de sal, una proporción del espacio se puede utilizar más de una vez, aumentando así el valor. Esta instalación de almacenamiento de alta capacidad de entrega permite a su usuario responder a las variaciones en la demanda/precio dentro de una temporada o durante un día determinado en lugar de solo variaciones estacionales como era el caso de las instalaciones de ciclo único.
En general, como vemos en el gráfico siguiente, los altos precios del gas suelen estar asociados a bajos periodos de almacenamiento. Generalmente, cuando los precios son altos durante los primeros meses de la temporada de recarga (abril-octubre), muchos usuarios del almacenamiento adoptan una actitud de esperar y ver qué pasa. Limitan su consumo de gas en previsión de que los precios bajen antes de que comience la temporada de calefacción (noviembre-marzo). Sin embargo, cuando esa disminución no se produce, se ven obligados a comprar gas natural a precios elevados. Esto es particularmente cierto para la Distribución Local y otros operadores que dependen del almacenamiento para satisfacer la demanda estacional de sus clientes. Por otro lado, otros usuarios de almacenamiento, que lo utilizan como herramienta de marketing (de cobertura o especulación) pospondrán el almacenamiento de una gran cantidad de gas cuando los precios sean altos.
Se están realizando investigaciones en muchos frentes en el campo del almacenamiento de gas para ayudar a identificar nuevas formas mejoradas y más económicas de almacenar gas. Las investigaciones realizadas por el Departamento de Energía de EE. UU. muestran que las formaciones de sal se pueden enfriar permitiendo almacenar más gas. [2] Esto reducirá el tamaño de la formación que se necesita tratar y se extraerá sal de ella. Esto conducirá a costos de desarrollo más baratos para la instalación de almacenamiento de formación de sal tipo 0.
Otro aspecto que se está analizando son otras formaciones que pueden contener gas. Estas incluyen formaciones de roca dura como el granito, en áreas donde dichas formaciones existen y otros tipos utilizados actualmente para el almacenamiento de gas no. [2] En Suecia se ha construido un nuevo tipo de depósito llamado "caverna de roca revestida". [2] Esta instalación de almacenamiento consiste en instalar un tanque de acero en una caverna en la roca de una colina y rodearlo con hormigón. Aunque el costo de desarrollo de dicha instalación es bastante elevado, su capacidad de reciclar el gas varias veces lo compensa, de manera similar a las instalaciones de formación de sal. Finalmente, otro proyecto de investigación patrocinado por el Departamento de Energía, es el de los hidratos. Los hidratos son compuestos que se forman cuando el gas natural se congela en presencia de agua. La ventaja es que se pueden almacenar hasta 181 pies cúbicos estándar de gas natural en un solo pie cúbico de hidrato. [2]
