El gas natural es un producto que puede almacenarse durante un período de tiempo indefinido en instalaciones de almacenamiento de gas natural para su consumo posterior.
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 extrae del almacenamiento durante los períodos de demanda máxima. También se utiliza para diversos fines secundarios, entre ellos:
Se utilizan una serie de métricas para definir y medir el volumen de una instalación de almacenamiento subterráneo:
Las mediciones 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 depósito y la presión, etc. En general, la tasa de capacidad de entrega de una instalación de almacenamiento varía directamente con la cantidad total de gas en el depósito. Es máxima 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. Es máxima cuando el depósito está casi vacío y disminuye a medida que se inyecta más gas. El operador de la instalación de almacenamiento también puede cambiar los parámetros operativos. Esto permitiría, por ejemplo, aumentar la capacidad máxima de almacenamiento, retirar gas base durante una demanda muy alta 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 más importante de almacenamiento de gas se encuentra en depósitos subterráneos. Existen tres tipos principales: depósitos de gas agotados, depósitos de acuíferos y depósitos de cavernas de sal. Cada uno de estos tipos tiene características físicas y económicas distintivas que determinan la idoneidad de un tipo particular de almacenamiento para una aplicación determinada.
Estas son las formas más prominentes y comunes de almacenamiento subterráneo de gas natural. Son las formaciones de yacimiento de gas natural que han producido todo o parte de su gas recuperable económicamente. La formación de yacimiento agotada debe ser capaz de contener fácilmente 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 contenida de modo que el gas natural no pueda migrar a otras formaciones y perderse. Además, la roca (tanto el yacimiento como el sello) debe ser capaz de soportar 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.
El uso de una instalación que cumpla con los criterios antes mencionados es económicamente atractivo porque permite reutilizar, con las modificaciones adecuadas, la infraestructura de extracción y distribución que quedó de la vida productiva del yacimiento de gas , lo que reduce los costos 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 suelen ser bien conocidas. En consecuencia, los yacimientos 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 los yacimientos agotados, alrededor del 50 por ciento del gas natural en la formación debe mantenerse como gas de reserva. Sin embargo, dado que los yacimientos agotados se llenaron previamente con 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, en particular cuando el costo del gas es alto. Por lo general, estas instalaciones funcionan en un solo ciclo anual; el gas se inyecta durante los meses de verano de baja demanda y se retira durante los meses de invierno de máxima demanda.
Hay una serie de factores que determinan si un yacimiento de gas agotado constituirá o no una instalación de almacenamiento económicamente viable:
Los acuíferos son formaciones rocosas subterráneas, porosas y permeables que actúan como depósitos naturales de agua. En algunos casos, pueden utilizarse para el almacenamiento de gas natural. Por lo general, estas instalaciones funcionan en un único ciclo anual, como ocurre con los depósitos agotados. Las características geológicas y físicas de la formación de los acuíferos no se conocen de antemano, por lo que es necesario realizar una inversión importante 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 yacimientos agotados. Esto incluye la instalación de pozos, equipos de extracción, tuberías, instalaciones de deshidratación y, posiblemente, equipos de compresión. Dado que el acuífero contiene inicialmente agua, hay poco o ningún gas natural en la formación y, del gas inyectado, una parte será físicamente irrecuperable. Como resultado, el almacenamiento en el acuífero generalmente requiere mucho más gas de reserva que los yacimientos agotados; hasta el 80% del volumen total de gas. La mayoría de las instalaciones de almacenamiento en el acuífero se desarrollaron cuando el precio del gas natural era bajo, lo que significa que era económico sacrificar este gas de reserva. Con el aumento de los precios del gas, el almacenamiento en el acuífero se vuelve más costoso de desarrollar.
Una consecuencia de los factores mencionados es que el desarrollo de una instalación de almacenamiento de gas natural en acuíferos suele requerir mucho tiempo y ser costoso. Los acuíferos son, por lo general, 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 poca cantidad del 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 la vida útil de la instalación de almacenamiento.
Una vez que se descubre una formación salina y se determina que es adecuada para el desarrollo de una instalación de almacenamiento de gas, se crea una caverna dentro de la formación salina. Esto se hace mediante el proceso de minería de solución . Se bombea agua dulce a través de un pozo hasta 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 alto 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 de almacenamiento subterráneo de gas natural con alta capacidad de entrega. Los requisitos de gas de colchón son menores, típicamente alrededor del 33 por ciento de la capacidad total de gas.
Las cavernas de sal suelen ser mucho más pequeñas que las instalaciones de almacenamiento de gas en yacimientos y acuíferos agotados . Una instalación de cavernas de sal puede ocupar sólo una centésima parte del área ocupada por una instalación de yacimiento de gas agotado. En consecuencia, las cavernas de sal no pueden contener los grandes volúmenes de gas necesarios para satisfacer 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 yacimientos agotados. Esto permite que el gas almacenado en una caverna de sal se extraiga y se reponga con mayor facilidad y rapidez. 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 cada 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 supera la capacidad de entrega de los gasoductos. Los tanques de almacenamiento de GNL poseen una serie de ventajas sobre el almacenamiento subterráneo. Como es líquido a aproximadamente -163 °C (-260 °F), ocupa aproximadamente 600 veces menos espacio que el gas almacenado bajo tierra y brinda una alta capacidad de entrega en muy poco tiempo porque las instalaciones de almacenamiento de GNL generalmente están ubicadas cerca del mercado y pueden transportarse en camiones a algunos clientes evitando los peajes de los gasoductos . No hay necesidad de gas de reserva y permite el acceso a un suministro global. Sin embargo, las instalaciones de GNL son más caras de construir y mantener que el desarrollo de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo.
El gas se puede almacenar temporalmente en el sistema de tuberías mediante un proceso denominado empaquetamiento de la línea. Esto se hace empaquetando más gas en la tubería aumentando la presión. Durante los períodos de alta demanda, se pueden extraer mayores cantidades de gas de la tubería en el área de mercado que las que se inyectan en el área de producción. Este proceso generalmente se realiza durante las horas de menor demanda para satisfacer las demandas máximas del día siguiente. Este método proporciona un sustituto temporal a corto plazo para el almacenamiento subterráneo tradicional.
El gas se puede almacenar en la superficie en un gasómetro , principalmente para equilibrar, no para almacenarlo a largo plazo, y esto se ha hecho desde la época victoriana. Estos almacenan gas a presión de 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 guiados por columna, que se guían hacia arriba mediante un gran marco que siempre está visible, independientemente de la posición del gasómetro; y los guiados en espiral, que no tienen marco y se guían hacia arriba mediante guías concéntricas en la elevación anterior.
Quizás el gasómetro británico más famoso sea el gran gasómetro ovalado guiado por columnas que domina el campo de cricket The Oval en Londres . Los gasómetros se construyeron en el Reino Unido desde principios de la época victoriana; muchos, como el de Kings Cross en Londres y el de St. Marks Street en Kingston upon Hull, son tan antiguos que están completamente remachados , 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 compañías de gasoductos interestatales dependen en gran medida del almacenamiento subterráneo para equilibrar la carga y gestionar el suministro del sistema en sus líneas de transmisión de larga distancia. Sin embargo, las regulaciones de la FERC exigen que estas compañías abran el resto de su capacidad no utilizada para ese propósito a terceros. Veinticinco compañías interestatales operan actualmente 172 instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas natural. En 2005, sus instalaciones representaban aproximadamente el 43 por ciento de la capacidad total de almacenamiento y el 55 por ciento de la capacidad de gas en funcionamiento en los EE. UU. [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 interestatales utilizan instalaciones de almacenamiento para equilibrar las operaciones y abastecer el sistema, así como para satisfacer la demanda energética de los clientes finales. Las empresas de gasoductos de bajo consumo generalmente utilizan el gas almacenado para abastecer directamente a los 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 los EE. UU. 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 a desarrollar instalaciones de almacenamiento. La capacidad disponible se alquilaría a clientes externos, como comercializadores y generadores de electricidad. Se espera que en el futuro, este grupo gane una mayor participación en el mercado, a medida que se produzca una mayor desregulación. En la actualidad, en los EE. UU., este grupo representa el 18 por ciento de la capacidad total de almacenamiento y el 13 por ciento de la capacidad operativa de gas en el país. [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 almacenes estacionales, principalmente en el oeste de Rusia, para gestionar la gran variación de la demanda interna y de exportación, cubriendo la temporada de baja demanda del verano y abasteciendo la alta demanda en el invierno. Entre 2005 y 2021 se utilizó un promedio de unos 40 mil millones de metros cúbicos (1,4 billones de pies cúbicos) de almacenamiento de esta manera, alcanzando un máximo de unos 60 mil millones de metros cúbicos (2,1 billones de pies cúbicos) en 2020/2021. [9]
En lo que respecta al consumo y la producción de gas, Estados Unidos suele dividirse en tres regiones principales: el Este, que es el que consume, el Oeste, que es el que consume, y el Sur, que es el que produce.
La región consumidora del este, en particular los estados de la parte norte, dependen en gran medida del gas almacenado para satisfacer la demanda máxima durante los meses fríos de invierno. Debido a los inviernos fríos predominantes, 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 de las demás regiones y el mayor número de sitios de almacenamiento, principalmente en depósitos agotados. Además del almacenamiento subterráneo, el GNL desempeña cada vez más un papel crucial en la provisión de respaldo complementario y/o suministro de pico a los países menos adelantados a corto plazo. [ cita requerida ] Aunque la capacidad total de estas instalaciones de GNL no es igual a la del almacenamiento subterráneo en escala, la alta capacidad de entrega a corto plazo lo compensa.
La región occidental, que es la que más gas almacena, tiene la menor proporción de gas almacenado, tanto en términos de número de sitios como de capacidad y capacidad de entrega. El almacenamiento en esta área se utiliza principalmente para permitir que el gas doméstico y de Alberta, que proviene 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 alrededor de 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 barato en verano para usarlo en invierno, cuando el gas comprado es caro. [11]
Las instalaciones de almacenamiento del sur productor están conectadas con 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 comercializable inmediatamente para su uso posterior.
En Canadá, el gas de trabajo almacenado máximo 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 siguen Ontario, con el 39,1 por ciento, Columbia Británica, con el 7,6 por ciento, Saskatchewan, con el 5,1 por ciento, y, por último, Quebec, con el 0,9 por ciento. [14]
Las compañías de gasoductos interestatales en los EE. UU. están sujetas a la jurisdicción de la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC). Antes de 1992, estas compañías eran dueñas de todo el gas que fluía a través de sus sistemas. Esto también incluía el gas en sus instalaciones de almacenamiento, sobre el cual tenían control completo. Luego se implementó la Orden 636 de la FERC. Esta requería que las compañías operaran sus instalaciones, incluido el almacenamiento de gas, en una base de acceso abierto. Para el almacenamiento de gas, esto significaba que estas compañías solo podían reservar la capacidad necesaria para mantener la integridad del sistema. El resto de la capacidad estaría disponible para arrendamiento a terceros en una base no discriminatoria. El acceso abierto ha abierto una amplia variedad de aplicaciones para el almacenamiento de gas, particularmente para los comercializadores que ahora pueden explotar las oportunidades de arbitraje de precios . Cualquier capacidad de almacenamiento se fijaría a un precio basado en costos , a menos que el proveedor pueda demostrar a la FERC que carece de poder de mercado, en cuyo caso se le puede permitir fijar precios a tarifas basadas en el mercado para ganar participación de mercado. La FERC define el poder de mercado como "... la capacidad de un vendedor de mantener de manera rentable los precios por encima de los niveles competitivos durante un período significativo de tiempo".
La estructura subyacente de precios para el almacenamiento ha desalentado el desarrollo en el sector de almacenamiento de gas, en el que no se han construido muchas nuevas instalaciones de almacenamiento, además de las que ya se están ampliando. En 2005, la FERC anunció una nueva Orden 678 dirigida particularmente al almacenamiento de gas. Esta norma tiene por objeto estimular el desarrollo de nuevas instalaciones de almacenamiento de gas con el objetivo último de reducir la volatilidad del precio del gas natural . El presidente de la Comisión, Joseph T. Kelliher, observó: "Desde 1988, la demanda de gas natural en los Estados Unidos ha aumentado un 24 por ciento. Durante el mismo período, la capacidad de almacenamiento de gas ha aumentado sólo un 1,4 por ciento. Si bien la construcción de capacidad de almacenamiento ha quedado rezagada respecto de la demanda de gas natural, hemos visto niveles récord de volatilidad de precios. Esto sugiere que la capacidad de almacenamiento actual es inadecuada. Además, este año, la capacidad de almacenamiento existente puede estar llena mucho antes que en cualquier año anterior. Según algunos analistas, eso plantea la posibilidad de que se interrumpa parte de la producción nacional de gas. Nuestra norma final debería ayudar a reducir la volatilidad de los precios y ampliar la capacidad de almacenamiento".
Esta resolución pretende abrir dos vías para que los promotores de instalaciones de almacenamiento de gas natural puedan cobrar tarifas basadas en el mercado. La primera es la redefinición del mercado de productos de referencia para el almacenamiento, que incluye alternativas de almacenamiento como la capacidad de gasoductos disponible, la producción local de gas y las terminales de GNL. La segunda vía pretende aplicar la sección 312 de la Ley de Política Energética. Permitiría a un solicitante pedir autorización para cobrar "tarifas basadas en el mercado, incluso si no se ha demostrado la falta de poder de mercado, en circunstancias en las que las tarifas basadas en el mercado sean de interés público y necesarias para fomentar la construcción de capacidad de almacenamiento en la zona que necesita el servicio de almacenamiento y que los clientes estén adecuadamente protegidos", afirmó la Comisión. Se espera que esta nueva orden anime 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 de Carbon, que es 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 los costos para 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 los 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 tarifas basadas en el mercado.
La regulación del almacenamiento, transporte y venta de gas está a cargo de Ofgem (un organismo regulador del gobierno). Esto ha sido así desde que la industria del gas se privatizó 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, pero todas siguen respondiendo ante Ofgem.
Como sucede con todas las inversiones en infraestructura en el sector energético, el desarrollo de instalaciones de almacenamiento requiere una gran inversión de capital. Los inversores suelen utilizar el rendimiento de la inversión como medida financiera para evaluar la viabilidad de dichos proyectos. Se ha estimado que los inversores exigen una tasa de rendimiento de entre el 12 y el 15 por ciento para los proyectos regulados y cerca del 20 por ciento para los 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 significativos durante la planificación y la ubicación de los 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 yacimiento. En primer lugar, el costo 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 caras de desarrollar en términos de volumen de capacidad de gas de trabajo. Sin embargo, se debe tener en cuenta que, debido a que el gas en dichas instalaciones se puede reciclar repetidamente, en términos de capacidad de entrega, pueden ser menos costosas. Una instalación de cavernas de sal puede costar entre $10 millones y $25 millones por mil millones de pies cúbicos (10 9 ft 3 ) de capacidad de gas de trabajo. [5] El amplio rango de precios se debe a la diferencia de región que dicta los requisitos geológicos. Estos factores incluyen la cantidad de potencia de compresión requerida, el tipo de superficie y la calidad de la estructura geológica, por nombrar algunos. Un depósito agotado cuesta entre $ 5 millones a $ 6 millones por mil millones de pies cúbicos de capacidad de gas de trabajo. [5] Finalmente, otro costo importante en el que se incurre al construir nuevas instalaciones de almacenamiento es el del gas base. La cantidad de gas base en un depósito podría ser tan alta como el 80% para los acuíferos, lo que los hace muy poco atractivos para desarrollar 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 de gas base.
Los flujos de efectivo esperados de dichos proyectos dependen de una serie de factores, entre ellos, los servicios que presta la instalación y el régimen regulatorio bajo el cual opera. Se espera que las instalaciones que operan principalmente para aprovechar las oportunidades de arbitraje de materias primas tengan diferentes beneficios de flujo de efectivo que las que se utilizan principalmente para garantizar la confiabilidad del suministro estacional. Las reglas establecidas por los reguladores pueden, por un lado, restringir las ganancias obtenidas por los propietarios de las instalaciones de almacenamiento o, por otro lado, garantizar las ganancias , según el modelo de mercado.
Para comprender la economía del almacenamiento de gas, es fundamental poder valorarlo. Se han propuesto varios enfoques, entre ellos: [5]
Los distintos modos de valoración coexisten en el mundo real y no son mutuamente excluyentes. Los compradores y vendedores suelen utilizar una combinación de los distintos precios para determinar el valor real del almacenamiento. En la siguiente tabla se puede encontrar un ejemplo de las distintas 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 los precios se mantengan y se publiquen públicamente. Los servicios proporcionados por estas empresas incluyen almacenamiento firme e interrumpible, así como servicios de almacenamiento sin previo aviso. Por lo general, la fijación de precios del costo del servicio se utiliza para las instalaciones de yacimientos agotados. Si se utiliza para fijar el precio, por ejemplo, de las formaciones de cavernas de sal, el costo sería muy alto, debido al alto costo de desarrollo de dichas instalaciones.
Este modelo de valoración es el que suelen utilizar las empresas de distribución local (LDCs). [5] Se basa en la tarificación del almacenamiento, en función del ahorro que supone no tener que recurrir a otras opciones más caras. Este modelo de tarificación depende del consumidor y de su respectivo perfil/forma de carga.
La valoración estacional del almacenamiento también se conoce como valor intrínseco . Se evalúa como la diferencia entre los dos precios en un par de precios a futuro. La idea es que se pueda fijar un diferencial a futuro, ya sea física o financieramente. Los desarrolladores que buscan estudiar la viabilidad de construir una instalación de almacenamiento, normalmente analizarán los diferenciales de precios a largo plazo.
Además de poseer un valor intrínseco, el almacenamiento también puede tener un valor extrínseco . La valoración intrínseca del almacenamiento no toma en cuenta la capacidad cíclica del almacenamiento de alta capacidad de entrega. La valoración extrínseca refleja el hecho de que en tales instalaciones, por ejemplo, las formaciones de cavernas de sal, una proporción del espacio se puede utilizar más de una vez, lo que aumenta 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 a las 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 períodos de almacenamiento reducidos. Normalmente, cuando los precios son altos durante los primeros meses de la temporada de recarga (abril-octubre), muchos usuarios de 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 altos. Esto es especialmente 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 utilizan el almacenamiento como una herramienta de marketing (para cubrirse o especular), se abstendrán de almacenar 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 que está llevando a cabo el Departamento de Energía de los EE. UU. están demostrando que las formaciones de sal se pueden enfriar, lo que permite almacenar más gas. [2] Esto reducirá el tamaño de la formación que se necesita tratar y se podrá extraer sal de ella. Esto conducirá a costos de desarrollo más baratos para las instalaciones de almacenamiento de formaciones de sal de tipo 0.
Otro aspecto que se está estudiando son otras formaciones que pueden contener gas. Entre ellas se encuentran las formaciones de roca dura, como el granito, en zonas donde existen tales formaciones y otros tipos que se utilizan actualmente para el almacenamiento de gas, que no las tienen. [2] En Suecia se ha construido un nuevo tipo de instalación de almacenamiento, llamada "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 rodearla con hormigón. Aunque el coste de desarrollo de dicha instalación es bastante elevado, su capacidad para reciclar el gas varias veces lo compensa, de forma similar a las instalaciones de formación de sal. Por último, 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 podrían almacenar hasta 181 pies cúbicos estándar de gas natural en un solo pie cúbico de hidrato. [2]
