Almacenamiento de gas natural

Estas son las formas más prominentes y comunes de almacenamiento subterráneo de gas natural. Se trata de las formaciones de yacimientos de gas natural que han producido la totalidad o parte de su gas recuperable económicamente. La formación de yacimiento agotada debe ser capaz de contener volúmenes suficientes de gas natural inyectado en el espacio poroso entre los granos (mediante una alta porosidad ), de almacenar y suministrar gas natural a tasas económicamente viables (mediante una alta permeabilidad ) y estar contenida de manera 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 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 mencionados resulta económicamente atractivo, ya que permite la reutilización, con las modificaciones pertinentes, de la infraestructura de extracción y distribución remanente de la vida útil 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, por lo general, son bien conocidas. En consecuencia, los yacimientos agotados suelen ser los más económicos y fáciles de desarrollar, operar y mantener de los tres tipos de almacenamiento subterráneo.

Para mantener la presión de trabajo en yacimientos agotados, es necesario conservar aproximadamente el 50 % del gas natural presente en la formación como gas de reserva. Sin embargo, dado que estos yacimientos contenían previamente gas natural e hidrocarburos , no requieren la inyección de gas que posteriormente se volvería irrecuperable, ya que este ya se encuentra en la formación. Esto supone una ventaja económica adicional para este tipo de instalaciones, especialmente cuando el precio del gas es elevado. Por lo general, estas instalaciones operan en un ciclo anual único: se inyecta gas durante los meses de verano, de menor demanda, y se extrae durante los meses de invierno, de máxima demanda.

Diversos factores determinan si un yacimiento de gas agotado se convertirá o no en una instalación de almacenamiento económicamente viable:

• El yacimiento debe tener la calidad suficiente en términos de porosidad y permeabilidad para permitir que el almacenamiento y la producción satisfagan la demanda según sea necesario;
• El gas natural debe estar contenido mediante sellos eficaces; de lo contrario, se perderán volúmenes que no podrán recuperarse.
• El yacimiento agotado y la infraestructura del campo deben estar cerca de los mercados de gas;
• La infraestructura existente debe ser adecuada para adaptar los equipos a fin de inyectar y producir gas a las presiones y caudales necesarios;

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. Generalmente, estas instalaciones se operan en un ciclo anual único, al igual que los yacimientos agotados. Las características geológicas y físicas de la formación de un acuífero no se conocen de antemano, por lo que se requiere una inversión considerable para investigarlas y evaluar su idoneidad para el almacenamiento de gas natural.

Si el acuífero es apto, toda la infraestructura asociada debe desarrollarse desde cero, lo que incrementa los costos de desarrollo en comparación con los yacimientos agotados. Esto incluye la instalación de pozos, equipos de extracción, gasoductos, 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 parte del gas inyectado será físicamente irrecuperable. En consecuencia, el almacenamiento en acuíferos generalmente requiere una cantidad significativamente mayor de gas de reserva que los yacimientos agotados; hasta el 80 % del volumen total de gas. La mayoría de las instalaciones de almacenamiento en acuíferos se desarrollaron cuando el precio del gas natural era bajo, lo que significaba que este gas de reserva era económico de sacrificar. Con el aumento de los precios del gas, el desarrollo del almacenamiento en acuíferos se vuelve más costoso.

Como consecuencia de los factores mencionados, el desarrollo de una instalación de almacenamiento en acuíferos suele ser un proceso largo y costoso. Los acuíferos son, por lo general, el tipo de instalación de almacenamiento de gas natural menos deseable y más caro.

Las formaciones salinas subterráneas son idóneas para el almacenamiento de gas natural. Las cavernas de sal impiden que se escape muy poco gas natural inyectado, a menos que se extraiga específicamente. Las paredes de una caverna de sal son resistentes e impermeables al gas durante toda la vida útil de la instalación de almacenamiento.

Una vez que se descubre una formación de sal y se determina que es adecuada para el desarrollo de una instalación de almacenamiento de gas, se crea una caverna dentro de la formación de sal. Esto se hace mediante el proceso de minería por disolución . Se bombea agua dulce 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 alcanza el tamaño deseado; algunas tienen 800 m de altura y 50 m de diámetro con un volumen de alrededor de ½ millón de ^m³ . [ ^{4 ] Una} vez creada, una caverna de sal ofrece un depósito subterráneo de almacenamiento de gas natural con alta capacidad de suministro. Los requisitos de gas de amortiguación son menores, típicamente alrededor del 33 por ciento de la capacidad total de gas.

Las cavernas de sal suelen ser mucho más pequeñas que los depósitos de gas agotados y las instalaciones de almacenamiento en acuíferos . Una instalación de cavernas de sal puede ocupar tan solo una centésima parte de la superficie que ocupa un depósito de gas agotado. Por consiguiente, las cavernas de sal no pueden almacenar los grandes volúmenes de gas necesarios para satisfacer las necesidades de almacenamiento de carga base . Sin embargo, la capacidad de suministro de las cavernas de sal es mucho mayor que la de los acuíferos o los depósitos agotados. Esto permite extraer y reponer el gas almacenado en una caverna de sal con mayor facilidad y rapidez. Este ciclo más rápido resulta útil en situaciones de emergencia o durante breves periodos de picos de demanda inesperados.

Si bien la construcción resulta más costosa que la conversión de yacimientos agotados, si se mide en dólares por cada mil pies cúbicos de gas productivo, la posibilidad de realizar varios ciclos de extracción e inyección al año reduce el coste efectivo.

También existen otros tipos de almacenamiento, como por ejemplo:

Gas natural licuado

Las instalaciones de gas natural licuado (GNL) proporcionan capacidad de suministro durante los períodos pico, cuando la demanda del mercado supera la capacidad de suministro de los gasoductos. Los tanques de almacenamiento de GNL ofrecen varias ventajas sobre el almacenamiento subterráneo. Al ser líquido a aproximadamente -163  °C (-260  °F), ocupa unas 600 veces menos espacio que el gas almacenado bajo tierra y proporciona una alta capacidad de suministro con muy poca antelación, ya que las instalaciones de almacenamiento de GNL generalmente se ubican cerca del mercado y pueden transportarse por carretera a algunos clientes, evitando así los peajes de los gasoductos . No se requiere gas de reserva y permite el acceso a un suministro global. Sin embargo, las instalaciones de GNL son más costosas de construir y mantener que el desarrollo de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo.

Gasómetros

El gas se puede almacenar en superficie en un gasómetro (o depósito de gas), principalmente para equilibrar la presión, no para almacenamiento a largo plazo, y esto se ha hecho desde la época victoriana. Estos almacenan gas a presión de distrito, lo que significa que pueden suministrar gas adicional muy rápidamente en los momentos de mayor demanda. Los gasómetros se utilizan quizás con mayor frecuencia en el Reino Unido y Alemania . Existen dos tipos de gasómetros : los de columna, que se guían hacia arriba mediante una gran estructura que siempre es visible, independientemente de la posición del depósito; y los de espiral, que no tienen estructura y se guían hacia arriba mediante guías concéntricas en el nivel anterior. 

Quizás el gasómetro británico más famoso sea el gran gasómetro de columnas " Oval ", que domina el campo de críquet The Oval en Londres . Los gasómetros se construyeron en el Reino Unido desde principios de la época victoriana; muchos, como los de Kings Cross en Londres y 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. 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 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 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 representaron aproximadamente el 43 por ciento de la capacidad total de entrega de almacenamiento y el 55 por ciento de la capacidad de gas operativa 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, TransCanada Corporation .

Las compañías de gasoductos interestatales utilizan instalaciones de almacenamiento para el equilibrio operativo y el suministro del sistema, así como para satisfacer la demanda energética de los clientes finales. Las distribuidoras locales 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 operativa de gas en los EE. UU. ^{[ 3 ]} Entre estos operadores se encuentran Consumers Energy Company y Northern Illinois Gas Company ( Nicor ) en los EE. UU., y Enbridge y Union Gas en Canadá.

La desregulación del sector del almacenamiento subterráneo de gas ha atraído a proveedores independientes de servicios de almacenamiento para desarrollar instalaciones de almacenamiento. La capacidad disponible se arrendaría a clientes externos, como comercializadores y generadores de electricidad. Se prevé que, en el futuro, este grupo aumente su cuota de mercado a medida que avance la desregulación. Actualmente, en Estados Unidos, este grupo representa el 18 % de la capacidad total de almacenamiento y el 13 % 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 planificadas 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 ]} En 2022, el requisito era del 80 % para el 1 de noviembre, aumentando al 90 % para 2023 y 2024, y reduciéndose al 83 % para 2025. ^{[ 9 ]}

Gazprom utiliza grandes almacenes estacionales, principalmente en el oeste de Rusia, para gestionar la gran variación entre la demanda interna y la de exportación, cubriendo la temporada baja de verano y abasteciendo la alta demanda en invierno. Entre 2005 y 2021, se utilizó un promedio de aproximadamente 40 mil millones de metros cúbicos (1,4 billones de pies cúbicos) de almacenamiento de esta manera, alcanzando un máximo de aproximadamente 60 mil millones de metros cúbicos (2,1 billones de pies cúbicos) en 2020/2021. ^{[ 10 ]}    

En lo que respecta al consumo y la producción de gas, Estados Unidos se divide generalmente en tres regiones principales: el este, consumidor; el oeste, consumidor; y el sur, productor.

En Canadá, el máximo de gas natural almacenado fue de 456 mil millones de pies cúbicos (1,29 × 10¹⁰ metros cúbicos) ^en 2006. ^{[ 14 ]} El almacenamiento en Alberta representa el 47,5 por ciento del volumen total de gas natural almacenado. 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, finalmente, Quebec con el 0,9 por ciento. ^{[ 15 ]} 

Las empresas de gasoductos interestatales en EE. UU. están sujetas a la jurisdicción de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC). Antes de 1992, estas empresas eran propietarias de todo el gas que circulaba por sus sistemas, incluido el gas almacenado en sus instalaciones, sobre el cual ejercían un control total. Posteriormente, se implementó la Orden 636 de la FERC, que obligaba a las empresas a operar sus instalaciones, incluido el almacenamiento de gas, bajo un modelo de acceso abierto. En el caso del almacenamiento de gas, esto significaba que estas empresas solo podían reservar la capacidad necesaria para mantener la integridad del sistema. El resto de la capacidad estaría disponible para su arrendamiento a terceros de forma no discriminatoria. El acceso abierto ha abierto un amplio abanico de aplicaciones para el almacenamiento de gas, especialmente para los comercializadores, que ahora pueden aprovechar las oportunidades de arbitraje de precios . Cualquier capacidad de almacenamiento se valoraría según los costos , a menos que el proveedor pueda demostrar a la FERC que carece de poder de mercado, en cuyo caso se le podría permitir fijar precios de mercado para ganar cuota de mercado. La FERC define el poder de mercado como «la capacidad de un vendedor para mantener precios rentables por encima de los niveles competitivos durante un período de tiempo significativo».

La estructura de precios subyacente para el almacenamiento ha desalentado el desarrollo en el sector del almacenamiento de gas, que no ha visto la construcción de muchas instalaciones nuevas, aparte de la ampliación de las existentes. En 2005, la FERC anunció una nueva Orden 678 dirigida específicamente al almacenamiento de gas. Esta norma tiene como objetivo estimular el desarrollo de nuevas instalaciones de almacenamiento de gas con el fin último de reducir la volatilidad de los precios del gas natural . El presidente de la Comisión, Joseph T. Kelliher, observó: "Desde 1988, la demanda de gas natural en Estados Unidos ha aumentado un 24 por ciento. Durante el mismo período, la capacidad de almacenamiento de gas ha aumentado solo un 1,4 por ciento. Si bien la construcción de capacidad de almacenamiento se ha quedado rezagada con respecto a la demanda de gas natural, hemos visto niveles récord de volatilidad de precios. Esto sugiere que la capacidad de almacenamiento actual es insuficiente. Además, este año, la capacidad de almacenamiento existente podría llenarse mucho antes que en cualquier año anterior. Según algunos analistas, esto plantea la posibilidad de que se cierre 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 tiene como objetivo abrir dos vías para que los desarrolladores de almacenamiento de gas natural puedan cobrar tarifas de mercado. La primera consiste en la redefinición del mercado de productos relevante para el almacenamiento, que incluye alternativas como la capacidad disponible de los gasoductos, la producción local de gas y las terminales de GNL. La segunda vía busca implementar el artículo 312 de la Ley de Política Energética. Esto permitiría a un solicitante pedir autorización para cobrar tarifas de mercado, incluso si no se ha demostrado la falta de poder de mercado, en circunstancias en las que dichas tarifas sean de interés público y necesarias para incentivar la construcción de capacidad de almacenamiento en la zona que requiere el servicio, y para garantizar la protección adecuada de los clientes, según indicó la Comisión. Se espera que esta nueva orden incentivará a los desarrolladores, 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, propiedad de ATCO Gas, está regulada, ya que ATCO es una empresa de servicios públicos. Por lo tanto, ATCO Gas debe cobrar tarifas basadas en costos a sus clientes y puede comercializar cualquier capacidad adicional a precios de 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 deben fijar el precio de su capacidad de almacenamiento vendida a sus clientes a tarifas basadas en costos, pero pueden comercializar cualquier capacidad restante a precios de mercado. El almacenamiento desarrollado por desarrolladores de almacenamiento independientes puede cobrar tarifas de mercado. En Columbia Británica , el almacenamiento de gas no está regulado. Toda la capacidad de almacenamiento disponible se comercializa a precios de mercado.

La regulación del almacenamiento, transporte y venta de gas está a cargo de Ofgem (un organismo regulador gubernamental). Esto ha sido así desde la privatización del sector del gas en 1986. La mayoría de las instalaciones de almacenamiento de gas pertenecían a Transco (ahora parte de National Grid plc ); sin embargo, la red nacional se ha dividido en gran medida en redes regionales, propiedad de diferentes empresas, que siguen estando sujetas a la supervisión de Ofgem.

Como ocurre con todas las inversiones en infraestructura del sector energético, el desarrollo de instalaciones de almacenamiento requiere una gran inversión de capital. Los inversores suelen utilizar el retorno de la inversión como medida financiera para evaluar la viabilidad de estos proyectos. Se estima que los inversores exigen una tasa de retorno de entre el 12 % y el 15 % para proyectos regulados, y cercana al 20 % para proyectos no regulados. ^{[ 5 ]} El mayor retorno esperado en proyectos no regulados se debe al mayor riesgo de mercado percibido . Además, se acumulan gastos significativos durante la planificación y la localización de posibles emplazamientos de almacenamiento para determinar su idoneidad, lo que incrementa 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 función del 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 función de la capacidad de suministro, pueden ser menos costosas. Una instalación de caverna de sal podría costar entre 10 millones y 25 millones de dólares por cada 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 regional que dicta los requisitos geológicos. Estos factores incluyen la cantidad de caballos de fuerza de compresión requerida, el tipo de superficie y la calidad de la estructura geológica, por nombrar algunos. Un yacimiento agotado cuesta entre $5 millones y $6 millones por cada mil millones de pies cúbicos de capacidad de gas de trabajo. ^{[ 5 ]} Finalmente, otro costo importante incurrido al construir nuevas instalaciones de almacenamiento es el del gas base. La cantidad de gas base en un yacimiento 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 en lugar del desarrollo de nuevos. Esto se debe a que las expansiones requieren poca adición de gas base.

Los flujos de efectivo previstos de este tipo de proyectos dependen de diversos factores, como los servicios que presta la instalación y el marco regulatorio bajo el cual opera. Se espera que las instalaciones que operan principalmente para aprovechar las oportunidades de arbitraje de materias primas generen flujos de efectivo diferentes a los de aquellas que se utilizan principalmente para garantizar la fiabilidad del suministro estacional. Las normas establecidas por los reguladores pueden, por un lado, restringir las ganancias de los propietarios de las instalaciones de almacenamiento o, por otro, garantizarlas , según el modelo de mercado.

Para comprender la economía del almacenamiento de gas, es crucial poder valorarlo. Se han propuesto varios enfoques. Estos incluyen: ^{[ 5 ]}

• Valoración del costo del servicio
• Planificación de menor coste
• Valoración estacional
• Valoración basada en opciones

En la práctica, los distintos métodos de valoración coexisten y no son mutuamente excluyentes. Compradores y vendedores suelen utilizar una combinación de los diferentes precios para determinar el valor real del almacenamiento. En la tabla siguiente se muestra un ejemplo de las distintas valoraciones y el precio resultante.

En general, como se observa en el gráfico a continuación, los precios altos del gas suelen estar asociados a periodos de baja disponibilidad de gas. 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. Limitan su consumo de gas anticipando que los precios bajarán antes de que comience la temporada de calefacción (noviembre-marzo). Sin embargo, cuando esta bajada no se produce, se ven obligados a comprar gas natural a precios elevados. Esto es especialmente cierto para las distribuidoras locales 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 inversión (cobertura o especulación), evitan almacenar grandes cantidades de gas cuando los precios son altos.