Природный газ — это товар , который может храниться в течение неопределенного периода времени в газохранилищах для последующего потребления.
Газовое хранилище в основном используется для удовлетворения колебаний нагрузки. Газ закачивается в хранилище в периоды низкого спроса и извлекается из хранилища в периоды пикового спроса. Он также используется для различных вторичных целей, включая:
Для определения и измерения объема подземного хранилища используется ряд показателей:
Измерения выше не являются фиксированными для данного хранилища. Например, производительность зависит от нескольких факторов, включая количество газа в резервуаре и давление и т. д. Как правило, производительность хранилища напрямую зависит от общего количества газа в резервуаре. Она максимальна, когда резервуар заполнен, и снижается по мере забора газа. Мощность закачки хранилища также является переменной и зависит от факторов, аналогичных тем, которые влияют на производительность. Скорость закачки обратно пропорциональна общему количеству газа в хранилище. Она максимальна, когда резервуар почти пуст, и снижается по мере закачки большего количества газа. Оператор хранилища также может изменять эксплуатационные параметры. Это позволит, например, увеличить максимальную производительность хранилища, извлечь базовый газ при очень высоком спросе или переклассифицировать базовый газ в рабочий газ, если это позволяют технологические достижения или инженерные процедуры.
.JPG/1280px-Podzemni_zasobnik_plynu_Haje_(3).JPG)
Самый важный тип хранения газа — подземные резервуары. Существует три основных типа: истощенные газовые резервуары, водоносные резервуары и резервуары соляных пещер. Каждый из этих типов имеет различные физические и экономические характеристики, которые определяют пригодность определенного типа хранилища для данного применения.
Это наиболее известная и распространенная форма подземного хранения природного газа. Это пластовые формации месторождений природного газа, которые произвели весь или часть своего экономически извлекаемого газа. Истощенная пластовая формация должна быть легко способна удерживать достаточные объемы закачиваемого природного газа в поровом пространстве между зернами (за счет высокой пористости ), хранить и доставлять природный газ с достаточными экономическими скоростями (за счет высокой проницаемости ) и быть удержанной так, чтобы природный газ не мог мигрировать в другие формации и быть потерянным. Кроме того, порода (как резервуар, так и герметик) должна быть способна выдерживать повторяющийся цикл повышения давления при закачке природного газа в резервуар и обратного падения давления при добыче природного газа.
Использование такого объекта, который соответствует вышеуказанным критериям, экономически привлекательно, поскольку позволяет повторно использовать, с соответствующей модификацией, инфраструктуру добычи и распределения, оставшуюся от продуктивного срока службы газового месторождения , что снижает начальные затраты. Истощенные резервуары также привлекательны, поскольку их геологические и физические характеристики уже изучены геологами и инженерами-нефтяниками и обычно хорошо известны. Следовательно, истощенные резервуары, как правило, являются самыми дешевыми и простыми в разработке, эксплуатации и обслуживании из трех типов подземных хранилищ.
Для поддержания рабочего давления в истощенных резервуарах около 50 процентов природного газа в пласте должно храниться в качестве буферного газа. Однако, поскольку истощенные резервуары ранее были заполнены природным газом и углеводородами , им не требуется закачка газа, который станет физически неизвлекаемым, поскольку он уже присутствует в пласте. Это обеспечивает дополнительный экономический стимул для этого типа объектов, особенно когда стоимость газа высока. Обычно эти объекты работают по единому годовому циклу; газ закачивается в непиковые летние месяцы и извлекается в зимние месяцы пикового спроса.
Ряд факторов определяет, станет ли истощенное газовое месторождение экономически выгодным хранилищем:
Водоносные горизонты — это подземные, пористые и проницаемые горные породы, которые действуют как естественные водохранилища. В некоторых случаях их можно использовать для хранения природного газа. Обычно эти объекты работают по единому годовому циклу, как и истощенные резервуары. Геологические и физические характеристики водоносного горизонта заранее неизвестны, и необходимо вложить значительные средства в их исследование и оценку пригодности водоносного горизонта для хранения природного газа.
Если водоносный горизонт подходит, вся сопутствующая инфраструктура должна быть разработана с нуля, что увеличивает затраты на разработку по сравнению с истощенными резервуарами. Это включает установку скважин, оборудования для добычи, трубопроводов, установок для осушки и, возможно, компрессорного оборудования. Поскольку водоносный горизонт изначально содержит воду, в пласте мало или совсем нет природного газа, а из закачиваемого газа часть будет физически неизвлекаемой. В результате для хранения в водоносном горизонте обычно требуется значительно больше буферного газа, чем для истощенных резервуаров; до 80% от общего объема газа. Большинство хранилищ в водоносном горизонте были разработаны, когда цена на природный газ была низкой, то есть жертвовать этим буферным газом было недорого. С ростом цен на газ разработка хранилища в водоносном горизонте становится более дорогой.
Следствием вышеперечисленных факторов является то, что разработка хранилища водоносного слоя обычно требует много времени и затрат. Водоносные слои, как правило, являются наименее желательным и наиболее дорогим типом хранилища природного газа.
Подземные соляные образования хорошо подходят для хранения природного газа. Соляные пещеры позволяют очень малому количеству закачанного природного газа выходить из хранилища, если только его специально не извлекают. Стены соляной пещеры прочны и непроницаемы для газа в течение всего срока службы хранилища.
После того, как соляной объект обнаружен и признан пригодным для разработки газохранилища, внутри соляного объекта создается пещера. Это делается с помощью процесса добычи раствора . Пресная вода закачивается в скважину в соль. Часть соли растворяется , оставляя пустоту, и вода, теперь соленая , закачивается обратно на поверхность. Процесс продолжается до тех пор, пока пещера не достигнет желаемого размера, некоторые из них достигают 800 м в высоту и 50 м в диаметре с объемом около ½ миллиона м 3 . [4] После создания соляная пещера представляет собой подземное хранилище природного газа с высокой производительностью. Требования к буферному газу ниже, обычно около 33 процентов от общей газовой емкости.
Соляные пещеры обычно намного меньше, чем истощенные газовые резервуары и хранилища водоносных горизонтов . Соляная пещера может занимать только одну сотую площади, занимаемой истощенным газовым резервуаром. Следовательно, соляные пещеры не могут удерживать большие объемы газа, необходимые для удовлетворения базовых требований к хранению. Однако производительность соляных пещер намного выше, чем у водоносных горизонтов или истощенных резервуаров. Это позволяет извлекать и пополнять газ, хранящийся в соляной пещере, более легко и быстро. Это более быстрое время цикла полезно в чрезвычайных ситуациях или в течение коротких периодов неожиданных скачков спроса.
Хотя строительство обходится дороже, чем переоборудование истощенных месторождений, если измерять его в долларах за тысячу кубических футов рабочего газа, возможность выполнять несколько циклов отбора и закачки каждый год снижает эффективную стоимость.
Существуют также другие типы хранения, такие как:
Объекты сжиженного природного газа (СПГ) обеспечивают пропускную способность в пиковые периоды, когда рыночный спрос превышает возможности трубопровода. Резервуары для хранения СПГ обладают рядом преимуществ по сравнению с подземным хранением. Будучи жидким при температуре около -163 °C (-260 °F), он занимает примерно в 600 раз меньше места, чем газ, хранящийся под землей, и обеспечивает высокую доставляемость в очень короткие сроки, поскольку объекты хранения СПГ, как правило, расположены близко к рынку и могут быть доставлены некоторым клиентам на грузовиках, избегая платы за проезд по трубопроводу . Нет необходимости в буферном газе, и это обеспечивает доступ к мировым поставкам. Однако объекты СПГ дороже строить и обслуживать, чем разрабатывать новые подземные хранилища.
Газ может временно храниться в трубопроводной системе с помощью процесса, называемого линейной упаковкой. Это делается путем упаковки большего количества газа в трубопровод путем повышения давления. В периоды высокого спроса из трубопровода в рыночной зоне может быть отобрано большее количество газа, чем закачивается в зону добычи. Этот процесс обычно выполняется в непиковые часы, чтобы удовлетворить пиковые потребности следующего дня. Этот метод обеспечивает временную краткосрочную замену традиционному подземному хранению.
Газ можно хранить над землей в газгольдере (или газометре), в основном для балансировки, а не для долгосрочного хранения, и это делалось с викторианских времен. Они хранят газ при окружном давлении, что означает, что они могут очень быстро обеспечить дополнительный газ в часы пик. Газгольдеры, пожалуй, наиболее широко используются в Великобритании и Германии . Существует два типа газгольдеров — направляемые колоннами, которые направляются вверх большой рамой, которая всегда видна, независимо от положения держателя; и направляемые спиралью, которые не имеют рамы и направляются вверх концентрическими направляющими в предыдущем подъеме.
Возможно, самым известным британским газгольдером является большой колонный « Овальный газгольдер », который выходит на крикетную площадку The Oval в Лондоне . Газгольдеры строились в Соединенном Королевстве с ранних викторианских времен; многие из них, такие как Kings Cross в Лондоне и St. Marks Street в Кингстоне-апон-Халле , настолько старые, что полностью заклепаны , поскольку их конструкция предшествовала использованию сварки в строительстве. Последний был построен в Великобритании в 1983 году.
Компании, занимающиеся межгосударственными трубопроводами, в значительной степени полагаются на подземные хранилища для балансировки нагрузки и управления поставками на своих магистральных линиях передачи. Однако правила FERC требуют, чтобы эти компании открывали оставшуюся часть своих мощностей, не используемых для этой цели, третьим лицам. Двадцать пять межгосударственных компаний в настоящее время эксплуатируют 172 подземных хранилища природного газа. В 2005 году на их объекты приходилось около 43 процентов от общей пропускной способности хранилищ и 55 процентов от рабочей газовой мощности в США. [3] К этим операторам относятся 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 .
Внутригосударственные трубопроводные компании используют хранилища для операционной балансировки и системного снабжения, а также для удовлетворения спроса на энергию конечных потребителей. Обычно НРС используют газ из хранилища для непосредственного обслуживания клиентов. Эта группа управляет 148 подземными хранилищами и составляет 40 процентов от общей производительности хранилищ и 32 процента от рабочей газовой мощности в США. [3] К этим операторам относятся Consumers Energy Company и Northern Illinois Gas Company ( Nicor ) в США, а также Enbridge и Union Gas в Канаде.
Дерегулирование деятельности в сфере подземного хранения газа привлекло независимых поставщиков услуг хранения к разработке хранилищ. Предоставляемая мощность затем будет сдаваться в аренду сторонним клиентам, таким как маркетологи и производители электроэнергии. Ожидается, что в будущем эта группа займет большую долю рынка, поскольку будет происходить больше дерегулирования. В настоящее время в США эта группа составляет 18 процентов от общей производительности хранилищ и 13 процентов от рабочей газовой мощности в США. [3]
По состоянию на январь 2011 года в Европе насчитывалось 124 подземных хранилища. [6] Gas Infrastructure Europe (GIE) сообщает о 254 существующих объектах или планируемых расширениях в своей базе данных по хранению газа. [7] Большинство государств-членов имеют минимальные требования к хранению, которые покрывают не менее 15% их годового потребления газа. [8]
Газпром использует большие сезонные хранилища, в основном на западе России, чтобы управлять большими колебаниями внутреннего и экспортного спроса, заполняя летний сезон низкого спроса и поставляя высокий спрос зимой. В период с 2005 по 2021 год в среднем таким образом использовалось около 40 миллиардов кубических метров (1,4 триллиона кубических футов) хранилищ, достигнув пика около 60 миллиардов кубических метров (2,1 триллиона кубических футов) в 2020/2021 годах. [9]
Соединенные Штаты обычно делятся на три основных региона, когда речь идет о потреблении и добыче газа. Это потребляющий Восток, потребляющий Запад и производящий Юг.
Потребляющий восточный регион, особенно штаты в северной части, в значительной степени зависят от хранимого газа для удовлетворения пикового спроса в холодные зимние месяцы. Из-за преобладающих холодных зим, крупных населенных пунктов и развитой инфраструктуры неудивительно, что этот регион имеет самый высокий уровень рабочей мощности хранения газа среди других регионов и наибольшее количество мест хранения, в основном в истощенных резервуарах. В дополнение к подземному хранению, СПГ все больше играет решающую роль в предоставлении дополнительного резервного и/или пикового снабжения для НРС на краткосрочной основе. [ необходима цитата ] Хотя общая мощность этих объектов СПГ не соответствует мощности подземного хранения по масштабу, краткосрочная высокая производительность компенсирует это.
Потребляющий западный регион имеет наименьшую долю газовых хранилищ как с точки зрения количества участков, так и мощности/доставляемости газа. Хранилища в этой области в основном используются для того, чтобы позволить внутреннему и альбертскому газу, поступающему из Канады, течь с довольно постоянной скоростью. В северной Калифорнии Pacific Gas and Electric (PG&E) имеет подземные хранилища емкостью около 100 миллиардов кубических футов (2,8 × 10 9 кубических метров) газа в трех хранилищах. PG&E использует хранилище для хранения газа, когда он недорог летом, а зимой, когда покупной газ дорог. [11]
Хранилища добывающего юга связаны с рыночными центрами и играют решающую роль в эффективном экспорте, передаче и распределении добываемого природного газа в потребляющие регионы. Эти хранилища позволяют хранить газ, который не является немедленно реализуемым, для последующего использования.
В Канаде максимальный объем хранимого рабочего газа составил 456 миллиардов кубических футов (1,29 × 10 10 кубических метров) в 2006 году. [13] На хранилище Альберты приходится 47,5 процента от общего объема рабочего газа. За ним следует Онтарио, на долю которого приходится 39,1 процента, Британская Колумбия, на долю которой приходится 7,6 процента, Саскачеван, на долю которого приходится 5,1 процента и, наконец, Квебек, на долю которого приходится 0,9 процента. [14]
Компании по межгосударственным трубопроводам в США подчиняются юрисдикции Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC). До 1992 года эти компании владели всем газом, который проходил через их системы. Это также включало газ в их хранилищах, над которыми они имели полный контроль. Затем был введен в действие Приказ FERC 636. Он требовал, чтобы компании эксплуатировали свои объекты, включая газовые хранилища, на основе открытого доступа. Для газовых хранилищ это означало, что эти компании могли резервировать только мощности, необходимые для поддержания целостности системы. Остальная мощность будет доступна для сдачи в аренду третьим лицам на недискриминационной основе. Открытый доступ открыл широкий спектр применения газовых хранилищ, особенно для маркетологов, которые теперь могут использовать возможности ценового арбитража . Любая емкость хранилища будет оцениваться по цене, основанной на затратах , если только поставщик не сможет продемонстрировать FERC, что у него нет рыночной власти, в этом случае ему может быть разрешено устанавливать цены по рыночным ставкам для получения доли рынка. FERC определяет рыночную власть как «...способность продавца с выгодой для себя поддерживать цены выше конкурентного уровня в течение значительного периода времени».
Базовая структура ценообразования для хранения препятствовала развитию сектора хранения газа, в котором не было построено много новых хранилищ, помимо расширения существующих. В 2005 году FERC объявила о новом Приказе 678, нацеленном конкретно на хранение газа. Это правило призвано стимулировать разработку новых хранилищ газа с конечной целью снижения волатильности цен на природный газ . Председатель комиссии Джозеф Т. Келлихер заметил: «С 1988 года спрос на природный газ в Соединенных Штатах вырос на 24 процента. За тот же период емкость хранилищ газа увеличилась всего на 1,4 процента. Хотя строительство хранилищ отставало от спроса на природный газ, мы наблюдали рекордные уровни волатильности цен. Это говорит о том, что текущая емкость хранилищ недостаточна. Кроме того, в этом году существующие емкости хранилищ могут быть заполнены намного раньше, чем в любой предыдущий год. По мнению некоторых аналитиков, это повышает вероятность того, что часть внутренней добычи газа может быть закрыта. Наше окончательное правило должно помочь снизить волатильность цен и расширить емкость хранилищ».
Это постановление направлено на открытие двух подходов для разработчиков хранилищ природного газа, чтобы иметь возможность взимать рыночные ставки. Первый подход заключается в переопределении соответствующего рынка продуктов для хранения, который включает альтернативы для хранения, такие как доступные мощности трубопроводов, местное производство газа и терминалы СПГ. Второй подход направлен на реализацию раздела 312 Закона об энергетической политике. Он позволит заявителю запрашивать полномочия на взимание «рыночных ставок, даже если не было продемонстрировано отсутствие рыночной власти, в обстоятельствах, когда рыночные ставки отвечают общественным интересам и необходимы для стимулирования строительства хранилищ в районе, нуждающемся в обслуживании хранения, и чтобы клиенты были надлежащим образом защищены», - заявила Комиссия. Ожидается, что этот новый порядок побудит разработчиков, особенно независимых операторов хранилищ, разрабатывать новые объекты в ближайшем будущем.
В Альберте тарифы на хранение газа не регулируются, и поставщики договариваются о тарифах со своими клиентами на основе контракта за контрактом. Однако объект Carbon, принадлежащий ATCO gas, регулируется, поскольку ATCO является коммунальной компанией. Поэтому ATCO Gas должна взимать со своих клиентов тарифы, основанные на себестоимости, и может продавать любые дополнительные мощности по рыночным тарифам. В Онтарио хранение газа регулируется Энергетическим советом Онтарио. В настоящее время все доступные хранилища принадлежат вертикально интегрированным коммунальным компаниям. Коммунальные компании должны устанавливать цены на свои емкости хранения, продаваемые своим клиентам, по тарифам, основанным на себестоимости, но могут продавать любые оставшиеся емкости по рыночным тарифам. Хранилища, разработанные независимыми разработчиками хранилищ, могут взимать рыночные тарифы. В Британской Колумбии хранение газа не регулируется. Все доступные емкости хранения продаются по рыночным тарифам.
Регулирование хранения, транспортировки и продажи газа контролируется Ofgem (государственным регулятором). Так было с тех пор, как газовая отрасль была приватизирована в 1986 году. Большинство форм хранения газа принадлежало Transco (теперь часть National Grid plc ), однако национальная сеть в настоящее время в значительной степени разделена на региональные сети, принадлежащие разным компаниям, однако все они по-прежнему подчиняются Ofgem.
Как и все инфраструктурные инвестиции в энергетическом секторе, разработка хранилищ является капиталоемкой. Инвесторы обычно используют доходность инвестиций в качестве финансовой меры жизнеспособности таких проектов. Было подсчитано, что инвесторам требуется ставка или доходность от 12 до 15 процентов для регулируемых проектов и около 20 процентов для нерегулируемых проектов. [5] Более высокая ожидаемая доходность от нерегулируемых проектов обусловлена более высоким воспринимаемым рыночным риском. Кроме того, значительные расходы накапливаются во время планирования и размещения потенциальных мест хранения для определения их пригодности, что еще больше увеличивает риск.
Капитальные затраты на строительство объекта в основном зависят от физических характеристик резервуара. Прежде всего, стоимость разработки хранилища во многом зависит от типа месторождения. Как правило , соляные пещеры являются самыми дорогими для разработки на основе объема рабочей газовой емкости. Однако следует иметь в виду, что поскольку газ в таких объектах может циклически повторяться, на основе доставляемости они могут быть менее затратными. Соляная пещера может стоить от 10 до 25 миллионов долларов за миллиард кубических футов (10 9 футов 3 ) рабочей газовой емкости. [5] Широкий диапазон цен обусловлен региональными различиями, которые диктуют геологические требования. Эти факторы включают в себя количество требуемой компрессионной мощности, тип поверхности и качество геологической структуры, чтобы назвать несколько. Истощенный резервуар стоит от 5 до 6 миллионов долларов за миллиард кубических футов рабочей газовой емкости. [5] Наконец, еще одна основная стоимость, возникающая при строительстве новых хранилищ, — это стоимость базового газа. Количество базового газа в резервуаре может достигать 80% для водоносных горизонтов, что делает их очень непривлекательными для разработки, когда цены на газ высоки. С другой стороны, соляные пещеры требуют наименьшего количества базового газа. Высокая стоимость базового газа — это то, что стимулирует расширение существующих участков по сравнению с разработкой новых. Это связано с тем, что для расширения требуется небольшое добавление к базовому газу.
Ожидаемые денежные потоки от таких проектов зависят от ряда факторов. К ним относятся услуги, предоставляемые объектом, а также режим регулирования , в рамках которого он работает. Объекты, которые работают в первую очередь для использования возможностей товарного арбитража, как ожидается, будут иметь иные выгоды от денежных потоков, чем те, которые в первую очередь используются для обеспечения сезонной надежности поставок. Правила, установленные регулирующими органами, могут, с одной стороны, ограничивать прибыль, получаемую владельцами хранилищ, или, с другой стороны, гарантировать прибыль , в зависимости от рыночной модели.
Чтобы понять экономику хранения газа, важно уметь его оценить. Было предложено несколько подходов. Они включают: [5]
Различные режимы оценки сосуществуют в реальном мире и не являются взаимоисключающими. Покупатели и продавцы обычно используют комбинацию различных цен, чтобы получить истинную стоимость хранилища. Пример различных оценок и цены, которую они генерируют, можно найти в таблице ниже.
Этот режим оценки обычно используется для оценки регулируемого хранения, [5] например, хранения, эксплуатируемого межгосударственными трубопроводными компаниями. Эти компании регулируются FERC. Этот метод ценообразования позволяет разработчикам возмещать свои затраты и согласованную окупаемость инвестиций. Регулирующий орган требует, чтобы ставки и тарифы поддерживались и публиковались публично. Услуги, предоставляемые этими компаниями, включают в себя постоянное и прерываемое хранение, а также услуги по хранению без уведомления. Обычно ценообразование на основе стоимости услуг используется для истощенных резервуаров. Если оно используется для ценообразования, скажем, соляных пещер, стоимость будет очень высокой из-за высокой стоимости разработки таких объектов.
Этот режим оценки обычно используется местными распределительными компаниями (LDC). [5] Он основан на ценообразовании хранения в соответствии с экономией, получаемой в результате отсутствия необходимости прибегать к другим, более дорогим вариантам. Этот режим ценообразования зависит от потребителя и его соответствующего профиля/формы нагрузки.
Сезонная оценка хранилища также называется внутренней стоимостью . Она оценивается как разница между двумя ценами в паре форвардных цен. Идея заключается в том, что можно зафиксировать форвардный спред, как физически, так и финансово. Для разработчиков, желающих изучить осуществимость строительства хранилища, они обычно рассматривают долгосрочные ценовые спреды.
Помимо обладания внутренней стоимостью, хранилище может также иметь внешнюю стоимость . Внутренняя оценка хранилища не учитывает циклическую способность хранилища с высокой доставляемостью. Внешняя оценка отражает тот факт, что в таких сооружениях, например, в соляных пещерах, часть пространства может использоваться более одного раза, тем самым увеличивая стоимость. Такое хранилище с высокой доставляемостью позволяет своему пользователю реагировать на изменения спроса/цены в течение сезона или в течение определенного дня, а не только на сезонные изменения, как это было в случае с одноцикловыми сооружениями.
В целом, как мы видим на графике ниже, высокие цены на газ , как правило, связаны с короткими сроками хранения. Обычно, когда цены высоки в первые месяцы сезона пополнения (апрель–октябрь), многие пользователи хранилищ занимают выжидательную позицию. Они ограничивают потребление газа в ожидании того, что цены упадут до начала отопительного сезона (ноябрь–март). Однако, когда этого снижения не происходит, они вынуждены покупать природный газ по высоким ценам. Это особенно актуально для Local Distribution и других операторов, которые полагаются на хранение для удовлетворения сезонного спроса своих клиентов. С другой стороны, другие пользователи хранилищ, которые используют хранение как маркетинговый инструмент (хеджирование или спекуляция), будут воздерживаться от хранения большого количества газа, когда цены высоки.
Исследования проводятся по многим направлениям в области хранения газа, чтобы помочь выявить новые улучшенные и более экономичные способы хранения газа. Исследования, проводимые Министерством энергетики США, показывают, что соляные пласты можно охлаждать, что позволяет хранить больше газа. [2] Это уменьшит размер пласта, который необходимо обрабатывать, и позволит извлекать из него соль. Это приведет к более низким затратам на разработку хранилища соляных пластов type0.
Другим рассматриваемым аспектом являются другие формации, которые могут содержать газ. К ним относятся твердые скальные формации, такие как гранит, в областях, где такие формации существуют, а другие типы, которые в настоящее время используются для хранения газа, не содержат их. [2] В Швеции был построен новый тип хранилища, называемый «облицованная скальная пещера». [2] Это хранилище состоит из установки стального резервуара в пещере в скале холма и окружения его бетоном. Хотя стоимость разработки такого объекта довольно высока, его способность многократно циркулировать газ, подобно объектам соляных образований, компенсирует это. Наконец, еще один исследовательский проект, спонсируемый Министерством энергетики, касается гидратов. Гидраты — это соединения, образующиеся при замерзании природного газа в присутствии воды. Преимущество в том, что в одном кубическом футе гидрата можно хранить до 181 стандартного кубического фута природного газа. [2]
