El campo de gas Shah Deniz ( en azerbaiyano : Şahdəniz ) es el campo de gas natural más grande de Azerbaiyán . Está situado en el Mar Caspio Meridional , frente a la costa de Azerbaiyán, aproximadamente a 70 kilómetros (43 millas) al sureste de Bakú , a una profundidad de 600 metros (2000 pies). El campo cubre aproximadamente 860 kilómetros cuadrados (330 millas cuadradas). Con una extensión de más de 140 kilómetros cuadrados, el embalse es similar en tamaño y forma a la isla de Manhattan.
Se considera un vínculo fundador del Corredor de Gas del Sur , cuyo objetivo es llevar volúmenes de gas natural adicionales y alternativos a los países miembros de la UE.
El 4 de junio de 1996 se firmó el Acuerdo sobre “Exploración, Desarrollo y Producción Compartida (PSA)” para el área de Shah Deniz entre SOCAR y algunas compañías petroleras de países extranjeros. El Parlamento de Azerbaiyán confirmó el documento de “Exploración, Desarrollo y Producción Compartida (PSA)” para el área de Shah Deniz. Production Sharing (PSA)” el 4 de octubre de 1996. El yacimiento de gas y condensado de Shah Deniz fue descubierto en 1999. Los delegados de Azerbaiyán y Turquía firmaron un acuerdo “intergubernamental” y un acuerdo de “compra y venta” con la participación del presidente Sezer y el Presidente Heyder Aliyev en Ankara el 12 de marzo de 2001. [3] Los delegados de Azerbaiyán y Georgia, con la participación del Presidente Shevardnadze y el Presidente Aliyev, firmaron en septiembre un acuerdo "intergubernamental" y acuerdos pertinentes para el transporte y venta de gas natural. 29 de junio de 2001. Algunos contratos para la construcción de la primera etapa de Shah Deniz se concluyeron el 5 de junio de 2003, y los trabajos de construcción de Shah Deniz comenzaron en la terminal Sangachal el 3 de noviembre del mismo año. Las obras de construcción del oleoducto del Cáucaso Meridional comenzaron en Azerbaiyán el 14 de octubre de 2004. [4]
El campo Shah Deniz es operado por BP , que tiene una participación del 29,99%. Otros socios incluyen LUKoil (19,99%), TPAO (19,00%), SOCAR (14,35%), NIOC (10,00%) y Southern Gas Corridor Upstream (6,67%).
Eni vendió su participación del 5% a LUKOIL en junio de 2004. Las desinversiones posteriores incluyeron ventas previas a la FID (Decisión Final de Inversión) en diciembre de 2013, ventas del 10% de las acciones por parte de Statoil a BP y SOCAR, quienes las compartieron al 3,3% y 6,7% respectivamente. . [5] así como la venta por parte de Total SA en mayo de 2014 de su participación del 10% a la turca TPAO [6]
En octubre de 2014, Statoil vendió su participación restante del 15,5% en el proyecto a Petronas por una tarifa de 2.250 millones de dólares. [7]
Las reservas de Shah Deniz se estiman entre 1,5 y 3 mil millones de barriles (240 a 480 millones de metros cúbicos ) de petróleo equivalente y entre 50 y 100 mil millones de metros cúbicos de gas. La producción de gas hasta la fecha a finales de 2005 se estimaba en aproximadamente 7 mil millones de metros cúbicos o un promedio de 17 millones de m 3 (600 millones de pies cúbicos) por día. El campo Shah Deniz también contiene más de 400 millones de metros cúbicos de condensado de gas .
El oleoducto del Cáucaso Sur de 692 kilómetros (430 millas) , que comenzó a funcionar a finales de 2006, transporta gas desde el campo Shah Deniz en el sector de Azerbaiyán del Mar Caspio hasta Turquía , a través de Georgia . [8]
El condensado asociado se mezcla con el petróleo del campo ACG y se transporta a Turquía a través de Georgia , a lo largo del oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan .
El proyecto Shah Deniz comenzó a producir gas a finales de diciembre de 2006, tres meses más tarde de lo esperado, y se vio obligado a cerrar brevemente en enero de 2007. Azerbaiyán anunció que el campo había reanudado la producción sólo para admitir que había sido cerrado una vez más. , durante algunas semanas, debido a problemas técnicos. El cierre obligó a Georgia a comprar suministros de emergencia de gas a Rusia a precio de mercado. Georgia espera que la producción de Shah Deniz permita al país disminuir su dependencia energética (y política) de Rusia. [9]
En julio de 2007, la planta de gas de Shah Deniz en la terminal de Sangachal estaba en pleno funcionamiento y todos los compradores de Shah Deniz tomaron gas.
Las conversaciones sobre Shah Deniz-2 comenzaron en 2008 y el tema principal fue la selección de rutas de transporte para volúmenes adicionales de gas. Las intensas negociaciones que duraron cinco años finalizaron con la firma de la Decisión Final de Inversión (FID) el 17 de diciembre de 2013 en Bakú, Azerbaiyán.
Las discusiones clave se concentraron en la selección de un gasoducto para entregar el gas adicional desde el campo a los mercados europeos. Fueron necesarios años de negociaciones para reducir casi una docena de propuestas a los proyectos finales en competencia, TAP y Nabucco .
Nueve empresas acordaron firmar un acuerdo de venta de gas (GSA) con el consorcio: [10]
Del total de 10 bcm destinados a Europa, 1 bcm se destinará a Bulgaria y Grecia y el resto a compradores de otros países, principalmente Italia.
El proyecto incluirá dos plataformas de gas marinas conectadas por puentes adicionales, pozos submarinos y una ampliación de la planta de gas en la terminal Sangachal, a un costo estimado de al menos 10 mil millones de dólares. [11]
Se estima que el costo total de la expansión de la Fase 2, incluidas las etapas upstream y midstream ( ductos TANAP y TAP ), rondará los 45 mil millones de dólares.
En diciembre de 2016, el Banco Asiático de Desarrollo aprobó un total de mil millones de dólares en asistencia pública y privada para apoyar la expansión del campo Shah Deniz 2. La asistencia estuvo compuesta por un préstamo del sector privado de 500 millones de dólares a la Sociedad Anónima Cerrada del Corredor de Gas del Sur y una garantía de crédito parcial con contragarantía soberana de 500 millones de dólares. Esta garantía respaldará más de 500 millones de dólares en préstamos comerciales de un consorcio de bancos a SCG. [12]
Según los resultados de fin de año de 2017, el Gobierno de Azerbaiyán ha pagado más de 456 millones de dólares en costos operativos y aproximadamente alrededor de 1.176 millones de dólares en costos de capital en el proyecto del azerí Chiraq Guneshli en 2017. [13]
El 14 de septiembre de 2017 se firmó un acuerdo (que ha sido modificado y reformulado) entre el gobierno de Azerbaiyán, algunas empresas internacionales y SOCAR para trabajar juntos en el proyecto de Azeri Chirag Guneshli y Production Sharing, y este contrato fue confirmado por la Asamblea Nacional de Azerbaiyán el 31 de octubre. [13] [14]
La producción total de Azeri Chirag Guneshli fue de aproximadamente 588.000 barriles por día, incluidos 51.000 b/d de las plataformas de Chirag, 137.000 b/d de las plataformas de Central Azeri, 124.000 b/d de las plataformas de West Azeri, 82.000 b/d de las plataformas de East Azeri. Azerí, 117.000 b/d de las plataformas de Deepwater Gunashli, 77.000 b/d de las plataformas de West Chirag durante un año (2017). [13]
{{cite news}}: Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )