El yacimiento de gas Shah Deniz ( en azerí : Şahdəniz ) es el mayor yacimiento de gas natural de Azerbaiyán . Está situado en el sur del mar Caspio , 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 yacimiento cubre aproximadamente 860 kilómetros cuadrados (330 millas cuadradas). Con una extensión de más de 140 kilómetros cuadrados, el yacimiento 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 aportar volúmenes de gas natural adicionales y alternativos a los países miembros de la UE.
El 4 de junio de 1996, SOCAR y algunas compañías petroleras de países extranjeros firmaron el Acuerdo sobre “Exploración, Desarrollo y Producción Compartida (PSA)” para el área de Shah Deniz. El Parlamento de Azerbaiyán confirmó el documento de “Exploración, Desarrollo y Producción Compartida (PSA)” el 4 de octubre de 1996. El campo de gas y condensado de Shah Deniz fue descubierto en 1999. El 12 de marzo de 2001, 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. [3] El 29 de septiembre de 2001, los delegados de Azerbaiyán y Georgia firmaron un Acuerdo “Intergubernamental” y acuerdos relevantes para el transporte y venta de gas natural con la participación del Presidente Shevardnadze y el Presidente Aliyev. El 5 de junio de 2003 se concluyeron algunos contratos para la construcción de la primera etapa de Shah Deniz y se iniciaron las obras de construcción para el área de Shah Deniz. El 3 de noviembre de ese mismo año, Shah Deniz comenzó en la terminal de Sangachal. Las obras de construcción del gasoducto del Cáucaso Sur comenzaron en Azerbaiyán el 14 de octubre de 2004. [4]
El yacimiento Shah Deniz es operado por BP , que tiene una participación del 29,99%. Otros socios son 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 del 10% de las acciones por parte de Statoil a BP y SOCAR, que las compartieron al 3,3% y al 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 en entre 1.500 y 3.000 millones de barriles (240 a 480 millones de metros cúbicos ) de petróleo equivalente y entre 50.000 y 100.000 millones de metros cúbicos de gas. La producción de gas hasta la fecha, a finales de 2005, se estimaba en aproximadamente 7.000 millones de metros cúbicos o un promedio de 17 millones de m3 ( 600 millones de pies cúbicos) por día. El yacimiento de Shah Deniz también contiene condensado de gas por más de 400 millones de metros cúbicos.
El gasoducto del Cáucaso Sur , de 692 kilómetros (430 millas) , que comenzó a funcionar a finales de 2006, transporta gas desde el yacimiento Shah Deniz en el sector azerbaiyano del mar Caspio hasta Turquía , a través de Georgia . [8]
El condensado asociado se mezcla con el petróleo del yacimiento ACG y se transporta a Turquía a través de Georgia , a lo largo del oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan .
El yacimiento de Shah Deniz comenzó a producir gas a fines de diciembre de 2006, tres meses más tarde de lo previsto, y se vio obligado a cerrar brevemente en enero de 2007. Azerbaiyán anunció que el yacimiento había reanudado la producción, pero admitió que había sido cerrado una vez más, durante algunas semanas, debido a problemas técnicos. El cierre obligó a Georgia a comprar suministros de gas de emergencia a Rusia a precio de mercado. Georgia espera que la producción de Shah Deniz le permita al país reducir su dependencia energética (y política) de Rusia. [9]
En julio de 2007, la planta de gas de Shah Deniz en la Terminal Sangachal estaba en pleno funcionamiento y todos los compradores de Shah Deniz recibían gas.
Las negociaciones 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 (DFI) el 17 de diciembre de 2013 en Bakú, Azerbaiyán.
Las discusiones clave se centraron en la selección de un gasoducto para transportar el gas adicional desde el yacimiento 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 offshore adicionales conectadas por puentes, pozos submarinos y una expansión de la planta de gas en la Terminal Sangachal, con 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 ), será de alrededor de 45 mil millones de dólares.
En diciembre de 2016, el Banco Asiático de Desarrollo aprobó un total de 1.000 millones de dólares en asistencia pública y privada para apoyar la expansión del yacimiento Shah Deniz 2. La asistencia consistió en un préstamo del sector privado de 500 millones de dólares a la Southern Gas Corridor Closed Joint Stock Company y una garantía crediticia 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 1.176 millones de dólares en costos de capital en el proyecto Azeri Chiraq Guneshli en 2017. [13]
El 14 de septiembre de 2017 se firmó un acuerdo (que se modificó y se reiteró) entre el Gobierno de Azerbaiyán, algunas empresas internacionales y SOCAR para trabajar juntos en el proyecto 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 Azeri Central, 124.000 b/d de las plataformas de Azeri Occidental, 82.000 b/d de las plataformas de Azeri Oriental, 117.000 b/d de las plataformas de Deepwater Gunashli, 77.000 b/d de las plataformas de Chirag Occidental durante un año (2017). [13]
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