Campo de gas de Shah Deniz
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 140 kilómetros cuadrados, el yacimiento es similar en tamaño y forma a la isla de Manhattan.
Se considera un eslabón fundacional para el Corredor de Gas del Sur, con el objetivo de llevar volúmenes adicionales y alternativos de gas natural a los países miembros de la UE.
Historia
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. 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. El Acuerdo “Intergubernamental” El 29 de septiembre de 2001, los delegados de Azerbaiyán y Georgia firmaron el acuerdo y los acuerdos pertinentes para el transporte y la venta de gas natural, con la participación del Presidente Shevardnadze y el Presidente Aliyev. El 5 de junio de 2003 se firmaron algunos contratos para la construcción de la primera etapa de Shah Deniz, y el 3 de noviembre de ese mismo año comenzaron las obras de construcción de Shah Deniz en la terminal de Sangachal. Las obras de construcción del gasoducto del Cáucaso Sur comenzaron en Azerbaiyán el 14 de octubre de 2004.
Accionistas
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 la venta previa 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 repartieron al 3,3% y al 6,7% respectivamente, así como la venta por parte de Total SA en mayo de 2014 de su participación del 10% a la empresa turca TPAO
En octubre de 2014, Statoil vendió su participación restante del 15,5% en el proyecto a Petronas por una suma de 2.250 millones de dólares.
Reservas
Se estima que las reservas de Shah Deniz oscilan 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.
Pipeline
El gasoducto del Cáucaso Sur, de 692 kilómetros (430 millas), que comenzó a funcionar a finales de 2006, transporta gas desde el yacimiento de Shah Deniz, en el sector azerbaiyano del mar Caspio, hasta Turquía, a través de Georgia.
El condensado asociado se mezcla con el petróleo del yacimiento ACG y se transporta a Turquía a través de Georgia, a través del oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan.
Evolución reciente
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.
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 recibían gas.
Fase 2
Las negociaciones de 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:
- Axpo Trading AG
- Bulgargaz EAD
- DEPA Corporación de Gas Público de Grecia S.A.
- Enel Trade SpA
- E.ON Global Commodities SE
- Gas Natural Aprovisionamientos SDG SA
- GDF SUEZ S.A.
- Hera Trading srl
- Shell Energy Europe Limited
De un 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.
Se estima que el costo total de la expansión de la Fase 2, incluidas las etapas de exploración y producción (gasoductos 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.
Según los resultados del ejercicio 2017, el Gobierno de Azerbaiyán ha desembolsado más de 456 millones de dólares en costes operativos y aproximadamente 1.176 millones de dólares en costes de capital para el proyecto Azeri Chiraq Guneshli en 2017.
El 14 de septiembre de 2017, el Gobierno de Azerbaiyán, algunas empresas internacionales y SOCAR firmaron un acuerdo (que se ha modificado y reafirmado) 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.
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).
Véase también
- Industria petrolera en Azerbaiyán
- South Caucasus Pipeline
- Shafag-Asiman
- TANAP
- TAP
- Azeri-Chirag-Guneshli
- Baku-Tbilisi-Ceyhan pipeline
Referencias
- ^ Lukoil aumenta la participación en el Shah Deniz de BP después de cerrar el acuerdo Petronas, Offshore Energy, Publicado el 18-02-2022, Retrieved el 16-11-2022
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Enlaces externos
- Shah Deniz, Offshore Technology website
- Shah Deniz y el gasoducto del Cáucaso Sur, sitio web de Statoil
- folleto Shahdeniz-2, BP Azerbaijan
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