Campo de gas Shah Deniz

El yacimiento de gas Shah Deniz ( en azerbaiyano : 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 abarca aproximadamente 860 kilómetros cuadrados (330 millas cuadradas ) . Con una extensión de más de 140 kilómetros cuadrados, el yacimiento tiene un tamaño y una forma similares a los de la isla de Manhattan.    

Se considera un eslabón fundamental para el Corredor Meridional de Gas , cuyo objetivo es aportar volúmenes adicionales y alternativos de gas natural a los países miembros de la UE.

El “Acuerdo de Exploración, Desarrollo y Producción Compartida” (PSA) para el área de Shah Deniz fue firmado entre SOCAR y algunas compañías petroleras de países extranjeros el 4 de junio de 1996. El Parlamento de Azerbaiyán ratificó el documento del PSA el 4 de octubre de 1996. El campo de gas y condensado de Shah Deniz fue descubierto en 1999. Un “Acuerdo Intergubernamental” y un “Acuerdo de Compraventa” fueron firmados por delegados de Azerbaiyán y Turquía con la participación del Presidente Sezer y el Presidente Heyder Aliyev en Ankara el 12 de marzo de 2001. ^{[ 3 ]} Un “Acuerdo Intergubernamental” y acuerdos relevantes para el transporte y venta de gas natural fueron firmados por delegados de Azerbaiyán y Georgia con la participación del Presidente Shevardnadze y el Presidente Aliyev el 29 de septiembre de 2001. Algunos contratos para la construcción de la primera etapa de Shah Deniz fueron concluidos el 5 de junio de 2003, y los trabajos de construcción para Shah Deniz comenzaron en la Terminal Sangachal el 3 de noviembre de ese mismo año. Las obras de construcción del oleoducto del Cáucaso Meridional comenzaron en Azerbaiyán el 14 de octubre de 2004. ^{[ 4 ]}

El yacimiento Shah Deniz es operado por BP , que posee una participación del 29,99%. Otros socios incluyen a LUKoil (19,99%), TPAO (19,00%), SOCAR (14,35%), NIOC (10,00%) y Southern Gas Corridor Upstream (6,67%). ^{[ 5 ]}

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 ^{[ 6 ]} , quienes las compartieron en un 3,3% y un 6,7% respectivamente. ^{[ 7 ]} así como la venta por parte de Total SA en mayo de 2014 de su participación del 10% a la empresa turca TPAO ^{[ 8 ].}

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. ^{[ 9 ]}

Las reservas de Shah Deniz se estiman entre 1.500 y 3.000 millones de barriles (240 a 480 millones de metros cúbicos ) de petróleo equivalente, provenientes de entre 50.000 y 100.000 millones de metros cúbicos de gas. La producción de gas hasta finales de 2005 se estimaba en aproximadamente 7.000 millones de metros cúbicos, o un promedio de 17 millones de metros ^cúbicos (600 millones de pies ^cúbicos ) por día. El yacimiento de Shah Deniz también contiene condensado de gas por un volumen superior a los 400 millones de metros cúbicos.      

El gasoducto del Cáucaso Meridional , de 692 kilómetros (430 millas) , que comenzó a operar a finales de 2006, transporta gas desde el yacimiento Shah Deniz en el sector azerbaiyano del mar Caspio hasta Turquía , a través de Georgia . ^{[ 10 ] [ 11 ]} 

El condensado resultante se mezcla con el petróleo del yacimiento ACG y se transporta a Turquía a través de Georgia , por el oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan .

El proyecto Shah Deniz comenzó a producir gas a finales 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 posteriormente 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 reducir su dependencia energética —y política— de Rusia. ^{[ 12 ]}

En julio de 2007, la planta de gas Shah Deniz en la terminal de Sangachal estaba en pleno funcionamiento, y todos los compradores de Shah Deniz recibían gas.

Las conversaciones sobre el proyecto Shah Deniz-2 comenzaron en 2008, centrándose principalmente en la selección de rutas de transporte para volúmenes adicionales de gas. Tras cinco años de intensas negociaciones, el 17 de diciembre de 2013 se firmó la Decisión Final de Inversión (FID, por sus siglas en inglés) en Bakú, Azerbaiyán.

Los debates clave se centraron en la selección de un gasoducto para transportar el gas adicional del yacimiento a los mercados europeos. Fueron necesarios años de negociaciones para reducir casi una docena de propuestas a los proyectos finales que competían entre sí: TAP y Nabucco .

Nueve empresas acordaron firmar un acuerdo de venta de gas (GSA) con el consorcio: ^{[ 13 ]}

• Axpo Trading AG
• Bulgargaz EAD
• DEPA Corporación Pública de Gas de Grecia SA
• Enel Trade SpA
• E.ON Global Commodities SE
• Gas Natural Aprovisionamientos SDG SA
• GDF SUEZ SA
• Hera Trading srl
• Shell Energy Europe Limited

De un total de 10 bcm destinados a Europa, 1 bcm irá a Bulgaria y Grecia, y el resto se destinará a compradores en otros países, principalmente Italia.

El proyecto incluirá dos plataformas de gas marinas adicionales conectadas por puentes, pozos submarinos y una ampliación de la planta de gas en la terminal de Sangachal, con un costo estimado de al menos 10 mil millones de dólares. ^{[ 14 ]}

El coste total de la expansión de la Fase 2, incluidas las etapas de exploración y producción y las etapas intermedias ( gasoductos TANAP y TAP ), se estima en unos 45.000 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. Esta 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 parcial de crédito soberana de 500 millones de dólares. Esta garantía respaldará más de 500 millones de dólares en préstamos comerciales otorgados por un consorcio de bancos a SCG. ^{[ 15 ]}

Según los resultados de fin de año de 2017, el Gobierno de Azerbaiyán pagó más de 456 millones de dólares en costos operativos y aproximadamente 1.176 millones de dólares en costos de capital en el proyecto de Azeri Chiraq Guneshli en 2017. ^{[ 16 ]}

El 14 de septiembre de 2017 se firmó un acuerdo (enmendado y reformulado) entre el gobierno azerbaiyano y algunas empresas internacionales y SOCAR para trabajar juntos en el proyecto Azeri Chirag Guneshli y compartir la producción, y este contrato fue ratificado por la Asamblea Nacional de Azerbaiyán el 31 de octubre. ^{[ 16 ] [ 17 ]}

La producción total de Azeri Chirag Guneshli fue de aproximadamente 588.000 barriles por día, incluyendo 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 Guneshli y 77.000 b/d de las plataformas de Chirag Occidental durante un año (2017). ^{[ 16 ]}

A mayo de 2026, la capacidad de producción del yacimiento asciende a aproximadamente 74,2 millones de metros cúbicos por día (27,1 mil millones de metros cúbicos por año). ^{[ 18 ]}

• Industria petrolera en Azerbaiyán
• Oleoducto del Cáucaso Meridional
• Shafag-Asiman
• TANAP
• GRIFO
• Azeri-Chirag-Guneshli
• Oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan

• Shah Deniz , sitio web de tecnología offshore
• Shah Deniz y el gasoducto del Cáucaso Meridional , sitio web de Statoil
• Folleto del Shahdeniz-2 , BP Azerbaiyán