EL GRAN CÁUCASO - IEEE

Gonzalo Escribano Francés
El corredor energético del Cáucaso Sur y sus implicaciones para Europa
con Gazprom: parte de las exportaciones de gas de Karachaganak se
intercambian por cantidades equivalentes en la frontera sur del país con
Uzbekistán.
El campo de Karachaganak es el de mayor producción de Kazajstán, entre
8 y 9 bcm anuales. La fase III del campo doblaría la producción a 16 bcm,
pero tras varios retrasos su futuro es incierto. El campo de Tengiz le sigue en
importancia, con una producción de unos 7-8 bcm que se mantendrá hasta
finales de la década de 2020. Tal y como se explicó para Karachaganak, el
consorcio liderado por Chevron ha afrontado serios desafíos técnicos para
gestionar los grandes volúmenes de gas asociado al petróleo del campo,
que también tiene elevados contenidos de no hidrocarburos, sobre todo
compuestos sulfurosos difíciles de procesar. Kashagan, el tercer campo de
gas del país afronta los mismos obstáculos. El potencial combinado de Tengiz
y Kashagan oscila entre los 30 bcm y 50 bcm al año, aunque buena parte del
mismo será reinyectado para aumentar la recuperación de petróleo, por lo
que una producción importante de gas sólo se prevé para más allá de 2030.
Las dificultades para tratar, almacenar y comercializar el gas natural han
convertido a Kazajstán en el sexto país que más gas quema (flaring) en el
mundo, unos 5,2 bcm en 2008 (AIE, 2010), aunque en los últimos años se haya
reforzado la regulación y el flaring haya disminuido de manera importante.
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South Yolotan, el supercampo de gas natural de Turkmenistán se sitúa
muy lejos del Caspio, en la región suroriental del país, cerca de las fronteras
con Irán y Afganistán. Fue descubierto en 2006 y será el primer vector de
las exportaciones de la región en las próximas décadas, con unas reservas
recuperables medias de unos 6.000 bcm, pero en un margen muy amplio
entre 4.000 y 14.000 bcm. En octubre de 2011 una auditoría estimó que las
reservas estaban en el rango más elevado de las previsiones, colocando a
South Yolotan como el segundo mayor campo de gas del mundo. La AIE
(2010) estima que con la primera fase South Yolotan podría alcanzar una
producción de 30 bcm anuales en 2020 y con la segunda 60 bcm en 2025.
En 2009 las autoridades de Turkmenistán concedieron una serie de
contratos para la primera fase de desarrollo del campo. Los contratos
fueron obtenidos por Petrofac y Gulf Oil&Gas (EAU), LG y Hyundai
(Corea del Sur) y la CNCP (China). La compañía nacional Turkmengaz
mantendría la gestión de las operaciones. El China Development Bank
financió un préstamo de 4.000 millones de dólares para la primera fase del
proyecto, y en 2011 una cantidad similar para la segunda fase. El campo
estaría operativo en 2013, pero exportaría el gas producido a China por el
gasoducto Central Asia-China (CAC). No obstante, la gestión por parte
de una compañía sin experiencia previa como Turkmengaz de un campo