Ciudad de México. La italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) invertirá US$479,9 millones durante el 2019 para concluir el año con una aportación de 8.000 barriles diarios de crudo, cuando la producción de todos los privados en México es de poco más de 12.500 barriles al día en la actualidad, según detalló la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En la 78 sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno del regulador, que por lo menos durante los próximos tres años no realizará licitaciones sino que se dedicará a regular los contratos y asignaciones vigentes con un recorte presupuestario de la tercera parte de su gasto para el próximo año, se aprobó en primer término el programa de trabajo y presupuesto asociado de inversión para que el próximo año ENI se convierta en el primer privado en extraer crudo de manera comercial en aguas someras del Golfo de México.

Para ello, la italiana instalará dos plataformas en el contrato compuesto por los campos Amoca, Miztón y Tecoalli para desarrollo con reservas descubiertas que le fue otorgado en la Ronda 1.2. Además, instalará 27 kilómetros de ductos y perforará seis de los 12 pozos que tiene programados al 2021 en el campo Miztón, en aguas someras de la Sonda de Campeche.

Sin embargo, en el plan de desarrollo de los campos aprobado desde julio se estipulaba que la primera producción de este bloque sería en abril del 2019, pero retrasos regulatorios como los permisos de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes para la llegada de la plataforma fija de cobertura tipo jacket Miztón, cuya construcción fue concluida en octubre pasado en astilleros de Tampico y permanecerá ahí hasta que el contratista obtenga los permisos por parte de la Capitanía de Puerto para poder trasladarse en barco hasta la Sonda de Campeche.

ENI aprobó el programa de trabajo y presupuesto asociado de inversión para que el próximo año ENI se convierta en el primer privado en extraer crudo de manera comercial en aguas someras del Golfo de México.

Por lo tanto, el arranque de la producción de este campo se retrasará hasta el segundo semestre del año, por lo que los comisionados alertaron sobre la pérdida económica para el Estado que provocan estos procesos y otros que deberá enfrentar este primer proyecto en aguas someras, como trámites ante la Comisión Nacional del Agua y la Agencia de Seguridad Energética y Ambiental del Sector Hidrocarburos, ya que el contrato de producción compartida señala que 83,75% de la utilidad operativa será para el Estado una vez que arranque la producción, mientras que de postergarse, el Estado como socio debe pagar contraprestaciones al contratista.

“Este proyecto enfrenta un reto importante en materia de permisos y autorizaciones en las que tenemos que poner mucha atención porque sería el primer gran proyecto que de resolverse afirmativamente dará los primeros barriles de un privado en aguas someras”, dijo el comisionado Sergio Pimentel.

Para acelerar estos procesos y en línea con los planes de Petróleos Mexicanos (Pemex) y el gobierno federal, los comisionados solicitaron que se discuta la posibilidad de una ventanilla única para todos los trámites de cualquier organismo relacionado con la explotación de hidrocarburos en el país.