Después de algunos litigios judiciales la Oficina de Gestión de Energía Oceánica de Estados Unidos (BOEM) fijó para el próximo 20 de diciembre, como la nueva fecha para la próxima venta de arrendamiento de petróleo y gas en alta mar para áreas en el Golfo de México (GOM).
Se trata de la venta de arrendamiento 261 para una superficie en el Golfo de México que se encontraba prevista para el pasado 27 de septiembre de 2023, con más de 6 millones de acres eliminados de la venta.
Aunque el Instituto Americano del Petróleo (API) por sus siglas en ingles, Chevron, Shell y el Estado de Luisiana apelaron a esta decisión, para oponerse a la reducción de la superficie cultivada y las restricciones al tráfico de buques de petróleo y gas natural, por lo que solicitaron una acción inmediata del tribunal antes de la venta de arrendamiento planificada.
Esto originó que se congelara el proceso de arrendamiento, pero tambien entraron a escena otros protagonistas, entre ellos, grupos ambientalistas, quienes exigieron medida cautelar preliminar para eliminar las protecciones para la ballena de Rice.
Debido a las impugnaciones legales, BOEM congeló la venta de arrendamiento por otra orden emitida por la Corte de Apelaciones del Quinto Circuito de los Estados Unidos el pasado 26 de octubre de 2023, en Louisiana v. Haaland.
Despues de esta largo proceso judicial,
la Corte de Apelaciones del Quinto, decidió que BOEM celebre la venta de Arrendamiento 261 dentro de los proximos 37 días, y se elimina las restricciones a los buques de petróleo y gas y restablece la superficie previamente eliminada.
Según los EE. UU. Administración de Información Energética (EIA) por sus siglas en ingles, la producción federal de petróleo en alta mar del Golfo de México representa el 15 % de la producción total de petróleo crudo de los Estados Unidos, y la producción federal de gas natural en alta mar en el Golfo representa el 5 % de la producción total en seco de los Estados Unidos.
“La independencia energética obtuvo una importante victoria esta noche con la decisión del Quinto Circuito que levantó restricciones injustificadas sobre los buques de petróleo y gas natural y restableció la superficie para el desarrollo de energía marina. El Golfo de México de EE. UU. desempeña un papel fundamental en el mantenimiento de una producción de energía estadounidense asequible y confiable, y la decisión de hoy crea una mayor certeza para la fuerza laboral energética esencial y para toda la economía de la Costa del Golfo”, dijo Ryan Meyers , vicepresidente senior y asesor general del Instituto Americano del Petróleo.
La Venta de Arrendamiento 261 es la última venta de arrendamiento costa afuera exigida por la Ley de Reducción de la Inflación y es probable que sea la única venta costa afuera programada hasta 2025, como programa final propuesto para el arrendamiento de petróleo y gas costa afuera para 2024-2029 en el Golfo de México que tiene el menor número de ventas de arrendamiento de petróleo y gas costa afuera en la historia de Estados Unidos. Este plan abarca un máximo de tres posibles ventas de arrendamiento de petróleo y gas en el área del Golfo de México programadas para 2025, 2027 y 2029, respectivamente.
Además, se dice que las tres ventas de arrendamiento propuestas son el número mínimo que permitiría al Departamento del Interior continuar expandiendo su programa de arrendamiento de energía eólica marina hasta 2030 de conformidad con los términos del IRA. El plan implica cero ventas de arrendamiento de petróleo y gas en las aguas del Atlántico, el Pacífico y Alaska.
Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), la producción federal de petróleo costa afuera del Golfo de México representa el 15% de la producción total de petróleo crudo de Estados Unidos, y la producción federal de gas natural costa afuera en el Golfo representa el 5% de la producción seca total de Estados Unidos.
API destaca que el Golfo de México de EE. UU. produce algunos de los barriles con menor intensidad de carbono del mundo, por lo que la producción limitada en la cuenca podría ser reemplazada por barriles con mayor intensidad de carbono de otras partes del mundo.
