Ramsés Pech
Grupo Caraiva — Grupo Pech Arquitectos
El diagnóstico apunta a una conclusión central: el problema no es si México debe conservar la soberanía sobre sus recursos, sino cómo diseñar un contrato que haga viable el capital privado sin convertirlo en dueño del subsuelo.
El primer problema es la recuperación de costos insuficiente. En los contratos mixtos vigentes, el tope se ubica entre 30% y 40%. Podemos resumirlo así: “el tope de 30% (hasta 40%) no cubre la altísima intensidad de capital del fracturamiento multietapa; comprime la rentabilidad”. Un pozo no convencional exige más inversión inicial y perforación continua. Con un límite rígido, el privado no recupera su CAPEX en un horizonte razonable. En Burgos, Sabinas o Tampico-Misantla, un tope fijo no funciona.
A esto se suma el poco potencial de ganancia para el privado. El esquema actual obliga a ceder hasta el 60% del FER (Flujo de Efectivo Remanente) y compartir el resto con Pemex. En la práctica, el privado asume riesgo operativo y financiero, pero recibe una porción limitada del valor generado. Sin potencial de ganancia, no hay interés en invertir.
El tercer obstáculo es la ausencia de titularidad económica de reservas para el privado. En los contratos mixtos, el operador no puede registrar reservas bajo estándares SEC, mientras Pemex conserva al menos el 40% de la titularidad. Esto desincentiva a grandes operadoras internacionales, cuyo valor depende de incorporar reservas y demostrar crecimiento. Sin valor económico verificable, el fracking mexicano difícilmente atraerá a los actores que dominan la tecnología y la escala del shale.
La inseguridad jurídica es otro factor crítico
El marco de 2025 aún es reciente, sin arbitraje internacional robusto y con riesgo de cambios retroactivos. Para un proyecto a 20 o 30 años, la certeza jurídica es tan importante como la geología.
La economía del fracking también es frágil ante el precio del gas. La propuesta de fórmula indica que, con Henry Hub bajo, Sabinas registra VPN negativo por debajo de aproximadamente 2.9 dólares por MMBtu, mientras Burgos y Tampico-Misantla resisten mejor. En un contrato rígido, el riesgo de precio recae casi por completo en el operador y vuelve inviable la inversión.
Finalmente, la falta de infraestructura —ductos, agua, arena, compresión y caminos— y el riesgo de contraparte con Pemex elevan el costo de capital. Sin infraestructura y garantías de pago, ningún operador financiará a Pemex.
A continuación, se propone una fórmula y metodología adicional que sí puede funcionar: una licencia híbrida con regalía deslizante, estabilidad jurídica, recuperación flexible de costos y pago garantizado mediante fideicomiso.
El modelo combina elementos de Estados Unidos, Argentina y contratos internacionales de producción compartida, adaptados a la soberanía mexicana y a la titularidad estatal de las asignaciones.
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México tiene gas shale, necesidad de seguridad energética y una empresa nacional que conserva la titularidad de los recursos. La pieza que falta es una fórmula contractual capaz de atraer capital privado sin perder soberanía. Los contratos mixtos de Pemex fueron diseñados para operaciones convencionales, de menor capital y riesgos acotados: permiten al privado ejecutar actividades y cobrar por producción, pero no participar plenamente en la renta ni en la titularidad económica de las reservas.
Esa arquitectura no alcanza para desarrollar gas shale mediante fracturamiento hidráulico multietapa, porque no absorbe la intensidad de capital, la volatilidad de precios ni la escala del fracking moderno.
Por todo lo anterior, los contratos actuales son insuficientes para campos no convencionales. No es un problema de voluntad política ni de capacidad técnica: es un problema de diseño contractual. Para que México pueda explotar su gas shale, necesita un modelo distinto, adaptado a la realidad del fracking moderno.
La fórmula económica parte del ingreso bruto del campo, calculado por volumen producido, precio del gas y valor de los líquidos asociados al RGC (Relación Gas-Condensado). A ese ingreso se le descuenta una regalía deslizante, que baja cuando el precio o el RGC son bajos y sube cuando el mercado mejora o hay más líquidos. Después se recuperan los costos reales de inversión y operación; el resultado es el FER, que se reparte entre Pemex y el operador mediante un porcentaje variable.
Así, el modelo protege la inversión en escenarios adversos y permite al Estado capturar más renta cuando el proyecto genera mayor valor.
En forma concreta, la fórmula puede expresarse así: Ingreso bruto = producción × precio del gas + valor de líquidos; regalía = ingreso bruto × tasa deslizante; FER (flujo de efectivo remanente) = ingreso bruto − regalía − costos recuperables; y reparto final = FER × porcentaje pactado entre Pemex y el operador.
Ejemplo numérico: si un campo genera 420 millones de dólares de ingreso bruto, paga una regalía deslizante de 12%, equivalente a 50.4 millones, y reconoce 180 millones de dólares en costos recuperables, el FER sería de 189.6 millones de dólares. Si el reparto pactado fuera 60% para el operador y 40% para Pemex, el operador recibiría 113.8 millones y Pemex 75.8 millones como participación contractual en el FER; por separado, el Estado capturaría previamente 50.4 millones por concepto de regalía.
La regalía deslizante es el corazón del modelo porque convierte el contrato en un mecanismo adaptable. La tasa pagada al Estado se ajusta según el precio del gas y la riqueza de líquidos medida por el RGC: baja cuando el gas está barato o el pozo produce pocos líquidos, y sube cuando el precio mejora o hay más condensados. Así, protege la inversión y mejora la participación pública cuando el campo genera más valor.
La escala propuesta es clara: precios bajos implican regalías bajas, cercanas al 5%; precios medios, regalías de 10% a 15%; y precios altos, regalías de 20% a 25% o más. Esto permite que el proyecto sea bancable incluso con gas barato y mantiene alineados al Estado y al operador.
La metodología de cálculo es sencilla: se estima el ingreso anual con la producción, el precio del gas y los líquidos; se identifica el tramo de regalía según el precio y el RGC; se aplica la tasa y se reconocen costos recuperables. El saldo es el FER, que se reparte entre Pemex y el operador. Si el precio sube, la regalía aumenta; si baja, disminuye.
El modelo también incluye recuperación de costos flexible, escalonada según la intensidad de capital real de cada pozo. En shale, cada pad tiene costos distintos por geología, profundidad, etapas de fractura, agua, arena, compresión e infraestructura. Por eso, la fórmula reconoce primero los costos reales que hacen posible la producción y después calcula el FER que se reparte entre Pemex y el operador. Un tope fijo comprime la economía del proyecto; un esquema flexible la vuelve financiable.
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La certeza jurídica blindada es otro pilar
Se requieren cláusulas de estabilidad, arbitraje internacional y protección frente a cambios retroactivos de ley. Sin esto, el costo de capital no bajará y los fondos de infraestructura no participarán.
El modelo propuesto también contempla contratos largos, de 20 a 30 años, y un fideicomiso de pago aislado, que garantiza la solvencia de Pemex como contraparte. Esto reduce el riesgo de pago, uno de los mayores obstáculos actuales.
La metodología incluye además un arranque por pilotos, comenzando en Burgos, que según los cálculos realizados es la cuenca más rentable: TIR base de 22%, VPN de +180 millones y periodo de recuperación de 2.5 años. Burgos es el laboratorio natural para validar el modelo antes de escalar a Tampico-Misantla y Sabinas.
El análisis de sensibilidad muestra que la toma pública total puede oscilar entre 35% y 54% del ingreso, según el precio del gas. El Estado no pierde renta: la captura mediante regalías, impuestos y participación pública se vuelve más eficiente y alineada con el mercado. En precios altos, el periodo de recuperación se acerca al umbral objetivo de cinco años; en precios bajos, la recuperación es más lenta, pero el proyecto sigue viable gracias a la regalía deslizante.
Para implementar este modelo, México necesita reformas legales y fiscales, estabilidad jurídica, incentivos por líquidos y contenido nacional, infraestructura, regulación de agua, licencia social y un piloto con solvencia garantizada. No es un ajuste menor, pero sí una ruta necesaria.
En síntesis, los contratos actuales de Pemex fueron diseñados para otra realidad. La fórmula propuesta —licencia híbrida con regalía deslizante, recuperación flexible, estabilidad jurídica y pago garantizado— permite detonar el gas no convencional sin perder soberanía ni endeudar al Estado. Su lógica es simple: reconocer el precio del gas, incorporar el RGC, recuperar costos reales y repartir el FER de manera variable.
México no necesita copiar un modelo extranjero; necesita adaptar mejores prácticas a su arquitectura energética. Con rigor, certeza jurídica y visión de largo plazo, puede convertir recursos atrapados en producción, producción en seguridad energética y seguridad energética en crecimiento. Sin una fórmula que comparta riesgo, retorno y renta pública de manera equilibrada, el shale mexicano seguirá siendo potencial en papel y no producción real.
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