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 insuficiente de costos. En los contratos mixtos vigentes, el tope se ubica entre 30% y 40%. Podemos resumirlo así: “el tope del 30% (hasta 40%) no cubre la altísima intensidad de capital del fracturamiento multietapa; comprime la rentabilidad”. Un pozo no convencional exige una mayor 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 escaso 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 el riesgo operativo y financiero, pero recibe una porción limitada del valor generado. Sin potencial de ganancia, no existe interés en invertir.

El tercer obstáculo es la ausencia de titularidad económica de las reservas para el privado. En los contratos mixtos, el operador no puede registrar reservas bajo los estándares de la SEC, mientras PEMEX conserva al menos el 40% de la titularidad. Esto desincentiva a las grandes operadoras internacionales, cuyo valor depende de incorporar reservas y demostrar crecimiento. Sin un 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, carece de un arbitraje internacional robusto y presenta riesgo de cambios retroactivos. Para un proyecto con un horizonte de 20 o 30 años, la certeza jurídica es tan importante como la geología.

La economía del fracking también es frágil frente al precio del gas. La propuesta de fórmula indica que, con un Henry Hub bajo, Sabinas registra un VPN negativo por debajo de aproximadamente 2.9 dólares por MMBtu, mientras que 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—, así como 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 una metodología adicionales que sí pueden funcionar: una licencia híbrida con regalía deslizante, estabilidad jurídica, recuperación flexible de costos y pago garantizado mediante un 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.

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 intensidad de 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 los 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 con base en el volumen producido, el precio del gas y el valor de los líquidos asociados al RGC (Relación Gas-Condensado). A ese ingreso se le descuenta una regalía deslizante, que disminuye cuando el precio o el RGC son bajos y aumenta cuando el mercado mejora o hay una mayor producción de 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 una mayor renta cuando el proyecto genera más valor.

En términos concretos, 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 de dólares, y reconoce 180 millones de dólares en costos recuperables, el FER sería de 189.6 millones de dólares. Si el reparto pactado fuera de 60% para el operador y 40% para PEMEX, el operador recibiría 113.8 millones de dólares y PEMEX 75.8 millones de dólares como participación contractual en el FER; por separado, el Estado capturaría previamente 50.4 millones de dólares 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: disminuye cuando el gas está barato o el pozo produce pocos líquidos, y aumenta cuando el precio mejora o hay una mayor producción de 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 cercanas a 5%; precios medios, regalías de entre 10% y 15%; y precios altos, regalías de 20% a 25% o más. Esto permite que el proyecto sea bancable incluso con un gas barato y mantiene alineados al Estado y al operador.

La metodología de cálculo es sencilla: se estima el ingreso anual con base en 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 los 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 una recuperación flexible de costos, 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 ello, la fórmula reconoce primero los costos reales que hacen posible la producción y, posteriormente, 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.

La certeza jurídica es otro pilar. Se requieren cláusulas de estabilidad, arbitraje internacional y protección frente a cambios retroactivos en la ley. Sin ello, el costo de capital no disminuirá y los fondos de infraestructura no participarán.

El modelo propuesto también contempla contratos de largo plazo, de entre 20 y 30 años, así como un fideicomiso de pago aislado que garantice la solvencia de PEMEX como contraparte. Esto reduce el riesgo de pago, uno de los mayores obstáculos actuales.

La metodología incluye, además, un arranque mediante proyectos piloto, comenzando en Burgos, que, según los cálculos realizados, es la cuenca más rentable: una TIR base de 22%, un VPN de +180 millones de dólares y un periodo de recuperación de 2.5 años. Burgos es el laboratorio natural para validar el modelo antes de escalarlo 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 captación mediante regalías, impuestos y participación pública se vuelve más eficiente y alineada con el mercado. En escenarios de precios altos, el periodo de recuperación se acerca al umbral objetivo de cinco años; en escenarios de precios bajos, la recuperación es más lenta, pero el proyecto sigue siendo 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 del agua, licencia social y un proyecto 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 los costos reales y repartir el FER de manera variable. México no necesita copiar un modelo extranjero; necesita adaptar las mejores prácticas a su arquitectura energética. Con rigor, certeza jurídica y visión de largo plazo, puede convertir recursos atrapados en producción, la producción en seguridad energética y la seguridad energética en crecimiento. Sin una fórmula que comparta el riesgo, el retorno y la renta pública de manera equilibrada, el shale mexicano seguirá siendo un potencial en el papel y no una producción real.

Autor: Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos