El diagnóstico conduce 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 la participación del capital privado sin convertirlo en propietario del subsuelo.
El primer obstáculo es la insuficiente recuperación de costos. En los contratos mixtos vigentes, el límite se ubica entre 30 % y 40 %, un porcentaje que no cubre la elevada intensidad de capital que exige el fracturamiento hidráulico multietapa. Un pozo no convencional requiere una inversión inicial muy superior y una perforación continua. Con un tope rígido, el inversionista difícilmente recupera su CAPEX en un plazo razonable. En cuencas como Burgos, Sabinas o Tampico-Misantla, este esquema simplemente no funciona.
A ello se suma el reducido potencial de rentabilidad. El modelo actual obliga a ceder hasta 60 % del Flujo de Efectivo Remanente (FER) y compartir el resto con PEMEX. En consecuencia, el privado asume el riesgo operativo y financiero, pero obtiene una participación limitada en el valor generado. Sin expectativas de ganancia, no existe incentivo para invertir.
Otro obstáculo es la imposibilidad de registrar reservas bajo estándares de la SEC. PEMEX conserva la titularidad económica, lo que resta atractivo a las grandes operadoras internacionales, cuyo crecimiento depende de incorporar reservas a sus balances. Sin ese reconocimiento económico, el shale mexicano difícilmente atraerá a los actores con mayor experiencia y capacidad tecnológica.
La incertidumbre jurídica también pesa. El marco regulatorio de 2025 aún es reciente, carece de un arbitraje internacional robusto y mantiene el riesgo de cambios retroactivos. En proyectos con horizontes de 20 o 30 años, la certeza jurídica vale tanto como la calidad geológica.
A ello se agregan la volatilidad del precio del gas, la falta de infraestructura —ductos, agua, arena, compresión y caminos— y el riesgo de contraparte con PEMEX, factores que elevan el costo del capital y limitan el acceso al financiamiento.
Frente a este escenario, propongo una licencia híbrida con regalía deslizante, recuperación flexible de costos, estabilidad jurídica y un fideicomiso de pago. El modelo incorpora elementos exitosos de Estados Unidos, Argentina y diversos contratos internacionales de producción compartida, adaptados a la soberanía mexicana y a la titularidad estatal de los recursos.
México cuenta con recursos de shale, necesita fortalecer su seguridad energética y dispone de una empresa nacional que conserva la propiedad del subsuelo. Lo que falta es un modelo contractual capaz de atraer inversión privada sin renunciar a la soberanía.
Los contratos mixtos de PEMEX fueron diseñados para operaciones convencionales, con menores requerimientos de capital y riesgos más acotados. Esa arquitectura resulta insuficiente para desarrollar gas shale, porque no absorbe la intensidad de inversión, la volatilidad de precios ni la escala operativa que demanda el fracking moderno.
La propuesta parte del ingreso bruto del campo, calculado con base en la producción, el precio del gas y el valor de los líquidos asociados a la Relación Gas-Condensado (RGC). Sobre ese ingreso se aplica una regalía deslizante que disminuye cuando el precio del gas o el RGC son bajos y aumenta cuando mejoran las condiciones del mercado. Posteriormente se recuperan los costos reales de inversión y operación; el resultado es el FER, que se distribuye entre PEMEX y el operador mediante un porcentaje previamente pactado.
La fórmula puede resumirse así:
Ingreso bruto = Producción × Precio del gas + Valor de los líquidos
Regalía = Ingreso bruto × Tasa deslizante
FER = Ingreso bruto − Regalía − Costos recuperables
Participación = FER × Porcentaje acordado entre PEMEX y el operador
Por ejemplo, si un campo genera un ingreso bruto de 420 millones de dólares, paga una regalía de 12 % (50.4 millones) y reconoce 180 millones en costos recuperables, el FER asciende a 189.6 millones de dólares. Con un reparto de 60 % para el operador y 40 % para PEMEX, el primero recibiría 113.8 millones y PEMEX 75.8 millones, mientras que el Estado ya habría captado previamente 50.4 millones mediante la regalía.
La regalía deslizante es el elemento central del modelo. Cuando el precio del gas es bajo o el pozo produce pocos líquidos, la tasa disminuye para proteger la inversión; cuando el mercado mejora, aumenta y permite al Estado capturar una mayor renta. Así, ambos participantes comparten los beneficios y los riesgos de manera más equilibrada.
La recuperación de costos también debe ser flexible. En el shale, cada plataforma presenta condiciones geológicas distintas y costos variables por profundidad, etapas de fractura, agua, arena e infraestructura. Reconocer esos costos antes de repartir el FER hace financieramente viable el proyecto.
El modelo requiere, además, estabilidad jurídica, arbitraje internacional, contratos de 20 a 30 años y un fideicomiso que garantice el pago al operador. Estas condiciones reducen el riesgo y facilitan la participación de fondos especializados.
La implementación debería comenzar con un proyecto piloto en Burgos, la cuenca que, de acuerdo con los análisis realizados, presenta la mejor rentabilidad: una Tasa Interna de Retorno (TIR) de 22 %, un Valor Presente Neto (VPN) positivo de 180 millones de dólares y un periodo estimado de recuperación de 2.5 años. Una vez validado el modelo, podría extenderse a Tampico-Misantla y Sabinas.
El análisis de sensibilidad indica que la participación pública total puede oscilar entre 35 % y 54 % del ingreso, dependiendo del precio del gas. El Estado no pierde renta; por el contrario, la captura mediante regalías, impuestos y participación pública se vuelve más eficiente y alineada con el comportamiento del mercado.
Para hacer viable este modelo se requieren reformas legales y fiscales, incentivos para el desarrollo de infraestructura y producción de líquidos, regulación del uso del agua, licencia social y mecanismos que garanticen la solvencia de PEMEX como contraparte.
En síntesis, los contratos actuales fueron diseñados para una realidad distinta. La licencia híbrida con regalía deslizante, recuperación flexible de costos, estabilidad jurídica y pago garantizado ofrece una alternativa para desarrollar el gas shale sin renunciar a la soberanía ni comprometer las finanzas públicas. Su lógica es sencilla: reconocer el comportamiento del mercado, recuperar los costos reales y distribuir el FER de manera equilibrada.
México no necesita copiar un modelo extranjero; necesita adaptar las mejores prácticas internacionales a su arquitectura energética. Con reglas claras, visión de largo plazo y seguridad jurídica, puede transformar recursos hoy inmovilizados en producción, la producción en seguridad energética y la seguridad energética en crecimiento económico.
