Denuncia al 9933989844… 🚩⚠️ ¡CONTRATOS MIXTOS PEMEX: INSUFICIENTES PARA DETONAR GAS MEDIANTE FRACKING; URGE FLEXIBILIZAR, ESPECIALISTAS! Un análisis elaborado por la consultora Grupo Caraiva & Pech plantea que el actual esquema de contratos mixtos de @Pemex resulta insuficiente para detonar el desarrollo del gas no convencional mediante fracturamiento hidráulico, por lo que propone un nuevo modelo contractual que combine mayor flexibilidad financiera para la inversión privada con la conservación de la soberanía del Estado sobre los recursos. Esto en el contexto del Foro: Una Aproximación Multidisciplinaria al Fracturamiento Hidráulico, realizado y promovido ayer por la Cámara de Diputados. El documento, presentado como un análisis ilustrativo bajo el título Contratos Mixtos con @Pemex : Capítulo Adicional, Modelo Propuesto para el Fracking, sostiene que el esquema vigente enfrenta limitaciones estructurales que reducen su atractivo para inversionistas nacionales e internacionales. Entre los principales obstáculos identifica un límite de recuperación de costos de 30%, ampliable hasta 40%, que considera insuficiente para cubrir la elevada intensidad de capital requerida por los proyectos de fracturamiento multietapa. Asimismo, expone que el reparto actual del Factor de Evaluación de Rentabilidad (FER), donde el privado puede ceder hasta 60% y compartir el remanente con @Pemex , disminuye significativamente los incentivos frente a esquemas internacionales de licencias o concesiones. A ello se suma la imposibilidad de que las empresas privadas registren reservas en sus balances, debido a que @Pemex mantiene al menos 40% de participación y la titularidad de los recursos, situación que, según el análisis, desalienta la llegada de grandes operadores. El estudio también advierte que el marco jurídico aprobado en 2025 aún genera incertidumbre por su reciente implementación, la ausencia de mecanismos sólidos de arbitraje internacional y el riesgo de modificaciones legales retroactivas. En el ámbito económico, señala que la viabilidad de algunos proyectos continúa siendo altamente sensible al precio internacional del gas, particularmente en la cuenca de Sabinas, cuyo Valor Presente Neto se vuelve negativo cuando el precio Henry Hub cae por debajo de aproximadamente 2.9 dólares por millón de BTU. Además, identifica carencias de infraestructura, como ductos, disponibilidad de agua y arena para fracturamiento, además del riesgo financiero asociado a @Pemex como contraparte y problemas de seguridad que elevan el costo del capital. Como alternativa, la consultora propone modificar el diseño de los contratos mixtos mediante un esquema más flexible para la recuperación de costos, ajustando el porcentaje de acuerdo con la intensidad real de inversión de cada pozo en lugar de mantener un límite fijo. También plantea sustituir el reparto rígido del FER por un mecanismo deslizante ligado al precio del gas y a la rentabilidad de cada proyecto, de forma que los inversionistas obtengan mayores beneficios cuando los precios internacionales sean bajos. El análisis de la consultora recomienda fortalecer la seguridad jurídica mediante cláusulas de estabilidad contractual, arbitraje internacional y mecanismos de protección frente a cambios legales retroactivos. De igual forma, propone un régimen fiscal comparable al aplicado en desarrollos internacionales como Vaca Muerta, en Argentina, o la Cuenca Pérmica en Estados Unidos, incorporando incentivos por producción de líquidos asociados al gas y por contenido nacional. Otra de las propuestas consiste en ampliar la duración de los contratos a periodos de entre 20 y 30 años, respaldados por fideicomisos que aseguren el flujo de pagos y garanticen la solvencia de @Pemex como contraparte. El plan plantea iniciar con proyectos piloto en la cuenca de Burgos, considerada la de mejores indicadores económicos, para posteriormente extender el modelo hacia Tampico-Misantla y Sabinas una vez comprobados sus resultados. El análisis sostiene que para implementar exitosamente el fracking será indispensable desarrollar infraestructura de campo, incluyendo ductos de recolección, sistemas de abastecimiento y manejo de agua, suministro de arena apuntalante, estaciones de compresión y caminos de acceso. También considera necesario establecer un marco institucional con reglas estables, auditorías claras de costos, arbitraje robusto, además de garantizar la capacidad financiera de @Pemex mediante fideicomisos de administración que otorguen certidumbre en los pagos. En materia ambiental y social, el análisis plantea incorporar programas de gestión del agua, monitoreo microsísmico y acuerdos con las comunidades para facilitar la obtención de permisos, además de asegurar capacidades técnicas especializadas en fracturamiento multietapa y perforación tipo pad drilling, condicionadas a precios internacionales del gas y del petróleo que mantengan la rentabilidad de las inversiones. El estudio compara la viabilidad económica de tres cuencas productoras bajo escenarios ilustrativos. Burgos aparece como la opción más rentable, con una Tasa Interna de Retorno de 22%, un Valor Presente Neto de 180 millones de dólares calculado con una tasa de descuento de 10%, recuperación de la inversión en aproximadamente 2.5 años, un punto de equilibrio de 1.8 dólares por millón de BTU y una inversión estimada de 600 millones de dólares. Para Sabinas, el análisis calcula una Tasa Interna de Retorno de 14%, un Valor Presente Neto de 55 millones de dólares, recuperación en 3.1 años, un precio de equilibrio de 2.9 dólares por millón de BTU y un capital requerido de 520 millones de dólares, aunque advierte que esta región pierde rentabilidad cuando el precio del gas desciende por debajo de ese umbral. En el caso de Tampico-Misantla, la propuesta estima una Tasa Interna de Retorno de 19%, un Valor Presente Neto de 210 millones de dólares, recuperación de la inversión en 2.7 años, precio de equilibrio de 1.2 dólares por millón de BTU y un capital inicial de 780 millones de dólares, destacando su mayor resiliencia debido al valor económico de los líquidos asociados al gas. El documento incorpora además un análisis de sensibilidad para Burgos, donde plantea una regalía variable dependiendo del precio del gas. Bajo un escenario de precios de 2 dólares por millón de BTU, la regalía sería de aproximadamente 5%, mientras que con precios de 5.5 dólares alcanzaría alrededor de 22%. En estos escenarios, la participación pública total, integrada por regalías, impuestos e ISR, aumentaría de 35% hasta 54% del ingreso bruto, mientras que el tiempo para recuperar una inversión aproximada de 600 millones de dólares disminuiría de alrededor de 13.6 años hasta 5.3 años conforme mejoran los precios del mercado. Como eje central del nuevo modelo contractual, la consultora plantea una licencia híbrida con regalías deslizantes, inspirada en esquemas aplicados en Estados Unidos y Argentina. Bajo este mecanismo, @Pemex conservaría la titularidad constitucional de las asignaciones, mientras que las regalías variarían automáticamente conforme al precio del gas y al contenido de líquidos recuperables. Además, propone estabilidad fiscal y jurídica de entre 25 y 30 años, arbitraje internacional e incentivos específicos para la producción de líquidos y el fortalecimiento del contenido nacional. El análisis considera que este modelo incrementaría el interés de diversos tipos de empresas. Las petroleras estatales tendrían mayor participación bajo reglas más estables; las compañías independientes especializadas en hidrocarburos no convencionales encontrarían mejores condiciones económicas gracias a la regalía deslizante; las empresas nacionales de servicios petroleros ampliarían su participación en perforación, arena y contenido local; mientras que firmas estadounidenses de servicios aportarían tecnología especializada para operaciones de shale. También prevé mayor interés de fondos de infraestructura y energía al reducirse el costo del capital mediante estabilidad contractual, así como la eventual participación de grandes operadoras estadounidenses si se garantiza la combinación de licencias, estabilidad y producción de líquidos. Paralelamente, identifica oportunidades para empresas mexicanas y latinoamericanas, además de compañías de seguridad y logística necesarias para operar a gran escala en el noreste del país. El estudio recomienda iniciar un programa piloto de fracking en la cuenca de Burgos mediante un contrato mixto con recuperación flexible de costos, reparto variable del FER, arbitraje internacional e inversiones en infraestructura hidráulica, ductos y suministro de arena. El planteamiento sostiene que este esquema permitiría impulsar el desarrollo del gas no convencional en México sin incrementar la deuda pública ni comprometer la soberanía sobre los recursos energéticos. 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