La exploración y producción de hidrocarburos no convencionales mediante técnicas de fracturación hidráulica representa una de las fronteras tecnológicas más exigentes del sector. En México, cuya geología ofrece un potencial significativo en formaciones de shale, particularmente en la cuenca de Burgos y en regiones de Tampico-Misantla y Veracruz, el desarrollo de estos recursos permanece prácticamente inexplorado a escala comercial.

La razón fundamental de este rezago no es la falta de recursos en el subsuelo ni la ausencia de tecnología que ha venido evolucionando en otras latitudes, sino el lastre de la política pública implementada por la administración anterior (que ahora parece ser objeto de revisión), además de otros factores que incluyen la ausencia de información geológica adecuada y de un esquema claro de regulación ambiental y de asignación de proyectos, así como el hecho de que la tecnología y la experiencia necesarios para ejecutar proyectos de esta complejidad apuntan necesariamente a la participación protagónica del sector privado.

Estos proyectos se distinguen por su elevada intensidad de capital, sus ciclos de inversión acelerados y la necesidad de desplegar tecnología de punta de manera continua. Cada pozo requiere inversiones multimillonarias en perforación direccional, diseño de fluidos de fractura, monitoreo microsísmico y gestión ambiental sofisticada. Además, las curvas de declinación de los pozos son pronunciadas, lo que obliga a mantener programas permanentes de perforación para sostener los niveles de producción. Este perfil de riesgo y de inversión supera con creces las capacidades operativas y financieras de la empresa estatal.

Las empresas que han logrado transformar la matriz energética de EU y Argentina operan bajo una lógica de mercado que exige condiciones contractuales claras, tasas de retorno que compensen adecuadamente los riesgos geológicos, operativos y regulatorios, control efectivo sobre las decisiones técnicas y operativas del proyecto y seguridad jurídica en el largo plazo.

Sin estas condiciones, el capital privado sencillamente se desplaza a jurisdicciones que ofrecen certidumbre.

Los contratos mixtos con Pemex presentan limitaciones estructurales que los hacen inadecuados para los proyectos de fracking. Bajo este esquema, Pemex actúa como contraparte/socio del privado, quedando la viabilidad económica del proyecto condicionada a la capacidad financiera y operativa de la empresa estatal, que atraviesa una situación operativa y financiera por demás compleja.

Adicionalmente, los contratos mixtos limitan el control operativo que el socio privado ejerce sobre el proyecto, subordinando decisiones técnicas críticas a los procesos internos de Pemex. En fracking, donde la velocidad de ejecución y la optimización técnica permanente son determinantes del éxito económico, esta restricción resulta particularmente perjudicial.

La ley contempla dos modalidades contractuales que pueden resolver las deficiencias señaladas: los contratos de producción compartida y los contratos de licencia, ambos alineados con prácticas de mercado que permiten estructurar una relación en la que la contraparte del sector privado no es Pemex, sino el Estado mexicano directamente, a través de Sener (que ha asumido las funciones de la extinta CNH).

En el esquema de producción compartida, el Estado conserva la propiedad de los hidrocarburos y el privado recupera costos y obtiene una utilidad a través de una participación en la producción, lo que alinea los incentivos de ambas partes. La licencia, por su parte, otorga al privado mayor flexibilidad a cambio de contraprestaciones al Estado, lo que se aproxima al modelo concesionario prevaleciente en jurisdicciones exitosas en el desarrollo de shale.

Ambos esquemas permiten al privado tomar control efectivo del proyecto, asignar tasas de retorno proporcionales al riesgo asumido y operar con la agilidad que la naturaleza del fracking demanda.

Al eliminar a Pemex como contraparte contractual se elimina el riesgo asociado a la empresa estatal sustituyéndolo por la solidez institucional del Estado mexicano, al tiempo que se deja al capital privado el control del proyecto y una asignación adecuada de riesgos y retornos acorde a las prácticas de mercado.

México no necesita modificar su marco legal para atraer inversión privada a proyectos de fracturación hidráulica.

Los instrumentos jurídicos ya existen.

Se requiere de voluntad política para activar los mecanismos de licitación y asignación de contratos de producción compartida y de licencia bajo reglas transparentes, competitivas y alineadas con los estándares internacionales.