Amexhi: regalías de México al fracking llegan a 90%

¿Por qué las regalías que cobra México al fracking duplican el promedio regional?

México pide a las petroleras privadas entre el 85% y el 90% de government take en los contratos mixtos para explotar gas no convencional, cuando el promedio continental —de Canadá a Argentina— se mueve entre el 60% y el 65%, según un comparativo de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) recogido por Bloomberg Línea. La diferencia de entre 20 y 25 puntos porcentuales es, según el sector, la razón principal por la que los proyectos de fracking en el norte del país no avanzan, pese a que el país necesita cubrir un déficit estructural de gas natural.

Para una startup mexicana —sobre todo del sector industrial, logístico o de manufactura avanzada en el norte— el dato importa porque define qué tan competitiva será la electricidad que alimenta sus operaciones en los próximos diez años.

¿Qué busca México con el fracking?

México consume alrededor de 9.000 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, de los cuales el 75% se importa por ducto desde Estados Unidos, donde la mayor parte se extrae mediante fracturación hidráulica. El gas cubre más del 60% de la generación eléctrica nacional, según el mismo reporte.

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Esa dependencia no es trivial: cualquier disrupción en el flujo de importación —desde un invierno más frío en Texas hasta un incidente diplomático— se traslada directamente al precio spot que paga una pyme mexicana por kilovatio-hora. La presidenta Claudia Sheinbaum convocó a un comité científico que concluyó que es viable usar fracking en el norte con una restricción clave: solo se permitiría agua salada en las operaciones, lo que añade costos adicionales que las compañías deberán absorber.

¿Cuál es la brecha real entre México y el resto del continente?

El comparativo de Amexhi resume el promedio de government take de los países con actividad de no convencionales: entre 60% y 65%. Los contratos mixtos que ofrece el Gobierno mexicano a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos piden entre 85% y 90%, según declaró Merlin Cochran, director de Amexhi, en un evento de infraestructura en Ciudad de México.

«Tenemos que buscar cómo estar en el promedio de los distintos países para poder atraer estas inversiones», resumió Cochran. La consecuencia directa es que el retorno esperado por las petroleras no alcanza para justificar los riesgos geológicos y operativos de proyectos de no convencionales, donde la curva de declinación de los pozos es acelerada y exige perforación continua.

¿Cuánto costaría desarrollar el recurso no convencional?

Cochran calculó que cubrir el consumo nacional de gas requeriría una inversión de US$108.000 millones para 24 proyectos en el norte de México, una cifra equivalente a 1,4 veces lo alcanzado con la reforma energética de 2013, con un horizonte de maduración de 10 años. La perforación en México, además, resulta un 250% más cara que en otras geografías, aunque Cochran lo atribuye a la curva de aprendizaje y lo considera «completamente normal» para una cuenca incipiente.

Para contextualizar el tamaño del recurso, Alberto Ochoa, representante de CBMX Servicios de Ingeniería Petrolera, aseguró a El Financiero que México estima recursos prospectivos no convencionales por alrededor de 64.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, aunque aclaró que esas cifras aún deben validarse con actividades de exploración y delimitación.

¿Qué precedentes existen en la región?

La maduración del yacimiento argentino Vaca Muerta requirió cerca de seis años de exploración, pruebas y delimitación antes de iniciar su etapa productiva, según el mismo reporte de El Financiero. Ochoa advirtió que México podría tardar varios años en conocer con certeza el potencial real de sus recursos.

Del lado estadounidense, la Cuenca Pérmica en Texas y Nuevo México genera 6,3 veces más empleos que toda la industria automotriz de México, según datos citados por Ochoa. Su actividad económica equivale a 1,5 veces el PIB de Nuevo León, y las regalías destinadas a fondos educativos representan casi el presupuesto anual de la UNAM. Esos ingresos, además, son prácticamente equivalentes a las remesas que México recibe del exterior.

La diferencia no es solo de escala: el marco fiscal de Estados Unidos permite reinvertir y capitalizar más rápido. El umbral de rentabilidad para nuevos pozos de fracking oscila entre US$61 y US$70 por barril, según datos de la Reserva Federal de Dallas, una variable que se modula directamente con la carga tributaria.

¿Qué significa esto para tu startup?

Aunque el fracking no es el core de una startup tecnológica, el costo del gas define tres decisiones clave para founders que operan en el norte o en sectores electro-intensivos:

Planificación energética para operaciones en el norte. Si tu empresa tiene centros de manufactura, data centers o infraestructura logística en estados como Nuevo León, Coahuila o Chihuahua, el precio spot del gas natural impacta directamente tu factura eléctrica. La presión para que México ajuste sus regalías —o suba producción local— es un dato a seguir en cada informe trimestral de Amexhi y en los comunicados de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Oportunidad en servicios ambientales y eficiencia. Mientras el debate del fracking se destraba, las oportunidades de negocio están en eficiencia energética, captura y reúso de agua industrial, monitoreo sísmico y servicios ambientales para operadoras. La restricción de uso exclusivo de agua salada abre nichos concretos en tratamiento y logística hídrica.
Diversificación de fuentes y cobertura de riesgo. Si dependes de gas importado para procesos térmicos, diversificar hacia renovables con almacenamiento reduce la exposición a disrupciones de ducto. El marco regulatorio mexicano cambia cada sexenio: tu hoja de ruta energética debe contemplar al menos dos escenarios de política y cláusulas de salida en contratos de suministro de largo plazo.