Desarrollar el potencial de hidrocarburos no convencionales en el norte de México requeriría un esfuerzo financiero de aproximadamente 108,000 millones de dólares repartidos en 24 proyectos estratégicos. Este despliegue de capital permitiría alcanzar una producción hipotética cercana a los 9,000 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural, volumen suficiente para cubrir la demanda nacional proyectada.
El cálculo fue presentado por Merlín Cochran, director general de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI), durante el Foro de Infraestructura Energética “Oportunidades del Plan México”, organizado por el Consejo Coordinador Empresarial (CCE). Cochran aclaró que el ejercicio busca dimensionar el reto logístico y presupuestal en el norte del país, aunque reconoció que movilizar dicho monto en el corto plazo resulta poco realista en el contexto actual, por lo que urgió a activar proyectos de forma gradual.
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│ RETO REGULATORIO Y FINANCIERO DEL FRACKING │
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│ • Inversión total requerida: $108,000 MDD │
│ • Proyectos necesarios: 24 desarrollos no convencionales│
│ • Meta de producción hipotética: 9,000 MMpcd de gas │
│ • Sobrecosto inicial de pozos: +250% (falta de red) │
│ • Tiempos administrativos: 7 años previo a extracción │
│ • Participación estatal en México: 85% - 90% │
│ • Promedio internacional de 'Take': 60% - 65% │
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Trámites, sobrecostos iniciales y falta de infraestructura
Más allá de los montos de capital, la AMEXHI identificó a la carga tramitológica y regulatoria como el principal freno para detonar la fracturación hidráulica (fracking) en territorio nacional. Bajo las condiciones administrativas vigentes, aun si hoy se adjudicara un contrato, el inicio de la extracción tomaría cerca de siete años, y el pico de producción se alcanzaría en aproximadamente una década.
A la barrera del tiempo se añade el factor costo. Ante la ausencia de ductos de transporte, insumos locales y equipos especializados, los primeros desarrollos en México serían hasta 250% más costosos en comparación con mercados maduros. La industria tendría que acelerar su curva de aprendizaje para reducir costos de forma progresiva y poder competir con las importaciones de gas barato proveniente de la cuenca del Permian en Texas.
Brecha fiscal frente a estándares internacionales
El régimen fiscal representa el tercer obstáculo crítico. De acuerdo con análisis comparativos de la AMEXHI, la participación gubernamental (government take) en proyectos no convencionales en el continente americano oscila entre el 60% y el 65%. En contraste, bajo los esquemas de contratos mixtos vigentes en México, la tasa para el Estado absorbería entre el 85% y el 90% de los ingresos.
La asociación enfatizó la necesidad de flexibilizar este esquema y adoptar modelos internacionales —como los contratos de licencia— para atraer a las empresas interesadas. Actualmente, los hidrocarburos no convencionales en México continúan catalogados como recursos prospectivos y no como reservas probadas, por lo que resulta indispensable iniciar trabajos de exploración que permitan certificar el potencial real del subsuelo.
📌 Ficha del caso
- Organismo emisor: Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI).
- Vocero: Merlín Cochran, Director General de AMEXHI.
- Foro de presentación: Foro de Infraestructura Energética “Oportunidades del Plan México” (CCE).
- Monto total de inversión estimado: $108,000 millones de dólares (24 proyectos).
- Capacidad de producción potencial: ~9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
- Costos iniciales: 250% más elevados por falta de infraestructura y logística de transporte.
- Tiempos de desarrollo: 7 años para iniciar producción; 10 años para alcanzar el pico de extracción.
- Comparativa de régimen fiscal: Government take de 85%-90% en México vs. 60%-65% a nivel internacional.
