*** El contrato que repartiría hasta 58% del crudo, pero primero permitiría recuperar la inversión

*** El acuerdo petrolero vigente en el Caribe hondureño no entrega los hidrocarburos a las compañías

*** El petróleo y el gas pertenecen al Estado y el contrato establece un sistema para repartir la producción.

TEGUCIGALPA.— Si debajo de las aguas del Caribe hondureño existe petróleo comercialmente explotable, Honduras no tendría simplemente que esperar el pago de una regalía por cada barril extraído. El modelo negociado en 2013 es más complejo: el petróleo continúa siendo propiedad del Estado y posteriormente se reparte parte de la producción con las compañías que financiaron la exploración y explotación.

Ese detalle permite entender una de las principales preguntas que deja la reactivación de la exploración frente a La Mosquitia: ¿cuánto ganaría Honduras si realmente aparece petróleo?

La respuesta depende de tres elementos: cuánto petróleo se produzca, cuánto dinero hayan invertido las compañías y cuánto cueste mantener funcionando el proyecto.

El contrato aprobado mediante el Decreto Legislativo 90-2013 establece un Production Sharing Agreement, o contrato de producción compartida. El Estado conserva la propiedad de los yacimientos y de los hidrocarburos extraídos hasta entregar al contratista la porción que le corresponde como compensación por desarrollar las operaciones petroleras.

Esto significa que los porcentajes empresariales anunciados recientemente —por ejemplo, el 80% que Talos Energy pretende controlar y el 20% que conservaría CaribX— no significan que Talos vaya a quedarse con 80 de cada 100 barriles producidos.

Esos porcentajes representan la participación de las compañías dentro del contratista. El reparto de la producción entre ese contratista y el Estado hondureño se realiza mediante otra fórmula establecida en el contrato.

Primero, recuperar la inversión

Aquí está uno de los puntos centrales del acuerdo.

Durante el período necesario para recuperar los costos e inversiones efectuados antes de comenzar la producción, el contratista puede recibir hasta el 85% del valor de la producción, denominado Cost Oil o Cost Gas.

El 15% restante corresponde al Estado hondureño.

El propio contrato establece que esta recuperación comienza cuando inicia la producción y que los costos que pueden recuperarse deben ser aprobados dentro del mecanismo de administración contractual.

Por ejemplo, si hipotéticamente un campo produjera petróleo por un valor de $100 millones durante determinado período y se aplicara el máximo de recuperación autorizado, hasta $85 millones podrían destinarse a recuperación de costos y $15 millones quedarían inicialmente para el Estado.

Pero ese ejemplo es únicamente ilustrativo. No significa que Honduras vaya a recibir permanentemente 15%, porque la fórmula cambia a medida que las inversiones se recuperan y aparece producción considerada beneficio.

Después viene el reparto de las ganancias

Una vez descontados los costos autorizados, aparece lo que el contrato denomina Profit Oil/Profit Gas, es decir, la producción restante que debe repartirse entre Honduras y el contratista.

Y aquí el porcentaje del Estado aumenta conforme crece la producción.

El contrato establece la siguiente escala:

Producción	Estado de Honduras	Contratista
Hasta 100,000 barriles equivalentes diarios	50%	50%
De 100,001 a 150,000	51%	49%
De 150,001 a 300,000	53%	47%
Más de 300,000	58%	42%

Por eso durante la aprobación del contrato en 2013 se habló de que Honduras podría alcanzar hasta 58% y el contratista recibir 42%.

Hay, sin embargo, una precisión fundamental: ese 58% no debe interpretarse automáticamente como 58 de cada 100 barriles brutos extraídos desde el primer día.

El porcentaje corresponde al Profit Oil/Profit Gas, después del tratamiento contractual de los costos recuperables.

Esa diferencia será determinante para conocer cuánto dinero recibiría realmente el Estado.

El costo del proyecto será la llave

Aquí aparece una de las preguntas que debería acompañar toda discusión pública sobre el eventual petróleo hondureño.

¿Cuánto costará encontrarlo y desarrollarlo?

La empresa que inició el proyecto asume el riesgo financiero de la exploración. Si no encuentra un yacimiento comercial, el Estado no está obligado a devolverle el dinero invertido.

El contrato original establecía que el contratista asumiría los riesgos, costos, maquinaria, capital y demás inversiones requeridas.

Pero si se encuentra petróleo y comienza la producción, parte de esos costos puede recuperarse mediante el mecanismo previsto contractualmente.

Por eso no basta con saber cuántos barriles contiene un eventual yacimiento.

Para calcular cuánto obtendría Honduras habría que conocer al menos el costo de los estudios sísmicos, las perforaciones exploratorias, las instalaciones submarinas o plataformas, los pozos de producción, los ductos, embarcaciones, seguros, costos de operación y eventual abandono del campo.

En un desarrollo petrolero costa afuera, esa factura puede ser considerable.

Talos entra con una estructura financiera particular

La llegada de Talos Energy vuelve especialmente importante vigilar esos costos.

En agosto de 2026, la compañía estadounidense informó que firmó acuerdos para adquirir hasta 80% de participación operativa en el bloque hondureño, que supera los cuatro millones de acres.

Talos confirmó que ya cerró la adquisición de un 45% y asumió como operador. La adquisición de otro 35% todavía estaba sujeta a autorización de la Secretaría de Energía. Si se completa, Talos controlará 80% y CaribX conservará 20%.

La estructura empresarial anterior había quedado definida en 2020 con High Power Petroleum Honduras —H2P— con 45% y CaribX con 55%. La resolución oficial dejó constancia de que ambas compañías respondían solidariamente ante Honduras por las obligaciones del contrato.

Hay una coincidencia que permite reconstruir el movimiento: el 45% que Talos ya anunció como adquirido corresponde al porcentaje que tenía H2P; para completar el 80%, tendría que incorporar otros 35 puntos porcentuales, dejando a CaribX con el 20% anunciado.

Talos no está comprando un campo petrolero probado

Otro dato resulta importante.

Talos no anunció la compra de reservas petroleras comprobadas.

Lo que está adquiriendo es participación en un proyecto de exploración.

La compañía describe la operación financiera como un seismic carry y un reembolso limitado de costos históricos, una estructura que le permite entrar al bloque con una inversión inicial relativamente baja y asumir principalmente el financiamiento de la nueva campaña sísmica.

Talos también dejó establecido que su participación en un futuro pozo exploratorio dependerá de los resultados de la sísmica 3D prevista para la segunda mitad de 2026.

En otras palabras: todavía puede ocurrir que se gasten millones de dólares estudiando el subsuelo y nunca exista producción comercial.

El contrato original calculaba una exploración mucho más amplia

El programa original aprobado en 2013 estimaba un costo bruto total de exploración de aproximadamente $72 millones, incluyendo una eventual perforación exploratoria.

Eso no significa que esa sea actualmente la inversión que Talos realizará.

Han transcurrido 13 años, el proyecto cambió de operadores, se realizaron estudios anteriores y la superficie contractual fue objeto de devoluciones y modificaciones.

Por eso uno de los datos que la Secretaría de Energía debería transparentar ahora es cuál es el nuevo presupuesto exploratorio aprobado para la campaña 3D de 2026 y qué gastos podrán eventualmente ser reconocidos como recuperables si el proyecto llega a producir.

Esta no es una cuestión menor.

Mientras mayores sean los costos recuperables, más tiempo puede tomar llegar a la etapa en que el Estado obtenga una participación mayor sobre la producción considerada ganancia.

Honduras también cobraría un canon

El reparto petrolero no es el único beneficio contemplado.

El contrato establece un canon anual durante la exploración de $50,000 por toda el área contractual.

Si se entra en desarrollo y producción, cambia a $1 anual por cada hectárea seleccionada para explotación.

Existen registros de que este mecanismo efectivamente comenzó a aplicarse.

El informe de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI) correspondiente a 2012-2013 documentó que BG pagó $300,000, equivalentes entonces a más de L6.1 millones, por concepto de canon de superficie.

Determinar cuánto se ha pagado desde entonces, qué años fueron cubiertos y cuánto corresponde a las compañías actuales es otro punto que requiere actualización oficial.

También hay dinero para las comunidades

El contrato contiene obligaciones económicas que van más allá de la producción petrolera.

Durante los primeros tres años de exploración se comprometieron $250,000 anuales para programas sociales y ambientales destinados a comunidades ribereñas de Gracias a Dios.

Entre los años cuatro y seis, la cantidad se reducía a $200,000 anuales.

Además, durante la exploración se establecieron $100,000 anuales para formación y capacitación en materia petrolera.

Si el proyecto entra en producción comercial, la obligación social aumenta considerablemente.

El contrato exige financiar programas ambientales y sociales por al menos $1.2 millones cada año, pudiendo acordarse una cantidad superior entre el Estado y el contratista, con participación de las comunidades involucradas.

La revisión histórica del proyecto abre otra pregunta: ¿cuánto de esos fondos sociales y ambientales fue efectivamente ejecutado durante los años anteriores y en qué comunidades?

Esa información debería formar parte de la rendición de cuentas antes de comenzar una nueva etapa.

Las petroleras también pagan impuestos, pero tienen beneficios fiscales

El contrato establece que el contratista y sus subcontratistas están sujetos al régimen tributario hondureño y deben pagar los impuestos, cargas y contribuciones que no hayan sido expresamente exonerados.

Entre ellos figura el Impuesto Sobre la Renta.

Sin embargo, el acuerdo también contiene tratamientos fiscales favorables.

Los costos y gastos vinculados con exploración y explotación pueden utilizarse bajo las reglas contractuales y tributarias para determinar la renta imponible; además, se contemplan mecanismos de depreciación y determinadas exoneraciones para maquinaria, equipo, repuestos y materiales utilizados exclusivamente en las operaciones petroleras.

Hay otra cláusula especialmente relevante: el Gobierno garantizó al contratista que durante la vigencia del contrato no se le impondrían nuevos impuestos específicos dirigidos a las operaciones petroleras, mientras que una legislación tributaria posterior más favorable sí podría beneficiarlo.

Este tipo de disposición, conocida como mecanismo de estabilidad fiscal, merece atención porque el contrato fue firmado en 2013 y un eventual proyecto comercial podría extenderse durante décadas.

¿Cuánto terreno continúa realmente bajo contrato?

El proyecto comenzó siendo gigantesco.

El Ejecutivo autorizó en 2013 aproximadamente 35,256 kilómetros cuadrados del Caribe, frente a Gracias a Dios. El propio decreto obligó a devolver al Estado 50% del área en un plazo no mayor de cuatro años, acompañado de los estudios realizados.

Eso colocaría teóricamente la superficie remanente alrededor de 17,628 kilómetros cuadrados, aunque la cifra exacta debe verificarse con las posteriores devoluciones y modificaciones administrativas.

La información divulgada por Talos en 2026 encaja aproximadamente con esa reducción: la empresa habla de un bloque de más de cuatro millones de acres, es decir, alrededor de 16,000 a 17,000 kilómetros cuadrados dependiendo del área exacta utilizada.

Por eso sería incorrecto continuar describiendo el proyecto actual simplemente como una concesión de más de 35,000 kilómetros cuadrados sin explicar que el contrato exigía devolver la mitad del territorio.

El petróleo sigue siendo de Honduras

La Ley de Hidrocarburos establece una premisa jurídica que atraviesa todo el contrato: los yacimientos de petróleo y gas son propiedad directa, inalienable e imprescriptible del Estado, incluso aquellos ubicados en el mar territorial, zona económica exclusiva y plataforma continental.

El contratista no compra el petróleo bajo el mar.

Asume el riesgo, busca el recurso, desarrolla el campo si resulta comercial y recibe posteriormente una participación de la producción como retribución.

Esa diferencia resulta clave ante la entrada de Talos.

Cuando se dice que la compañía pretende tener “80%” del bloque, no significa que esté adquiriendo 80% del petróleo hondureño, sino una participación contractual dentro del consorcio encargado de ejecutar las operaciones.

¿Podría el petróleo bajar el precio de los combustibles?

No necesariamente.

Incluso si Honduras encontrara un gran yacimiento, comenzar a producir petróleo no significa automáticamente que las gasolinas bajarían de precio.

La Ley de Hidrocarburos permite al Estado comprar al contratista hasta 50% de los hidrocarburos que correspondan a la empresa para abastecer el consumo interno, bajo las condiciones de precio estipuladas legalmente.

Pero el petróleo crudo debe convertirse posteriormente en gasolina, diésel, queroseno y otros derivados.

Honduras no dispone actualmente de una gran infraestructura nacional de refinación capaz de transformar por sí sola un eventual volumen masivo de producción offshore.

Por tanto, podrían producirse escenarios en los que Honduras exporte crudo y continúe importando combustibles refinados.

La pregunta de los millones todavía no puede responderse

Con todos estos elementos, todavía sería irresponsable afirmar que Honduras recibirá determinada cantidad de millones de dólares.

Para calcularlo primero habría que conocer:

1. Cuántos barriles recuperables existen.
2. Cuántos barriles diarios podría producir el campo.
3. Qué calidad tendría el petróleo.
4. Cuánto costaría desarrollar el yacimiento.
5. Cuáles costos reconocerá el Estado como recuperables.
6. Cuánto tiempo tardarían las empresas en recuperar la inversión.
7. Cuál sería el precio internacional del petróleo durante la producción.
8. Qué impuestos, cánones y demás obligaciones fiscales serían efectivamente aplicables.

Sin esos datos, cualquier cálculo sobre ingresos sería especulativo.

Siete preguntas que ahora debe responder Energía

La reactivación de la exploración también abre una agenda de transparencia que puede seguir Contexto HN.

¿Cuál es la extensión exacta del área contractual vigente en 2026?

¿Ya autorizó la Secretaría de Energía el 35% adicional solicitado por Talos para alcanzar el 80%?

¿Cuánto costará la nueva sísmica 3D y quién financiará completamente el estudio?

¿Qué inversiones anteriores serán reconocidas como costos recuperables si eventualmente comienza la explotación?

¿Cuánto ha recibido Honduras desde 2013 en cánones, programas de capacitación y fondos sociales y ambientales?

¿Cuánto dinero se ha ejecutado directamente en comunidades de Gracias a Dios y cuáles fueron los proyectos?

¿Se mantienen intactas todas las condiciones económicas del contrato de 2013 después de las cesiones realizadas a Shell, AziPetrol, H2P, CaribX y ahora Talos?

Responderlas permitiría pasar del anuncio de una nueva exploración a conocer el verdadero negocio económico que Honduras tiene frente a sus costas.

La gran diferencia: encontrar petróleo no es todavía hacer dinero

El proyecto frente a La Mosquitia se encuentra en un momento decisivo, pero aún lejano de la riqueza petrolera que podría sugerir una lectura superficial.

Primero debe encontrarse un yacimiento.

Después debe demostrarse que es comercial.

Luego deben invertirse posiblemente cientos o miles de millones de dólares para desarrollarlo, dependiendo de su profundidad y tamaño.

Solo entonces comenzaría una producción cuyo valor tendría que repartirse según la fórmula contractual.

Lo que sí puede establecerse desde ahora es que Honduras no cedió jurídicamente la propiedad del petróleo y que el acuerdo contempla una participación estatal que comienza con un mínimo contractual durante la recuperación de costos y puede llegar hasta 58% del Profit Oil/Profit Gas en los niveles superiores de producción.

El desafío, si el petróleo aparece, será otro: vigilar cuáles costos se reconocen, cuánto produce realmente el campo, cómo se calcula cada barril que corresponde al Estado y cuánto de esa riqueza termina convirtiéndose en ingresos y desarrollo para Honduras y para las comunidades de La Mosquitia.

Ahí estaría el verdadero valor —o el verdadero riesgo— del petróleo hondureño.