Un comité de decenas de especialistas convocado por el gobierno federal entregó en agosto de 2026 su primer diagnóstico sobre la posibilidad de extraer gas en yacimientos no convencionales en el norte del país. Entre las voces técnicas del grupo está Alma América Porres, ingeniera geofísica egresada de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), doctora en Geofísica Aplicada por la Universidad de Burdeos y excomisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) durante 12 años, hasta 2022-2023. La especialista sostiene que la tecnología del fracturamiento hidráulico ha cambiado tanto en el último lustro que ya no puede compararse con la de hace 15 años.

El planteamiento se da en un contexto de fuerte dependencia energética: entre 70 y 75 % del gas natural que consume México se importa de Estados Unidos, y una parte mayoritaria de ese volumen proviene precisamente de yacimientos no convencionales estadounidenses. Ese dato es el que impulsó a la presidenta Claudia Sheinbaum a integrar un grupo de asesores técnicos y científicos para valorar, sin comprometerse todavía a autorizar proyectos, si México podría replicar parte de esa producción con menores riesgos ambientales.

Qué encontró el comité científico sobre soberanía energética

El grupo de trabajo, integrado por especialistas de instituciones como la propia UNAM, presentó su primer informe con una estimación de recursos prospectivos de gas no convencional de 141.5 billones de pies cúbicos en tres cuencas del país. Se trata de una cifra que refleja una posibilidad geológica y no una reserva confirmada; para saber cuánto de ese volumen es realmente aprovechable haría falta perforar pozos exploratorios y de monitoreo.

El comité recomendó descartar por completo la cuenca Tampico-Misantla, que se extiende entre Veracruz, el sur de Tamaulipas y zonas de San Luis Potosí y Puebla, por razones ambientales y de conflictividad social. En cambio, planteó continuar evaluando las cuencas de Burgos, en Tamaulipas, y Sabinas-Burro-Picachos, entre Coahuila y Nuevo León. Cualquier avance, subrayaron los expertos, deberá ir acompañado de consulta previa a las comunidades, monitoreo científico independiente y una regla no negociable: nada de agua dulce. Los pozos tendrían que abastecerse con agua salada de formaciones profundas no aptas para consumo humano ni agrícola, dado que cada perforación puede requerir decenas de miles de metros cúbicos de líquido.

Cómo cambió la tecnología del fracking en cinco años, según la experta

Porres centró buena parte de su intervención en explicar por qué, a su juicio, la discusión sobre el fracking ya no puede basarse en los estándares de hace década y media. Según la especialista, perforar y completar un pozo no convencional llegó a costar entre 38 y 50 millones de dólares en sus primeras etapas, mientras que en Estados Unidos el costo actual ronda los 8 a 10 millones, una caída cercana al 80 %. Citó además rangos de 8 a 12 millones de dólares en Canadá y de 13 a 15 millones en Argentina.

Esa tendencia coincide con lo que documenta la industria del shale a nivel global: mejoras en el diseño de los pozos, laterales más largos, más etapas de fractura por jornada y mayor automatización redujeron de forma sostenida el costo por pozo desde el auge de 2010-2014. En cuencas maduras como la Permian, en Texas, los costos actuales suelen ubicarse entre 8 y 12 millones de dólares, aunque en México las estimaciones independientes son algo más altas —entre 8 y 15 millones— por la falta de infraestructura y experiencia local acumulada.

La ingeniera también describió avances en los tiempos de ejecución: procesos que antes tomaban hasta 35 días hoy se resuelven en un rango de 8 a 20 días, con hasta 10 etapas de fractura diarias frente a 3 en el pasado. Asimismo, mencionó que la profundidad horizontal alcanzable pasó de alrededor de 1,500 metros a cifras cercanas a los 5,000 metros, lo que permite un mayor contacto con la roca productora y, en teoría, mejor rendimiento por pozo perforado.

Los riesgos y las condiciones que exige el gobierno mexicano

Ni el comité ni la propia mandataria han presentado la evaluación como una autorización automática para iniciar proyectos. La presidenta Claudia Sheinbaum ha insistido en que el primer paso será perforar pozos de monitoreo para confirmar si en las cuencas restantes existe suficiente agua salada profunda, separada de los acuíferos de uso humano, antes de considerar cualquier etapa productiva. El gobierno federal también se comprometió a mantener al comité como órgano asesor permanente, publicar los estudios técnicos y realizar consultas públicas en las zonas con comunidades cercanas. Puede seguirse la actividad institucional a través de los canales oficiales de la Secretaría de Energía y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Persisten, sin embargo, varios factores que los propios especialistas reconocen como pendientes. Los recursos citados son prospectivos, no reservas probadas, por lo que se requieren campañas piloto para determinar qué tan recuperable es el gas en la práctica. Alcanzar una producción capaz de mover la balanza de las importaciones exigiría miles de pozos a lo largo de una década, junto con inversión en infraestructura de recolección, tratamiento de agua y caminos de acceso. A esto se suman riesgos que la tecnología moderna reduce pero no elimina por completo, como la sismicidad inducida, la integridad de los pozos a largo plazo y el manejo responsable del agua salada extraída.

Lo que implica para Tabasco y el sur del país

Aunque las cuencas evaluadas están en el norte de México, la discusión energética tiene un peso particular para entidades como Tabasco, históricamente ligadas a la producción convencional de hidrocarburos a través de Petróleos Mexicanos. Un eventual aumento de la producción nacional de gas —convencional o no convencional— forma parte de la estrategia más amplia de Sheinbaum para reducir la dependencia de importaciones, un objetivo que la propia presidenta ha dicho que tomará entre 10 y 15 años en materializarse y que no descansará en una sola fuente, sino en la combinación de eficiencia energética, renovables y mayor producción nacional.

El debate que apenas comienza

El diagnóstico presentado en agosto de 2026 no cierra el debate sobre el fracking en México: lo reabre bajo nuevas condiciones técnicas y ambientales. La evolución tecnológica que describe Alma Porres es consistente con lo que ha documentado la industria del shale en otros países, pero replicarla en territorio mexicano implicará resolver retos de infraestructura, financiamiento y aceptación social que no se resuelven solo con mejores taladros. Por ahora, el gobierno federal optó por avanzar con pasos medidos: primero confirmar si hay agua, después si hay gas, y solo entonces, dicen las propias autoridades, decidir si conviene ir más allá.

Consulta más contenido del sector energético en nuestra sección Energía y de gas natural en Gas Natural de Energía y Ecología.

El cargo Gas no convencional en México: lo que dice la experta Porres apareció primero en Energía y Ecología.

En el lugar, los agentes de la FGR encontraron 109 mil 400 litros de hidrocarburos, así como utensilios para el almacenamiento y tractocamiones utilizados para el transporte del combustible. El hallazgo confirma la operación de instalaciones clandestinas dedicadas al procesamiento y distribución de combustibles en la entidad.

De acuerdo con información publicada por el diario Reforma, en el predio asegurado se localizaron tres tanques de almacenamiento de gran capacidad. Estos recipientes son similares a los utilizados en instalaciones de refinación autorizadas, aunque las autoridades no revelaron la capacidad exacta de cada uno de ellos.

La FGR no confirmó la detención de ninguna persona vinculada con las actividades ilícitas en la minirefinería en Reynosa. El inmueble contaba con un sistema de videovigilancia y una antena de transmisión, lo que indica un nivel de sofisticación en la operación delictiva.

Las autoridades federales no compartieron la ubicación precisa del inmueble ni proporcionaron detalles sobre el alcance de las instalaciones. Tampoco se ha confirmado si esta minirefinería en Reynosa está vinculada con la asegurada en días previos en la misma región.

Los hallazgos ocurren en medio de la campaña de las autoridades federales contra el huachicol, tanto en su modalidad tradicional como en la variante fiscal. Tamaulipas se ha convertido en un centro estratégico para las redes de contrabando de combustibles debido a su ubicación fronteriza con Estados Unidos.

El huachicol fiscal, como se ha documentado, consiste en ingresar grandes volúmenes de gasolina o diésel sin el pago de impuestos correspondientes. Este esquema opera con la presunta complicidad de autoridades aduaneras que facilitan el paso de mercancía con documentación engañosa en diversos puntos de Tamaulipas.

La titular de la FGR, Ernestina Godoy, ha señalado que el combustible ilegal que ingresa desde Estados Unidos a través de la frontera de Tamaulipas tiene como destino principal los estados de Coahuila, Durango y Zacatecas. Esta ruta comercial ilegal ha sido detectada en diversas investigaciones.

El caso de la minirefinería en Reynosa se suma a un expediente más amplio que incluye al exgobernador de Baja California, Ernesto ‘N’, señalado por su presunta participación en el huachicol fiscal. Sin embargo, las autoridades no han confirmado si existe un vínculo directo entre este nuevo aseguramiento y la red que involucra al exmandatario.

El entramado criminal dedicado al contrabando de combustibles fue descubierto en marzo de 2025, cuando las autoridades mexicanas aseguraron un buque con 10 millones de litros de hidrocarburo en el puerto de Tampico, Tamaulipas. Ese aseguramiento destapó la magnitud de la operación ilegal.

Tamaulipas aparece recurrentemente en casos de huachicol fiscal por su ubicación geográfica. El estado comparte frontera con Texas, donde las redes criminales adquieren el combustible directamente de empresarios estadounidenses. Además, cuenta con accesos marítimos y férreos que facilitan el transporte del producto hacia el interior del país.

Las refinerías clandestinas, como la minirefinería en Reynosa, son instalaciones donde se procesa y almacena el combustible antes de ser distribuido. Estas operaciones requieren de una logística compleja y de la complicidad de diversos actores, tanto del sector público como privado.

Hasta el momento, no se ha confirmado si la minirefinería en Reynosa asegurada este fin de semana está vinculada a una célula del crimen organizado o a empresarios involucrados en el huachicol. Las investigaciones continúan abiertas y la FGR mantiene reserva sobre los avances.

La campaña contra el huachicol fiscal ha derivado en múltiples aseguramientos en la región fronteriza. Las autoridades han intensificado los operativos para desmantelar las redes que operan en Tamaulipas y otros estados del norte del país.

La FGR continúa con las indagatorias para determinar el origen del hidrocarburo asegurado y la identidad de los responsables. El aseguramiento de la minirefinería en Reynosa representa un golpe más a las operaciones ilegales de combustibles en la frontera norte.

Mantente actualizado con las noticias más relevantes en En Cambio Diario.

El cargo  FGR asegura minirefinería en Reynosa con más de 109 mil litros de hidrocarburo apareció primero en Energía y Ecología.

Doce meses bastaron. La planta flotante de licuefacción de gas natural ubicada en Altamira, Tamaulipas, cerró su primer año de operaciones con exportaciones por 868.2 millones de dólares —una suma que cubre cerca de un tercio del costo total del proyecto desarrollado por New Fortress Energy en alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

El proyecto arrancó con una inversión estimada en 1,000 millones de dólares para la primera etapa, que comprende tres plataformas elevadoras de licuefacción. Si se toma como base la expansión potencial del conjunto de plantas, la cifra escala hasta 5,500 millones de dólares. Bajo esa segunda lectura, los ingresos del primer año representan exactamente eso: un tercio del camino recorrido.Cómo opera la planta de GNL de Altamira

La terminal trabaja con tecnología de licuefacción flotante —conocida como Fast LNG— que convierte el gas natural en estado líquido para transportarlo en buques metaneros hacia mercados internacionales. Esta modalidad recorta tiempos de construcción frente a las plantas terrestres convencionales y permite ajustar capacidad sin levantar infraestructura desde cero.

El contrato entre la CFE y New Fortress Energy tiene una duración de 15 años. Durante ese periodo, los ingresos proyectados para la paraestatal mexicana llegan a los 5,730 millones de dólares —una cifra que supera con holgura el Capital Expenditure o Gasto de Capital (CAPEX) de la primera fase.

New Fortress Energy y la CFE, socios en Tamaulipas

New Fortress Energy llegó a México con un modelo que ya probó en otras regiones: instalar capacidad de licuefacción cerca de fuentes de gas barato y conectarla con mercados que pagan precios de exportación. Altamira cumple esa condición. El puerto industrial de Tamaulipas tiene acceso al gasoducto nacional y salida directa al Golfo de México, lo que abarata el traslado del producto hasta los buques.

El gas natural licuado como producto de exportación

El gas natural licuado se mueve hoy entre los energéticos con mayor crecimiento en comercio internacional. Europa diversificó proveedores tras la crisis de suministro de 2022, y Asia mantiene una demanda sostenida. México entró tarde a ese mercado, pero Altamira le abrió una ventana que hasta hace tres años no existía.

Planta de GNL de Altamira: lo que viene

El primer año fue la prueba. La planta de GNL de Altamira operó sin los tropiezos que suelen acompañar los arranques de proyectos de este tamaño. Los números lo sostienen: 868.2 millones de dólares en exportaciones no son un accidente logístico —son el resultado de una cadena que funcionó.

La pregunta que queda sobre la mesa no es si el proyecto fue viable. Es si México tiene capacidad para replicarlo antes de que el mercado global de GNL cambie de forma.

Mantente actualizado con las noticias más relevantes con Energía y Ecología.

El cargo Planta de GNL de Altamira recupera un tercio de su inversión en un año apareció primero en Energía y Ecología.

Ocho entidades concentran la mitad de la capacidad instalada de generación eléctrica en México, y entre ellas Tamaulipas encabeza la lista con 8.6 por ciento, de acuerdo con datos del Consejo Nacional de Humanidades, Ciencias y Tecnologías (Conahcyt). Durante una rueda de prensa el 12 de febrero de 2026, el secretario de Desarrollo Energético, Walter Julián Ángel Jiménez, resumió la apuesta del gobierno estatal en una frase directa: “Tamaulipas es el estado más energético de México”. Detrás de esa declaración hay una infraestructura que junta una refinería, tres terminales marítimas portuarias, dos terminales de gas natural licuado, ocho centrales de ciclo combinado, ductos petrolíferos, gasoductos y plantas criogénicas.​

Capacidad eléctrica y peso nacional

Según el análisis de Conahcyt citado por medios especializados, Tamaulipas genera más de 8,000 megawatts de electricidad, de los cuales alrededor de 5,000 provienen de plantas de ciclo combinado y más de 1,500 de energía eólica, con un resto térmico y de otras tecnologías. Ese volumen le permite no solo cubrir su propio consumo, sino enviar energía hacia otros nodos del Sistema Eléctrico Nacional.

El mismo estudio apunta que Nuevo León y Veracruz se colocan apenas un peldaño abajo, con 8.5 y 8.4 por ciento de la capacidad nacional, lo que deja ver una competencia apretada en la cúpula del mapa energético. Aun así, Tamaulipas se distingue por la combinación de generación eléctrica, infraestructura logística y proyectos en marcha que cruzan petróleo, electricidad e industrias asociadas.

Gas, proyectos estratégicos y transición

El desempeño energético de Tamaulipas está atado al comportamiento del gas natural y otros combustibles, así como a la presión por migrar hacia fuentes más limpias. México Evalúa documenta que en los últimos años el gas natural mayorista bajó de 73.74 a 50.16 pesos por gigajulio entre 2018 y 2023, una caída acumulada de 32 por ciento, mientras el estado adapta su sistema energético a esos precios y a la expansión de renovables.​

En paralelo, el gobierno tamaulipeco coloca en primer plano una cartera de diez proyectos estratégicos, entre ellos el desarrollo marino Trión, ampliaciones de la red de transporte de gas por ductos, plantas de etanol a partir de sorgo, pirólisis de residuos plásticos y neumáticos, una granja fotovoltaica en Tula y programas de electrificación total y estufas de leña eficientes. Estos proyectos buscan sostener el peso petrolero y gasífero del estado, al tiempo que abren espacio a tecnologías que reduzcan emisiones y pobreza energética.

Voces, retos y la disputa por el liderazgo

En entrevistas con medios especializados, figuras como Walter Julián Ángel Jiménez subrayan que Tamaulipas se ha convertido en un epicentro petroquímico, gasífero y de estaciones de servicio, con el segundo lugar nacional en producción eólica y la mira puesta en alcanzar el primero. El reporte de Conahcyt recuerda, sin embargo, que esta expansión exige más tierras en propiedad social para proyectos eólicos y fotovoltaicos, lo que ya abre la puerta a tensiones agrarias y disputas locales.

En medio de esa pugna por recursos, permisos y beneficios, la frase “Tamaulipas es el estado más energético del país” funciona como carta de presentación ante inversionistas, pero también como resumen de un modelo que todavía se redefine entre hidrocarburos, renovables y comunidades que viven sobre ese mapa.

Mantente actualizado con las noticias más relevantes con Energía y Ecología.

El cargo Tamaulipas es el estado más energético del país apareció primero en Energía y Ecología.

Desde su concepción, el sistema fue pensado para atender a varios públicos al mismo tiempo: empresas que buscan certidumbre técnica, autoridades que requieren diagnósticos precisos y centros académicos interesados en estudiar la transición energética. Al ofrecer un lenguaje visual accesible, mediante mapas e indicadores, el SIEET intenta traducir datos complejos en narrativas claras sobre dónde están las fortalezas y las brechas de Tamaulipas. SIEET: la plataforma energética digital tamaulipeca que busca atraer inversiones se coloca así como una vitrina que ordena el panorama energético estatal y lo proyecta hacia el exterior.

El papel de la Secretaría de Desarrollo Energético (SEDENER)

La Secretaría de Desarrollo Energético (SEDENER) asumió la encomienda de desarrollar el sistema con capacidades técnicas propias, lo que permitió al gobierno estatal mantener control sobre el diseño y la actualización de la plataforma. Esta ruta institucional busca evitar que la información estratégica dependa de terceros y refuerza la idea de una política energética con mayor soberanía en sus datos. Al mismo tiempo, la dependencia se coloca como nodo articulador entre industria, municipios y otras áreas del gobierno estatal.

En distintos mensajes públicos, la SEDENER ha presentado el SIEET como un instrumento de gobernanza moderna, capaz de integrar estadísticas, georreferenciación y análisis en un solo espacio de consulta. De esta manera, la secretaría deja de ser solo una oficina de trámite para convertirse en un generador activo de inteligencia energética, con capacidad para anticipar necesidades de infraestructura, identificar cuellos de botella y acompañar nuevos proyectos.

Una radiografía energética

El SIEET funciona como una radiografía dinámica del sistema energético tamaulipeco, con información sobre líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, zonas de carga, infraestructura de hidrocarburos y áreas con potencial renovable. A través de un visor interactivo, los usuarios pueden ubicar activos estratégicos y cruzar variables que antes se encontraban dispersas en distintos reportes o dependencias. Esta integración permite una lectura más fina de los riesgos y oportunidades, tanto para inversiones greenfield como para ampliaciones de proyectos existentes.

La plataforma incorpora también campos de datos relacionados con eficiencia energética y otros indicadores que ayudan a entender cómo se consume y distribuye la energía en el territorio. Con ello, el sistema no solo sirve para mostrar lo que ya existe, sino que permite plantear escenarios de crecimiento ordenado, identificar regiones con riesgo de saturación y priorizar obras que aporten resiliencia a la red. En el mediano plazo, este tipo de herramientas puede convertirse en un insumo clave para políticas públicas de largo aliento.

Del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 a la agenda diaria

El SIEET tuvo uno de sus escaparates más visibles durante el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025, donde fue presentado como ejemplo de cómo un gobierno subnacional puede transformar datos técnicos en una herramienta cotidiana de planeación. En ese espacio, especialistas y representantes de la industria destacaron la importancia de contar con información estructurada y actualizada para reducir la incertidumbre en el diseño de nuevas inversiones. El congreso sirvió, además, para contrastar la experiencia tamaulipeca con otras iniciativas nacionales e internacionales de gestión de datos energéticos.

A partir de ese foro, el reto ha sido llevar la herramienta del ámbito de la presentación institucional a su uso diario por parte de consultores, empresas y autoridades municipales. La consolidación del SIEET como referencia obligada en cualquier análisis sobre proyectos energéticos en Tamaulipas dependerá de la capacidad del estado para mantener la plataforma viva, con datos actualizados, mejoras tecnológicas y un diálogo permanente con sus principales usuarios.

Un ecosistema digital para la inversión energética

La creación del Sistema de Información Energética del Estado de Tamaulipas (SIEET) forma parte de una estrategia más amplia para posicionar al estado como un nodo clave en la transición energética y en el desarrollo de proyectos de gran escala. Al ofrecer datos confiables y abiertos, se envía una señal clara a los mercados: hay reglas del juego más transparentes y un terreno de planeación que intenta reducir la improvisación. En un contexto donde las decisiones de inversión se toman cada vez más con base en evidencia, contar con una plataforma de este tipo puede marcar la diferencia frente a otras regiones.

El uso cotidiano del SIEET también abre la puerta a nuevas formas de colaboración entre gobierno, iniciativa privada y academia, al compartir un mismo punto de partida informativo. Desde estudios de impacto regional hasta proyectos de innovación tecnológica, la existencia de un repositorio común de datos contribuye a alinear esfuerzos y a evitar diagnósticos fragmentados.

Mantente actualizado con las noticias más relevantes del sector energético con Energía y Ecología.

El cargo SIEET: la plataforma energética digital tamaulipeca que busca atraer inversiones apareció primero en Energía y Ecología.

La maniobra forma parte de una campaña de perforación de tres años, una de las más ambiciosas en la historia reciente del sector energético mexicano.

El inicio de una nueva etapa en el Golfo de México

Durante una exposición ante integrantes del Clúster de Energía y Gran Industria del Sur de Tamaulipas (Cegistam), Jimena de la Torre Hernández, enlace de Comunicación Social de la compañía australiana. El proyecto avanza en paralelo con la construcción de dos componentes cruciales, a saber: una plataforma flotante en los patios de Hyundai Heavy Industries, en Corea, y una embarcación de almacenaje y descarga en China.

“Estamos trabajando para arrancar la campaña de perforación, misma que tendrá una duración de tres años a través de una embarcación de la empresa Transocean que llegará en 2026 a las costas de Tamaulipas”, señaló la vocera.

Campo Trion y la inversión multimillonaria

La ejecución de Campo Trion representa una inversión estimada de 11 mil millones de dólares, en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex). Hasta el cierre de 2025, el proyecto prevé alcanzar un avance del 50 %, con un progreso actual del 43 %.

El yacimiento se localiza a 180 kilómetros al este de la costa mexicana y a 90 kilómetros al sur de la frontera marítima con Estados Unidos, a una profundidad de 2,550 metros. Es por ello que en 2026 comienza la exploración petrolera en Tamaulipas. La fase estratégica actual permite integrar los grandes componentes producidos en el extranjero y ensamblarlos en territorio nacional.

Compromiso con el desarrollo local

De la Torre Hernández enfatizó que, entre 2026 y 2030, la compañía concentrará sus esfuerzos en contratar proveeduría local. “Dentro del contenido nacional tenemos un compromiso muy importante a través de un registro de proveedores, donde las empresas tamaulipecas podrán mostrar sus servicios y alcances”, puntualizó.

El objetivo es fortalecer el ecosistema energético regional y propiciar una red de empresas vinculadas a la cadena de suministro petrolera. El Sur de Tamaulipas consolidaría de tal forma su presencia industrial en el país.

Proyecciones y avances técnicos

Además, en su informe global, Woodside Energy destacó que el Campo Trion registra un avance del 35 %. La inversión es ya de más de 400 millones de dólares. De acuerdo con su CEO, Meg O’Neill, “el proyecto Trion continúa cumpliendo sus compromisos, ejecutando múltiples proyectos de gran escala con un sólido desempeño en seguridad y control de costos”.

La empresa prevé obtener el primer barril de petróleo en 2028. El desarrollo tamaulipeco, sería, por lo tanto, una de las operaciones más relevantes del Golfo de México en materia de exploración petrolera.

Infraestructura en marcha

La unidad flotante de producción (FPU) comenzó a construirse a finales de 2024 en Corea del Sur. El barco de almacenamiento y descarga ya inició su fabricación en China.

La magnitud del proyecto refleja una apuesta de largo plazo: el ensamblaje y la integración de los componentes se realizarán cerca de Matamoros, con lo que Tamaulipas se convertiría en un punto clave de logística y operación energética.

Mantente actualizado con las noticias políticas del sector energético más relevantes con Energía y Ecología.

El cargo En 2026 comienza la exploración petrolera en Tamaulipas apareció primero en Energía y Ecología.

Estrategia de reactivación por contrato

El plan consiste en que compañías privadas asuman la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de pozos cerrados. A cambio, recibirán una remuneración basada en los resultados del yacimiento. Esta modalidad pretende que Petróleos Mexicanos (PEMEX) no tenga que cargar con todos los costos iniciales.

Se estima que, con esta reactivación, se puedan añadir 13,000 barriles diarios a la producción nacional hacia finales de 2025. El proyecto implicará una inversión estimada en 1,500 millones de pesos.

PEMEX reactivará 400 pozos con privados: alcance y retos

De los más de 5,000 pozos inactivos con potencial de negocio, el objetivo inicial es atender los más rentables a corto plazo. No todos los pozos cerrados serán reactivados de una sola vez; se priorizarán aquellos con mejor perfil técnico y económico.

Según fuentes del sector, Pemex ya ha firmado los primeros 11 contratos bajo esta modalidad mixta, como parte de una primera etapa del programa.

Implicaciones regulatorias y gubernamentales

Este modelo representa un cambio respecto al marco normativo actual, donde los privados no podían vender el producto que extraían. Se plantea ahora modificar leyes secundarias para permitir esa posibilidad, como parte de las negociaciones con inversionistas.

La Secretaría de Energía será clave para ajustar el marco regulatorio y autorizar las reformas que permitan el nuevo esquema.

Conflictos operativos y precedentes recientes

Como antecedente, en el norte del país Pemex enfrentó una suspensión de servicios al dejar de pagar a la empresa TITSA (Transportes Internacionales Tamaulipecos). Ese conflicto afectó 124 pozos y generó pérdidas operativas.

Expertos advierten que los retos no serán solo técnicos, sino financieros y legales. Muchos pozos cerrados presentan problemas de presión, intrusión de agua o desgaste geológico, lo que eleva los costos de reactivación incluso para pozos considerados “rentables”.

Producción nacional y presión presupuestal

La medida se enmarca dentro de la meta del gobierno federal de aumentar la producción total nacional hacia 1.8 millones de barriles diarios, desde los cerca de 1.6 millones actuales.

Sin embargo, Pemex enfrenta limitaciones presupuestales y una deuda elevada. Por ello, el modelo privado mixto aparece no solo como estrategia de reactivación, sino como mecanismo para distribuir los riesgos financieros.

Además, existe interés de empresarios en estados petroleros como Tamaulipas de participar en esta reactivación, dado que ya han mostrado voluntad para invertir en el sector, según afirmo el presidente del Clúster de Petróleo y Gas (Cepegas) de la entidad, Benito Torres Ramírez.

Un arranque para PEMEX

El anuncio de que PEMEX reactivará 400 pozos con privados es uno de los movimientos más ambiciosos recientes en la estrategia energética mexicana. Si se ejecuta correctamente, podría mitigar el declive productivo y atraer inversión al sector. Pero el éxito dependerá de reformas regulatorias, transparencia en asignaciones y la capacidad técnica de los nuevos inversionistas.

El cargo PEMEX reactivará 400 pozos con privados como estrategia energética apareció primero en Energía y Ecología.

Auge en Tamaulipas por energías renovables

Durante la última década, Tamaulipas ha capitalizado su potencial natural para atraer inversiones en parques eólicos, fotovoltaicos y proyectos de generación eléctrica híbrida. Hoy, el estado suma más de 12 nuevas iniciativas en construcción, que representan no solo megavatios de capacidad instalada, sino empleos y cadenas de valor para la población local.

El auge en Tamaulipas por energías renovables se ha convertido en ejemplo nacional, al punto que analistas internacionales reconocen su aporte a la descarbonización de México. Más allá de la infraestructura, el movimiento marca un cambio cultural en torno al consumo y la generación de energía.

Tamaulipas en el mapa energético nacional

El crecimiento de proyectos se inscribe en una visión estratégica que responde a lineamientos federales. Documentos como el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038 ubican a Tamaulipas como un polo prioritario para garantizar suministro confiable y diversificación de fuentes.

La región fronteriza ofrece ventajas clave: vientos constantes, irradiación solar competitiva y cercanía con la red de transmisión nacional, lo que facilita la integración de energías limpias al sistema eléctrico.

Coordinación institucional y marco regulatorio

El despliegue de proyectos cuenta con acompañamiento técnico y normativo. La Secretaría de Desarrollo Energético (SEDENER) de Tamaulipas trabaja de la mano con autoridades federales y privadas para agilizar permisos y garantizar seguridad operativa.

La SENER ha señalado que Tamaulipas es una pieza clave para alcanzar las metas de generación renovable, mientras que la CFE participa en esquemas de interconexión y respaldo a la red. Esa colaboración es vital para que el crecimiento se traduzca en beneficios reales para la ciudadanía.

Retos de la transición energética

El auge también enfrenta desafíos: la infraestructura de transmisión debe expandirse para evitar cuellos de botella, y el financiamiento requiere estabilidad regulatoria para sostenerse en el largo plazo. A nivel social, es imprescindible asegurar que las comunidades receptoras reciban beneficios tangibles, desde empleos dignos hasta programas ambientales locales.

Especialistas insisten en que la transición energética no debe reducirse a cifras, sino a un cambio profundo en la forma en que las regiones gestionan sus recursos. En Tamaulipas, el viento y el sol son parte de la vida cotidiana, pero ahora también representan un motor económico y ambiental.

Un futuro que ya comenzó

El estado se perfila como epicentro de un cambio que trasciende fronteras. Los proyectos actuales no solo abastecerán a la región, sino que podrían convertir a Tamaulipas en exportador de energía limpia hacia mercados internacionales.

El auge en Tamaulipas por energías renovables plantea un horizonte optimista, en el que la innovación tecnológica, la cooperación institucional y la resiliencia social se entrelazan para redefinir el futuro energético del país.

El cargo Auge en Tamaulipas por energías renovables apareció primero en Energía y Ecología.

Internautas compartieron imágenes de un hombre que presumía haber cazado a un león, mismo que subió a una camioneta con placas del estado de Tamaulipas.

Medios locales informaron que el león sería una especie introducida en la zona y se investiga un delito contra el ambiente. La Profepa señaló que continuará las investigaciones y colaborará con la FGR, además, realizará operativos de inspección y vigilancia para garantizar la conservación de las especies.

https://twitter.com/eneryeco/status/1494421956271165445

El cargo Denuncia Profepa caza ilegal de un león en Tamaulipas apareció primero en Energía y Ecología.

Además, ha solicitado que, por la contingencia sanitaria por la pandemia de Covid-19, la autoridad reconozca incumplimientos en los plazos por caso fortuito de fuerza mayor no atribuible al contratista.

Modificación al programa de evaluación

Así lo dio a conocer la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en la 24 sesión extraordinaria de su órgano de gobierno.

En la sesión se aprobó la modificación al programa de evaluación de esta empresa en el Área terrestre 4 de la Ronda 2.2, con lo que la empresa pasará de un periodo de 15 a 36 meses de trabajos sólo para la etapa previa al desarrollo de los campos.

La empresa Pantera amplía el tiempo para la evaluación del potencial del área que le fue adjudicada ante el riesgo que corren frente al crimen organizado que existe en la región.

Y es que, según explicó Ricardo Trejo, director adjunto de Dictámenes de Exploración de la CNH, Pantera Exploración y Producción sólo podrá mantener al personal que realiza trabajos en el campo en un horario de 7:00 a 15:30 horas todos los días, ya que las condiciones de seguridad no permiten que sus trabajadores permanezcan más tiempo sin correr riesgos frente al crimen organizado.

“Así lo expresó el contratista, que en la región no existen condiciones para trabajar más que con ese horario”, aseguró.

Por ello, tras obtener la evaluación para comenzar a implementar su Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente (Sasisopa), la empresa decidió realizar más perforaciones delimitadoras, aunque ello requiera más tiempo aun en las condiciones de seguridad del área.

El área adjudicada a Pantera tiene una superficie de 440 kilómetros cuadrados en Tamaulipas, dentro de la Cuenca de Burgos.

Entre mayo de 2019 y abril de 2020, la firma había comprometido dos pozos de evaluación del potencial en la zona, mismos que no perforó.

En el nuevo plan aprobado comprometió una inversión adicional de hasta 27.7 millones de dólares en los próximos tres años para la perforación de hasta cinco pozos en los próximos tres años.

El área adjudicada a Pantera tiene una superficie de 440 kilómetros cuadrados en Tamaulipas, dentro de la Cuenca de Burgos.

Ahí, mediante la perforación de 60 pozos, Petróleos Mexicanos (Pemex) había descubierto ocho campos con recursos, denominados Ecatl, Fitón, Fósil, Granaditas, Ita, Pípila, Rusco y Ternero.

Nuevo objetivo

En la modificación, el operador tiene contemplado que los primeros dos pozos, de un escenario base en el campo Rusco y en el campo Pípila, con profundidades de alrededor de 2,500 metros, se van a perforar en septiembre de 2020 y dado que serán pozos someros,  se estima que en mes y medio se llevará a cabo la perforación y en octubre o noviembre se perforarían los tres adicionales en los campos Fósil, Ecatl y Granaditas.

Las probabilidades de éxito para el hallazgo de gas natural son de alrededor de 83%, gracias a las actividades que Pemex realizó en las etapas previas a la adjudicación del campo a la empresa privada.

En abril, Pantera extrajo 3.946 millones de pies cúbicos al día de gas en el área, es decir, el 1.2% de la producción de gas mediante contratos en el país.

El comisionado Sergio Pimentel explicó que a la vez, Pantera Exploración y Producción interpuso ante la CNH el reconocimiento de que existe un impedimento de fuerza mayor que no se puede atribuir al contratista por la emergencia del Covid-19, que ha impedido que avance en sus actividades como lo planteó cuando le fueron aprobados los planes de trabajo, pero que esa resolución se discutirá en una sesión posterior.

Cabe recordar que en esta área Pantera tiene plan de exploración vigente, así como un plan de desarrollo que se basó en el programa de transición para continuar con las actividades de Pemex.

En abril, Pantera extrajo 3.946 millones de pies cúbicos al día de gas en el área, es decir, el 1.2% de la producción de gas mediante contratos en el país, que son 250 millones de pies cúbicos al día, de los 4,800 millones de pies cúbicos diarios que en total reporta el país.

El cargo Inseguridad retrasa exploración en la Cuenca gasífera de Burgos apareció primero en Energía y Ecología.