M+.- Debajo del suelo de Tamaulipas existe un recurso energético que podría contribuir a reducir la dependencia de México del gas natural importado de Estados Unidos. Sin embargo, para llegar hasta él, la industria petrolera necesita resolver una contradicción: extraer el gas atrapado en las profundidades de la tierra requiere enormes cantidades de agua, precisamente uno de los recursos más comprometidos en la región donde se pretende desarrollar el proyecto.
La magnitud del desafío comienza con una cifra. Un solo pozo de gas no convencional puede necesitar hasta 75 mil metros cúbicos de agua para fracturar las formaciones rocosas que contienen el hidrocarburo. Si la industria avanza hacia una explotación a gran escala, las estimaciones técnicas contemplan una demanda anual que podría alcanzar los 12 millones de metros cúbicos.
Y eso es apenas una parte del problema.
De acuerdo con un modelo elaborado por la consultora internacional Wood Mackenzie, al cual tuvo acceso MILENIO, desarrollar los recursos de las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos, distribuidas en el noreste de México, podría requerir alrededor de mil pozos durante nueve años, con inversiones acumuladas estimadas en 10 mil 200 millones de dólares.
Pero hoy no están garantizados el suministro de agua, la infraestructura, la disponibilidad de equipos especializados ni la viabilidad económica de semejante operación.
Tampoco existe autorización para comenzar la explotación mediante fracturación hidráulica, conocida como fracking.
La secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Alicia Bárcena, aclaró el 6 de octubre ante la Cámara de Diputados que el gobierno federal únicamente ha autorizado estudios para comprobar si existe agua salada profunda disponible. No ha dado luz verde a la extracción mediante esta técnica.
Así, mientras las empresas petroleras estudian las oportunidades de negocio y los especialistas revisan experiencias internacionales, Tamaulipas enfrenta la primera gran pregunta de su futuro gasero: ¿de dónde saldrán millones de metros cúbicos de agua sin poner en riesgo el consumo humano, la agricultura y los acuíferos?
El agua, la primera barrera para llegar al gas
La zona de mayor interés se encuentra en la cuenca de Burgos, en el noreste de Tamaulipas y próxima a la frontera con Estados Unidos, donde la presión sobre los recursos hídricos representa uno de los principales obstáculos para cualquier proyecto de fracturación hidráulica.
Los acuíferos someros de la región ya están comprometidos con actividades esenciales, particularmente el abastecimiento de las comunidades y la producción agrícola.
Para los especialistas convocados por el gobierno federal, la prioridad es que esas reservas no se utilicen para desarrollar la industria del gas no convencional.
“El estrés hídrico es el principal limitante para la etapa de exploración de yacimientos no convencionales en el noreste. En las experiencias de Estados Unidos, con el reúso y reciclaje del agua, se puede reducir esta situación”, explicó Manuel Martínez Morales, especialista del Instituto Mexicano de Tecnología del Agua e integrante del grupo de expertos que analiza la viabilidad del proyecto.
El investigador señaló una diferencia fundamental entre ambos países: mientras en determinadas regiones estadunidenses los propietarios de los terrenos tienen derechos sobre los recursos del subsuelo, en México éstos pertenecen a la nación y su aprovechamiento está sujeto a disposiciones legales específicas.
En consecuencia, no basta con localizar agua cerca de los yacimientos. Es necesario determinar su disponibilidad, profundidad, composición y condiciones de aprovechamiento.
La recomendación de los científicos es utilizar agua salada localizada en formaciones geológicas profundas, siempre que se demuestre que no existe conexión hidráulica con los acuíferos superiores.
“Se debe comprobar que no hay conexión hidráulica desde el nivel superficial con el yacimiento. Además, la recomendación es utilizar acuíferos mucho más profundos si hay necesidad de aplicar el fracking, sin conectarse con los superiores para evitar que se contaminen”, explicó Martínez Morales.
Esto implica realizar estudios geológicos, perforaciones exploratorias y evaluaciones del comportamiento del subsuelo antes de determinar si el proyecto es viable.
En otras palabras, el gas puede estar identificado como recurso potencial, pero todavía falta demostrar que existe agua adecuada y suficiente para intentar extraerlo.
Hasta 75 mil metros cúbicos para fracturar un pozo
La fracturación hidráulica permite recuperar gas natural atrapado en rocas de muy baja permeabilidad, a las que no se puede acceder de manera rentable mediante los métodos tradicionales de extracción.
El procedimiento consiste en perforar hasta las formaciones que contienen el hidrocarburo e inyectar una mezcla de agua, arena y aditivos a alta presión. La fuerza del líquido abre pequeñas fracturas en la roca y la arena ayuda a mantenerlas abiertas para facilitar el flujo del gas.
La técnica ha transformado la industria energética de Estados Unidos, particularmente en cuencas como Eagle Ford y Permian, pero requiere una cadena de suministro mucho más compleja que la simple perforación de un pozo.
Ismael Hernández Crespo, analista asociado de Wood Mackenzie, explicó que las experiencias estadunidenses ofrecen una referencia de las cantidades necesarias.
“Un pozo requiere cerca de 75 mil metros cúbicos o 20 millones de galones. Es una demanda muy fuerte, lo sabemos, y por eso debemos resolver cuánto se ocupará y cómo lo vamos a obtener”, señaló.
La estimación corresponde a operaciones de referencia y puede variar según las características del yacimiento y el diseño de cada pozo.
A ese volumen se añade la necesidad de transportar el líquido, almacenarlo, tratarlo y recuperar una parte después de las operaciones.
También debe garantizarse el suministro de arena especializada, conocida en la industria como apuntalante, indispensable para impedir que las fracturas de la roca se cierren.
En Estados Unidos, las compañías petroleras desarrollaron durante años redes de proveedores, sistemas de transporte y fuentes regionales de materiales que les permitieron reducir costos.
Tamaulipas tendría que desarrollar o adaptar una infraestructura semejante.
El desafío es particularmente delicado porque la disponibilidad de agua no puede evaluarse únicamente a partir de los grandes volúmenes almacenados en presas.
Aunque Hernández Crespo utilizó como referencia la capacidad de la presa Vicente Guerrero, de aproximadamente 3 mil 90 millones de metros cúbicos, la comparación sirve para dimensionar la demanda, no para establecer que ese embalse pueda destinarse a operaciones petroleras.
La prioridad de las reservas utilizadas para abastecimiento humano y actividades productivas debe mantenerse.
Reciclar 75% del agua, la condición de los científicos
Una de las soluciones analizadas es recuperar y reutilizar el agua empleada durante la fracturación.
En agosto de 2026, el Comité de Científicos y Especialistas convocado por la presidenta Claudia Sheinbaum recomendó que cualquier eventual desarrollo de gas no convencional utilice agua salada profunda o fuentes residuales compatibles con las condiciones técnicas y ambientales, además de reciclar y reutilizar al menos 75 por ciento del líquido empleado.
La recomendación también incluye evitar el uso de sustancias altamente tóxicas, controlar los residuos y establecer sistemas permanentes de vigilancia de los acuíferos.
Para los especialistas, reutilizar el agua permitiría reducir la necesidad de nuevas extracciones, pero no elimina los riesgos ni sustituye la obligación de demostrar que los sistemas son seguros.
Una de las experiencias que se revisan es Vaca Muerta, la formación geológica de aproximadamente 30 mil kilómetros cuadrados situada en la Patagonia argentina, donde la explotación de hidrocarburos no convencionales ha requerido años de aprendizaje tecnológico y fuertes inversiones.
José Gregorio González Daza, director de proyectos estratégicos de Schlumberger, explicó que el desarrollo argentino se construyó mediante la adaptación de tecnologías utilizadas originalmente en Estados Unidos.
“Durante su desarrollo conocieron la tecnología estadunidense; como todo, fue una etapa de prueba y error”, relató.
Entre los aprendizajes destacó los sistemas de recuperación y reutilización del agua, así como la necesidad de establecer acuerdos con las comunidades donde se realizan las operaciones.
La experiencia argentina ofrece alternativas técnicas para México, aunque no significa que sus condiciones geológicas, ambientales y económicas puedan reproducirse automáticamente en Tamaulipas.
Cada cuenca requiere sus propios estudios.
Mil pozos y 10 mil 200 millones de dólares
Superar el problema del agua sería apenas el primer paso. El siguiente obstáculo es económico.
Wood Mackenzie elaboró un escenario para dimensionar los requerimientos de la explotación de gas no convencional en las cuencas de Burgos y Sabinas-Burro-Picachos, tomando como referencia experiencias de desarrollo en el lado estadunidense de Eagle Ford.
La estimación contempla cerca de mil pozos en un horizonte de nueve años y una inversión acumulada de aproximadamente 10 mil 200 millones de dólares.
No se trata de un presupuesto autorizado ni de recursos ya comprometidos, sino de un ejercicio de planeación que muestra la escala financiera que tendría una operación de estas características.
El capital tendría que cubrir equipos de perforación, infraestructura, suministros, operaciones técnicas y desarrollo de los campos.
Hernández Crespo explicó que el comportamiento de los costos estaría condicionado por la curva de aprendizaje y por las economías de escala que logre construir la industria.
En los primeros años, cuando aún deben resolverse problemas operativos y de proveeduría, las inversiones por proyecto suelen ser mayores.
Conforme se desarrollan los campos, se incorporan tecnologías y aumenta el número de pozos, los costos unitarios podrían disminuir, aunque no existe garantía de que ese comportamiento se reproduzca en México.
La experiencia estadunidense demuestra la importancia de contar con equipos cada vez más eficientes.
En algunas regiones, las plataformas modernas permiten perforar hasta 20 pozos en un año, mientras que los desarrollos más recientes utilizan perforaciones horizontales de gran longitud que permiten acceder a mayores extensiones del yacimiento desde una misma instalación.
El especialista señaló que en Texas existen equipos que han dejado de utilizarse y podrían encontrar nuevos mercados, entre ellos Argentina y países de Medio Oriente.
Para México, sin embargo, disponer de esas plataformas sería únicamente una parte de la ecuación.
También se necesitan ingenieros especializados, operadores capacitados, proveedores competitivos y un marco regulatorio capaz de supervisar las operaciones.
Sin esa combinación, los recursos del subsuelo no necesariamente se convierten en reservas comercialmente aprovechables.
México no comienza desde cero, pero tampoco tiene un modelo listo
La exploración de yacimientos no convencionales tiene antecedentes en el país.
En 2011 se perforó el pozo Emergente-1, vinculado a la formación Eagle Ford. Tres años después, Petróleos Mexicanos incorporó bloques con potencial no convencional mediante la Ronda Cero de 2014.
Posteriormente se desarrollaron trabajos exploratorios en formaciones como Pimienta y se plantearon proyectos de inversión privada para campos de gas en el noreste.
Algunos planes no prosperaron. Entre ellos figuraron licitaciones relacionadas con yacimientos no convencionales que fueron canceladas durante los cambios de política energética de 2018.
Las experiencias permitieron acumular conocimientos sobre la geología regional y las posibilidades de extracción, pero no consolidaron una industria nacional de fracturación hidráulica comparable con la estadounidense.
Para 2025, Pemex volvió a plantear programas de evaluación de recursos, con la expectativa de incrementar la producción nacional y reducir la dependencia del gas importado.
La discusión adquirió una nueva dimensión en abril de 2026, cuando el gobierno de Claudia Sheinbaum abrió formalmente la revisión científica de los yacimientos no convencionales como parte de su estrategia de soberanía energética.
La meta energética propuesta contempla incorporar producción adicional de gas durante la siguiente década, aunque su viabilidad dependerá de los resultados técnicos, económicos y ambientales.
El análisis no sólo considera cuánto gas existe bajo tierra, sino qué proporción puede extraerse de manera económicamente rentable y bajo qué condiciones ambientales.
Y los límites comenzaron a definirse en agosto.
Burgos sigue bajo estudio; Tampico-Misantla queda fuera de la recomendación
El Comité de Científicos y Especialistas recomendó concentrar los estudios de viabilidad en dos regiones: la cuenca de Burgos, en el noreste de Tamaulipas, y Sabinas-Burro-Picachos, en Coahuila y Nuevo León.
Para la cuenca Tampico-Misantla, que comprende territorio de Tamaulipas y Veracruz, recomendó prohibir la extracción de gas no convencional por sus condiciones sociales y ambientales.
Esa distinción es fundamental para entender el alcance real de los proyectos.
No todo el potencial petrolero de Tamaulipas está considerado para fracturación hidráulica ni todas las áreas presentan las mismas condiciones para su aprovechamiento.
Los científicos también plantearon que las comunidades ubicadas en las zonas de influencia deben ser consultadas previamente y contar con información sobre los riesgos, las medidas de protección y las consecuencias ambientales de las operaciones.
A ello se suma la necesidad de monitorear permanentemente los recursos hídricos, la actividad sísmica, los ecosistemas y el manejo de los materiales utilizados durante la extracción.
La recomendación de estudiar Burgos tampoco equivale a una autorización de explotación.
La titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Alicia Bárcena, dejó clara esa diferencia durante su comparecencia ante diputados el pasado 6 de octubre.
“Hoy no existen condiciones para avanzar en una explotación mediante fracturación hidráulica, ni existe autorización de la Presidenta para hacerlo”, precisó.
Lo autorizado es investigar si existen las condiciones mínimas para considerar esa posibilidad.
La decisión está pendiente y Tamaulipas prepara el debate
La discusión continuará en el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2026, realizado esta semana en Expo Tampico.
El secretario estatal de Desarrollo Energético, Walter Julián Ángel Jiménez, ha señalado la importancia de mantener el diálogo entre autoridades, especialistas, inversionistas y empresas del sector para definir las posibilidades de crecimiento energético de la entidad.
La reunión congregará a representantes de la industria nacional e internacional en un momento en el que Tamaulipas intenta aprovechar su posición estratégica, su cercanía con los grandes campos estadounidenses y la infraestructura petrolera que ha construido durante décadas.
Pero las expectativas de inversión todavía enfrentan interrogantes fundamentales.
Los especialistas deberán demostrar que existe suficiente agua salada profunda, que sus formaciones están aisladas de las reservas utilizadas por la población, que puede recuperarse una proporción importante del líquido empleado y que los riesgos ambientales pueden prevenirse y vigilarse.
Después vendrá la discusión sobre costos, tecnología, infraestructura, financiamiento y rentabilidad.
Martínez Morales considera que el aprovechamiento de los recursos no convencionales únicamente podrá plantearse cuando se compruebe la existencia de volúmenes de agua profunda adecuados y separados de los acuíferos superiores.
Por ahora, ni los equipos disponibles en Texas, ni la experiencia de Vaca Muerta, ni las estimaciones de inversión multimillonaria resuelven el problema central.
Tamaulipas tiene gas en el subsuelo y una industria interesada en aprovecharlo. Lo que todavía debe demostrar es que puede extraerlo sin comprometer el agua de su población.
Y hasta que esa respuesta exista, el negocio de miles de millones de dólares seguirá siendo una posibilidad bajo tierra, no un proyecto autorizado para comenzar a perforar.
JETL