Por Perla Reséndez
Expreso – La Razón
Tamaulipas tiene petróleo y gas bajo tierra, proyectos de gran escala frente a sus costas y una posición estratégica para la industria energética nacional. Esa riqueza potencial, sin embargo, contrasta con una realidad incómoda: la producción en sus principales cuencas va a la baja y sigue sin respuesta la pregunta central de cuánto de esa riqueza se traduce en inversión, empleos e ingresos para el estado.
Los números muestran el tamaño del desafío. Entre 2021 y 2024, la producción de petróleo crudo en la provincia Tampico-Misantla disminuyó 17.5 por ciento, mientras que la de gas cayó 28.4 por ciento. En la Cuenca de Burgos, la producción de gas registró una reducción de 19.8 por ciento en el mismo periodo, de acuerdo con cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) retomadas en documentos de planeación estatal.
El retroceso no comenzó con el actual gobierno federal. La caída se registró durante el sexenio de Andrés Manuel López Obrador y dejó a Tamaulipas ante el reto de recuperar actividad y convertir su potencial geológico en producción comercial.
La nueva etapa energética ofrece alternativas acotadas. El desarrollo del campo Trion, en aguas ultraprofundas del Golfo de México, y los contratos mixtos para reactivar campos terrestres representan oportunidades de inversión, pero los resultados dependerán de que los proyectos avancen, cumplan sus metas productivas y generen beneficios verificables para la economía local. Sin esa verificación, el potencial seguirá siendo un enunciado.
UN POTENCIAL QUE TODAVÍA NO SE REFLEJA EN LA PRODUCCIÓN
Tamaulipas concentra recursos de petróleo y gas en distintas áreas, desde yacimientos terrestres hasta zonas marinas de gran profundidad. Entre las regiones de interés se encuentran las aguas profundas de Perdido, las aguas someras de Burgos y las áreas terrestres de las cuencas de Burgos y Tampico-Misantla. Un documento estatal de planeación identifica recursos prospectivos por 10 mil 912 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Se trata de una estimación del potencial geológico, no de reservas probadas ni de hidrocarburos con extracción comercial garantizada. La diferencia es fundamental y suele omitirse en el discurso público. Para transformar recursos en producción se necesitan estudios geológicos, perforación exploratoria, infraestructura, capital y condiciones económicas que hagan rentable la explotación. Ninguno de esos eslabones está asegurado.
Los resultados de las cuencas maduras reflejan esa dificultad. En 2024, la provincia Tampico-Misantla produjo un promedio de 47 mil barriles diarios de líquidos, frente a 54 mil en 2023. En la provincia de Burgos, la producción de líquidos fue de apenas mil barriles diarios. Son cifras de provincias petroleras, no exclusivamente de Tamaulipas, por lo que deben distinguirse de las estadísticas estatales. Aun así, marcan tendencia.
La comparación nacional dimensiona el rezago. Las Cuencas del Sureste, donde se concentran los principales campos de Tabasco y Campeche, produjeron alrededor de 1.692 millones de barriles diarios de líquidos en 2024. La escala evidencia la distancia entre las regiones históricamente productoras y la actividad de las cuencas tamaulipecas. El desafío no es solo descubrir nuevos yacimientos, sino detener el declive de campos maduros, recuperar pozos, incorporar reservas y sostener inversiones.
TRION: LA APUESTA DE MAYOR ESCALA FRENTE A LAS COSTAS DE TAMAULIPAS
Uno de los proyectos que podría modificar el panorama es Trion, desarrollado por Woodside Energy en asociación con Pemex. Ubicado en aguas ultraprofundas del Golfo de México, representa una de las apuestas de mayor dimensión frente a las costas de Tamaulipas. Al cierre del segundo trimestre de 2026, la Secretaría de Desarrollo Energético estatal reportó un avance de 64 por ciento.
La expectativa oficial es que alcance hasta 109 mil barriles diarios de petróleo en su etapa productiva. Ese volumen es una meta futura, no producción que hoy se incorpore al mercado. La construcción y operación abren oportunidades para servicios, logística marítima, mantenimiento especializado y suministro de equipos. Colocan a Altamira y al sur del estado ante la posibilidad de participar en una cadena de proveeduría de mayor alcance, pero el tamaño de la inversión no garantiza por sí mismo que sus beneficios se distribuyan en la economía regional.
Las preguntas pendientes son concretas: cuánto del gasto se ejercerá en Tamaulipas, cuántas empresas locales podrán participar y qué proporción de los empleos corresponderá a trabajadores de la entidad. También es necesario distinguir entre plazas temporales de construcción y empleos permanentes de operación. Sin información desglosada sobre inversión ejecutada, contratación local y compras a proveedores, el impacto seguirá siendo una proyección.
PEMEX BUSCA REACTIVAR CAMPOS TERRESTRES
Mientras Trion avanza en aguas profundas, Pemex busca recuperar producción en tierra mediante esquemas con capital privado. Uno de ellos es Tamaulipas-Constituciones, bloque de la provincia Tampico-Misantla para el que la empresa firmó un contrato mixto el 23 de enero de 2026 con el Consorcio Petrolero 5M del Golfo. El esquema contempla financiamiento privado para actividades y costos operativos, mientras Pemex conserva participación.
Entre las metas reportadas está incrementar la producción en aproximadamente 3 mil 200 barriles diarios de aceite y 3.5 millones de pies cúbicos diarios de gas. Otro proyecto es Cuervito, en la Cuenca de Burgos, vinculado a gas natural, con una superficie de 210 kilómetros cuadrados, recursos estimados en 279 mil 900 millones de pies cúbicos de gas y una producción de referencia de 29 millones de pies cúbicos diarios. La apuesta responde a una necesidad urgente: recuperar producción donde los yacimientos maduros han perdido fuerza.
LA COMPARACIÓN CON OTROS ESTADOS PRODUCTORES
La distancia con las principales regiones petroleras plantea si Tamaulipas pierde terreno frente a Veracruz, Tabasco y Campeche. La concentración de la producción en el Sureste muestra la magnitud del reto. Mientras Tabasco y Campeche mantienen un papel central, Tamaulipas enfrenta el declive de sus cuencas y depende de que los nuevos proyectos se traduzcan en producción adicional.
El retroceso entre 2021 y 2024 obliga a revisar las políticas de inversión de los últimos años, aunque no todo el rezago puede atribuirse al actual gobierno federal, pues la reducción ya estaba presente en el sexenio anterior. La pregunta central es si los nuevos contratos y los proyectos marinos revertirán una tendencia prolongada.
EL GAS NATURAL, OTRA OPORTUNIDAD PARA TAMAULIPAS
La Cuenca de Burgos tiene importancia más allá del petróleo. Su potencial gasífero puede abastecer a la industria y a la generación eléctrica en un país con fuerte dependencia del gas importado de Estados Unidos. La posibilidad de desarrollar recursos no convencionales en lutitas ha reabierto el debate energético. Estas formaciones requieren técnicas complejas como el fracturamiento hidráulico. Su desarrollo dependerá de viabilidad técnica, económica, ambiental y social.
INVERSIÓN Y EMPLEOS: EL BENEFICIO QUE FALTA CUANTIFICAR
El impacto económico no se limita al valor de los hidrocarburos extraídos. La exploración y el desarrollo pueden generar actividad en puertos, transporte, ingeniería, mantenimiento, fabricación de componentes y capacitación técnica. Altamira, Tampico y Madero tienen infraestructura que puede servir de apoyo, pero la presencia de instalaciones no demuestra que la inversión se quede en la región. Falta trazabilidad del gasto y auditoría pública de los contratos.
¿CUÁNTO RECIBE TAMAULIPAS DE LA RIQUEZA PETROLERA?
La contribución a las finanzas públicas tampoco se mide solo por volumen producido. Parte de los ingresos se concentra en la Federación, mientras las entidades productoras reciben recursos por mecanismos legales. Un ejemplo es el Fondo de Extracción de Hidrocarburos. En diciembre de 2024, Tamaulipas recibió 9 millones 828 mil 448 pesos; Campeche, 91 millones 409 mil 254; Tabasco, 62 millones 784 mil 340, y Veracruz, 15 millones 587 mil 258 pesos.
Tamaulipas recibió menos que las otras tres entidades en esa mensualidad, aunque un solo mes no representa la totalidad de ingresos ni permite atribuir diferencias solo a producción. Para dimensionar la contribución real se requieren ingresos anuales, pagos fiscales por campo y contraste con inversión y valor de la producción. Sin esos datos, la narrativa del beneficio local queda incompleta y vulnerable a interpretaciones políticas.
EL RETO AMBIENTAL
El desarrollo petrolero plantea riesgos que deben evaluarse. En aguas profundas, los puntos críticos son prevención de derrames, integridad de instalaciones, emisiones y protección de ecosistemas marinos. En tierra, manejo de residuos, integridad de pozos, fugas de gas y protección de agua y suelo. El posible desarrollo de no convencionales añade preguntas sobre consumo de agua, tratamiento de fluidos de retorno y manejo de aguas de formación. El desafío no es solo cuánto extraer, sino a qué costo, con qué estándares y quién asume responsabilidades.
UNA RIQUEZA QUE TODAVÍA ESPERA RESULTADOS
Tamaulipas enfrenta una paradoja: conserva potencial geológico importante, pero sus cuencas registraron caídas recientes. Trion y los contratos mixtos son oportunidades para atraer capital y recuperar actividad. El gas puede adquirir mayor relevancia ante la necesidad nacional de diversificar suministro. Después de años de declive, el reto no es solo volver a explorar, sino lograr que esa exploración se traduzca en industria activa y resultados económicos verificables para el estado.
Mientras no haya datos abiertos sobre inversión ejecutada, empleo local y derrama efectiva, la riqueza seguirá bajo tierra y en el discurso, sin impacto tangible. La transparencia en contratos y la publicación de indicadores de empleo, compras locales y pagos fiscales son condiciones mínimas para evaluar si la energía se convierte en desarrollo real y sostenido para la región.
