El petróleo más caro en años y México no puede cobrarlo

México tiene cuatro problemas convergiendo en 72 horas y nadie los está leyendo juntos.

El precio del petróleo está en USD 90 por barril y subiendo. Japón está pidiendo crudo mexicano directamente al Palacio Nacional. Repsol compra en el Atlántico porque Ormuz sigue cerrado y no hay señales de reapertura inmediata. Todo eso suena bien en el titular de Hacienda.

El problema es lo que está detrás: el mismo mandato que obliga a Pemex a refinar en Dos Bocas antes de exportar — que crea la narrativa de soberanía energética — es el mecanismo que drena la red de distribución interna. El miércoles 24 de abril, en dos días, el SAT activa la trazabilidad digital obligatoria para hidrocarburos. El mercado informal de combustible — que representaba el 8.5% del consumo nacional de diésel — desaparece de golpe. No hay sustituto formal listo para reemplazarlo.

Jalisco ya lo sabe. El estado con más permisos de transporte de combustible del país le pidió formalmente al gobierno federal que acelere los permisos de almacenamiento. Esa petición es pública, es políticamente costosa, y no hubiera ocurrido si el problema fuera teórico.

Al mismo tiempo, el mismo Jalisco cerró ayer un acuerdo de MXN 3,000 millones para energía solar en 180+ hoteles. El capital existe, el mercado se mueve, la AEEJ construyó el andamiaje institucional para que funcione. La transición energética en México no la va a liderar SENER — la van a liderar los estados que decidan no esperar.

Y encima de todo eso, Jamieson Greer le dijo a los empresarios mexicanos la semana pasada algo que muchos aún no han asimilado: los aranceles llegaron para quedarse. No hay vuelta a cero. Las negociaciones formales del T-MEC empiezan el 25 de mayo. Canadá ya se bajó del juego trilateral. México negocia solo, con 33 días para construir posición antes de que Washington fije su propuesta de apertura.

Cuatro historias. Una semana. Ninguna espera.

El precio correcto, el dueño incorrecto

1,000 millones de barriles. Eso es lo que Russell Hardy, CEO de Vitol — el trader de petróleo más grande del mundo — dijo que el mercado global ya perdió, o perderá, por la guerra con Irán. Lo dijo en Lausana el 21 de abril, con nombre, apellido y tribuna del FT Commodities Summit.

La Mezcla Mexicana cerró esta semana cerca de USD 90 por barril. Empezó el año en USD 51.64. Hacienda ya revisó al alza su estimado anual a USD 77.3/barril — y el primer semestre ya lo superó. Los números del windfall fiscal son reales.

El problema es que Pemex exportó 294,400 barriles diarios en enero 2026. El target del Paquete Económico era 521,000. La brecha no es operativa — es política. El mandato que obliga a refinar primero en el Sistema Nacional de Refinación, especialmente en Dos Bocas, consume los barriles que Japón y Repsol están dispuestos a pagar a precio récord.

El 21 de abril, la primera ministra de Japón, Sanae Takaichi, llamó directamente a Sheinbaum. El mensaje fue claro: necesitamos petróleo mexicano. Sheinbaum confirmó en conferencia matutina que ya hubo acuerdo para cierta cantidad de exportación hacia Japón. Repsol está comprando en el Atlántico porque sus refinerías europeas fueron diseñadas para procesar crudos pesados y medianos — exactamente el perfil del Maya — y el Golfo Pérsico ya no entrega.

Aquí está la trampa: si Pemex redirige barriles a Japón o Europa para capturar USD 90/barril, esos barriles salen de las refinerías domésticas. Menos throughput en Dos Bocas significa menos gasolina y diésel producidos internamente. Eso significa más importaciones de productos refinados desde el Golfo americano — exactamente cuando esos productos están en máximos históricos por el mismo shock de Ormuz que creó el windfall del crudo. El arbitraje fiscal de exportar crudo se come solo pagando más por el producto refinado que no puedes producir.

El detonador a observar: cualquier reducción en la tasa de utilización de Dos Bocas publicada en la Base de Datos Institucional mensual de Pemex, correlacionada con un incremento en exportaciones marítimas a Asia, confirmará que Hacienda eligió el servicio de deuda sobre el mandato doméstico. Ese dato llega a mediados de mayo.

Para una empresa operando en México, la lectura operativa es directa: el precio del crudo a USD 90 no llega a tu bolsillo — llega al presupuesto federal. Lo que sí llega a tu operación es el costo de los productos derivados, que siguen el mismo precio de referencia hacia arriba. Diésel, asfalto, plásticos, lubricantes — todos suben porque Ormuz no reabría esta semana, y el jefe de Vitol no fue optimista sobre cuándo cambia eso.

El jueves es la fecha que importa

MXN 515,000 millones. Eso es lo que el huachicol costó entre 2019 y 2025 según Francisco Barnés de Castro, expresidente de la CRE y director del Observatorio Ciudadano de Energía. Solo en 2025: MXN 123,000 millones. El dato de 2025 está confirmado en los reportes financieros de Pemex. La acumulación exacta de los seis años requiere sumar cada reporte anual, pero el orden de magnitud no cambia la conclusión: la infraestructura de distribución de combustibles en México lleva media década siendo drenada.

El jueves 24 de abril, en cuarenta y ocho horas, el SAT activa el Complemento CFDI obligatorio para la facturación de hidrocarburos. Desde ese momento, cualquier venta de gasolina o diésel que no tenga trazabilidad digital completa de origen a destino queda fuera del sistema fiscal formal. El mercado negro — que representaba el 8.5% del consumo nacional de diésel y el 3.5% de gasolina según datos del propio Observatorio — deja de existir como canal de suministro.

No hay nada esperando para reemplazarlo.

La red de Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR) de Pemex ya opera al límite. El Imparcial publicó el 19 de abril que Reynosa tenía inventario cero. Valle de México: tres días. Mazatlán: suministro de diésel solo hasta el 21 de abril. El mínimo regulatorio son cinco días. El estándar OCDE de reservas estratégicas son 90.

Jalisco, el estado con más permisos activos de transporte de combustible del país según datos de la CNE a febrero 2026, le pidió formalmente al gobierno federal que acelere los permisos de almacenamiento. Una petición así, pública, de un gobernador hacia la federación, no ocurre si el problema es teórico. El problema ya es operacional.

El antecedente directo es enero 2019: el gobierno cerró los ductos de distribución de Pemex para frenar el huachicol. Sin anuncio previo, sin tiempo de preparación. El Bajío se quedó sin gasolina en 72 horas. Nunca se declaró desabasto nacional. Las líneas de producción pararon igual.

La diferencia en 2026 es que el shock externo de Ormuz encarece cualquier importación de emergencia. EE.UU. exportaba alrededor de 220,000 barriles diarios de diésel a México en 2025 — esa válvula de alivio ahora cuesta más, llega más tarde, y compite con la demanda europea que también está buscando producto refinado fuera del Golfo Pérsico.

La acción para esta semana no es estratégica. Es física. ¿Cuántos días de diésel tienes en sitio hoy? ¿Tu proveedor tiene CFDI activo ya? ¿Sabes de qué terminal viene tu combustible y si esa terminal ha reportado restricciones en los últimos diez días? Si no tienes respuesta a esas tres preguntas, el 24 de abril es un riesgo real para tu operación.

Ya no es una amenaza. Ya ocurrió.

Jamieson Greer fue a México la semana pasada y le dijo a los empresarios más importantes del país algo que muchos aún no quieren creer: los aranceles de Trump llegaron para quedarse porque al presidente le gustan. No como posición de apertura. No como palanca de negociación. Como declaración de política permanente.

Steel y aluminio: 50%. Autos: 25%. Esas cifras no se van a negociar en mayo. Lo que se negocia es todo lo demás.

El 25 de mayo empiezan las negociaciones formales entre México y EE.UU. para la revisión del T-MEC. La fecha es el resultado de las reuniones de la semana pasada entre Ebrard y Greer. México tiene 33 días para construir posición antes de que Washington fije su propuesta de apertura. El problema es que USTR debe notificar al Congreso su ruta antes del 1 de junio — lo que significa que los estadounidenses van a llegar al 25 de mayo con sus posiciones ya fijas internamente. México llega a construirlas.

Canadá ya no está. Mark Carney declaró que la relación vieja con EE.UU. terminó y Ottawa está diversificando activamente hacia China y la UE. El jefe negociador de Canadá dijo públicamente que el país no tiene apetito de reescribir el tratado. En la práctica, eso elimina el único contrapeso diplomático de peso que México tenía frente a Washington en una mesa trilateral. Lo que queda es un bilateral con asimetría estructural.

El CCE ya lo admitió: las negociaciones son más duras y no esperan eliminación de aranceles. José Medina Mora no suena como alguien que está preparando una victoria — suena como alguien que está midiendo cuánto terreno puede defender.

Hay una carta que México no ha jugado explícitamente: el petróleo. Japón está en conversaciones con Sheinbaum sobre crudo mexicano porque Ormuz está cerrado y el hemisferio occidental es la única fuente confiable de hidrocarburo en este momento. Washington sabe esto. México como proveedor energético confiable para aliados de EE.UU. — Japón, Europa — tiene valor geopolítico en la mesa del T-MEC. Nadie lo ha dicho en voz alta todavía.

La tasa de utilización del T-MEC saltó del 45% al 89% en 2025. Las empresas aprendieron a cumplir con las reglas de origen. Eso es real y es un argumento de negociación. Pero hay que leerlo con cuidado: ese 89% aplica al tratado en general — no necesariamente a los sectores con aranceles 232, que corren en un carril paralelo que el T-MEC formalmente no puede tocar sin reforma legislativa en EE.UU.

Para una empresa con exposición en manufactura o exportación, la instrucción de esta semana es sencilla y urgente: ejecuta ya la auditoría de origen. ¿Qué porcentaje de tus insumos críticos viene de Asia? Si EE.UU. formaliza la propuesta de 100% de componentes core de origen norteamericano — que está sobre la mesa — y no conoces tu número, no puedes modelar tu exposición. Y los 33 días se terminan el 25 de mayo.

MXN 3,000 millones sin esperar a que la CNE se despierte

El mismo día que el gobierno de Jalisco le pedía formalmente al gobierno federal que apresurara los permisos de almacenamiento de combustibles que llevan meses atorados en la CNE, la AEEJ, SEDES y la Asociación de Hoteles firmaron un acuerdo de MXN 3,000 millones para solar distribuido y almacenamiento en más de 180 hoteles del estado.

Misma semana. Misma entidad pública. Una mano negociando con la burocracia federal para conseguir lo básico — permisos de diésel — mientras la otra cierra el deal de capital privado más grande en renovables de uso comercial en el estado en años.

La arquitectura financiera es lo que hace esto replicable. El gobierno estatal puso MXN 20 millones en garantía de primer riesgo — con posibilidad de escalar a MXN 40 millones. Esa garantía apalancó MXN 1,000 millones en crédito privado a través de Serfimex Capital, firmado el 14 de abril. El resto del marco llega de instrumentos complementarios. Ratio de apalancamiento: entre 25x y 50x. Eso no es subsidio — es ingeniería financiera.

El umbral de 700 kW AC no es coincidencia. Los DACGs que la CNE publicó el 12 de diciembre de 2025 en el DOF establecen que proyectos en o por encima de 700 kW requieren permiso CNE y contrato de interconexión formal con CFE — un proceso que puede tardar 6 a 12 meses. Por debajo de ese límite, el mercado se mueve bajo el régimen de generación distribuida con tiempos de aprobación de semanas. Serfimex diseñó el producto financiero exactamente en ese umbral. No fue accidente; fue AEEJ trabajando con el mercado para encontrar el carril donde el capital puede fluir sin que la regulación federal lo congele.

Los 180+ hoteles que entraron al acuerdo tienen perfiles de carga ideales para solar: demanda diurna alta, concentración geográfica en Guadalajara y Puerto Vallarta, cargas relativamente predecibles. La promesa de hasta 40% de reducción en costos de energía es alcanzable para instalaciones bien diseñadas en ese perfil. Para industriales con operaciones 24/7, la cifra real sería entre 15% y 25% sin baterías — con BESS incluido, el rango sube.

El sector hotelero es el primer tranche, no el último. La facilidad de Serfimex fue diseñada explícitamente para "sectores industrial, comercial y hotelero". Una vez que los primeros 50 hoteles estén instalados y la cadena de valor local esté activa — EPCs, proveedores de equipo, integradores de monitoreo — el costo baja y el modelo se aplica al corredor industrial.

La demanda eléctrica de Jalisco va a casi duplicarse: de 1,700 MW hoy a 3,475 MW para 2030. Nearshoring, data centers y electromovilidad son los motores. El objetivo de la AEEJ es 1,000 MW de generación distribuida para ese año — lo que cubre el 29% del crecimiento proyectado. El otro 71% tendrá que venir de algún lado. CFE tiene 120+ proyectos en marcha pero en timelines de 4 a 7 años.

La ironía más precisa de esta semana: el estado que no puede conseguir un permiso de almacenamiento de diésel en tiempo razonable cerró un deal de capital privado en renovables en 30 días. La regulación federal tiene velocidades asimétricas — rápida donde el mercado ya no necesita ayuda, lenta exactamente donde más se necesita. Jalisco decidió operar donde puede moverse y pedir permiso donde no queda de otra.

Para quien trabaja en energía en Jalisco y el Occidente del país, el pipeline ya está aquí. No hay que esperar una convocatoria federal ni una reforma de SENER. La pregunta es quién está posicionado para ejecutar los 180 sitios antes de que lleguen los integradores de la Ciudad de México.

Tres cosas ejecutables antes del viernes.

México tiene más cartas de las que está jugando — petróleo a USD 90, capital japonés disponible, y una demostración en Jalisco de que la transición funciona cuando alguien decide ejecutarla.

El problema no es la mano. Es que el reloj corre en cuatro frentes al mismo tiempo y ninguno espera a que los otros tres se resuelvan primero.

Si esto te sirvió, reenvíalo a alguien que todavía no nos lee.

Nos leemos mañana.

— Alejandro