Typhoon quiebra por $960 mdd de impago de Pemex; el T-MEC abre primera ronda con la Sección 301 en la sombra y la AIE activa la mayor liberación de reservas en su historia

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La semana que termina se resume en una palabra: divergencia. Mientras el mundo accionó todos los mecanismos disponibles ante el mayor choque de oferta petrolera en 50 años (la AIE liberó 400 millones de barriles, EUA suspendió el Jones Act, flexibilizó sanciones a PDVSA, y cinco potencias europeas junto con Japón se coordinaron para asegurar Ormuz), México activó exactamente un instrumento: el recorte de IEPS para mantener la Magna a $24 pesos. Nada para el industrial. Nada para el sector eléctrico. Nada que reconozca que el 54% de nuestra electricidad depende de gas importado con inventarios para menos de tres días.

Lo que se movió de verdad: el Brent tocó $119 intradía el 9 de marzo y cerró la semana en torno a $108. La mezcla mexicana rompió $97. Arabia Saudita ya modela $180 si esto pasa de abril. La CNE publicó su primer contrato de interconexión con almacenamiento como figura legal (el hecho regulatorio de la semana, cubierto el jueves). Y Typhoon Offshore, proveedor clave de mantenimiento de plataformas, se fue a concurso mercantil por $960 mdd que Pemex lleva 16 meses sin pagarle. Eso pone en riesgo 97,000 barriles diarios de producción.

Ruido de la semana: CFE declarando "solidez financiera" en la Convención Bancaria de Cancún, mientras sus costos de combustible suben y su proveedor de gas (Pemex) pierde proveedores por impago. La señal que nadie cubrió con suficiente profundidad: México tiene inventarios de gas natural para menos de 2.4 días de consumo. Japón tiene para 200. Si los flujos de gas de Texas se desvían hacia terminales de LNG para alimentar a Europa y Asia (dispuestas a pagar más), el sistema eléctrico mexicano no tiene plan B.

El número que te llevas al fin de semana: $89,000 millones de dólares. Eso es lo que México ha pagado a EUA por importaciones de gas desde el año 2000. Y seguimos sin un solo proyecto de almacenamiento subterráneo.

960 millones de dólares. Dieciséis meses sin cobrar. Un juez federal declaró a Typhoon Offshore en concurso mercantil porque Pemex simplemente dejó de pagar. No es un proveedor menor. Typhoon opera las embarcaciones que mantienen pozos en producción: el Tahid, el Barco Maya, entre otros. Esas embarcaciones están paradas desde octubre de 2025. Los pozos que atendían aportan aproximadamente 97,000 barriles diarios. La cascada ya empezó: al menos 12 subcontratistas mexicanos en puertos de Campeche y Tabasco están paralizados.

En la misma semana, un incendio en la Refinería Olmeca (Dos Bocas) dejó 5 muertos. La administración dice que la refinería opera al 100% y que el fuego ocurrió en un predio externo. Las imágenes que circularon cuentan otra historia. La FGR investiga. Dos Bocas ha costado más de $20,000 mdd (tres veces el presupuesto original) y acumula incendios, fugas de gas y fallas eléctricas desde que intentó arrancar en 2023. No ha alcanzado su capacidad diseñada.

¿La respuesta institucional? El 18 de marzo, aniversario de la Expropiación Petrolera, Pemex anunció la creación de la Comisión Consultiva del Petróleo, presidida por Cuauhtémoc Cárdenas Solórzano. Tiene 92 años. El mandato es "emitir recomendaciones y opiniones". Sin presupuesto publicado. Sin facultades de auditoría. Sin vinculación regulatoria. Cuando Petrobras salió de Lava Jato, creó un comité de auditoría independiente con reporte público y enlace al regulador bursátil brasileño. La Comisión Cárdenas no tiene nada de eso. Es un instrumento de legitimidad política, no de gobernanza corporativa.

Los números de fondo: Pemex produjo 1.655 millones de barriles diarios en enero 2026, lejos de la meta de 1.8 millones. Las exportaciones de crudo cayeron a 294,000 b/d, mínimo histórico. Con Brent arriba de $108, México debería estar capturando un windfall petrolero. No puede. No tiene el volumen. Y ahora pierde al proveedor que le ayudaba a mantener lo poco que produce.

Si tu empresa le vende a Pemex, o depende de alguien en esa cadena, revisa tus cláusulas de cross-default esta semana. Los bancos comerciales ya están endureciendo líneas de crédito a cualquier empresa cuyo flujo dependa de cuentas por cobrar de Pemex. El caso Typhoon ($960 mdd, 16 meses) es la nueva referencia. La Comisión Cárdenas no cambia tu riesgo. Lo confirma.

"Venimos bien equipados", dijo Ebrard al llegar a Washington. Del otro lado de la mesa, USTR tiene un arma que no aparece en el texto del T-MEC pero que puede redefinir su alcance: la Sección 301 sobre trabajo forzoso, lanzada el 12 de marzo contra 60 economías, México incluido. Los comentarios públicos cierran el 15 de abril. Las audiencias en Washington abren el 28 de abril.

La primera ronda técnica bilateral, celebrada el 18 y 19 de marzo, no es una negociación todavía. Es un mapeo de posiciones. Pero las posiciones que se fijan ahora determinan el campo de batalla del 1 de julio, cuando arranca la Revisión Conjunta del tratado. Las prioridades declaradas por ambos lados: aumentar empleo manufacturero en Norteamérica, limitar insumos de "economías que no son de mercado" (léase China), y revisar reglas de origen. Canadá no estuvo en la sala. La fragmentación bilateral de un acuerdo trilateral crea su propio riesgo.

La Sección 301 es la pinza. Si USTR determina que México no aplica adecuadamente la prohibición de importar bienes producidos con trabajo forzoso, puede imponer aranceles que anulen las preferencias del T-MEC sin necesidad de renegociar el tratado. No es teórico: el modelo ya existe con la Uyghur Forced Labor Prevention Act (UFLPA), que opera exactamente así para productos vinculados a Xinjiang. Los sectores bajo lupa: textiles, minerales críticos para autopartes, productos agrícolas. Las exportaciones bajo paraguas T-MEC suman cerca de $600,000 mdd, según la propia cifra de Ebrard.

Para el industrial en el Bajío o en la frontera norte, esto no es un tema de julio. Es un tema de abril. Si tu cadena de suministro cruza la frontera y tiene componentes de origen asiático, la ventana para documentar trazabilidad, auditar cumplimiento laboral y preparar la enmienda a tus reglas de origen es ahora. Después del 28 de abril, los testimonios en Washington van a endurecer posiciones. Si los sindicatos estadounidenses presentan evidencia agresiva contra sectores específicos en México, el riesgo de aranceles bajo Sección 301 sube exponencialmente, y esos aranceles llegan sin aviso previo.

El T-MEC no se renegocia en 2026. Pero el terreno donde se va a pelear en 2027 se está trazando esta semana. Lo que hagas en los próximos seis meses determina si llegas preparado o reaccionando.

Mientras el mundo pelea por cada barril en el Golfo Pérsico, alguien debería ponerle atención al otro número de la semana: 814 GW de nueva capacidad eólica y solar instalados globalmente en 2025. Más que toda la capacidad eléctrica instalada de América Latina. En un solo año. Solar aportó 647 GW, eólica 167 GW (un salto de 47%). Las adiciones de 2025 desplazan gas equivalente a una séptima parte de la generación global con gas, ahorrando unos $138,000 mdd anuales en importaciones de combustible. Desde que empezó la guerra de Irán, la capacidad renovable ya instalada en el mundo ha evitado más de 330 TWh de generación con gas y ahorrado $40,000 mdd.

La novedad no está solo en los paneles. El gas en el sector eléctrico de EUA cayó 3% en 2025. Primera caída causada por competencia de precio, no por regulación. En California, la generación con gas bajó 17% porque solar y baterías lo desplazaron durante las horas pico. Las baterías de almacenamiento crecieron 41% en un año en EUA. El desplazamiento ya no es una meta política. Es una realidad de mercado.

Y luego está Fervo Energy. Cerró $421 mdd en deuda sin recurso para su proyecto geotérmico Cape Station en Utah (100 MW en 2026, 500 MW en 2027), arrancadores del calibre de Barclays, HSBC, J.P. Morgan. También levantó $462 mdd en Serie E y prepara su salida a bolsa. La geotermia mejorada (EGS) usa técnicas de perforación horizontal del shale para generar energía firme, 24/7, sin dependencia del clima. Cruzó el umbral de "bancabilidad" institucional. Lo que viene después es despliegue masivo.

¿Y México? En Colombia, la solar superó al carbón en generación eléctrica anual por primera vez: 4,473.8 GWh. Colombia pasó de 200 MW solares en 2022 a más de 3,700 MW a fin de 2025. México tiene irradiación superior, el contrato de interconexión de la CNE recién publicado, y precios de potencia en el MEM que gritan escasez. La oportunidad está abierta: no en manufactura de paneles (China domina y eso no va a cambiar), sino en almacenamiento, integración de red e infraestructura de transmisión. Todo lo que los 814 GW necesitan para funcionar.

Este es el dato de cierre de semana que recalibra la perspectiva El petróleo domina los titulares. Pero la inversión ya votó.

Hagamos el inventario de lo que pasó en tres semanas.

La AIE activó la liberación coordinada de 400 millones de barriles de reservas estratégicas: la mayor en 50 años de existencia de la agencia. Emitió un paquete de 10 medidas de emergencia de demanda: teletrabajo, carpooling, reducción de velocidad en carreteras, menos vuelos. EUA suspendió el Jones Act, levantó sanciones a PDVSA, coordinó la liberación de reservas. No prohibió exportaciones de crudo, preservando el mercado. China prohibió todas las exportaciones de combustibles refinados. Cinco potencias europeas y Japón se comprometieron a asegurar el tránsito por Ormuz. Cada actor con peso en el tablero se movió.

México: recortó el IEPS para mantener la Magna a 24 pesos.

Eso es todo. Ni un comunicado de SENER con medidas ante el mayor choque de oferta desde que el petróleo tiene precio de mercado. Ni un protocolo de emergencia de CFE. Ni una línea de apoyo de SHCP para industriales intensivos en energía. La presidenta Sheinbaum confirmó el mecanismo IEPS y dijo que "hay un plan". El plan revelado es exclusivamente para el consumidor en la bomba.

Los números explican por qué esto importa tanto. México importa el 77% de su consumo de gas natural. Genera el 54% de su electricidad con ese gas. Tiene inventarios para menos de 2.4 días. Si los productores de gas en Texas tienen incentivos crecientes para licuar y enviar a Asia (donde el LNG spot ya supera los $30/MMBtu), el suministro por gasoducto hacia México compite contra compradores dispuestos a pagar el doble. No hay reserva estratégica. No hay almacenamiento subterráneo. No hay plan B.

Arabia Saudita modela crudo a $180/bbl si la disrupción pasa de abril. Goldman Sachs estima precios arriba de $100 hasta 2027. Y México, con Pemex produciendo solo 1.655 mb/d y exportando 294,000 b/d (mínimo histórico), no puede capturar el windfall que otros productores sí capturan. Exporta poco, importa caro, y subsidia al consumidor con dinero que ya no le alcanza.

Para tu empresa, el mensaje es directo: tu cobertura no viene de arriba. Viene de tu decisión de actuar esta semana. Forward de gas si tu volumen lo permite. Autoconsumo solar y BESS si tu timeline lo acepta. Renegociación de cláusula de combustible en tu contrato eléctrico si aún puedes. El silencio institucional no es prudencia. Es la confirmación de que estás solo.

Cuatro historias que parecen distintas, pero comparten una raíz: un sistema energético diseñado para un mundo de petróleo a $65 y dependencia de gas a discreción. Ese mundo terminó hace tres semanas. Pemex pierde a quien le mantiene los pozos. El T-MEC abre ronda con una investigación de trabajo forzoso ya cargada. El mundo instala 814 GW de renovables mientras México debate si el almacenamiento merece un contrato. Y cuando la AIE activa todos sus protocolos de emergencia, la respuesta mexicana cabe en un párrafo del DOF.

La divergencia entre lo que el mundo hace y lo que México no hace es, esta semana, el dato más caro de tu operación.

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

Nos leemos mañana.

— Alejandro