Pemex quiere ser lo que lleva una década impidiendo que otros sean.

La semana abre con una petrolera que no logra frenar su declive de producción anunciando que su nuevo eje estratégico es eólica marina, hidrógeno verde y litio. Mientras tanto, TotalEnergies firmó un PPA de 1 GW de solar con Google en Texas — un solo contrato, un solo cliente, un gigawatt — en un mercado donde el equivalente mexicano es legalmente imposible. Y al otro lado del tablero, Trump rediseña el mapa petrolero del hemisferio: toma control del crudo venezolano, presiona a México para cortar envíos a Cuba, y los diálogos con Irán bajan el precio del barril.

Para quien opera en México, el patrón es claro: el Estado anuncia y el capital se adapta. $500 MDD ya están comprometidos en generación distribuida y almacenamiento — detrás del medidor, sin tocar el grid, sin pedir permiso. La energía en México se está privatizando, no por decreto, sino por necesidad.

Abajo, cuatro historias sobre un país que bloquea lo que necesita y anuncia lo que no puede ejecutar.

La empresa que procesa 1.5 millones de barriles diarios y cuyas calificadoras le acaban de negar mejora, presentó la semana pasada su "nuevo eje estratégico": eólica marina, hidrógeno verde, litio en salmueras petroleras, biocombustibles y captura de carbono. Víctor Rodríguez Padilla lo describió como la transformación de Pemex en una empresa de energías limpias. Suena a portafolio de un fondo climático. Viene de una petrolera que no ha podido modernizar la refinería de Salina Cruz a tiempo.

Esto no es nuevo. Pemex tiene un historial preciso de diversificaciones fallidas cuando la producción primaria entra en crisis. Entre 2008 y 2012, el Proyecto Chicontepec fue vendido como "el nuevo Cantarell": miles de millones de barriles en reservas que requerían tecnología que Pemex no dominaba. El resultado fue un CAPEX superior a $30,000 MDP anuales para una producción marginal con costos que triplicaban los de aguas someras. Después vino la aventura en fertilizantes (2014-2016): plantas obsoletas compradas con sobreprecios que generaron pasivos ambientales que persisten una década después. La lógica de integración vertical chocó con activos deteriorados y cero know-how. El patrón es consistente: cuando Pemex se desvía de su core — exploración y producción en aguas someras — destruye capital.

El litio es el caso de prueba más concreto del anuncio. Pemex reporta 2 millones de toneladas identificadas en salmueras petroleras, con planta demostrativa arrancando en 2026 en Jujo-Tecominoacán, Tabasco. El problema es la química, no la geología. Las concentraciones en salmueras petroleras mexicanas rondan las 100-150 partes por millón — contra 500-1,500 ppm en los salares andinos y 3,000 ppm en arcillas como Sonora. A menor concentración, más agua hay que procesar por tonelada de carbonato de litio. Y el ratio magnesio/litio en estas salmueras es alto, lo que encarece exponencialmente la separación. La tecnología requerida — Extracción Directa de Litio (DLE) — es experimental a esta escala. Ninguna petrolera del mundo la ha operado comercialmente en salmueras de baja concentración. Pemex sería la primera, y lo haría con el mismo aparato burocrático que no puede terminar Salina Cruz a tiempo.

El presupuesto tampoco da. La SHCP ajustó a la baja los ingresos petroleros para 2026 en 17% nominal, el barril se presupuestó en $55.3 USD — peligrosamente cerca del costo total de producción — y Pemex enfrenta amortizaciones de deuda por $18,000 MDD. No hay holgura para CAPEX especulativo. Y mientras Pemex anuncia, el sector privado ejecuta: en dos meses, más de 2,300 MW de proyectos renovables privados entraron a evaluación ambiental. El almacenamiento en baterías ya supera 250 GW de capacidad global. El mundo avanza en lo que Pemex apenas conceptualiza.

La ironía de fondo: LitioMx, la empresa estatal creada en 2022 para explotar el mineral nacionalizado, no logró capacidad operativa. Pemex absorbe la misión — lo que confirma que LitioMx fracasó sin que nadie lo diga en voz alta. Y Pemex no tiene patentes ni expertise en DLE; terminará licenciando tecnología de empresas como Standard Lithium o divisiones de SLB/Halliburton. Si eres proveedor de tratamiento de agua o tecnología DLE, hay negocio real ahí. Si eres inversionista esperando que Pemex produzca litio competitivo en esta década, hay un precedente que se llama Chicontepec que deberías revisar primero.

El Secretario de Energía de EUA, Chris Wright, planea visitar Venezuela esta semana para negociar acceso al petróleo. Al mismo tiempo, Washington presiona a México para que deje de vender crudo a Cuba. Y los diálogos EUA-Irán ya están moviendo el barril a la baja. Para un CFO en México, esto no es geopolítica de periódico dominical — es presión directa sobre los ingresos de Pemex y sobre la mezcla mexicana.

Los números de Cuba cuentan una historia que el gobierno prefiere minimizar. Pemex reportó a la SEC ventas por aproximadamente $400 MDD a la isla entre julio 2023 y septiembre 2025, cubriendo 17.3 millones de barriles. Pero a precios de mercado, esos volúmenes valen más de $1,200 MDD — y algunas estimaciones llegan a $3,000 MDD si se incluyen costos logísticos y derivados premium. La diferencia es una transferencia de valor que Washington monitorea con lupa. México llegó a suplir el 44% de las importaciones petroleras de Cuba en 2025, sustituyendo el rol que históricamente jugaba Venezuela. La cancelación del buque Swift Galaxy en enero no fue "decisión soberana" — fue capitulación táctica.

Del otro lado del tablero, Trump está reconfigurando la oferta global. EUA gestiona la venta de 30 a 50 millones de barriles de crudo venezolano almacenado, obteniendo precios 30% superiores a los que lograba Maduro bajo sanciones. Eso es crudo pesado y amargo — competencia directa del Maya mexicano — entrando al mercado de la Costa del Golfo con descuento pero legal. Los refineros de Texas (Valero, Chevron, LyondellBasell) ganan poder de negociación para exigir mayores descuentos al crudo Maya. Y si sumamos el potencial iraní — entre 1 y 1.5 millones de barriles diarios que podrían entrar al mercado si las negociaciones avanzan — el escenario de precios se complica rápido.

La aritmética fiscal es inflexible. El presupuesto 2026 asume la mezcla mexicana en $55.3 USD/bbl, ya una caída severa frente a los $62.4 de 2025. Cada dólar que cae por debajo de lo presupuestado impacta en aproximadamente $13,000-$14,000 MDP en recaudación. Si un acuerdo geopolítico empuja el crudo hacia $45-$50, el hueco fiscal obligaría a recortes draconianos. Y todo esto sucede justo cuando los $425,000 MDP de inversión de Pemex necesitan cada dólar que el barril pueda generar. El Kremlin denuncia que la situación de combustible en Cuba es "crítica" y acusa a EUA de "asfixiar" la isla. Sheinbaum intenta mantener la retórica solidaria. Pero la realidad operativa es que Pemex no puede arriesgarse a sanciones secundarias antes de la revisión del T-MEC.

Modela dos escenarios esta semana: uno donde el crudo baja $5-10 USD por oferta Venezuela+Irán, y otro donde México pierde flexibilidad comercial por presión de Washington. En ambos, tu exposición a ingresos petroleros mexicanos se debilita. La ventana actual de precios ($65-$70) podría ser la mejor oportunidad de cobertura del año. Después, es fe.

Mientras el gobierno debate quién puede generar electricidad y bajo qué reglas, alguien ya puso 500 millones de pesos sobre la mesa para generación distribuida y almacenamiento en México. No pidió permiso de la CFE. No necesitó subasta. No tocó el grid. SilverBlue adquirió el vehículo financiero Solage y fue directo al techo del cliente.

Lo que estamos viendo es la evolución adaptativa del mercado mexicano. La administración 2018-2024 cerró la puerta al autoabastecimiento a gran escala, calificándolo de "fraude a la ley." El capital no se fue — migró. El nuevo Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico elevó el umbral de generación distribuida exenta de permiso de 0.5 MW a 0.7 MW — un incremento del 40% que permite a parques industriales medianos cubrir una porción significativa de su carga base sin entrar al laberinto de permisos de la CNE. Y el dinero siguió la regulación: Grupo Lomas invirtió 230 MDP en sistemas solares y baterías para sus hoteles en la Riviera Maya, con un ahorro proyectado del 14% anual en factura eléctrica. Con el aumento de tarifas industriales en horarios punta, el periodo de retorno bajó de 7-8 años a 4-5 años. Las Fibras industriales — Fibra Monterrey, Prologis — se están convirtiendo, en la práctica, en empresas de energía, ofreciendo "electrones confiables" como servicio agregado a sus inquilinos.

El contexto global empuja en la misma dirección. Los sistemas de almacenamiento en baterías ya superan los 250 GW de capacidad global, rebasando por primera vez al bombeo hidráulico. En México se han adjudicado o están en desarrollo 1,257 MW de almacenamiento. El caso de negocio para storage comercial e industrial ya cruzó la paridad con tarifas punta de CFE en la Península de Yucatán y Baja California Sur.

Pero hay letra chica que puede tronar proyectos. Las nuevas Disposiciones Administrativas para almacenamiento imponen requisitos técnicos severos: protocolos de comunicación, control de rampa y validación de inversores más estrictos. Sistemas instalados "rápido y barato" que no cumplan la normativa enfrentarán desconexiones forzadas. Y en zonas de alta densidad industrial como el Bajío y Nuevo León, CFE Distribución está empezando a negar factibilidades de interconexión alegando saturación — un freno de mano administrativo que no requiere cambios en la ley. El riesgo más estructural: si la erosión de ingresos de CFE se vuelve crítica, la CNE podría imponer cargos por respaldo de red que alteren la economía de todo proyecto de GD.

Nada de eso ha frenado al capital. Lo que frena al capital es la incertidumbre, y la generación distribuida ofrece la única certidumbre disponible en el mercado eléctrico mexicano: el sol pega en tu techo todos los días, la batería despacha cuando la necesitas, y el contrato es entre tú y tu instalador. Si operas una planta, un hotel o un parque logístico con consumo relevante, esto ya no es proyecto piloto — es infraestructura. Cotiza antes de que la tarifa punta te obligue.

TotalEnergies acaba de firmar un contrato para entregar 1 GW de energía solar a los data centers de Google en Texas. Un solo PPA. Un solo cliente. Un gigawatt — casi la mitad de los 2,300 MW que México tiene en evaluación ambiental. Construcción arranca en 2026, contrato bilateral a 15 años, sin intermediarios estatales, sin socios forzosos. La misma semana, RWE cerró 110 MW de eólico marino con Amazon en Alemania y EnBW firmó 100 MW a 15 años con Google. Xcel Energy está creando tarifas específicas para large-load en cuatro estados de EUA, adaptándose a la demanda de data centers.

En México, un contrato así no es ilegal — simplemente es imposible. La nueva Ley del Sector Eléctrico establece que en esquemas de inversión mixta, CFE debe mantener al menos 54% de participación. En producción a largo plazo privada, el 100% de la energía debe venderse a CFE. No existe mecanismo para que Google firme directamente por 1 GW con TotalEnergies en suelo mexicano sin que CFE intermedie, controle o sea dueña mayoritaria del activo. La comparación con ERCOT en Texas es devastadora: allá operas bajo "connect and manage" — si tienes capital y cumples la técnica, te conectas. En México, CENACE opera bajo planificación vinculante centralizada — si tu proyecto no está en el PRODESEN, no hay permiso de interconexión.

El costo de oportunidad ya tiene nombre y dirección. Los data centers en México demandarán 1.5 GW adicionales para 2030, con un pipeline de inversión de $18,000 MDD en infraestructura digital — incluyendo los $4,800 MDD de CloudHQ en Querétaro. Estas inversiones dependen de energía limpia y firme. Y lo que ya está pasando es que los data centers se están construyendo en el sur de Texas — McAllen, Laredo, San Antonio — diseñados para servir al mercado mexicano con latencia mínima (<10ms a Monterrey), pero con la certeza jurídica y energética de ERCOT. México se convierte en importador neto de servicios digitales. Pierde la inversión física, los empleos de construcción, y el ecosistema tecnológico.

La AIE dice que la demanda eléctrica global se acelerará 3.6% anual impulsada por IA y electrificación. Los grandes consumidores de electricidad del mundo están comprando energía limpia directamente, a escala, con contratos de largo plazo. Van a donde se puede hacer. México tiene sol, viento y localización geográfica para competir con cualquiera. Lo que no tiene es el contrato. Y al final, las fábricas y los servidores no se conectan a una ubicación geográfica — se conectan a un marco legal. Texas tiene uno. México, por diseño, no. Cada PPA que se firma al norte del río Bravo es una planta que no se construye al sur. Y se están firmando ahora.

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Nos leemos mañana.

— Alex