AIE activa liberación récord de reservas mientras Ormuz se cierra y el T-MEC se parte en dos

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La Casa Blanca dijo que el alza de precios de energía por Irán es "temporal." La última vez que un gobierno usó esa palabra para tranquilizar mercados fue la Fed en 2021 con la inflación. Sabemos cómo terminó eso.

La AIE acaba de proponer la mayor liberación coordinada de reservas estratégicas de petróleo desde su fundación en 1974. No la mayor desde Ucrania. La mayor de la historia. El volumen propuesto supera los 182 millones de barriles que se liberaron en 2022. Los 32 países miembros están en reunión de emergencia. Los gobiernos controlan aproximadamente 1,200 millones de barriles en reservas estratégicas, más 600 millones en inventarios comerciales obligatorios. La propuesta busca no solo compensar el déficit físico —el tránsito por Ormuz cayó al 10-15% de capacidad—, sino erosionar la prima de riesgo geopolítico que infló el crudo un 40% desde febrero.

¿Va a funcionar? Históricamente, las liberaciones de reservas producen resultados mixtos. A veces el mercado las lee como confirmación de gravedad —si la AIE saca la bazuca, la cosa está peor de lo que dicen— y los precios no bajan. La EIA proyecta Brent por arriba de $95 durante al menos dos meses, con normalización hacia $70 solo si Ormuz se reabre gradualmente. Ese "sí" hace todo el trabajo pesado de la oración.

El problema de fondo es que las reservas se gastan. La causa del shock —Ormuz operando como cuello de botella cinético— no se resuelve con barriles de emergencia. La Navy de EUA admitió que no puede escoltar buques. Un carguero fue impactado por un proyectil y su tripulación evacuada. Los tanqueros evitan puertos emiratíes. Y para agregar presión: las exportaciones de crudo de EUA cayeron en 2025 por primera vez desde 2021; el colchón doméstico estadounidense también se achica.

Para México, el aterrizaje es concreto. Importamos la mayoría de nuestras gasolinas y diésel. El gas natural que alimenta a la industria en Monterrey, Querétaro y Jalisco viene por ducto desde Texas, pero su precio indexa a mercados que están reaccionando a esto. La liberación de reservas de la AIE compra tiempo —semanas, no meses. Si tu operación tiene costos indexados a crudo o gas spot, la ventana para fijar cobertura forward es ahora. No mañana. Después de que el mercado digiera la intervención, el precio de equilibrio lo dictará Ormuz, no Washington.

México se sentó a la mesa de revisión del T-MEC con Estados Unidos. Canadá no fue invitada. Y al mismo tiempo, la delegación mexicana está en Asia buscando inversión. La pregunta que nadie hace en voz alta: ¿México está modernizando el tratado o preparando el Plan B?

El inicio de negociaciones formales excluyendo a Canadá no es un accidente logístico. Es táctica. El USTR Jamieson Greer y Marcelo Ebrard comenzaron conversaciones de "mapeo" bilaterales el 5 de marzo. El gobierno mexicano respondió movilizando un equipo de 100 especialistas —la mayor delegación técnica del país para una revisión comercial.

¿Por qué sin Canadá? Porque Canadá complica. Su régimen arancelario contra EVs chinos crea fricciones que México no quiere heredar en la mesa. Y negociar bilateralmente permite a México ir directo a lo que le duele: Sheinbaum puso sobre la mesa la eliminación de aranceles a acero, aluminio y autos. Los aranceles de 50% al acero no solo golpean a la metalurgia mexicana; encarecen miles de productos derivados dentro de EUA. El argumento tiene fuerza. Pero el USTR ya calificó esos aranceles como "muy exitosos". No los va a soltar fácil.

La carta peligrosa es la energía. La transición energética entró formalmente al debate del T-MEC, y el JSON de nuestro scanner confirma que Trump priorizará disputas energéticas con México en esta revisión. Si México concede en el capítulo energético para salvar los aranceles a metales, el costo podría ser mayor apertura del mercado eléctrico —algo que CFE y la actual política energética rechazan frontalmente. Y hay otra complicación que pocos están cubriendo: la deuda de agua del Río Bravo. El senador John Cornyn ya instó al USTR a usar la revisión como palanca de presión. Agua, acero, energía —todo en la misma mesa.

Mientras tanto, México juega un segundo tablero: buscar inversión asiática en paralelo. Es racional; diversificar fuentes de capital siempre lo es. Pero Washington podría leerlo como falta de compromiso con contenido regional, justo cuando la industria de camiones pesados presiona por endurecer las reglas de origen.

Para cualquier empresa con cadena de suministro trinacional: el T-MEC que conoces tiene 6 meses de vida garantizada. Lo que salga de esta mesa define tus reglas de origen, tu estructura arancelaria y tu acceso a energía competitiva hasta 2032. No es momento de esperar.

En 2025, por primera vez en la historia, el gobierno le transfirió más dinero a Pemex del que Pemex le aportó al fisco. El costo: $1,173 pesos por cada mexicano. Incluidos los que no manejan coche, los que no usan gas, y los que nunca van a ver un barril de petróleo.

Los números no mienten. Pemex aportó $240 mil millones de pesos al erario y recibió $396 mil millones en transferencias. Pérdida neta para el Estado: $156 mil millones de pesos. Para dimensionarlo: en 2008, Pemex aportaba +$16,423 pesos por persona para financiar salud, educación e infraestructura. Hoy le cuesta $1,173 a cada ciudadano mantenerla. La metamorfosis es completa —de activo soberano a pasivo fiscal.

La maniobra financiera de la semana: Pemex colocó $31.5 mil millones de pesos en el mercado local de deuda. El comunicado oficial dice "sin aumentar saldo de deuda". Leído con lupa: está refinanciando pasivos con nueva deuda. ¿Qué es exactamente lo que hacen las empresas que no generan suficiente flujo libre para amortizar? La estrategia de rescate entre 2019 y 2025 inyectó cerca de 3 billones de pesos. La deuda total bajó un 17%. Sin embargo, los activos físicos de Pemex —refinerías, plataformas, ductos— cayeron 23%. Los recursos no se están invirtiendo en regenerar capacidad productiva. Se están usando para servicio de deuda e ineficiencias operativas.

¿Hay contrapeso? Campo Trión promete 100 mil barriles diarios para 2028. Pemex reporta estabilización de producción. Pero las promesas operativas no borran un agujero fiscal que ya cruzó el cero. Y el contexto macro empeora: con crudo arriba de $95, parecería buena noticia para un exportador de petróleo. Sin embargo, Pemex no es un exportador eficiente: importa la mayoría de los combustibles que México consume. Cada dólar que sube el crudo aumenta proporcionalmente el costo de los subsidios a gasolina y las transferencias para cubrir la pérdida operativa.

Si eres proveedor de Pemex, o si tu operación depende de su infraestructura —ductos, terminales, almacenamiento—, el riesgo de contraparte ya cambió de categoría. Pemex no va a quebrar mañana; el gobierno no lo permitirá. Pero cada peso que se transfiere a la petrolera es un peso que no va a infraestructura eléctrica, a hospitales, o a los subsidios que el campo realmente necesita. Mil ciento setenta y tres pesos. Con tu nombre.

Todo el mundo está hablando del petróleo de Ormuz. Casi nadie está hablando del azufre. Y el azufre es lo que mantiene funcionando a la industria de fertilizantes, al procesamiento de metales y a una cadena que llega hasta el campo mexicano. Esa cadena acaba de romperse.

El Financial Times reportó que la disrupción en el Golfo Pérsico está estrangulando los flujos de azufre que alimentan a la industria global. El dato que importa: el 45% de las exportaciones mundiales de azufre y el 35% de las de urea transitan por el Estrecho de Ormuz. El azufre es insumo esencial para el ácido sulfúrico, que a su vez se usa para fabricar fertilizantes fosfatados. No es un producto de nicho: es la base de la cadena agroquímica global.

El dominó ya cayó. En India —tercer productor mundial de urea— las plantas comenzaron a cerrar porque el suministro de gas cayó al 60% de lo contratado. El 85-90% del GLP que importa India pasa por Ormuz. La interrupción de envíos de QatarEnergy forzó declaraciones de fuerza mayor. Empresas como Gujarat Narmada Valley Fertilizers redujeron producción de urea recubierta de neem. El gobierno indio emitió una orden de regulación priorizando gas para fertilizantes — garantizando el 70% del consumo promedio del sector, a costa de racionar cerámica y transporte urbano.

¿Qué tiene que ver India con México? Más de lo que parece. Si India no produce urea, la demanda global de urea importada sube. México es importador neto de fertilizantes. La temporada de siembra de primavera está arrancando. Los precios de urea granular en Medio Oriente ya subieron bruscamente. Los futuros de amoníaco en Europa alcanzaron $725 por tonelada. Y no es solo urea: el corte de azufre del Golfo compromete la producción de fertilizantes fosfatados, que son fundamentales para maíz y trigo.

Para estados como Sinaloa, Sonora y Jalisco —motores de exportación agrícola— el impacto se traduce en costos de producción significativamente más altos justo cuando el T-MEC está bajo revisión y el agua es recurso en disputa. La incapacidad de México para garantizar soberanía en fertilizantes —un objetivo declarado del Plan México— podría empeorar la dependencia en un momento de máxima vulnerabilidad.

Ormuz no es solo petróleo. Es azufre, es GNL, es urea, es la cadena silenciosa que alimenta a la industria que alimenta a la gente. Si tu operación toca fertilizantes, insumos químicos o procesamiento de metales, el reloj empezó a correr hace una semana. La mayoría de tus competidores todavía no lo sabe.

Tres frentes abiertos simultáneos —Ormuz, T-MEC, Pemex— y los tres convergen en el mismo punto: el costo de operar en México este trimestre va a depender más de lo que pase fuera de tu control que de lo que pase dentro de tu planta. Lo que sí controlas es cómo te preparas. Hoy es buen día para empezar.

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

Nos leemos mañana.

— Alejandro