Por qué tienes 8 semanas para comprar paneles solares (antes de que suban 15%)

Dos mercados de energía cambiaron de reglas esta semana. Y casi nadie lo vio.

El Brent se desplomó 4.75% en 48 horas porque resulta que EEUU e Irán sí están hablando. Pero el golpe real para México viene de otro lado: India acaba de prometer cortar el crudo ruso y pivotar hacia petróleo venezolano — 800,000 barriles diarios que ahora compiten directo con el Maya en la Costa del Golfo. Mientras tanto, en el frente renovable, China elimina el reembolso de IVA a paneles solares el 1 de abril. Los módulos suben 15%. Si tu proyecto cerró números en 2025, vuelve a sacar la calculadora.

Y en casa, lo de siempre pero peor: Pemex ha pagado menos del 10% de lo que debe a proveedores en Tabasco. La cadena de suministro petrolera del sureste está quebrando en silencio.

La era de la energía barata terminó en dos frentes simultáneos. Quien no ajuste esta semana, paga el sobreprecio el resto del año.

El Brent subió 16% en enero — la mayor ganancia mensual desde 2022. En 48 horas, perdió casi todo. El lunes cerró en $66.03, una caída de 4.75% en un solo día, porque resulta que Estados Unidos e Irán están teniendo "conversaciones serias" y la prima de riesgo de guerra se evaporó.

Pero el problema para México no es el precio en pantalla. Es lo que está pasando debajo.

India acaba de firmar un acuerdo comercial con Trump que incluye un compromiso explícito: cortar las compras de crudo ruso (1.7 millones de barriles diarios en 2025) y pivotar hacia petróleo estadounidense y venezolano. A cambio, los aranceles bajan de 25% a 18% y se abre una meta de $500 mil millones en comercio bilateral. No es un comunicado de prensa vacío — Modi necesita el deal y Trump necesita el win.

Mientras tanto, Venezuela exportó 800,000 barriles diarios en enero, un salto de 60% contra diciembre. Ya no es PDVSA manejando la logística con flota fantasma; son Vitol y Trafigura bajo licencias del Tesoro. Chevron solo movió 220,000 barriles diarios hacia la Costa del Golfo.

Aquí está el detalle incómodo: el crudo venezolano (Merey 16) y el Maya mexicano son sustitutos casi perfectos. Las refinerías de Texas están diseñadas para procesar pesado, y ahora tienen una nueva fuente confiable que no requiere malabarismos de sanciones. El diferencial Maya-WTI va a ensancharse. Pemex va a recibir menos por cada barril que venda, justo cuando la producción sigue cayendo hacia 1.65 millones de barriles diarios.

Hacienda tiene cobertura en $54.9 por barril. Eso protege el presupuesto federal. Pero la cobertura no paga si Pemex no extrae el petróleo, y no mejora la caja de la paraestatal para pagar proveedores. Si compras combustible importado, el precio bajo te ayuda. Si dependes de ingresos petroleros — proveedores, estados del sureste, contratistas — la fiesta terminó hace rato.

El 1 de abril, China deja de devolver el IVA a las exportaciones de paneles solares. Pasa de 13% a cero en un solo movimiento. Para baterías, baja de 9% a 6% en abril, y a cero en enero de 2027.

Esto no es un ajuste técnico. Es el fin de la era del panel "ultra barato".

Los fabricantes chinos dominan más del 80% de la cadena de suministro global. Cuando Beijing eliminaba ese reembolso fiscal, esencialmente subsidiaba la deflación de precios que hizo rentables miles de proyectos solares en todo el mundo. Ese subsidio se acaba en 8 semanas.

El impacto para México es directo: aumentos de 10% a 15% en el precio DDP de módulos fotovoltaicos. Un panel TOPCon que cotizaba a $0.086 USD/Watt va a subir a $0.098. Suena poco, pero en proyectos de escala, cada centavo por watt son millones de dólares.

Para generación distribuida — el techo solar de tu planta — el periodo de retorno se estira de 3.5 a 4.5 años. Para proyectos utility scale como los que CFE está licitando, los presupuestos aprobados en 2025 ya no cuadran con los costos de 2026.

La ventana se cierra el 1 de abril, basada en la fecha de declaración aduanera de exportación. Quien ordene antes, asegura precio viejo. Quien espere al segundo semestre, paga el sobreprecio como nuevo piso permanente.

Va a haber congestión logística en febrero y marzo — todo mundo tratando de meter mercancía antes de la fecha límite. Manzanillo y Lázaro Cárdenas van a estar saturados en abril. Pero ese es problema de logística, no de estrategia. La estrategia es clara: si tienes un proyecto solar aprobado para 2026, ejecuta la orden de compra esta semana.

Se vendieron 96,636 autos eléctricos y electrificados en México el año pasado. Los cargadores públicos en todo el país suman 4,060. Haz la división.

La infraestructura de carga creció 26%; los vehículos, 38.6%. Un gap de 12.6 puntos porcentuales que se ensancha cada mes, y que explica por qué el mercado sigue dominado por híbridos convencionales (7.3% de cuota) y no por eléctricos puros (1.6%). La gente tiene ansiedad de rango, y con razón.

El 93% de los cargadores son privados — en casa o en corporativos. Si no tienes cochera con instalación dedicada, la experiencia de cargar un EV en México sigue siendo mala. Pero hay un dato que revela hacia dónde va la demanda: la carga rápida creció 86.1% interanual. Los usuarios que sí tienen eléctrico puro están dispuestos a pagar por velocidad.

VEMO está apostando fuerte con $250 millones de Vision Ridge para "Super Charging Hubs" en Monterrey y CDMX. Evergo tiene alianzas con BMW, GM y Volkswagen para corredores carreteros. Tesla sigue con la red de Superchargers más confiable, pero la Gigafactory de Nuevo León está congelada hasta 2027 por incertidumbre arancelaria.

Mientras las armadoras se pelean por quién construye qué fábrica, el negocio real está en otro lado. Los parques industriales de Jalisco y el Bajío necesitan cargadores para flotas de última milla. Los centros comerciales quieren estaciones que retengan clientes dos horas. Los corredores carreteros del norte son desiertos de infraestructura.

El negocio no es vender coches eléctricos. Es cobrar por cargarlos. Y quien instale primero en los nodos correctos tiene ventaja de primer movimiento que va a ser difícil de replicar.

Coparmex Tabasco lo dijo sin rodeos esta semana: Pemex ha pagado menos del 10% de lo que debe a proveedores locales. El resto — más de $20 mil millones de dólares en total a nivel nacional — está en el limbo de los convenios modificatorios a 8 años.

Ocho años. Sin intereses moratorios comerciales. Para un proveedor de servicios petroleros, eso es una quita del valor presente de más del 40%. Si facturas $10 millones hoy y te pagan $10 millones en 2034, en realidad te están pagando $5.5 millones en dinero de hoy.

Pero lo que está pasando en Ciudad del Carmen y Villahermosa ya no es solo un problema de flujo de caja empresarial. Es un colapso económico regional. Los restaurantes cierran. Los hoteles están vacíos. Los comercios minoristas no aguantan. Cuando el contratista petrolero no cobra, no paga nómina, y cuando no paga nómina, el mesero del restaurante de enfrente tampoco tiene cliente.

El efecto boomerang ya está afectando a Pemex mismo. Los proveedores de mantenimiento crítico han reducido servicios al mínimo. Sin inversión en mantenimiento, los campos maduros declinan más rápido. Por eso la producción cayó a 1.65 millones de barriles diarios — 7% menos interanual — y el gas natural está estancado.

El ciclo es vicioso: Pemex no paga → proveedores quiebran → mantenimiento se deteriora → producción cae → ingresos bajan → Pemex tiene menos para pagar. No hay reforma fiscal ni cobertura de Hacienda que arregle eso.

Para los departamentos de crédito: la exposición a contratistas Tier 2 y Tier 3 de Pemex es riesgo de alto incumplimiento. Exige pagos anticipados o garantías reales. La promesa institucional no vale lo que valía.

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

Nos leemos mañana.

— Alex