El Brent cerró en 72.87 dólares estadounidenses por barril el 27 de febrero de 2026, con un alza de 2.9% en el día y en su nivel más alto en siete meses, según el factbox de mercado que S&P Global Commodity Insights publicó el 28 de febrero de 2026. En cuestión de días, el tráfico de buques tanque por el Estrecho de Ormuz se desplomó. Las plantas mexicanas casi no compran crudo del Golfo Pérsico ni diésel del Golfo Pérsico. Aun así van a pagar por esto, a través del combustible puesto en planta, los sobrecargos de flete y las cláusulas indexadas al petróleo en los contratos con proveedores.

La decisión que esto obliga a tomar es acotada e inmediata. Qué líneas de costo del pronóstico del trimestre en curso hay que reajustar, en cuánto y antes de qué cierre.

Nuestra lectura es que la exposición está en el costo puesto en planta y no en el precio del commodity, y que el canal del gas natural, el que hoy concentra más atención, es el más débil de los cuatro para México. Casi el 72% del suministro de gas en México llegó por ducto desde Estados Unidos en 2024, según el Banco de la Reserva Federal de Dallas en su artículo de Southwest Economy del 31 de octubre de 2025. El GNL marítimo apenas toca el balance mexicano.

Qué ocurrió entre el 28 de febrero y el 6 de marzo

Los ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán comenzaron el 28 de febrero de 2026. Irán respondió contra ciudades israelíes y contra bases estadounidenses en los Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Baréin. La televisión estatal iraní confirmó la muerte del líder supremo Ali Khamenei. S&P Global Commodity Insights reportó todo esto en su factbox del 28 de febrero de 2026, junto con el movimiento de precio ya señalado.

Dos cifras dan la escala. Irán exportó alrededor de 1.3 millones de barriles diarios en enero de 2026, en su mayoría a China. Goldman Sachs, citado en el mismo factbox de S&P Global, estimó que una pérdida sostenida de 1 millón de barriles diarios equivale a unos 8 dólares estadounidenses por barril. Con esos números, la pérdida de exportaciones iraníes por sí sola no produce una crisis de precios.

El punto de estrangulamiento sí. La US Energy Information Administration, en su análisis World Oil Transit Chokepoints actualizado por última vez el 3 de marzo de 2026, reporta que 20.9 millones de barriles diarios de crudo y productos petrolíferos cruzaron el Estrecho de Ormuz en el primer semestre de 2025. Eso equivale a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos del petróleo y a cerca del 25% del comercio marítimo de petróleo. El mismo análisis ubica el tránsito de GNL en 11,400 millones de pies cúbicos diarios en el primer semestre de 2025, más del 20% del comercio mundial de GNL.

Analistas de S&P Global CERA escribieron el 28 de febrero de 2026 que mayores primas de riesgo, la cautela de los armadores y los retrasos en los embarques reducirían las entregas y sostendrían nuevas alzas de precio. Ese es el mecanismo que hay que vigilar. Fija precio a los viajes y al seguro de carga antes de fijarlo a los barriles.

La exposición está en el producto refinado y el flete, no en el crudo

Una planta no consume Brent. Consume diésel para generación de respaldo y flotillas de patio, autotransporte para la materia prima que entra y el producto terminado que sale, y una larga cola de consumibles indexados al petróleo como resina para empaque, lubricantes, solventes y gases industriales. Esos precios se mueven con los márgenes de refinación y las tarifas de flete, que durante una interrupción de tránsito pueden ir más lejos y más rápido que el crudo.

México entró a este episodio con una posición importadora más ligera que un año antes. Argus Media reportó el 31 de diciembre de 2025 que Pemex importó en promedio 414,000 barriles diarios de combustibles refinados entre enero y octubre de 2025, 22% menos que los 534,000 barriles diarios del mismo periodo de 2024. Las importaciones de diésel cayeron más, a 83,000 barriles diarios desde 143,000, una baja de 42%. Esos barriles llegan de la Costa del Golfo de Estados Unidos, no del Golfo Pérsico.

Esa distinción cambia la respuesta. Una escasez física se atiende con inventario y suministro alterno. Un evento de precio se atiende con trabajo contractual, revisión de la indexación y coberturas. A nuestro juicio, para México este es un evento de precio, y las empresas que lo traten como un problema de acumulación de inventario inmovilizarán capital de trabajo sin obtener protección alguna.

El diésel mexicano tiene un amortiguador de política pública y estaba vacío

La cuota del IEPS al diésel subió 3.8% a 7.3634 pesos por litro el 1 de enero de 2026, y el estímulo fiscal que la compensa quedó en cero para la semana del 1 al 9 de enero. Revista TyT lo reportó el 31 de diciembre de 2025 y señaló que era la semana 39 consecutiva sin subsidio. El precio promedio nacional del diésel al público esa mañana era de 26.400 pesos por litro.

Haga la aritmética. El IEPS representaba cerca del 28% del precio en bomba. Hacienda ajusta el estímulo cada semana, de modo que con el estímulo en cero los 7.3634 pesos por litro completos quedan disponibles como colchón si la dependencia decide aplicarlos. Nada la obliga a hacerlo. Para un sitio que quema 100,000 litros de diésel al mes, la diferencia entre el traslado total de un movimiento del precio internacional y la reactivación total del estímulo es de alrededor de 736,000 pesos al mes. Ese es el rango que una planta debería llevar en su pronóstico, no una estimación puntual.

Esta es la parte de la cadena de transmisión que se decide en la Ciudad de México y no en el Golfo, y es la parte que la mayoría de los modelos de exposición deja fuera.

Dónde aterriza el costo en una planta mexicana

La columna de tiempos es nuestro juicio sobre cómo suelen reajustarse estos contratos en México. No es una medición observada, y una empresa con reajustes trimestrales de autotransporte verá la segunda fila aterrizar después de lo indicado.

El punto de la tabla es que la exposición está en capas. Una planta puede comprar poco combustible de manera directa y aun así sufrir daño en margen por flete, consumibles y precios de proveedores. Los sitios con mayor riesgo son los de alta intensidad logística, los de margen operativo delgado, o los que tienen contratos cuyos términos de traslado de costos de energía nadie ha leído desde la firma. Revisar los contratos de abastecimiento de energía y sus cláusulas de traslado de costos es el trabajo más barato disponible este mes.

El canal del gas es más débil de lo que parece

Más del 20% del comercio mundial de GNL pasa por Ormuz, según las cifras de la EIA ya citadas. México no participa de ese flujo de manera relevante. El Banco de la Reserva Federal de Dallas ubicó la dependencia mexicana del gas estadounidense en casi 72% del suministro total en 2024. La EIA reportó el 20 de octubre de 2025 que las exportaciones por ducto de Estados Unidos a México promediaron 6,400 millones de pies cúbicos diarios en 2024, un récord, y alcanzaron 7,500 millones de pies cúbicos diarios en mayo de 2025.

El gas alimentó el 55% de la generación eléctrica mexicana en 2023, también con cifras de la Fed de Dallas. Así, la ruta que va de Ormuz a un recibo de CFE pasa por la sustitución global de gas y por el sentimiento del Henry Hub, no por cargamentos que levanten los compradores mexicanos. Es un canal más lento y más delgado que el del diésel. Tratarlo como equivalente sobreestima el riesgo y desvía la atención.

El riesgo de gas que sí debería preocupar a un gerente de planta en México es de carácter doméstico. La Fed de Dallas señaló que México mantenía menos de 2.4 días de inventario de gas en 2024. Ese es un problema de almacenamiento y de corredores, y ya hemos escrito antes sobre la dependencia de México del gas por ducto de Estados Unidos y sobre cómo los movimientos del precio del gas llegan a las plantas industriales.

Qué podría invalidar esta lectura

Tres cosas la romperían. Si los embarques de Qatar se detienen por un periodo prolongado, los compradores europeos y asiáticos pujarán por cargamentos estadounidenses, el Henry Hub seguirá ese movimiento y el canal del gas que acabamos de descontar se convertirá en el asunto principal para los costos eléctricos en México.

Si Hacienda reactiva pronto el estímulo al diésel, el traslado a los precios de bomba y de terminal en México será mucho menor que el movimiento de los precios internacionales de productos refinados, y una planta que se cubrió de forma agresiva habrá pagado por una protección que no necesitaba.

Si el tránsito se normaliza en cuestión de semanas, la prima de flete se deshace antes de que se reajuste la mayoría de los contratos de autotransporte en México, y todo el episodio aparece como una partida de redondeo y no como un evento de costo.

Conviene señalar una limitación con claridad. Al 6 de marzo de 2026 no hemos visto una serie publicada de márgenes del diésel que confirme un movimiento del mercado de productos refinados del tamaño que sugiere el comportamiento del transporte marítimo. El argumento expuesto aquí descansa en volúmenes de tránsito, seguros y conducta de los armadores, y en el mecanismo que los conecta con el costo puesto en planta. Todavía no descansa en un margen medido.

Cinco exposiciones que conviene revisar este mes

• Combustible directo: volúmenes mensuales de diésel, gas LP y combustóleo por sitio, incluido el tiempo de operación de los generadores.
• Flete: qué contratos de entrada y de salida traen ajuste automático por combustible, y con qué índice y qué frecuencia de reajuste.
• Traslado de costos de proveedores: los diez insumos comprados de mayor monto con estructura de costo indexada al petróleo, y el plazo de aviso que cada proveedor debe dar.
• Tesorería: si operaciones y finanzas comparten un mismo escenario de inventario, capital de trabajo y volatilidad del precio del combustible.
• Resiliencia: si la generación en sitio, la solar o el almacenamiento cambian el costo de operar la planta de respaldo bajo tensión del mercado de combustibles.

Una planta que no pueda responder esto en una semana carga más exposición de la que hoy supone la dirección, porque la parte no medida de la factura es la que se reajusta sin que medie una conversación.

Qué hacer en los próximos 30 días

Construya primero el mapa de exposición a nivel planta, que cubra combustibles directos, logística, generación de respaldo, las mayores compras indexadas al petróleo y los proveedores detrás de ellas. Sin ese mapa, cada paso posterior es adivinanza. Después lea los contratos de flete y de compras para identificar los mecanismos de ajuste por combustible, y registre el índice y la fecha de reajuste de cada uno. Esos dos trabajos toman días, no meses, y determinan todo lo que sigue.

Elabore el escenario con diésel, flete y crudo por separado en lugar de un solo supuesto de precio del petróleo, y aplique un estrés de 10% a 20% a las líneas de combustible puesto en planta y de logística. Modele el estímulo del IEPS en cero y en reactivación total, ya que la diferencia es mayor que la de casi todas las palancas operativas disponibles. Por último, ponga a finanzas, compras y operación de planta a trabajar con el mismo conjunto de supuestos antes de que alguien empiece a negociar, porque en la mayoría de los casos que vemos las respuestas fragmentadas cuestan más que el propio choque.

Solicite una revisión de exposición a diésel y flete

Mexico Energy Partners elaborará un mapa de exposición a nivel planta que muestre qué líneas de costo se reajustan primero bajo un escenario declarado de combustible y flete, y cómo se ve el rango con y sin estímulo del IEPS. Para empezar, envíe doce meses de volúmenes de compra de diésel y gas LP por sitio, sus contratos de flete y autotransporte, incluidas las cláusulas de ajuste por combustible, las bitácoras de operación de generadores y una lista de los diez insumos comprados de mayor monto indexados al petróleo. Confirmaremos el alcance y los tiempos de entrega después de revisar lo que nos envíe. No prometemos un ahorro ni un resultado en particular.

Fuentes

• S&P Global Commodity Insights, "Factbox: Oil markets braced as Iran confirms death of supreme leader Khamenei", 28 de febrero de 2026.
• US Energy Information Administration, "World Oil Transit Chokepoints", análisis actualizado por última vez el 3 de marzo de 2026.
• Argus Media, "Viewpoint: Pemex fuel imports likely lower in 2026", 31 de diciembre de 2025.
• Revista TyT, "Diésel y gasolinas inician 2026 sin estímulos y con alza al IEPS", 31 de diciembre de 2025.
• Federal Reserve Bank of Dallas, Southwest Economy, "Overflowing U.S. shale gas increasingly streams to Mexico and onto global markets", 31 de octubre de 2025.
• US Energy Information Administration, Today in Energy, "U.S. natural gas exports to Mexico reach new records", 20 de octubre de 2025.