El reordenamiento en el Caribe o cómo convertir señales geopolíticas en métricas de costo y decisión

En 2025, Pemex suministró a Cuba crudo y petrolíferos por 496 millones de dólares, con envíos reportados de 17,200 barriles de petróleo diario (bpd) de crudo y 2,000 bpd de refinados hasta septiembre de 2025. Es relevante no por Cuba en sí, sino porque muestra la elasticidad real del margen mexicano ante presiones externas y cómo una decisión en el Caribe puede convertirse en variable de negociación comercial.

Del lado logístico, la “tubería” es enorme: los puertos mexicanos manejaron 248.7 millones de toneladas en 2025. Cualquier endurecimiento de control (inspección, vigilancia, revisión documental ampliada, listas, restricciones operativas) no necesita ser extremo para encarecer el comercio: basta con que vuelva menos predecible el tiempo a través de tres canales de costo que sí se pueden modelar:

1. Costo-tiempo (logística y capital de trabajo). El Caribe securitizado se traduce en más fricción: esperas, inspecciones, reprogramaciones, congestión selectiva. Para una empresa, el costo no es “geopolítico”, es contable y se estima así:

Costo por día extra = (demurrage + almacenaje + reprogramación) + (costo financiero del inventario inmovilizado) + (penalizaciones/paro de línea, si aplica).

Para este punto hay dos escenarios: el conservador que implica 1 día más promedio en rutas críticas durante un trimestre; y el de estrés con un escenario se 3 a 5 días más en picos (eventos, operativos, security holds).

2. Costo de cumplimiento (banca, seguros, reputación). En ciclos de sanción o presión suben los costos “silenciosos”: KYC reforzado, revisiones de contrapartes, cartas de crédito más caras o lentas, exclusiones por apetito de riesgo, coberturas de seguro más restrictivas.

Este canal golpea especialmente a sectores con operaciones transfronterizas intensivas o cadenas largas (manufactura exportadora, logística, energía, agroindustrial).

3. Energía como palanca (dependencia dura). México opera con una vulnerabilidad estructural: la integración energética con Estados Unidos. En 2024, las exportaciones de gas natural por ducto de Estados Unidos a México promediaron 6.4 miles de millones de pies cúbicos por día (Bcf/d); en mayo de 2025 alcanzaron 7.5 Bcf/d, lo que es un récord mensual.

En cualquier reordenamiento regional, el gas no es tema técnico es estabilidad de precios, continuidad industrial, generación eléctrica y, por extensión, riesgo macro.

¿QUÉ ZONAS DE MÉXICO QUEDAN MÁS EXPUESTAS?
Tomando en cuenta lo anterior y la geografía de México, se pueden registrar tres tipos de impacto: directo (fricción física), por fractura indirecta (paga sin ver el mar), así como por energía y nearshoring. Los tres afectan a los estados que conforman el litoral del Golfo de México, las zonas Bajío y Centro, así como al Noreste Industrial, respectivamente. Ahora veamos por qué:

Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Campeche (litoral del Golfo) concentran la exposición inmediata al endurecimiento marítimo y a narrativas de seguridad. Altamira, por ejemplo, registró 20.4 millones de toneladas de movimiento de carga en 2024. En estas entidades, el costo aparece primero en puertos, energía, petroquímica y transporte.

Ciudad de México, Estado de México, Querétaro, Guanajuato y SLP (Bajío y Centro) absorben el costo vía inventarios más altos, retrasos, presión logística terrestre y cumplimiento financiero más estricto. Un día adicional en insumos críticos puede convertirse en costo de línea o pérdida de ventana de exportación.

Nuevo León, Coahuila y Tamaulipas (Noreste industrial) enfrentan doble exposición: comercio y energía. En un entorno de fricción, el gas y el cumplimiento bancario/asegurador se vuelven multiplicadores de riesgo para cadenas intensivas.

¿QUÉ HACER ANTE ALGÚN TIPO DE IMPACTO?
La recomendación es pasar de la opinión al tablero, es decir, a la ejecución, sabiendo con qué piezas jugamos. Por ejemplo, para un consejo de administración y la dirección, el enfoque útil no es adivinar, sino mapear la exposición al perímetro caribeño a través de:

1. Identificar rutas críticas (puerto–aduana–corredor) y su tolerancia a días extra.

2. Cuantificar costo-tiempo por unidad/semana (demurrage + inventario + penalizaciones).

3. Revisar dependencia de gas y contratos sensibles (energía/PPAs/insumos).

4. Auditar contrapartes y cumplimiento en operaciones con “riesgo narrativo” (sanciones, listas, reputación).

5. Preparar dos planes operativos: conservador (fricción baja) y estrés (fricción alta).

México no puede decidir por sí solo el reordenamiento del Caribe, pero sí puede decidir si lo padece o lo gestiona. Para el sector productivo, la ventaja competitiva en 2026 no es estar informado, es convertir señales geopolíticas en métricas de costo y decisión.