México abre 7,500 MW a privados, pero el contrato tiene un candado que pocos están leyendo

México te pide tu dinero, tu tecnología y tu paciencia — pero esta vez trae contrato.

La semana arrancó con SENER y CFE poniendo sobre la mesa la mayor apertura a inversión privada en renovables desde 2018: 7,500 MW en esquemas mixtos donde el Estado retiene la rectoría y el privado pone el capital. Al mismo tiempo, Pemex cerró 2025 con su peor producción desde 1990 — 1.6 millones de barriles diarios — y la inversión en infraestructura se desplomó 34%, mientras Grupo Carso se queda con Macavil, el mayor campo gasífero en estos nuevos esquemas. El mensaje es claro: el gobierno no tiene lana, pero quiere que tú la pongas bajo sus reglas.

)Y para subir la temperatura, Trump amenaza con sanciones a quien le venda crudo a Cuba justo cuando Sheinbaum quiere retomar esas exportaciones, todo esto en plena renegociación del T-MEC donde los fabricantes de autos ya están gritando que las nuevas reglas de contenido regional van a encarecer vehículos. Si operas en México, hoy tienes cuatro frentes abiertos y ninguno es teórico.

El 6 de febrero, en el Auditorio de la Secretaría de Energía, la secretaria Luz Elena González Escobar y la directora de CFE, Emilia Calleja Alor, presentaron ante empresarios los Esquemas para el Desarrollo Mixto — una figura nueva en la Ley del Sector Eléctrico que busca incorporar 7,500 MW de capacidad renovable antes de 2030. Los lineamientos se publicaron en el DOF el 28 de enero. La meta es ambiciosa, las tecnologías son las correctas (eólica, fotovoltaica, termosolar), y la cobertura es nacional: siete regiones del país.

Hasta aquí, todo suena a fiesta. Pero cuando lees la estructura, la película cambia.

El esquema funciona así: CFE es el comprador único de energía a largo plazo. El privado pone capital, construye, opera. CFE retiene la planeación, el despacho y las decisiones estratégicas. La directora Calleja fue enfática: "esto no es privatización ni transferencia de activos." Traducción operativa: tú pones la lana y los fierros, el Estado se queda con el volante. Los proyectos se enmarcan en el Plan de Inversión en Infraestructura 2026-2030 de $5.6 billones de pesos, donde el sector energético se lleva el 54% del total — la tajada más grande, por mucho.

¿Es esto mejor que nada? Absolutamente. Comparado con el congelador de inversión privada que fue el sexenio anterior, esto es un deshielo real. Nafin ya movilizó $9,658 mdp para proyectos del Plan México. La IFC declaró que IA y energía son sus prioridades en el país. CFE Fibra E reportó su mejor nivel financiero desde 2022, con crecimiento de 4.4% en ingresos — señal de que CFE sí puede mover papel financiero cuando quiere. Y Banobras estuvo en la mesa durante la presentación, lo cual no es menor.

Pero hay tres preguntas que un CFO tiene que hacerse antes de entusiasmarse. Primera: riesgo de contraparte. CFE tiene historial de atrasos en pagos. Un PPA donde tu único cliente es una empresa estatal con problemas de flujo no es un contrato AAA — es un acto de fe con cálculo. El spread de riesgo-país más riesgo-CFE va a encarecer tu costo de capital, y eso se come el margen. Segunda: monopsonio. Sin mercado abierto, sin posibilidad de vender a terceros, estás casado con un solo comprador que también es tu regulador. Eso no es un mercado, es una concesión disfrazada de contrato. Tercera: velocidad de ejecución. Son 7,500 MW que tienen que estar operando antes de 2030. Eso son cuatro años para licitar, financiar, construir y conectar. El cuello de botella no es la generación — es la transmisión, y ahí CFE tiene un déficit que no se resuelve con lineamientos bonitos.

Para el que ya tiene relación con CFE, terrenos listos y experiencia regulatoria en México, esto es first-mover advantage real. Para el que viene de fuera, es momento de leer los lineamientos completos antes de firmar nada. No te enamores del titular de 7,500 MW — enamórate del contrato. El diablo está en la estructura del PPA, y el que lo lea primero, negocia mejor.

Cuba se quedó sin turbosina. No es metáfora: el gobierno de la isla avisó a las aerolíneas internacionales que no tiene combustible para aviones. Al mismo tiempo, Sheinbaum quiere retomar las exportaciones de petróleo a Cuba. Y el New York Times reporta que Trump acaba de amenazar a cualquier país que le venda crudo a la isla. Las tres cosas están pasando la misma semana.

Esto no es geopolítica abstracta. Es un riesgo de sanciones secundarias directamente sobre la cadena de comercialización de crudo mexicano. El precedente de Venezuela es claro y reciente: cuando Washington sanciona, los bancos corresponsales cortan líneas primero y preguntan después. Traders, navieras, aseguradoras — cualquiera que toque la cadena logística entre un barco mexicano y un puerto cubano puede quedar expuesto. No se necesita que México sea sancionado formalmente; basta con que un banco en Nueva York decida que el riesgo reputacional no vale la pena para que se congelen operaciones.

El timing es particularmente malo. México está en plena renegociación del T-MEC, necesita buena voluntad de Washington para el capítulo automotriz, y la mezcla mexicana apenas regresó a $60 USD el barril después de un 2025 donde los ingresos por exportación de crudo de Pemex cayeron 37.5% — de $20,726 millones a $12,951 millones de dólares. No es exactamente el momento para apostar margen político contra margen financiero.

La pregunta incómoda que nadie está haciendo en voz alta: ¿cuánto le cuesta a México, en acceso a mercados financieros y buena voluntad comercial con EE.UU., mandarle un barco de crudo a una isla que consume menos de lo que Pemex derrama? La solidaridad tiene un precio, y ese precio lo pagan las empresas mexicanas que operan en dólares. Si tu empresa toca crudo, logística marítima, o banca de comercio exterior con México, hoy es el día de preguntarle a tu equipo legal qué pasa si un barco mexicano zarpa hacia La Habana.

Los fabricantes de autos acaban de decirlo sin anestesia: las nuevas reglas de contenido regional del T-MEC van a encarecer vehículos. No es lobby ni amenaza — es aritmética de cadena de suministro. Y mientras los OEMs hacen cuentas, el Council on Foreign Relations ya publicó un análisis sobre lo que significa que EVs chinos entren al mercado estadounidense vía México y Canadá.

Ahí está la trampa. México se vendió como la plataforma de manufactura competitiva de Norteamérica — el hub del nearshoring. Pero esa competitividad depende, en buena parte, de componentes asiáticos baratos. Baterías, motores eléctricos, electrónica de potencia: una parte significativa del BOM de los EVs que se ensamblan en México viene de China o tiene componentes chinos. Las reglas de contenido regional del T-MEC están diseñadas precisamente para penalizar esa dependencia. Y la renegociación de 2026 va a endurecer, no a aflojar.

El Commerce Department de EE.UU. ya publicó los procedimientos para solicitar exenciones de contenido estadounidense bajo Section 232. Eso no es ruido — es infraestructura regulatoria que se está construyendo para cerrar las puertas por las que hoy entran componentes chinos sin pagar el costo completo. México enfrió su relación comercial con China durante 2025, según reportó La Jornada, pero Washington no lo ve como suficiente. El análisis del CFR es la señal de que el argumento político ya está armado: "México es el caballo de Troya de China en Norteamérica." No importa si es justo — importa que es el marco con el que van a negociar.

Para las empresas que manufacturan autos o autopartes en México, la ventana para reconfigurar cadenas de suministro no es 2028 — es ahora. Con las reglas actuales más lo que viene en la renegociación, cada punto porcentual de contenido chino en tu BOM es un punto porcentual de riesgo arancelario. Y el que diga "ya lo tenemos cubierto" probablemente no ha actualizado su mapeo de proveedores Tier 2 y Tier 3, que es donde se esconde el contenido chino que nadie quiere ver. El nearshoring automotriz no está muerto, pero cambió de reglas. Tu tarea esta semana es una: saber exactamente qué porcentaje de tu BOM viene de Asia. Esa cifra es tu riesgo.

Hace un año, el mercado de baterías tenía sobreoferta. Los precios cayeron. Todo mundo dijo "esperemos." En 2025, los envíos globales de celdas de almacenamiento subieron 95% hasta alcanzar 612 GWh — y el mercado volteó de exceso a escasez. La lectura es simple: la demanda se comió la oferta en 12 meses, y los que esperaron se quedaron sin lugar en la fila.

Las señales de capital no mienten. KKR metió $603 millones de dólares en la plataforma HMC Energy Transition para grid storage en Australia. Energy Vault y Peak Energy firmaron un acuerdo de desarrollo de 1.5 GWh en baterías de sodio-ion específicamente para data centers. China puso en operación el clúster de almacenamiento con inteligencia artificial más grande del mundo. Y en EE.UU., las instalaciones de gas natural se duplicaron en 2025 según FERC, en gran parte porque los data centers necesitan respaldo y la red no da abasto.

La ironía mexicana es perfecta. México anuncia que va a desarrollar tecnología propia para extraer litio, un recurso que necesita años de desarrollo y miles de millones en inversión. Mientras tanto, la tecnología de almacenamiento que más crece — sodio-ion — no necesita litio ni cobalto. El recurso que México quiere nacionalizar puede volverse irrelevante para storage antes de que saque el primer kilo de la tierra. Eso no significa que el litio no tenga valor; significa que apostar tu estrategia de almacenamiento a un solo mineral cuando la tecnología ya lo está esquivando es jugar a las cartas con la baraja del año pasado.

¿Y México? Los data centers están tensando la red. Mexico Business News reporta que las oportunidades detrás del medidor — generación distribuida más almacenamiento — son el segmento de mayor crecimiento potencial en el país. Para empresas que operan plantas, centros de datos, o cualquier instalación donde una hora sin electricidad cuesta más que el sistema de baterías, la ecuación ya cambió. Jalisco, con su concentración de manufactura electrónica y su posicionamiento como hub tecnológico, está particularmente bien ubicado para liderar en generación distribuida con almacenamiento — el talento técnico está, la demanda industrial está, y la infraestructura de CFE en la región no va a mejorar al ritmo que la industria necesita. Deja de esperar a que baje el precio de las celdas. Ya subió. La ventana es ahora.

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

Nos leemos mañana.

— Alex