Cox toma el mercado, el T-MEC se reinventa y Ormuz cobra en gas, helio y certidumbre industrial

Cuatro semanas separan hoy del 25 de mayo, cuando arranca la primera ronda formal de negociación del T-MEC. Esas cuatro semanas no son tiempo muerto. Son la ventana en que las empresas con exposición pueden ordenar su casa antes de que los términos se fijen entre gobiernos.

Al mismo tiempo, el bloqueo de Ormuz cumple dos semanas sin alto el fuego vigente. El gas sube, el helio escasea, y los inventarios globales de crudo se acercan a mínimos de 8 años. Cox acaba de convertirse en el operador privado de energía más grande de México. Y Applied Digital firmó esta semana un arrendamiento de USD 7,500 millones para 300 MW de data center de IA en EU, mientras BofA colocó USD 14,000 millones en bonos para Oracle-OpenAI. El capital ya se está moviendo a la siguiente infraestructura. México tiene el ancla, tiene la ubicación, tiene la agenda. Pero no tiene el plan de red.

Los relojes activos para esta semana: (1) confirmación escrita de Cox a tenedores de contratos Iberdrola, (2) análisis de cumplimiento melted-and-poured para la reducción arancelaria acero/aluminio publicada el 23 de abril, (3) inventario de helio para plantas electrónicas en Jalisco, (4) posición de gas ante escenario de precio sostenido. No hay uno de estos cuatro que pueda dejarse para después de mayo.

El viernes 25 de abril, Cox cerró formalmente la compra de Iberdrola México por USD 4,000 millones. Si tienes un PPA o contrato de suministro firmado con Iberdrola México, tu contraparte técnicamente ya no existe. La pregunta es si alguien te lo notificó.

Cox es una utility española de agua y energía que apostó a que el mercado privado mexicano bajo Sheinbaum es más estable que el que destruyó a Iberdrola bajo AMLO. La tesis tiene lógica: compró la posición dominante del mercado privado (25% de participación, más de 20 TWh comercializados, 500+ clientes industriales con alta calidad crediticia) a 6.5x EBITDA estimado 2025, financiada con una facilidad sindicada de USD 2,650 millones con Citi, Goldman Sachs, Barclays, Deutsche Bank, BBVA, Santander y Scotiabank. No es una apuesta menor de un actor menor. Es una declaración de que hay capital institucional que ve el mercado energético mexicano como invertible a pesar de todo.

Lo que Cox adquirió en concreto: 2,600 MW de capacidad instalada (1,368 MW en ciclo combinado y cogeneración, 1,232 MW en eólico y fotovoltaico), un pipeline de desarrollo de 12,000 MW, y 18 permisos de generación transferidos por la autoridad española con sus términos originales intactos. Para contexto: 12,000 MW de pipeline es 4.6 veces el portafolio operativo que acaba de comprar. Si activa el 25% para 2030, añade más capacidad renovable nueva al mercado mexicano que toda la meta de generación distribuida contemplada para Jalisco bajo la LSE.

El problema no está en los permisos. La CNE española autorizó la transferencia de los 18 permisos bajo el Artículo 72 de la Ley de la Industria Eléctrica, preservando condiciones y vigencias originales. Esa autorización cubre activos regulados. No cubre contratos privados. Un PPA, un contrato de autoabasto, un acuerdo de suministro: todos operan bajo derecho privado y requieren confirmación individual de la nueva contraparte. La autorización de la CNE no transfiere automáticamente obligaciones contractuales comerciales. Cada empresa afectada necesita una carta, un correo formal, algo por escrito de Cox que diga: "somos nosotros, estos son los términos, este es tu contacto."

Hay otro ángulo que vale la pena considerar. Cox declaró apertura explícita a alianzas con CFE, lo que representa un pivote total respecto a la postura adversarial que Iberdrola mantuvo bajo AMLO, incluyendo arbitrajes internacionales por casi USD 600 millones. Una relación menos combativa entre el principal operador privado y CFE podría acelerar interconexiones y reducir fricción regulatoria en proyectos nuevos, lo que beneficia directamente al pipeline de 12,000 MW. Para el corredor Jalisco-Bajío, Cox con ese pipeline es también la contraparte lógica para cualquier hiperescalador que necesite un PPA renovable de 200-400 MW. Y el timing coincide exactamente con la ventana de decisiones de ubicación de data centers que se está cerrando en 2026-2027.

Lo que sigue: el primer earnings call de Cox post-cierre (esperado Q3 2026) dirá cuántos de los 500 clientes grandes retuvieron relación activa y si hay primeros anuncios de PPA del pipeline de 12,000 MW. Ese es el momento en que se sabrá si la apuesta fue bien calibrada o si la transición operativa drenó más clientes de lo proyectado.

Marcelo Ebrard lo dijo citando el testimonio de Jamieson Greer ante el Congreso estadounidense, sin rodeos y sin nostalgia: "el sistema comercial que teníamos, basado en el libre comercio, ya es muy difícil que regrese." No fue una advertencia. Fue el diagnóstico oficial del propio gobierno mexicano sobre el estado de su relación comercial con EU. Hay algo que reconocer en esa honestidad.

El T-MEC 2026 no es una renovación. Es la negociación de un contrato de acceso administrado donde los niveles arancelarios dependen de compromisos sectoriales, no de garantías de tratado. La diferencia práctica es enorme: bajo el T-MEC original, una empresa podía estructurar un contrato de suministro a 5 años asumiendo acceso arancelario cero como baseline. Bajo el marco emergente, ese mismo contrato tiene que incluir escenarios de arancel porque ninguna garantía de tratado es ejecutable si EU decide invocar seguridad nacional bajo la Sección 232. Trump ya lo demostró con el acero y el aluminio, y el Capítulo 32.10 del T-MEC que prohíbe medidas inconsistentes con el acuerdo resultó ser papel.

La reducción de 50% a 25% para acero y aluminio en la cadena de vehículo pesado ilustra exactamente cómo funciona el nuevo paradigma: el acceso existe, pero tiene precio y requisitos. Cumplimiento con "melted and poured" en origen, reglas de contenido regional del T-MEC, compromisos de nueva capacidad productiva en EU. Los vehículos ligeros están explícitamente excluidos. Un proveedor Tier 2 o Tier 3 de la cadena automotriz de Nuevo León o el Bajío que quiera acceder al 25% tiene que documentar una cadena de custodia de origen que muchos operadores sencillamente no tienen armada.

Hay dos palancas adicionales que complican más el cuadro. La primera: 13 congresistas republicanos de Texas propusieron formalmente vincular el Tratado de Aguas de 1944 (Río Bravo) al T-MEC a través del mecanismo de disputas del Capítulo 31, con sanciones comerciales como mecanismo de cumplimiento. Si eso prospera, el agua del Río Bravo se convierte en detonador arancelario adicional que afecta a Tamaulipas, Coahuila y Chihuahua de forma transversal, sin importar el sector. La segunda: Trump ha señalado interés en revisar el tratado anualmente en lugar del ciclo de 6 años vigente. Revisiones anuales eliminan la posibilidad de estructurar cualquier inversión de largo plazo con certidumbre regulatoria: ningún contrato transfronterizo a 3-5 años es asegurable si las reglas pueden cambiar cada 12 meses.

El 25 de mayo arranca la primera ronda formal bilateral. Lo que salga de esa mesa — específicamente, si Greer presenta formalmente la propuesta de revisión anual y si el texto de agua aparece en algún borrador — determina si la probabilidad del escenario peor (25% hoy) sube a 40%.

Para Jalisco, la lectura es más matizada. Electronicos, hardware tecnológico y dispositivos médicos tienen clasificaciones arancelarias que no están directamente en la línea de fuego de las restricciones actuales. El ancla Foxconn para producción de servidores GB200 probablemente cae en categorías relativamente protegidas. Eso no es inmunidad, pero sí es diferenciación real respecto a Nuevo León y el Bajío, que tienen exposición directa en auto y acero.

Esta semana, Applied Digital firmó un arrendamiento de USD 7,500 millones a 15 años con un hiperescalador anónimo para 300 MW de capacidad crítica en su campus Delta Forge 1 — 430 MW totales, 500 acres, producción a partir de mediados de 2027. El mismo día, BofA cerró un financiamiento de USD 16,000 millones para el campus Oracle-OpenAI en Michigan, colocando USD 14,000 millones en bonos con PIMCO como ancla. No son noticias separadas. Son dos puntos de datos del mismo patrón: el capital institucional ya construyó el instrumento de deuda para financiar infraestructura de IA a escala y lo está desplegando.

La demanda que hay detrás de esos desembolsos: S&P Global / 451 Research proyecta que la demanda de potencia eléctrica de data centers a nivel global alcanzará 134.4 GW en 2030, casi el triple de los niveles de 2025. La IEA pone el consumo eléctrico total de data centers en 945 TWh para 2030, partiendo de 415 TWh en 2024. El crecimiento no es lineal: es exponencial y ya está financiado.

México tiene dos activos únicos en este contexto. Primero, Foxconn lleva dos años construyendo su campus más grande del mundo en Jalisco — 421,000 m², producción de chips GB200 de Nvidia, la infraestructura de manufactura de hardware de IA más sofisticada en América Latina. A eso se suma la inversión de USD 1,000 millones de Flex anunciada en abril 2026 para manufactura de infraestructura de data centers. Juntos, Foxconn y Flex hacen de Jalisco el único hub de manufactura de hardware de IA en el hemisferio occidental fuera de EU. Segundo, la proximidad logística con el mercado estadounidense que ningún competidor asiático puede igualar en terms de latencia y costo de transporte.

Lo que México no tiene es el plan de red que hace posible que un hiperescalador diga sí. SEDES confirmó que Jalisco necesita 3,475 MW adicionales para 2030 solo para cubrir la demanda tecnológica ya anunciada, y hoy cubre apenas el 70% de su consumo localmente. El programa de expansión de CFE tiene 47 proyectos en construcción por MXN 71,713 millones y 77 adicionales planeados — pero ninguno de esos proyectos está diseñado para conexiones de 100 MW+ para un campus de data center. CFE no ha publicado un protocolo de interconexión específico para grandes cargas de hiperescalador. Eso no es un detalle técnico. Es el factor que decide entre Jalisco y Phoenix.

El modelo que México no ha implementado pero que ya existe: Irlanda capturó el 14% de la capacidad de data centers de Europa representando el 1% de la demanda eléctrica de la UE. Lo hizo con ventanilla única de inversión (IDA), tarifas industriales competitivas y tiempos predecibles de aprobación de interconexión. El playbook no es un secreto. La pregunta es cuánto tiempo toma a las autoridades coordinarse para replicarlo antes de que 2027 cierre las decisiones de ubicación de los próximos 3-5 años.

Cox, recién convertido en el operador privado renovable dominante con pipeline de 12,000 MW, es la pieza de oferta que faltaba. La demanda ya está. El capital también. Lo que se necesita ahora es velocidad regulatoria — el único recurso que no se puede comprar.

El bloqueo de Ormuz lleva 14 días. El alto al fuego de dos semanas que lo abrió parcialmente expiró sin extensión. Citi proyecta Brent a USD 110/bbl si el conflicto persiste un mes más, y a USD 130/bbl si se extiende dos meses. Los inventarios globales están en ruta a mínimos de 8 años para finales de junio, incluso si hay resolución mañana — el rebuild de reservas tomaría más de 2 años a un superávit de 1 MMb/d.

Para una empresa industrial en México, el mecanismo de transmisión no es obvio pero es directo. México importa gas natural principalmente de EU via pipeline, no por rutas que pasen por Ormuz. Pero el bloqueo aprieta el mercado global de GNL: los compradores europeos y asiáticos que normalmente compran GNL del Golfo Pérsico compiten ahora por cargamentos spot de GNL estadounidense, elevando el precio de referencia Henry Hub, que es el índice que usa el gas industrial en México via el hub Waha en Texas. Ya ocurrió: el 3 de marzo, Henry Hub subió 8.45% en una sola sesión a USD 3.07/MMBtu. El precio actual bajo condiciones de bloqueo extendido es más alto que eso.

El segundo vector es el helio. Los drones iraníes dañaron Ras Laffan en Qatar, el mayor complejo de procesamiento de GNL y helio del mundo. Entre el 30% y el 38% del suministro global de helio está fuera del mercado. El precio spot superó los USD 450 por mil pies cúbicos. Ahora bien: los semiconductores consumen entre el 21% y el 25% del helio global, arriba del 6% que consumían en 2015. No hay sustituto a corto plazo en fabricación de chips para el helio — se usa en el enfriamiento de obleas de silicio durante el grabado químico y en los láseres de litografía. Para la planta de Foxconn en Jalisco, para Flextronics, para Intel, para los proveedores del clúster electrónico de Guadalajara, esto no es un riesgo de costo. Es un riesgo operativo. Un cierre de 60 días es manejable con inventarios. Uno de 6 meses empieza a tener impacto en producción.

Hay un contrapeso que honestidad obliga a mencionar. 2026 iba a ser el año de mayor expansión de oferta de GNL en la historia: 45 mtpa nuevos de capacidad que entraron desde 2025, y 48 mtpa adicionales en 2026 (Golden Pass en Texas, expansión del North Field en Qatar, Scarborough en Australia, Nigeria LNG Train 7). Bernstein proyectaba precios spot de GNL cayendo de USD 12/MMBtu en 2025 a USD 9/MMBtu en 2026, antes del conflicto. La ola de oferta sigue llegando — lo que significa que una resolución rápida de Ormuz podría provocar una caída de precios igualmente rápida. El GECF ya advierte sobre destrucción estructural de demanda de GNL si los precios altos se sostienen demasiado tiempo.

En ese contexto, la posición de México es incómoda pero no catastrófica. El país tiene solo 2.4 días de reservas de gas natural en sus tres terminales de GNL (Altamira, Manzanillo, Costa Azul), contra una meta oficial de 5 días. Sin ceasefire extendido y con precios en ruta al escenario de USD 110/bbl, el margen de maniobra es mínimo. Para el sector industrial que aún no ha revisado su contrato de gas esta semana, el reloj ya está corriendo.

Tres cosas que puedes hacer esta semana antes del viernes:

México entró a esta semana con tres certidumbres que hace un mes eran variables: el libre comercio sin aranceles ya no regresa, el operador dominante del mercado renovable privado cambió de manos, y Ormuz no tiene ceasefire vigente. Las tres son hechos. Lo que queda abierto es cómo responde cada empresa a esa realidad.

Los que actúen esta semana negocian desde la información. Los que esperen a que los gobiernos resuelvan, negocian desde la posición que les quede.

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

Nos leemos mañana.

— Alejandro