El 70% que nadie quiere calcular: T-MEC en riesgo, nearshoring sin red y Pemex con el gotero puesto

El 70% que nadie quiere calcular: T-MEC en riesgo, nearshoring sin red y Pemex con el gotero puesto

Hay tres números que importan hoy. El 70% de De la Calle sobre el T-MEC. Los 300 mdd de Doosan Bobcat sin MW garantizados de CFE. Los MXN 250 mil millones de Banobras que rescataron a Pemex sin producir un barril incremental. Los tres cuentan la misma historia: México tiene las piezas, pero el tablero está incompleto.

Pemex firmó 10 contratos con privados. El mismo día, Banobras dijo que el rescate de MXN 250 mil millones ya no existe.

Son MXN 250,000 millones. El vehículo que Banobras armó en agosto de 2025 para financiar el programa de inversión de Pemex. Diseñado para durar todo 2026. Agotado al cierre del primer trimestre.

El Director General de Banobras fue explícito: está listo para dar más. Sin condiciones publicadas.

Los números del 1T 2026 de IMCO cuentan lo que realmente pasó con el primer vehículo. Pemex recibió MXN 58.3 mil millones en inyecciones de capital. Ejecutó MXN 54.2 mil millones en inversión. La diferencia es casi cero. El dinero fue a servicio de deuda y proveedores, no a producción. La pérdida neta fue MXN 46 mil millones, 6.1% peor que el mismo período del año anterior. La producción creció 0.4%.

Y sin embargo, los 10 contratos mixtos son reales.

Campo Rabasa, Veracruz: adjudicado a la empresa mexicana Latina para operaciones de workover. Produce alrededor de 17,000 barriles diarios de crudo mediano. Campo San Ramón, Tabasco: adjudicado al consorcio Noble PM, NTSEI, TLA, SOPADS y SI Ariax. Produce entre 80,000 y 90,000 barriles diarios. Es el más grande de los tres campos formalizados en el trimestre y el que más importa para el suministro de gas asociado al sistema CFE en Tabasco.

La estructura es inteligente constitucionalmente. Pemex mantiene mínimo 40% de participación. Los privados aportan capital, tecnología y ejecución. Tienen retornos ligados a producción, no honorarios fijos. Los contratos tienen vigencias de hasta 20 años. Eso es suficiente para justificar inversión real en infraestructura de superficie.

El problema no es la estructura. El problema es la lógica del riesgo.

Mientras Banobras garantice el piso financiero sin condiciones de desempeño, no hay mercado que discipline la eficiencia operativa. Los contratos mixtos crean incentivos para los socios privados. No crean incentivos para que Pemex se comporte como una empresa que necesita generar su propio capital para sobrevivir.

El resultado práctico: MXN 375 mil millones en cuentas por pagar a proveedores al cierre del trimestre. Para cualquier empresa con Pemex como cliente principal, ese número no es un dato histórico. Es riesgo de liquidez activo hoy.

Colombia tiene a Ecopetrol. Brasil tuvo que llegar al borde del abismo con Petrobras antes de imponer disciplina real. México navega un camino intermedio. La apuesta es que los contratos mixtos generen suficiente producción para que Hacienda no tenga que resolver una crisis de solvencia antes de 2027. El escenario base asigna 55% de probabilidad a que eso funcione, con metas de autosuficiencia financiera que se corren a 2028-2029.

Para quienes quieren hacer negocios con Pemex: San Ramón es el campo de mayor actividad esperada. La ventana de precalificación para contratistas de workover cierra antes del tercer trimestre. Si tu empresa ya está en el padrón de proveedores, actúa antes de que Banobras anuncie el segundo vehículo y suba las expectativas de pago sin cambiar el calendario real.

Luis de la Calle no habla desde un podcast. Negoció el T-MEC original. Y pone 70% de probabilidad de que la revisión del 1 de julio no produzca acuerdo de extensión de 16 años.

El titular de BBVA dice que el T-MEC "sobrevivirá." El análisis de De la Calle dice que la revisión "no llegará a acuerdo comprensivo." Son el mismo escenario. El mercado los está leyendo como opuestos y esa confusión es cara.

El mecanismo es claro. El Artículo 34.7 del tratado exige revisión conjunta a los seis años. Hay tres salidas posibles al 1 de julio: extensión de 16 años si todas las partes acuerdan, revisiones anuales si no hay consenso pero el tratado sigue vigente, o retiro con seis meses de aviso. BBVA y De la Calle están describiendo el escenario dos con distinto énfasis. Ambos tienen razón. La diferencia es lo que no dicen sobre el costo del camino.

Las negociaciones formales arrancan la semana del 25 de mayo. Marcelo Ebrard lo confirmó.

Lo que está sobre la mesa antes de esa fecha: aranceles de 50% sobre acero y aluminio bajo la Sección 232, que operan bajo ley de seguridad nacional de EU y no se resuelven con la renovación del tratado. Canacero propuso formalmente un Mecanismo Trilateral de Coordinación de Acero al USTR. Sin respuesta publicada.

Hay un factor adicional que Ebrard no puede resolver con concesiones comerciales: el caso Rocha Moya. El gobernador de Sinaloa fue indiciado por el Tribunal del Distrito Sur de Nueva York. La ex embajadora Roberta Jacobson confirmó públicamente que Washington lo usa como palanca en el Capítulo 27 de anticorrupción. Ese capítulo requiere que México mantenga instituciones anticorrupción funcionales. El INAI fue disuelto. El Sistema Nacional Anticorrupción fue debilitado. Ebrard no tiene un instrumento comercial para responder eso en la mesa de negociación.

La confusión del mercado tiene un costo medible. BBVA proyecta que un ciclo de revisiones anuales lleva el peso a MXN 18.00-18.50 por dólar. Eso es depreciación de 7% desde niveles actuales. Para una empresa exportadora con deuda en dólares e ingresos en pesos, ese movimiento cambia el P&L de forma material.

Hay un segundo costo que el mercado no está calculando: el riesgo de renovación anual detiene inversión. Empresas que evalúan capacidad manufacturera nueva en México operan con horizontes de 18 a 36 meses. Un ciclo de revisiones anuales introduce incertidumbre de renovación que sube la tasa de retorno mínima para proyectos greenfield. No necesitas que el tratado colapse. Basta con que la renovación sea incierta cada julio para que los modelos financieros recomienden esperar.

El trigger más importante de las próximas semanas es el contenido de la propuesta inicial del USTR el 25 de mayo. Si energía aparece como ítem formal de negociación, las probabilidades de acuerdo comprensivo caen por debajo del 10%. Si Ebrard puede confirmar que energía no está en la mesa, el escenario base mejora.

Para esta semana: stress test con peso a MXN 18 pesos. Acelera documentación de reglas de origen. Cualquier resultado de la revisión viene con enforcement más estricto, y los exportadores con documentación completa tienen costo de fricción cero independientemente de lo que pase el 1 de julio.

Doosan Bobcat anunció 300 millones de dólares para su primera planta en América Latina. Salinas Victoria, Nuevo León. Producirá cargadoras compactas M-Series para el mercado norteamericano. Entre 600 y 800 empleos directos. Operación esperada en 2026.

La misma semana, la industria en la frontera norte reportó que la energía confiable, no la disponibilidad de espacio, es la restricción número uno para nuevas inversiones. Nadie respondió con un MW concreto.

El problema tiene tres capas. Generación: México tiene capacidad instalada. No es el cuello de botella. Transmisión: la Red Nacional está bajo control exclusivo de CFE y CENACE no ha publicado un mapa de capacidad por corredor industrial que corresponda al pipeline de inversión. Datalatam estima que al ritmo actual la red no puede absorber más del 60% de los proyectos proyectados para 2030. Distribución y última milla: en Tijuana, Coahuila y Yucatán, el problema no son líneas entre estados. Son subestaciones y alimentadores de media tensión que no tienen capacidad para la densidad de carga industrial que está llegando.

Las señales operativas son claras. En Tijuana, Fibra Macquarie pagó prima específicamente por 124 hectáreas en el submercado La Presa que incluían garantía de 90 MW. El metro cuadrado con MW garantizado ya cotiza diferente al metro cuadrado sin él. En Yucatán, más de 50 interrupciones en Mérida en 2025 forzaron a operadoras del sector maquilador a correr turnos extra para compensar productividad perdida. El 4 de mayo, un fallo en la subestación de Playa del Carmen dejó sin luz a 286,000 personas. En Querétaro, el centro de datos de Microsoft en Colón operó con generadores de gas por demoras en la conexión a la red de CFE.

El capital sigue llegando. La FDI de México alcanzó USD 40.87 mil millones en 2025, 10.8% más que el año anterior. La inversión proyectada en parques industriales para 2026 es de USD 5.831 mil millones, 37% arriba de 2025. Ese pipeline llega más rápido de lo que la infraestructura puede absorberlo.

La pregunta correcta para un director de operaciones no es si el nearshoring va a continuar. Va a continuar. La pregunta es quién resuelve el problema eléctrico antes de que el primer cliente grande cancele un contrato de arrendamiento por no poder garantizar suministro confiable.

El escenario de mayor riesgo no es un apagón masivo. Es silencioso: una empresa con horizonte de 10 años elige Vietnam o India porque México no pudo responder la pregunta de los MW con un documento firmado. Ese evento ya ocurre en conversaciones privadas de due diligence.

Bloomberg reportó el 6 de mayo que Microsoft evalúa retrasar o abandonar su meta de 2030 de igualar el 100% de su consumo eléctrico hora por hora con generación renovable.

Hay una distinción que importa. Microsoft ya cumplió su meta de annual matching: cubre el 100% de su consumo eléctrico global con compras anuales de energía renovable, a través de un portafolio de 40 GW de contratos. Eso sigue en pie. Lo que está en revisión es el hourly matching: cubrir cada hora de consumo con una hora de generación renovable en el mismo período. Un estándar radicalmente más exigente.

La IA rompió el modelo. Los centros de datos de Microsoft proyectan crecer más del 600% en demanda eléctrica para 2030. Operan 24 horas los 7 días de la semana con intensidad máxima, incluyendo noches y picos de invierno cuando solar y viento no producen. El único portafolio que cumple hourly matching a esa escala requiere nuclear de base, geotermia, almacenamiento de larga duración o gas respaldando renovables. Ninguna de esas opciones se construye a la velocidad que la IA expande el footprint de centros de datos.

El mercado global de PPAs corporativos ya mostraba estrés antes de este reporte. BloombergNEF documentó que los contratos corporativos cayeron 10% en 2025, el primer descenso en nueve años, a pesar del aumento en demanda de IA. Meta, Amazon, Google y Microsoft representaron el 49% de toda la actividad corporativa de PPA global.

El mismo día que Bloomberg publicó el reporte, el Parlamento Europeo avanzó el borrador del SFDR 2.0. La nueva regulación crea tres categorías obligatorias para fondos de inversión: Sustainable, ESG Basics y Transition, cada una con umbral de alineación del 70% del portafolio. Entra en vigor aproximadamente en 2027-2028. El ESG Ratings Regulation ya es aplicable desde el 2 de julio de 2026.

Los dos movimientos van en sentidos opuestos. Los corporativos estadounidenses aflojan compromisos climáticos. Europa endurece los estándares de verificación. El capital verde global se bifurca: fondos europeos con reglas más estrictas, corporativos norteamericanos con menos obligaciones. El mismo activo renovable puede ser financiable desde Europa y menos atractivo desde el lado americano, dependiendo de cómo está estructurado el contrato de offtake.

Para México, la señal tiene una capa de protección que otros mercados no tienen. El modelo de PPA de 25 años que CFE activó bajo las Estructuras de Desarrollo Mixto en febrero de 2026 tiene a CFE como comprador del 70% de la producción, con participación accionaria del 54%. El estado es el contraparte principal, no una empresa tecnológica cuyo compromiso climático puede cambiar de trimestre en trimestre. Eso hace que la bankability de los proyectos con CFE como offtaker sea más estable que la de proyectos que dependían de demanda corporativa pura.

El 30% restante del output, disponible para terceros, es donde el riesgo aparece. Y es donde los proyectos de generación distribuida de menor escala, los que no califican para el modelo CFE, buscaban su ancla comercial.

El trigger más importante de los próximos días es la respuesta formal de Microsoft al reporte de Bloomberg. Si la empresa emite una corrección en 48-72 horas confirmando que la meta de 2030 sigue en pie, el impacto se revierte. Si no corrige, o si emite un comunicado de "estamos revisando," el mercado trata el reporte como confirmado. Eso mueve el pricing del segmento premium de PPAs corporativos en todo el hemisferio.

México tiene las señales correctas en los lugares equivocados. Capital manufacturero llegando a una red que no está lista. Apertura de Pemex al mercado sin disciplina financiera que la sostenga. Un tratado comercial que todos dicen que sobrevivirá pero nadie garantiza que saldrá bien este año. La ventaja es de quien tiene el diagnóstico antes de que el mercado lo ponga en el precio.

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

Nos leemos mañana.

— Alejandro