La Convocatoria cambió otra vez

SENER publicó hoy en el DOF la segunda modificación a la Convocatoria de proyectos estratégicos de generación y almacenamiento: el tercer ajuste al proceso desde mayo, con la ventana de pagos de estudios cerrando el 15 de julio y la de permisos ante CNE abriendo el 16. En paralelo, dos riesgos que se discuten como futuros ya son presentes: el arancel mexicano de 5% a 50% sobre importaciones sin tratado está vigente desde el 1 de enero, y la pregunta de quién paga la red de los data centers ya tiene dos respuestas opuestas, una en Wisconsin y otra en Sonora. Semana de cierre: el T-MEC acumuló columnas; la obra y el DOF acumularon fechas.

Hoy el DOF pesó más que las columnas. Mientras la conversación pública siguió atrapada en la revisión del T-MEC, tres mecanismos concretos se movieron: SENER recalibró otra vez el proceso de proyectos estratégicos, la política arancelaria que muchos siguen tratando como propuesta cumplió seis meses cobrando en aduana, y el conflicto de traslado de costos de los data centers produjo su primer litigio formal en Estados Unidos justo cuando México construye, con obra pública, la respuesta contraria.

Las tres piezas de hoy comparten un mecanismo: el riesgo dejó de estar en el anuncio y se mudó al calendario. La Convocatoria castiga al que opera con fechas viejas. El arancel castiga al que cotiza con precios de 2025. Y la red castiga, o subsidia, según qué regulador te toque.

La semana empezó con un tratado en revisión y termina con una lección más útil: el ruido no tiene calendario; la obligación sí.

El T-MEC dominó el volumen los cinco días. Lo nuevo de hoy no es el coro, sino dos matices con filo: la revisión puso la protección a inversionistas y el arbitraje en la mira, que es donde el riesgo político se vuelve riesgo contractual, y al mismo tiempo Comce recordó que cambios de fondo requieren aval del Congreso estadounidense y difícilmente serán sustanciales. Entre el canciller que declara que la revisión avanza ordenada y las columnas que declaran crisis, el dato duro quedó en medio: exportaciones proyectadas en USD 730,000 millones para 2026, cifra de Comce que conviene tratar como proyección gremial, no como hecho consumado.

Qué no exagerar: casi toda la narrativa de crisis de esta semana salió de columnas de opinión, no de eventos. El evento verificable de la semana en comercio fue uno solo, el del 1 de julio, y ya lo cubrimos el lunes.

Qué queda armado para la próxima semana: la ronda bilateral del 20 de julio, el cierre de la ventana de pagos de la convocatoria el 15 y la apertura de solicitudes de permiso ante CNE el 16. Tres fechas, tres obligaciones, cero opiniones.

El proceso de proyectos estratégicos cambió de fechas tres veces desde mayo; operar con el calendario de junio ya es operar a ciegas.

SENER publicó hoy en el DOF el Acuerdo de segunda modificación a la Convocatoria para la Atención de Proyectos Estratégicos de Generación y Almacenamiento de Energía Eléctrica, alineados a la planeación vinculante. Es el tercer ajuste al proceso desde su publicación original: la Convocatoria salió en el DOF el 26 de mayo, su calendario se modificó el 8 de junio y otra vez el 17 de junio, y hoy llega una nueva capa de cambios.

El calendario vigente tras el ajuste de junio, según la comparativa publicada por Energía a Debate sobre los Acuerdos del DOF: pago de estudios de interconexión del 6 al 15 de julio, solicitudes de permiso ante CNE del 16 de julio al 18 de agosto, evaluación de criterios de planeación vinculante del 2 al 7 de octubre, publicación de resultados el 12 de octubre y emisión de permisos el 13. El marco de fondo no cambió: el proceso corre sobre el Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2039, la ventanilla es la VUPE (Ventanilla Única de Proyectos Estratégicos del Sector Energético), y los proyectos de generación deben incluir almacenamiento de al menos 30% de la capacidad de planta con mínimo 3 horas de duración, con operación comercial entre 2027 y el primer semestre de 2030.

Inversionista: tres modificaciones en seis semanas es información en sí misma. Dice que la autoridad está recibiendo más registros de los que su proceso digería, lo cual confirma apetito real de mercado, y dice que las fechas de este proceso son variables, no constantes. Para un comité que evalúa entrar, el riesgo de calendario debe modelarse: una decisión de permiso que hoy apunta al 13 de octubre puede correrse, y con ella el cierre financiero y la fecha de operación comercial comprometida.

Operador Industrial: si tu estrategia de suministro depende de un proyecto registrado en esta Convocatoria, tuyo o de tu desarrollador, la fecha que te prometieron en junio ya pasó por dos ajustes. Pide la reconfirmación por escrito contra el Acuerdo de hoy.

Hoy, no el lunes: quien tenga proyecto registrado debe leer el Acuerdo publicado y cotejar cada hito contra su cronograma interno, empezando por la ventana de pago que cierra el 15 de julio y la de solicitudes ante CNE que abre el 16. Un pago que llega tarde por operar con el calendario derogado no es un retraso: es quedar fuera de un proceso que asigna permisos contra planeación vinculante.

Dos cosas. La primera, los avisos de la VUPE, que es donde aterrizan los cambios operativos entre publicaciones del DOF. La segunda, si el 12 y 13 de octubre resisten como fechas de resultados y permisos: si hay una cuarta modificación que las mueva, el mensaje ya no sería saturación administrativa sino un problema estructural de capacidad de evaluación, y eso repreciaría el riesgo de todo el pipeline vinculado a esta vía.

El riesgo arancelario de tu compra solar ya no es escenario: es un decreto vigente desde enero, y el contrato decide quién lo absorbe.

Buena parte del mercado sigue discutiendo el arancel mexicano como amenaza futura. El DOF dice otra cosa: el decreto que modifica 1,463 fracciones arancelarias de la TIGIE (Tarifa de la Ley de los Impuestos Generales de Importación y de Exportación) se publicó el 29 de diciembre de 2025 y está vigente desde el 1 de enero de 2026, sin periodo de transición, con tasas de 5% a 50% para mercancía de países sin tratado, con China a la cabeza. El programa IMMEX difiere el impuesto, pero no lo exime. Lo que empezó como la propuesta de septiembre dentro del Paquete Económico 2026 ya es costo de aduana.

El frente norte aprieta al mismo tiempo. Estados Unidos mantiene determinaciones finales antidumping y compensatorias sobre celdas fotovoltaicas de Camboya, Malasia, Tailandia y Vietnam, con tasas de hasta 3,521% en los casos extremos. Ese cerco redirige inventario asiático hacia mercados como México y, en paralelo, endurece los estándares de trazabilidad y origen que los compradores serios ya exigen. El resultado, como lo describe el análisis contractual de PV Tech publicado hoy, es un blanco móvil: aranceles, prohibiciones de importación y aduanas que cambian las reglas después de la firma.

Operador Industrial: el ahorro de tu proyecto de GD o autoconsumo se decidió siempre en la factura CFE; ahora también se decide en el pedimento. Un contrato EPC a precio alzado firmado con cotizaciones de 2025 puede traer adentro un sobrecosto arancelario que alguien va a absorber, y si tu cláusula de cambio de ley es genérica, ese alguien eres tú. La pregunta operativa dejó de ser "cuánto cuesta el módulo" y pasó a ser "bajo qué fracción entra, de qué origen, y quién paga si la tasa cambia con el contenedor en el Pacífico".

Inversionista: la trazabilidad del BOM (lista de materiales) dejó de ser métrica ESG decorativa y se volvió variable de bancabilidad. Un modelo de proyecto solar en México que no estresa CAPEX con escenarios arancelarios está incompleto.

El contraargumento fuerte es la deflación estructural del módulo: los precios globales han caído tanto por sobrecapacidad que un arancel moderado puede dejar el precio en aduana cerca de lo que se pagaba hace dos años sin arancel. Bajo esa lectura, el operador que congela su compra por miedo arancelario pierde más en ahorros de factura no realizados que lo que perdería absorbiendo la tasa. Es un argumento serio y probablemente cierto para tasas bajas del rango. Deja de serlo en el extremo alto, y sobre todo no aplica al riesgo aduanero de origen: un embarque detenido por trazabilidad no es un sobrecosto, es un proyecto parado.

Tres cosas concretas: la clasificación exacta de tus fracciones (módulos, inversores, estructuras, transformadores) contra el decreto vigente, trabajo de agente aduanal, no de fe; cualquier decreto modificatorio en el DOF que cree exenciones o cupos para bienes de capital energético, que sería el alivio quirúrgico que las cámaras empujan; y las cláusulas de cambio de ley y fuerza mayor de todo contrato de suministro que firmes este semestre.

El costo de conectar data centers ya tiene dos modelos en Norteamérica: el desarrollador colateraliza, o el Estado construye. México eligió sin debatirlo.

El 9 de julio, los reguladores de Wisconsin se negaron a relajar las reglas de garantías crediticias para data centers, y Oracle llevó la disputa a tribunales. El principio detrás de la regla es simple: si un desarrollador exige infraestructura eléctrica dedicada, debe colateralizar el riesgo de que esa infraestructura quede varada, en lugar de trasladarlo al usuario cautivo que paga tarifa.

México ya está respondiendo la misma pregunta con el modelo opuesto, sin haberla planteado en público. Para el data center de Foxconn en Hermosillo, con un centro de carga de 857.4 MW, CFE y el gobierno de Sonora proyectan una subestación de maniobras de 400 kV y una línea de transmisión de 62 kilómetros hasta la Subestación Seri, con una inversión de USD 307.9 millones en esa infraestructura. Para dimensionar: 857.4 MW es más de cinco veces la carga del data center de Querétaro cuya línea de 400 kV cubrimos ayer.

Entre los dos modelos no hay un marco tarifario mexicano público y diferenciado que responda quién absorbe el reforzamiento de red cuando llega una hipercarga: no existe hoy una categoría publicada de "cliente de carga extra grande" con reglas de colateral como la de Wisconsin.

Inversionista: El riesgo de traslado de costos está mal precificado en ambas direcciones. Si México eventualmente replica el escrutinio tipo Wisconsin, los modelos de TIR de data centers que hoy asumen red socializada se deterioran de golpe. Si no lo replica, el riesgo se invierte: CFE acumula activos dedicados a contrapartes tecnológicas y, si la demanda de cómputo decepciona, el costo del activo varado migra a tarifas de porteo que pagan todos tus otros activos en el país. En cualquiera de los dos escenarios, la variable que decide la bancabilidad de una hipercarga en México no es el capital ni los chips: es quién firma el fierro de la interconexión.

Operador Industrial: cada MW de capacidad de transmisión que una hipercarga amarra con respaldo político es un MW por el que tu ampliación de planta compite en la cola de CENACE sin ese respaldo. El precedente de Sonora te dice que la prioridad de red puede asignarse por proyecto estratégico, no por orden de llegada.

El contraargumento de escala: la carga agregada de data centers en México sigue siendo una fracción menor de la demanda del sistema, y trasladar la histeria regulatoria de Wisconsin, donde un solo campus pide gigawatts, a un mercado que apenas suma cientos de MW puede ser prematuro y castigar una industria incipiente. Es válido hoy. Deja de serlo al ritmo que crecen los anuncios: solo Foxconn en Sonora equivale, él solo, a varias veces la carga digital instalada que el país tenía hace dos años. La escala que hace irrelevante el debate es exactamente la que lo va a forzar.

La señal que cambiaría el régimen: cualquier anteproyecto en CONAMER (Comisión Nacional de Mejora Regulatoria) o publicación en el DOF que cree un tratamiento tarifario o de colaterales para grandes cargas. Y la resolución del litigio de Oracle en Wisconsin, porque fijará el precedente que los reguladores de todo el continente van a leer.

Señales en observación que no fueron Deep Dive hoy:

Esta semana deja una asimetría que vale más que cualquier pronóstico. Del lado del ruido: decenas de columnas sobre un tratado cuya única novedad verificable ocurrió hace nueve días. Del lado de las obligaciones: un decreto arancelario que lleva 191 días cobrando mientras el mercado lo discute como hipótesis, una Convocatoria cuyo calendario cambió tres veces mientras los registrados planeaban con fechas muertas, y USD 307.9 millones de infraestructura pública comprometida a una carga privada sin que nadie preguntara quién la paga.

El patrón es el mismo en los tres casos: el costo de la desinformación ya no es opinar mal, es pagar tarde. Los que pierden con estos mecanismos no son los que apostaron en contra; son los que no leyeron el DOF a tiempo.

Las tres piezas de hoy comparten un punto ciego: el riesgo ya no avisa, se publica. PBD Energy Intelligence convierte ese flujo en decisiones: diagnostica la exposición real de una operación (fracciones arancelarias de su equipo, fechas regulatorias de su pipeline, posición en la cola de interconexión), modela alternativas, cotiza rutas viables y coordina la ejecución técnica, financiera y regulatoria. La recomendación nace del diagnóstico, no de una tecnología predefinida.

Si tu compra de equipo, tu proyecto en la Convocatoria o tu solicitud de interconexión dependen de fechas que cambiaron esta semana, conviene ponerle números antes de la próxima ventana.

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