México negocia con la mano débil: aranceles permanentes, grid al límite y el barril acercándose a USD 100

El 17 de abril, Ebrard decía que la prioridad era "el fin de los aranceles." Cuatro días después, el 21 de abril, ya estaba diciendo que el objetivo es reducirlos "en lo menos posible." Esa distancia de cuatro días es la medida exacta de cuánto poder de negociación tiene México en este momento.

El 25 de mayo arranca formalmente la revisión del T-MEC. La fecha estaba en el calendario desde que se firmó el tratado — el Artículo 34.7 establece el 1 de julio de 2026 como deadline estatutario. Lo que no estaba en el calendario era que México llegaría a esa mesa ya habiendo cedido el argumento central antes de sentarse.

Los números son concretos y no tienen interpretación alternativa. Los aranceles Sección 232 del 25% sobre vehículos ligeros y camiones ya se aplican a exportaciones mexicanas, equiparando a México con países sin ningún tratado comercial con EE.UU. El mismo arancel aplica al 50% del contenido de acero y aluminio puro, y al 25% sobre derivados con más del 15% de contenido metálico. El sector automotriz ya acumula una caída del 3% en exportaciones y aproximadamente 60,000 empleos perdidos desde que se impusieron los aranceles.

La brecha interna es visible y tiene nombre. El CCE — representado por figuras como José Medina Mora — mantiene la postura pública de "arancel cero para todo lo que cumpla reglas de origen." El gobierno federal ya aceptó que eso no es negociable para Washington. Ebrard lo dijo directamente: "No deberíamos estar en la nostalgia de cuando no había aranceles." Esa frase es la autopsia del T-MEC original.

Hay un complicador adicional que los medios mexicanos están cubriendo poco. El USTR Jamieson Greer está pidiendo 100% de contenido regional para motores, electrónica principal y software en el sector automotriz. Eso no es una posición de arranque para negociar — es una exigencia que la base industrial mexicana no puede cumplir físicamente en el corto plazo porque el ecosistema de semiconductores y electrónica avanzada en México sigue siendo naciente comparado con Asia.

La variable que extiende todo es Canadá. Mark Carney declaró el 22 de abril que Canadá "no suplica ni permitirá que EE.UU. dicte condiciones." Bien. Pero si Carney busca una pista bilateral con Washington separada de la trilateral, México queda aislado negociando solo con la potencia que tiene todo el poder de la mesa. BBVA ya anticipó ese escenario en su análisis y lo etiquetó como riesgo de que el peso llegue a MXN 18.0-18.5 por dólar, una depreciación del 7% desde los niveles actuales de ~17.25.

El 82% de las exportaciones mexicanas a EE.UU. entraron bajo reglas T-MEC en 2025. Eso es lo que México tiene que defender. No la elimainación de aranceles — eso ya se fue — sino la preservación del acceso diferenciado que da el tratado frente a competidores que no tienen ninguno.

Para cualquier director de finanzas o planta que siga modelando su operación con el supuesto de que los aranceles desaparecen en el segundo semestre de 2026: ese escenario ya tiene 20% de probabilidad según los análisis disponibles, no 80%. El piso es 25% en automotriz y 50% en acero básico, y los modelos de negocio tienen que vivir en ese piso.

La historia del día no es que Jalisco tiene un déficit eléctrico. Es que Jalisco está resolviendo su déficit eléctrico mientras la mayoría de los estados mexicanos siguen esperando que la CFE resuelva el suyo.

Cuando Flex — Flex Ltd., la ex-Flextronics — anunció su inversión de USD 1,000 millones en Zapopan para manufactura avanzada de centros de datos y servidores de inteligencia artificial, el primer problema no fue tierra, ni permisos de construcción, ni mano de obra. Fue energía. La planta requiere 80 MW de capacidad continua. El propio director de desarrollo de negocio de Flex lo reconoció públicamente: el suministro se está recibiendo "de manera gradual conforme avanza el proyecto." En cualquier otro estado, esa frase significa que el proyecto espera. En Jalisco, significa que SEDES (La Secretaría de Desarrollo Energetico Sustentable) ya está coordinando la solución.

Los números de fondo del reto son reales: Jalisco tiene una demanda pico de hasta 9,000 MW contra una generación local de 3,000-5,000 MW. La diferencia la cubre transmisión interregional — una dependencia estructural que se vuelve vulnerable con cada gran inversión que llega. Pero en lugar de frenar la inversión o prometer infraestructura que no existe, el gobierno estatal construyó capacidad institucional para resolver el problema caso por caso.

Ahí está el diferencial. SEDES y AEEJ actúan como intermediarios ejecutivos entre la empresa inversora y la red federal, acelerando los estudios técnicos de CENACE que en otros estados pueden tardar meses o años en el cajón. Jalisco no tiene más megawatts que Nuevo León o Querétaro. Tiene más velocidad institucional para desplegar los que tiene.

Y está construyendo más. La planta de ciclo combinado que la presidenta Sheinbaum confirmó para la zona metropolitana de Guadalajara durante su visita del 7 de marzo agregará 500 MW iniciales — escalables a 1,000 MW en una segunda fase, con una inversión estimada de USD 571 millones — y su licitación está programada para 2026. No estará operativa antes de 2029-2030, pero el proceso ya arrancó.

Mientras eso ocurre, Jalisco está liberando capacidad de otra manera. El 20 de abril, SEDES, AEEJ y la Asociación de Hoteles de Jalisco firmaron un acuerdo de financiamiento para proyectos de energías limpias por MXN 3,000 millones, abierto a distintos sectores, que incluye como ancla a más de 180 hoteles afiliados. En paralelo, Serfimex Capital firmó una línea independiente de MXN 1,000 millones para sistemas desde MXN 1 millón hasta el umbral de 0.7 MW. La lógica detrás es menos obvia de lo que parece: cada hotel que migra a generación solar reduce su carga sobre los nodos de distribución locales, liberando capacidad en la red para usos industriales de mayor valor.

El resultado acumulado es que Jalisco lidera generación distribuida a nivel nacional con 666 MW instalados y más de 90,000 solicitudes de interconexión activas — 44% por encima del segundo lugar, Nuevo León. Eso no es coincidencia. Es el producto de tres años de trabajo institucional sostenido del AEEJ en un entorno regulatorio donde la mayoría de los estados ni siquiera tienen una agencia equivalente.

El marco regulatorio ya está actualizado. Las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) publicadas en el DOF el 12 de diciembre de 2025 formalizaron el Registro de Autoconsumo bajo la CNE para proyectos de 0.7 MW en adelante, estableciendo dos modalidades: aislado (sin inyección a la red) e interconectado (con excedentes a precio marginal local). Jalisco tiene más proyectos listos para aprovechar ese marco que cualquier otro estado.

Para los que siguen eligiendo dónde invertir: el riesgo eléctrico en México no es uniforme. Es un mapa de capacidad institucional estatal. Y en ese mapa, Jalisco ya lleva varios años de ventaja.

WTI cotizando entre USD 92-92.50. Brent rozando USD 100. El Estrecho de Ormuz abierto según Irán, cerrado según los armadores que no quieren arriesgar sus barcos. La UE calculando el daño.

Para una empresa en Monterrey, Guadalajara o el Bajío, este conflicto geopolítico no está en la página de internacionales. Está en camino a la factura de energía.

El mecanismo no es misterioso. México genera el 60-61% de su electricidad con gas natural. Importa el 76% de ese gas desde EE.UU. — un récord de 6,638 millones de pies cúbicos diarios en 2025, tercer año consecutivo de crecimiento. El precio de referencia es Henry Hub. Y la tarifa industrial de CFE tiene un factor de ajuste por combustible que pasa ese costo de generación directamente al usuario final. No es un bug del sistema tarifario — es una característica explícita del diseño.

Cuando Europa y Asia necesitan reemplazar el volumen de LNG que normalmente transita por Ormuz, van al mercado spot estadounidense. Esa presión adicional sobre la oferta de gas en Texas compite con lo que México importa. El Henry Hub sube. La generación de CFE se encarece. El factor de ajuste se activa. La factura industrial de Punta sube.

La EIA proyectaba Henry Hub en USD 3.76/MMBtu promedio para 2026 — ya subido desde USD 3.53 en 2025. Pero ese número tiene historia reciente: en enero de 2026, un evento de frío extremo lo llevó a USD 6.68/MMBtu en una sola sesión, una subida del 27% en un día. Los escenarios de estrés con Ormuz prolongadamente cerrado apuntan a USD 7-8/MMBtu. Standard Chartered revisó su pronóstico promedio de Brent 2026 a USD 85.50 antes de la última escalada; la EIA proyecta Brent por encima de USD 95 en el corto plazo.

Hay una segunda presión que se suma. Los centros de datos en Texas — el hub emergente de infraestructura de IA que el nearshoring está construyendo a toda velocidad — están demandando gas natural a un ritmo que ya estresa la oferta doméstica estadounidense independientemente de Ormuz. Son dos vectores de demanda convergiendo sobre el mismo activo del que México depende para generar electricidad.

La cara optimista del dato no es menor. Una empresa que firmó un contrato de autoconsumo solar a MXN 1.10-1.30/kWh en 2024 está completamente aislada de esta dinámica. Mientras sus competidores absorben el ajuste tarifario de CFE, esa empresa opera con costo de energía fijo por 15-20 años. La brecha de competitividad se amplía cada semana que Ormuz sigue cerrado.

El retorno de inversión de un proyecto solar industrial en México se calculaba con supuesto de gas a USD 3.50/MMBtu. A USD 6, el payback se comprime dos años. A USD 8, se comprime cuatro. The Economist documentó el fenómeno esta semana: la guerra de Irán está acelerando la economía de las renovables más que cualquier política climática en la historia reciente. Europa pasó de 46% a 62% renovables en 18 meses después del shock de gas ruso. El mismo proceso está ocurriendo ahora, con México como mercado en el centro de la trayectoria.

Los libros de los EPC en Jalisco y Bajío para Q3-Q4 2026 ya están llenándose. Los que firman en abril y mayo capturan precios de equipo actuales y tiempos de entrega razonables. Los que esperan a Q3 compiten con un mercado más saturado y componentes posiblemente más caros. El barril a USD 95 no es solo una noticia de commodities. Es el argumento de negocios que lleva el proyecto solar del backlog al contrato firmado.

El nearshoring no es una tendencia. Es un inventario instalado que ya consume electricidad.

Más de 350 empresas taiwanesas operan en México hoy. No son proyectos en evaluación ni anuncios de intención — son plantas con turnos activos, líneas de producción, sistemas de climatización industrial funcionando 24/7. Taiwán es el tercer socio comercial de México con USD 48,200 millones en intercambio bilateral en 2025. ASUS, ADATA y los socios manufactureros de NVIDIA tienen operaciones en territorio mexicano. Y siguen llegando: una misión comercial de 24 empresas taiwanesas recorrió Latinoamérica en marzo de 2026 buscando socios manufactureros.

En la misma semana, Siemens anunció MXN 1,300 millones adicionales en Querétaro — acumulando más de MXN 3,000 millones en el estado en el último año — y ZF Group metió MXN 110.8 millones en su planta de sistemas de dirección automotriz. Hannover Messe 2026 fue un catálogo de inversiones que ya tienen dirección y fecha.

El problema que nadie está calculando públicamente es cuántos megawatts consume todo eso. Una planta automotriz grande requiere entre 40 y 80 MW de demanda continua. Una instalación de manufactura de electrónica o semiconductores puede necesitar entre 50 y 150 MW. Los centros de datos en México están en 250 MW operativos hoy y necesitan llegar a 1,500 MW para 2030 — seis veces el tamaño actual, con USD 18,000 millones de inversión proyectada. Querétaro ya supera 200 MW solo en demanda de data centers.

El cuello de botella no es de mano de obra, ni geográfico, ni arancelario. Es eléctrico.

Y el problema de timing es matemático. Una planta manufacturera moderna se construye en 12-18 meses. Un proyecto de transmisión de CFE tarda 3-5 años desde licitación hasta operación. Los 77 proyectos de transmisión que CFE tiene en cartera por MXN 95,063 millones son reales — pero no estarán listos cuando llegue la demanda. Están llegando ya.

La solución que está funcionando en la práctica es la generación distribuida bajo el marco de las DACG publicadas en el DOF el 12 de diciembre de 2025 — proyectos de 0.7 MW en adelante que obtienen permiso de autoconsumo bajo la Ley del Sector Eléctrico. Es la única alternativa con timeline compatible con los ciclos de inversión del nearshoring. Flex en Zapopan y Foxconn en El Salto están combinando suministro CFE faseado con compromisos de largo plazo en generación distribuida, con SEDES como coordinador. Las Tier-2 y Tier-3 — la mayoría de las 350 empresas taiwanesas — tienen que resolver el problema solos, sin el peso político para conseguir un arreglo tipo Flex.

Ahí está el gap de mercado más claro del año. Un desarrollador de parque industrial que ofrece tierra sin garantía de KVA en 2026 está vendiendo un activo varado. El que llegó antes, construyó la subestación, obtuvo el permiso de interconexión y puede ofrecer "energía incluida" con contrato de 10 años tiene un producto sin competencia real. Los parques con energía garantizada ya tienen lista de espera. Los que no, no tienen tenants.

El megawatt es el activo escaso de la economía mexicana en la segunda mitad de la década. El capital que lo entienda primero gana el mercado.

Tres acciones ejecutables antes del viernes 30 de abril:

1. Audita tu exposición al ajuste combustible de CFE antes del 25 de mayo. Saca la factura de CFE más reciente, localiza el concepto de "ajuste por combustible" o "cargo por combustible" y calcula qué porcentaje representa de tu costo total. Si supera el 15%, tienes un riesgo cuantificable que escala directamente con Henry Hub — y tienes menos de 30 días antes de que empiece el periodo de mayor volatilidad geopolítica del año.

2. Verifica la capacidad de transformación disponible en tu nodo CFE. Si operas o desarrollas propiedad industrial en Jalisco, Bajío o Nuevo León, solicita a CFE la memoria técnica de tu subestación de referencia. El número que necesitas: MVA disponibles vs. MVA comprometidos. Si estás por encima del 80% de utilización, tu próximo tenant de alto consumo va a buscar otro parque.

3. Contacta a AEEJ si tienes un proyecto industrial en Jalisco. La Agencia de Energía del Estado tiene un proceso formal de estudio de factibilidad de interconexión que tarda aproximadamente 90 días. Ese estudio es el primer paso obligatorio para cualquier proyecto de autoconsumo o conexión nueva a la red. Sin él, no hay certeza de suministro, no hay financiamiento, y no hay fecha de arranque. El proceso inicia con una solicitud directa a la agencia — esta semana.

Tres señales, una lectura. Los aranceles no desaparecen, la red no alcanza, y el gas sube porque hay una guerra del otro lado del mundo. La empresa que toma decisiones hoy con esos tres supuestos como piso — no como escenarios adversos — tiene el modelo de negocio correcto para lo que viene.

La incertidumbre no desaparece en junio. Pero la ventana de actuar antes de que el mercado se llene ya está cerrando.

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

Nos leemos mañana.

— Alejandro