México recalibra en cuatro frentes simultáneos: aranceles estructurales, Ormuz a $106, data centers sin energía y CAPEX que ya no cierra

Esta semana no entró como debería a los libros de texto del nearshoring. Entró como una semana de ajuste de supuestos.

En cuatro frentes simultáneos — aranceles, energía global, infraestructura digital y costos de capital — las empresas que operan en México recibieron señales que invalidan modelos financieros construidos hace 18 meses. No es apocalipsis. Es recalibración obligatoria. Y hay una diferencia importante entre las dos cosas.

El ruido más alto de la semana fue el T-MEC. Ebrard movió la postura oficial de "eliminar aranceles" a "reducir en lo menos posible" — una concesión que el mercado ya había precios parcialmente, pero que ahora tiene nombre, fecha y confirmación ministerial. El 25 de mayo ya tiene formato de primera ronda real, no de foto diplomática. Lo que pase en esa mesa define el costo de operar en México para los próximos cinco años, no los próximos cinco meses.

La señal menos cubierta de la semana — y probablemente la más importante para el P&L de mediano plazo — fue el +66% en CAPEX de plantas a gas publicado por BNEF. Mientras todos miraban Ormuz y el T-MEC, Bloomberg confirmó que los modelos financieros de generación centralizada construidos en 2024 tienen un hoyo estructural antes de que comience la obra. Las turbinas de GE Vernova no tienen cupo hasta 2031. CFE tiene MXN 95,063 millones presupuestados con costos de hace dos años. Eso no es un problema de presupuesto — es un problema de arquitectura.

El número que se lleva al fin de semana: 3.5 días. Eso es lo que tiene México de reservas de combustible mientras el Brent sigue por encima de $100 USD. No es el precio del petróleo lo que debe preocupar esta semana. Es la pregunta de qué tan lejos está la próxima disrupción de supply chain de convertir esa estadística en un problema operativo real.

La semana del 21 de abril va a aparecer en los postmortems de muchos proyectos de inversión. El miércoles 22, Marcelo Ebrard dijo en público lo que los equipos técnicos de la Secretaría de Economía ya sabían desde enero: México no va a recuperar el libre comercio que tuvo antes de 2025. El objetivo de la negociación del T-MEC bajó de "eliminar aranceles" a "reducir en lo menos posible." Eso no es un ajuste de tono. Es una señal de precio con consecuencias directas en el estado de resultados de miles de empresas.

Los sectores con arancel confirmado como estructural son tres: automotriz (base 25% bajo Sección 232), acero y aluminio. EE.UU. dejó claro esta semana que esos aranceles no se mueven. No como posición de apertura — como posición final. El USTR Jamieson Greer lo confirmó en su visita a Ciudad de México y lo repitió en Washington. La pregunta que se negocia el 25 de mayo no es "¿se van los aranceles?" sino "¿cuánto se reducen y para qué fracciones específicas?"

Hay una grieta pública que vale la pena nombrar. El Consejo Coordinador Empresarial mantiene su postura de arancel cero para todos los bienes que cumplen reglas de origen. El gobierno ya negocia en otro piso. Esa brecha no la va a cerrar la diplomacia — la va a absorber la cadena de suministro. Los Tier 2 y Tier 3 de automotriz, los productores de acero plano en Nuevo León, las plantas de aluminio en Coahuila: ellos son los que van a cargar el diferencial entre lo que el CCE pide y lo que el gobierno consiga.

Lo que sí se puede mover en la negociación formal es más pequeño pero concreto. El Plan de Acción sobre Minerales Críticos — firmado el 4 de febrero — es el único activo negociador real que México tiene sobre la mesa. Litio, cobre, grafito, tierras raras: eso es lo que EE.UU. necesita y México tiene. Si la negociación formal produce carveouts para manufacturas que usan minerales críticos de origen mexicano, hay empresas que pueden salvar su modelo de costos.

El trigger a vigilar es preciso: el lenguaje que use el equipo de Greer en los comunicados del 25 de mayo. Si aparece la frase "national security" asociada a importaciones de componentes electrónicos o ensambles automotrices desde México, el escenario base se deteriora rápidamente hacia el peor caso. Si el comunicado habla de "progreso técnico" y "grupos de trabajo sectoriales," la negociación sigue en el carril manejable.

Las empresas que tienen modelos financieros presentados a consejo o a prestamistas en los últimos 24 meses con supuesto de arancel cero tienen un problema que no es solo operativo — es de representación frente a stakeholders. Ese modelo necesita actualizarse antes del 25 de mayo, no después.

Hay dos historias distintas en el rally petrolero de esta semana. La primera es la historia que los medios cubren: Brent superó $106 USD, la Mezcla Mexicana acecha los $100, y Trump no tiene prisa por terminar la guerra con Irán. Es geopolítica de grandes titulares.

La segunda historia es la que importa para una planta en Jalisco o un corredor logístico en el Bajío. México tiene 3.5 días de reservas de combustible. El estándar de la AIE son 90 días. La diferencia entre esos dos números es la diferencia entre un sistema energético con colchón de absorción y uno que opera al límite de su inventario físico. Un evento menor — una huelga en un puerto del Golfo, un incidente en la refinería de Salina Cruz, un temporal en el Pacífico — convierte esa estadística en un problema de abasto real en 48 horas.

El tope regulatorio al precio del diesel existe en papel. En la factura de distribución, no. Canacar confirmó que cada peso de aumento en diesel se traduce en 4% de incremento en tarifas de flete. Los transportistas ya aplican recargos por combustible que no aparecen en el precio de la bomba pero sí en la orden de compra de tu 3PL (Third Party Logistics). El subsidio del IEPS protege al consumidor final — no protege a la empresa que mueve su producto de Guadalajara a Monterrey.

El contexto global calibra la magnitud del problema. La UE estima que el cierre de Ormuz le cuesta €500 millones al día. México tiene una economía equivalente al 12% de la zona euro, lo que implica una exposición proporcional en el orden de €60 millones diarios entre costos logísticos, impacto en IEPS y menor actividad industrial. No es un número publicado — es una aproximación que indica que el costo ya es material aunque no esté en ningún boletín oficial.

Standard Chartered puso $95 USD como nuevo equilibrio de precio hace 72 horas. El Brent ya rebasó ese número. Bank of America tiene un escenario de $130 si el conflicto se extiende al segundo semestre. El mercado está apostando a una guerra larga — la apertura del 16 de abril que momentáneamente bajó el Brent 12% ya fue repriciada como un anuncio iraní sin respaldo operativo.

Dos cosas no cambian aunque Ormuz abra mañana: el inventario de reservas sigue en 3.5 días, y los contratos de flete firmados antes del 28 de febrero no tienen cláusula de ajuste por combustible. Esos son los dos problemas ejecutables esta semana. El precio del Brent no lo controla nadie en esta lista de lectura.

El mercado de data centers en México proyecta USD 7,527 millones para 2034. La capacidad instalada creció 142% en dos años — de 115.5 MW a 279 MW. Los números de crecimiento son buenos. El problema es que el techo ya está a la vista y es un techo eléctrico, no de demanda.

SENER no ha creado ningún mecanismo de fast-track para suministro eléctrico a data centers. La MEXDC (Asociación Mexicana de Data Centers) lleva meses enviando solicitudes formales de coordinación en planeación de largo plazo. La respuesta institucional ha sido el silencio administrativo. Mientras tanto, CenterPoint Energy en Texas tiene comprometidos 12.2 GW de nueva carga de data centers y planea energizar 8 GW antes de 2029. México tiene como meta nacional 1,516 MW para 2030. Texas va a tener más en un solo código postal que México en todo el país.

El caso Flex en Zapopan es la señal más honesta de dónde está el sistema. USD 1,000 millones de inversión en manufactura de equipo para data centers e IA — la inversión más grande de Flex en México en su historia. El director de la empresa dijo en público que el proyecto va a consumir siete veces la energía del Puerto de Manzanillo en fase de pruebas, y que Jalisco todavía no tiene esa capacidad. El suministro llega "gradualmente conforme avanza el proyecto." En lenguaje financiero eso tiene otro nombre: riesgo de ejecución sobre el que el inversionista no tiene control.

Lo que sí funciona es el modelo que SEDES y la AEEJ construyeron para ese caso: una garantía energética negociada directamente con CFE a nivel estatal, caso a caso, con suministro gradual mientras la infraestructura crece. No es escalable en su forma actual — ningún hyperscaler va a firmar un datacenter de 500 MW bajo un esquema ad hoc sin certeza contractual. Pero demuestra que el mecanismo existe cuando hay voluntad política para activarlo.

El competidor interno más serio de Jalisco en esta categoría ya tiene nombre. Nuevo León tiene el proyecto AI-GDC de Cipre Holdings y NVIDIA — USD 1,000 millones, instalación comenzando en 2026, diseñado desde el inicio con generación renovable dedicada para sortear el cuello de botella de CFE. La diferencia respecto al modelo Jalisco: Nuevo León apostó a la generación propia desde el diseño, no a la garantía estatal de suministro de la red.

El sector privado ya está invirtiendo para resolver lo que SENER no resuelve. En el Bajío, los desarrolladores de data centers han invertido ~USD 340 millones en infraestructura eléctrica dedicada — subestaciones propias, líneas de alta tensión privadas — solo para hacer viables sus proyectos. Ese dinero en un mercado eléctrico funcional sería capex de CFE. En México es capex privado que se convierte en barrera de entrada para competidores sin capital.

El trigger que determina si el escenario base mejora o se deteriora: si SENER publica algún instrumento regulatorio — aunque sea en borrador — sobre suministro de energía para cargas industriales de alta demanda antes del 1 de julio. Si llega el cierre del primer semestre sin una señal de SENER, el capital que todavía está evaluando México toma su decisión.

Hay un dato que salió esta semana y que casi nadie está leyendo en su dimensión completa. BNEF confirmó que el costo de construir una planta de gas de ciclo combinado subió 66% — de menos de USD 1,500/kW en 2023 a USD 2,157/kW en 2025. No es inflación ordinaria. Es la saturación simultánea de la cadena de suministro global de equipo de generación por tres fuerzas que coincidieron: la explosión de demanda de data centers, el retiro acelerado de carbón en Europa y Asia, y la escasez de manufactura de turbinas pesadas.

GE Vernova tiene 100 GW en backlog y los próximos slots de producción disponibles son para 2031. El CEO Scott Strazik lo dijo sin eufemismos: si ordenas hoy, recibes en 2031. Wood Mackenzie proyecta que el precio de turbinas llegará a $600/kW en 2027 — casi el triple del nivel de 2019. Las utilities de EE.UU. que rastrean S&P Global tienen USD 1.3 billones en CAPEX proyectado para 2026-2030, y ese ciclo va a absorber la mayor parte de la capacidad manufacturera global de equipo eléctrico — transformadores, switchgear, cables de alta tensión — que México también necesita.

La exposición directa para el CFE es real y cuantificable. La comisión tiene MXN 95,063 millones presupuestados para 77 proyectos de transmisión calculados con costos de 2024. Ese presupuesto tiene una brecha estructural antes de que se firme el primer contrato de EPC. Los 19 proyectos por MXN 7,826 millones que entran a licitación este año — con operación planeada para 2027-2028 — son los que primero van a encontrar que los números no cierran. Si el CFE declara licitaciones desiertas por falta de ofertas en precio, el cuello de botella eléctrico que ya afecta a data centers y nearshoring se hace permanente.

Aquí está la inversión de lógica que pocas empresas han procesado todavía. Cuando el gas a ciclo combinado costaba USD 1,500/kW y los turbines llegaban en tres años, la generación distribuida solar era una opción competitiva en costo pero con fricciones regulatorias que hacían el análisis complicado. Hoy, con gas a USD 2,157/kW y entrega en tiempos cada vez mayores, la solar + BESS no es una opción alternativa — es la única opción disponible en el horizonte de planeación de cualquier empresa que necesite energía antes de 2029.

El CFE tiene un problema de presupuesto que no puede resolver con los mecanismos de compra pública actuales. Las empresas que esperan a que ese problema se resuelva van a esperar mucho tiempo. Las que están diseñando su infraestructura energética alrededor de la generación distribuida — solar en techo y suelo, BESS de ciclo corto, y cofondeo en contratos mixtos de CFE donde aplique — ya están construyendo sobre la arquitectura que el mercado va a validar en los próximos tres años.

Tres acciones ejecutables antes del viernes 1 de mayo:

Esta semana no terminó con certezas. Terminó con preguntas más precisas que las que había el lunes.

¿Cuánto cuesta operar en México con un piso arancelario permanente? ¿Qué tan frágil es la cadena logística cuando el inventario de combustible mide en días? ¿Quién va a construir la energía que el nearshoring necesita si CFE no puede costearla y SENER no la planea?

Las empresas que respondan esas preguntas con números propios esta semana van a tomar mejores decisiones el mes que viene. Las que esperen a que el gobierno las responda primero van a llegar tarde.

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Buen fin de semana. Nos leemos el lunes.

— Alejandro