México tiene plan para todo. Menos para ejecutarlo.

Hoy arrancan cuatro relojes simultáneos.

El primero es el T-MEC. La primera ronda oficial de negociación bilateral se instala el 25 de mayo en Ciudad de México con Jamieson Greer en la mesa. Antes de eso, el USTR debe entregar su reporte al Congreso el 1 de junio, el trigger más importante del ciclo: si Greer recomienda extensión, el escenario base es negociación tensa pero viable; si no, empieza el juego de amenazas. México llega con datos automotrices malos en la mano. El valor de exportaciones de autos de pasajeros cayó -27.5% en enero-febrero. Las unidades de abril crecieron +11.4% según INEGI, pero el valor se contrajo. No es el argumento con el que uno quisiera negociar.

El segundo reloj es la Ventanilla Única del Autoconsumo. SENER publicó el viernes 8 de mayo los lineamientos que —en teoría— reducen el trámite de generación distribuida de 12 a 18 meses a 90 días hábiles para proyectos entre 0.7 y 20 MW. El "en teoría" importa: el plazo solo aplica si CFE Distribución integra sus trámites al Portal Ciudadano Único antes del 19 de junio. Ese es el deadline a monitorear. Si CFE cumple, esto es un avance real. Si no cumple, es otro anuncio con plomería rota.

El tercero es el IEPS. Hacienda publicará el viernes 15 el nivel de estímulo para la semana del 16 al 22 de mayo. Dos semanas consecutivas de aumento ya enviaron el estímulo al diésel a 63.22%, el más alto del ciclo. Lo que publique el DOF el viernes dirá si el gobierno cree que Ormuz va a abrirse o si se prepara para absorber el golpe durante semanas más. Para flotas logísticas, ese dato es más relevante que cualquier pronóstico de analistas.

El cuarto reloj, más largo, es el nearshoring contra la red. Esta semana el SENER y el Banco Mundial presentan el 14 de mayo el PESPE (Proyecto de Eficiencia, Sustentabilidad y Pobreza Energética) 2027-2031 en el segundo taller del Mercado de Servicios Energéticos: la primera señal concreta de si el aparato regulatorio tiene intención de habilitar los contratos de desempeño energético que el nearshoring necesita para no depender de una red que crece al 0.5% anual.

Triggers concretos a vigilar esta semana: DOF del 15 de mayo (nivel IEPS diésel), taller SENER-BM del 14 de mayo (PESPE 2027-2031), y cualquier comunicado de la ronda preparatoria T-MEC que precede al 25 de mayo.

Cuatro frentes simultáneos: México anuncia, el sistema ejecuta a cuentagotas

El patrón de esta semana no es uno de los cuatro temas. Es el denominador común de todos. En cada uno, el gobierno ha publicado o anunciado algo real: lineamientos VUA, Plan Quinquenal de Gasoductos, Plan México con MXN 740,000 millones para energía, IEPS que amortigua el golpe de Ormuz. En cada uno, la brecha entre el papel y la ejecución es la variable que decide el resultado. Los plazos de la VUA dependen de CFE Distribución, que tiene récord histórico de incumplir plazos administrativos. Los 32 GW de nueva capacidad del Plan México dependen de una red de transmisión que creció 3.8% en siete años. El T-MEC llega a su revisión con datos automotrices que contradicen la narrativa de resiliencia. El subsidio a combustibles funciona hasta que Hacienda decida que no puede seguir pagándolo o hasta que Ormuz abra.

Eso no es pesimismo. Es la descripción exacta del terreno en que operan las empresas que leen PBD. La oportunidad no desaparece porque la ejecución sea lenta: la desaparece para quienes esperan a que el gobierno resuelva el problema, y la multiplica para quienes construyen alrededor de las brechas. La VUA abre un trámite que antes no existía. La brecha de transmisión crea mercado para generación distribuida. El T-MEC en revisión presiona la cadena de valor hacia mayor contenido regional. El subsidio IEPS es una ventana temporal para renegociar contratos logísticos antes de que se cierre.

Hoy desarrollamos los cuatro.

Hay un dato que resume la regulación energética mexicana de los últimos diez años: entre 2017 y 2024, la generación distribuida pasó de 40,000 a 518,019 contratos y de prácticamente cero a 4,447 megavatios instalados de acuerdo con PV Magazine México, con solar representando el 99.4% del total. Todo ese crecimiento ocurrió con una tramitología fragmentada, un marco regulatorio en constante cambio y un techo práctico de 500 kilovatios que nunca estuvo en la ley, pero que CFE aplicó como si lo estuviera.

El viernes 8 de mayo, SENER publicó en el Diario Oficial de la Federación los lineamientos de la Ventanilla Única del Autoconsumo. Cubre proyectos de 0.7 a 20 megavatios. Centraliza SENER, CNE, CENACE y CFE en un portal digital con plazos máximos legales: 20 días hábiles para la Manifestación de Impacto Social, 30 para los estudios de CENACE, 30 para el permiso CNE, 10 para el contrato de interconexión. En total: 90 días hábiles, unos cuatro meses y medio de calendario, contra los 12 a 18 meses que los proyectos en ese rango venían tardando. El sector podría crecer 60% y agregar entre 2.2 y 2.4 gigavatios anuales si el umbral de 700 kilovatios se vuelve operativo de verdad, según Energía a Debate.

El "sí" importa. Hay un punto de falla específico y concreto: CFE Distribución tiene 30 días hábiles desde la publicación para inscribir sus trámites en el Portal Ciudadano Único. La fecha límite es el 19 de junio de 2026. Sin esa integración, los plazos de 90 días son letra muerta. No existe mecanismo de enforcement si CFE incumple.

Además, para el segmento que más abunda en México (proyectos sub-700 kilovatios), la VUA no aplica. Lo que falta ahí es diferente: el Manual de Interconexión actualizado de CFE Distribución, la metodología de precios de excedentes basada en Precio Marginal Local, y los Lineamientos de Migración Voluntaria para contratos bajo el esquema anterior. Los DACGs para autoconsumo de 0.7 megavatios en adelante sí existen, publicados en DOF desde el 12 de diciembre de 2025. El problema no es el permiso. Es la plomería.

Lo que esto significa para quien opera en el corredor industrial: si tienes un proyecto entre 0.7 y 20 megavatios que ha estado esperando trámite, esta semana vale la pena revisar tu expediente. El segmento coincide exactamente con el tamaño de planta que más abunda en nearshoring industrial: instalaciones que necesitan más de 500 kilovatios, pero no quieren entrar al Mercado Eléctrico Mayorista. Jalisco lidera el país con 658 megavatios instalados en 90,876 contratos, y es el estado que más gana si el 19 de junio CFE cumple su deadline.

La VUA existe. El sistema que la hace funcionar tiene hasta el 19 de junio para demostrar que también existe.

El valor de las exportaciones de autos de pasajeros de México a EE.UU. cayó 27.5% en enero-febrero de 2026 en comparación con el mismo periodo del año anterior, de acuerdo con BEA y Census. El sector automotriz acumuló una caída de 8.8% en valor en el primer trimestre. Eso es lo que México lleva a la mesa el 25 de mayo cuando arranque la primera ronda oficial de negociación bilateral del T-MEC.

No es el argumento más cómodo. Las unidades de abril en realidad crecieron: 286,317 vehículos exportados (+11.4% según INEGI). Pero el valor cayó porque el mix se desplazó hacia modelos más baratos y la presión arancelaria comprimió los precios de exportación. El arancel efectivo promedio sobre vehículos mexicanos pasó de 0.31% en enero de 2025 a 14.97% en octubre de 2025, salto que explica la contracción de valor incluso con volumen creciente.

El contexto jurídico tiene una novedad: el Tribunal de Comercio Internacional de EE.UU. dictaminó el 7 de mayo que el arancel global de 10% bajo Sección 122 es inválido. Voto 2-1, caso Burlap and Barrel v. Trump. Hay un instinto de celebrar ese fallo. Conviene resistirlo. El alcance es limitado a tres partes. La Sección 122 expira el 24 de julio de todas formas. Y los aranceles Sección 232 sobre acero, aluminio y autos, que son los que realmente pesan sobre México, no están tocados por ese fallo.

El CSIS publicó en marzo un análisis de seis escenarios para la revisión del T-MEC que coincide en algo: el 1 de julio no es una fecha de terminación, es una fecha de decisión. Si la Comisión de Libre Comercio no confirma por escrito la extensión antes del 1 de julio, el tratado no expira. Comienzan revisiones anuales y el acuerdo sigue vigente. El verdadero punto de ruptura llegaría solo si alguna de las partes activa la notificación de salida del Artículo 34.6, proceso que tarda seis meses. Eso no ha ocurrido.

Lo que sí ocurrió esta semana fue la firma de 10 MoUs entre México y Canadá en tres días, incluyendo inversión farmacéutica de USD 2,000 millones en Hidalgo y CAD 200 millones de Grupo Bimbo en Canadá. El ritmo es inusual. Señala que el eje México-Canadá está acelerando deliberadamente su coordinación antes de entrar a la mesa trilateral.

La AMIA ve un giro favorable en la posición de EE.UU. Puede ser verdad. También puede ser optimismo de industria que necesita certidumbre para seguir invirtiendo. Lo más honesto es decir que nadie sabe qué acuerdo sale del 25 de mayo. Lo que sí se sabe es que las reglas de origen van a moverse, y que recertificar el Valor de Contenido Regional después del acuerdo cuesta más que hacerlo antes.

El DOF del 9 de mayo tiene un número que merece más atención de la que recibe: 63.22%. Eso es el porcentaje de estímulo al IEPS del diésel para la semana del 9 al 15 de mayo. En términos simples, Hacienda está absorbiendo MXN 4.66 por cada litro de diésel que sale de una bomba en México, manteniéndolo en MXN 28.28 al consumidor final. Es la segunda semana consecutiva de aumento. El costo semanal bruto ronda los MXN 5,000 millones de acuerdo con Energy Magazine, con un costo neto de MXN 2,000 a 2,500 millones considerando los ingresos compensatorios de Pemex.

El mecanismo hace sentido en el corto plazo. Lo que no ayuda es el contexto externo. Fitch publicó el 20 de marzo el escenario en que el Brent promedia USD 120 por barril si el Estrecho de Ormuz permanece cerrado seis meses. Los flujos por el estrecho operan hoy al seis por ciento de su nivel normal. El Brent cotiza entre USD 105 y 114 por barril. Hacienda está subsidiando combustibles ante un evento geopolítico que no controla y que podría durar semanas o meses más.

La ironía estructural está a la vista: mientras Hacienda subsidia la gasolina doméstica, PMI Comercio Internacional embarcó un millón de barriles de combustóleo desde Salina Cruz hacia Singapur el 7 de mayo, primer envío mexicano a Asia en nueve meses según Baird Maritime, y ofreció un segundo cargo de 150,000 toneladas para junio. Son dos decisiones de política energética que van en sentidos distintos, pero tienen lógica interna propia: una responde al compromiso de precio interno, la otra a una ventana de arbitraje que Pemex sería irracional en desaprovechar.

El problema más inmediato no es filosófico. Es logístico. El diésel subió 9.3% desde el 28 de febrero en las zonas sin precio controlado, y Canacar documenta que cada peso de aumento en diésel equivale a un alza de 4% en el flete según Expansión. Para una empresa con flota propia o contratos logísticos con terceros, eso es ya un evento de margen, no una hipótesis. El mayor riesgo no es que los precios suban. Es que el subsidio se retire de golpe cuando Ormuz abra o cuando Hacienda decida que el déficit no aguanta más, y que quien no renegoció sus contratos antes de ese momento pague el costo completo del ajuste de una sola vez.

El IMEF estima que si el subsidio dura todo el año, el costo podría superar MXN 220,000 millones de acuerdo con Expansión. El déficit fiscal 2026 ya estaba proyectado en 4.1% del PIB antes de que empezara la crisis de Ormuz. El siguiente nivel de estímulo se publica el viernes 15 de mayo en el DOF. Ese número dice más sobre la lectura interna del gobierno sobre la duración del conflicto que cualquier comunicado oficial.

BNamericas publicó el 10 de mayo que hay más de USD 50,000 millones en oportunidades de inversión energética identificadas en México: almacenamiento, gas natural, solar, eólico, cogeneración, transmisión. El mismo día, Bloomberg publicó hace casi dos años —y los datos no han mejorado— que la red eléctrica mexicana estaba al límite de su capacidad para sostener el nearshoring. Ambas cosas pueden ser verdad al mismo tiempo, y eso describe exactamente el problema.

El Plan México anunció MXN 740,000 millones en inversión privada y mixta en energía para alcanzar 32 gigavatios de nueva capacidad al 2030. Suena bien. El IMCO lo analizó y publicó su conclusión sin rodeos: el PPEF 2026 está USD 19,000 millones anuales por debajo del promedio necesario para cumplir esas metas. El presupuesto de CFE para 2026 es de MXN 61,100 millones contra una necesidad de MXN 104,100 millones, déficit de MXN 43,000 millones en un solo año. Además, el IMCO documentó que entre 2015 y 2022 SENER instruyó 318 proyectos de infraestructura eléctrica y solo el 9.4%, 30 proyectos, se concretaron. La red de transmisión creció 3.8% entre 2018 y 2025.

La inversión nearshoring, entretanto, sigue llegando. Solar International Core Canada firmó un MoU para una planta farmacéutica de USD 2,000 millones en Hidalgo que requerirá suministro de alta confiabilidad comparable al de semiconductores. Las Fibras industriales aceleran sus carteras: Vesta tiene 1.6 millones de pies cuadrados en construcción con 50% pre-arrendado, FIBRA Macquarie recibió USD 50 millones del IFC específicamente para infraestructura industrial con eficiencia energética, Fibra Monterrey pivota hacia industrial al 100% antes de 2027. AMPIP documenta 103 parques en desarrollo en 52 municipios con demanda latente de 2.5 gigavatios que CFE no puede despachar en 2026 ni en 2027.

La brecha tiene una válvula de escape. Es el mismo segmento que la VUA acaba de abrir: autoconsumo entre 0.7 y 20 megavatios, generación en sitio, BESS. Las empresas que no pueden esperar a que CFE construya lo que prometió están construyendo su propia red dentro de las bardas de la fábrica. Las Fibras que cobran prima de 15 a 25% sobre naves con factibilidad eléctrica garantizada lo saben. Los directores de planta que firmaron terrenos sin carta de CENACE verificada también lo están aprendiendo, de la forma cara.

El trigger que cambiaría todo esto es concreto: la primera licitación publicada en DOF de una línea de transmisión de alta tensión bajo esquema mixto CFE-privado. Si ocurre antes de diciembre, el escenario cambia. Si no ocurre, la brecha se amplía otro año y el argumento de México frente a Vietnam, India o el sureste de EE.UU. se complica. Por ahora, la inversión llega. La electricidad que necesita esa inversión sigue siendo la pregunta abierta más costosa de 2026.

1. Revisa y renegocia tus contratos logísticos sin cláusula de combustible antes del 15 de mayo. El DOF del viernes publica el nivel de estímulo IEPS de la semana siguiente. Ese número dice si el subsidio sube, baja o se mantiene, y es la señal más directa sobre la duración del shock. Quien no tenga cláusula indexada al precio de bomba oficial está absorbiendo el riesgo entero de que Hacienda retire el estímulo de golpe.

2. Descarga los lineamientos de la VUA del DOF del 8 de mayo y confirma con tu asesor técnico si tu proyecto califica en el rango de 0.7 a 20 MW. Si califica, el trámite cambió materialmente. Si no califica por ser sub-700 kilovatios, el marco todavía no se actualizó para ti, pero hay piezas del proceso que sí puedes adelantar usando la LSE actual.

3. Documenta tu porcentaje de Valor de Contenido Regional esta semana. No cuesta dinero, no requiere abogado externo para el primer borrador, y es la base de cualquier análisis de riesgo para el 25 de mayo. Si operas en manufactura con cadena binacional, ese número ya debería estar al día. Si no está, tienes diez días hábiles para remediarlo antes de que la negociación defina los nuevos umbrales.

México es un país que esta semana publicó un trámite nuevo, negoció un tratado, subsidiando combustibles para una guerra en la que no participa, y recibió USD 2,000 millones de inversión farmacéutica. Eso no es poco. El trabajo de quien opera aquí no es esperar a que todo funcione. Es entender qué parte del sistema sí funciona hoy, y moverse primero.

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Excelente inicio de semana. Nos leemos mañana.

— Alejandro