SENER lanza la mayor convocatoria eléctrica en una década mientras las reglas del juego siguen sin publicarse

SENER lanza la mayor convocatoria eléctrica en una década mientras las reglas del juego siguen sin publicarse

Cuatro historias se mueven en paralelo hoy y todas convergen en el mismo punto: el gobierno abrió la ventana de inversión privada en energía más grande de los últimos años, con plazos reales y números concretos, en un contexto donde la cadena de suministro global de equipos eléctricos está rota, el acuerdo comercial con Europa llega en el mejor momento posible y las reglas contractuales del esquema que supuestamente debe atraer ese capital todavía no existen en papel.

No es una crisis. Es una ventana con fecha de cierre. Los cuatro temas de hoy son el mapa para no llegar tarde.

El número impresiona. SENER presentó el 11 de mayo el plan eléctrico más ambicioso de la administración Sheinbaum: MXN 738,400 millones para añadir 32,000 MW de nueva capacidad antes de 2030, llevar la participación renovable del 24% actual al 38% y construir 6,145 MW de almacenamiento en baterías. Lo que está detrás del número es más revelador que el número mismo.

El presupuesto de CFE para 2026 es de MXN 61,100 millones anuales. El plan requiere un promedio de MXN 104,100 millones por año. La brecha de aproximadamente MXN 43,000 millones anuales no es una contingencia. Es el diseño deliberado del esquema: el capital privado está convocado porque el capital público no alcanza.

Los tres instrumentos lanzados simultáneamente lo dejan claro. La segunda convocatoria para generación privada abre el registro el 13 de mayo y lo cierra el 22. Los proyectos deben incluir baterías equivalentes al 30% de la capacidad instalada con mínimo 3 horas de duración. El BESS ya no es un complemento; es un requisito de entrada al esquema más importante del sexenio.

La Ventanilla Única de Autoconsumo simplifica nueve trámites en uno para proyectos de 0.7 a 20 MW. El tiempo de proceso baja de 15 a 6 meses. Para una empresa industrial con consumo GDMTH en ese rango, es la ruta más directa hacia independencia energética que ha existido en esta administración.

La primera ronda del Desarrollo Mixto recibió más de 220 propuestas. 81 sobrevivieron. Sus permisos se esperan antes de fin de mayo. Eso es la primera ola de ejecución real.

La contradicción central: el sector industrial que se supone debe responder a esta convocatoria está frenando. El Economista reportó esta semana desaceleración en la expansión industrial. Grupo México declaró vulnerabilidad ante el alza en el precio del diésel. El gobierno convoca al capital privado en el momento en que ese capital está más reticente a moverse.

El escenario probable: entre 40 y 60 de los 81 proyectos mixtos alcanzan cierre financiero antes de fin de 2026. La capacidad total entregada en 2030 quedará entre 25 y 27 GW, no 32. La renovable llegará al 30%, no al 38% prometido. No es catastrófico. Pero la diferencia entre 32 GW y 25 GW es exactamente la brecha de suministro que le va a costar a los parques industriales del Bajío y el norte entre 2028 y 2030.

El disparador a seguir: publicación del contrato tipo completo del Desarrollo Mixto antes del 31 de mayo, con precio de energía, derechos de despacho y mecanismo de salida para el socio privado.

Todos miraban a Washington. Bruselas tomó la decisión más relevante de la semana para el sector energético mexicano.

El Consejo de la Unión Europea autorizó el 10 y 11 de mayo la firma del TLCUEM modernizado. La ceremonia es el 22 de mayo en Ciudad de México durante la Cumbre UE-México, con la presencia del presidente del Consejo Europeo, Antonio Costa. El acuerdo incluye un Acuerdo Comercial Interino que puede entrar en vigor sin ratificación de los 27 Estados miembros. Los beneficios arancelarios podrían comenzar en el cuarto trimestre de 2026 o principios de 2027.

El ángulo que la mayoría de los medios no desarrolla: desde el 1 de enero de 2026, México aplica aranceles de hasta el 50% sobre equipos solares de origen chino. Paneles, inversores, sistemas de almacenamiento. Justo cuando el PFESEN convoca 6,145 MW de BESS y miles de MW solares, el principal proveedor histórico de ese equipo ofrece aranceles de confiscación. El TLCUEM abre el corredor alternativo: fabricantes alemanes, españoles, daneses y franceses con acceso preferencial en México, precisamente cuando el sistema más lo necesita.

El Sistema de Tribunal de Inversiones incluido en el acuerdo reemplaza el ISDS con mayor alcance que el T-MEC. Para un fondo de infraestructura europeo evaluando si entrar a un proyecto de energía en México con CFE como contraparte del 54%, la diferencia entre un ISDS y un Tribunal de Inversiones puede ser la diferencia entre aprobación del comité de inversiones y rechazo.

Jalisco sale bien posicionada. El capítulo de comercio digital del TLCUEM cubre servicios de nube, flujos de datos y adquisiciones digitales, todos insumos de la economía de centros de datos que crece en la Zona Metropolitana de Guadalajara. Y mientras los industriales jaliscienses advierten riesgos específicos en la revisión formal del T-MEC, fijada para el 1 de julio, el TLCUEM funciona como seguro: una segunda ancla jurídica con un mercado de 450 millones de personas.

La proyección de hasta el 35% de crecimiento en comercio bilateral en cinco años es de COMCE, no del gobierno. Vale citarla con esa atribución. El mecanismo que la sustenta es real y está firmado el 22 de mayo.

España lo vivió el 28 de abril de 2025. Apagón total. Hasta 16 horas en algunas zonas. El informe final del ENTSO-E confirmó que la causa fue una combinación de oscilaciones de voltaje, desconexiones en cascada y una interconexión con el resto de Europa de apenas el 3%, contra el 15% recomendado. Un reporte publicado esta semana advierte que los centros de datos de IA podrían provocar el siguiente evento de este tipo, al concentrar carga continua en nodos sin margen de reserva. No es alarmismo. Querétaro ya supera 200 MW de demanda de centros de datos y los nodos del Bajío están entre los más congestionados del sistema.

El problema de equipos llega primero. El mercado de transformadores en EE.UU. opera con lead times de 4 a 5 años para unidades de alta capacidad. Más del 50% de los centros de datos planificados en ese país para 2026 enfrentarán retrasos por falta de transformadores y switchgear, no de capital. Siemens Energy anunció USD 1,000 millones para ampliar su fábrica de equipos de red en Mississippi, con entrega en 2028, y proyecta que la demanda de centros de datos se extiende bien entrada la década de 2030. SoftBank apuesta por química zinc-halógeno de nueva generación específicamente para ese mercado, señal de que la demanda de almacenamiento se desacopla del ritmo convencional.

Google firmó un acuerdo de 500 MW de solar para alimentar centros de datos en Texas. Un solo hyperscaler, en un solo mercado, compra en un trimestre lo que México quiere construir en seis años de renovables industriales. Ese es el competidor directo en la cola de suministro de equipos críticos.

La implicación para México: los 132 proyectos del PFESEN necesitan transformadores, cables y switchgear que están en la misma cola. Un proyecto que proponga entrada en operación en 2028 y no tenga las órdenes de equipo colocadas hoy no tiene 2028. Tiene 2030.

Para un director de planta en Jalisco o Querétaro, el argumento del BESS cambia de tono. No es solo arbitraje de tarifa entre los períodos Base, Intermedia y Punta de CFE. Es resiliencia operativa. En una red bajo estrés de data center, el almacenamiento es la diferencia entre sostener producción durante una desviación de frecuencia o parar. El costo de una hora de planta parada en manufactura de alta tecnología supera holgadamente el costo anualizado de un sistema de almacenamiento instalado hoy.

Hay una paradoja activa en el mercado energético mexicano esta semana. SENER publicó la segunda convocatoria para generación privada con ventana de registro que cierra el 22 de mayo. Los 81 proyectos del primer Desarrollo Mixto están a días de recibir permisos. El capital está siendo invitado. Y el documento que define a qué precio recibirá pago ese capital, qué reglas gobiernan el despacho de su energía y cómo puede salir del proyecto no ha sido publicado.

Los Lineamientos del Desarrollo Mixto se publicaron en el DOF el 28 de enero de 2026. Establecen la arquitectura: CFE con mínimo el 54% del capital accionario, privados aportando el 100% del capital líquido, gestión de construcción hasta la fecha de operación comercial. Lo que esos Lineamientos no contienen: el precio de compra de energía, el mecanismo de tolling para las baterías, los derechos de salida del socio privado post-COD, ni los criterios de despacho en la red. El contrato tipo completo se espera antes del 31 de mayo.

No es un accidente burocrático. Es la mecánica del esquema: los términos definitivos emergen del proceso de selección. El problema es que eso invierte la lógica del capital. El inversor decide si entrar antes de saber cuánto gana. En Brasil y en India, esa ambigüedad resultó en retiros masivos y proyectos cancelados tras el cierre.

El BESS como complicación adicional: el arreglo de tolling transfiere el riesgo de construcción y financiamiento al privado mientras CFE captura el valor operativo del almacenamiento. Ese es un intercambio que puede ser racional, dependiendo del precio del tolling. Pero ese precio tampoco está publicado.

La segunda convocatoria también incluye un tercer carril menos mencionado: los Proyectos de Producción de Largo Plazo, donde CFE actúa como comprador, no como socio. Sin 54/46. Sin gobernanza compartida. Para operadores que no quieren la dinámica del capital mixto, ese carril puede ser la opción más racional, especialmente para los 132 proyectos anunciados que incluyen proyectos privados puros.

La oportunidad asimétrica es real: los desarrolladores que entienden los lineamientos a fondo y que llegan al proceso con proyectos estructurados para el 46% de capital privado con CFE como socio mayoritario tienen ventaja de primer movimiento. Ese expertise es escaso en el mercado hoy.

El disparador concreto: monitorea el DOF y ventanilla.energia.gob.mx a partir del 15 de mayo. Si el contrato tipo aparece antes del 31 con precio por encima de USD 45 por MWh y mecanismo de salida definido, el caso de negocio se clarifica en horas. Si no aparece, o aparece con precio por debajo de ese umbral, la quincena de mayo cierra con menos capital comprometido del que el plan prometió movilizar.

Tres deadlines antes del 31 de mayo: registro de proyectos, contrato tipo, firma del TLCUEM. La información está disponible.

La ventaja no es tenerla. Es actuar con ella antes de que la ventana cierre.

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Nos leemos mañana.

— Alejandro