La ley dice 700 kW desde marzo 2025. CFE dice que sí, pero no te dice cuándo.

Estados Unidos acaba de inventar algo que no existía: pisos de precio para minerales críticos. México firmó primero. Nadie está seguro de qué firmamos.

El plan de inversión de $5.6 billones de pesos que presentó Sheinbaum suena impresionante hasta que notas el patrón. El capital privado todavía no pone la firma. La SRE ya está poniendo candados al acuerdo de minerales antes de que seque la tinta. En generación distribuida, la CNE lleva casi un año sin publicar las DACGs que harían funcionar el nuevo umbral de 700 kW. La ley dice una cosa desde marzo 2025. CFE sigue operando con las reglas viejas. Mientras tanto, el nearshoring cambió de dirección sin hacer ruido — Dell en Zapopan, manufactura avanzada en el Bajío — y el cuello de botella sigue siendo el de siempre.

Para quien opera en México, la semana confirma lo de siempre: las oportunidades son reales, pero la ejecución es artesanal. Abajo te cuento por qué el sweet spot de generación distribuida sigue siendo 500 kW aunque la ley diga otra cosa, y qué significa que los data centers necesiten electricidad que no existe.

Estados Unidos tiene un problema de $400 mil millones de dólares: depende de China para procesar los minerales que necesita para baterías, semiconductores y defensa. La solución que anunciaron esta semana es inédita — pisos de precio garantizados para litio, cobalto, grafito y tierras raras. México, junto con la Unión Europea y Japón, fue de los primeros en firmar.

El mecanismo es simple en papel: si el precio de mercado cae por debajo del piso, EEUU compensa la diferencia. Es un subsidio disfrazado de política comercial, diseñado para que las minas fuera de China puedan competir sin quebrar cada vez que Beijing decide inundar el mercado. Para México, esto abre una ventana que no existía hace seis meses.

Pero aquí viene la tensión. La Secretaría de Relaciones Exteriores ya puso el primer candado: el acuerdo se implementará "con respeto a las leyes mexicanas". Traducción: la reforma minera de 2023 sigue vigente — concesiones a 30 años en lugar de 50, prohibición de minería en áreas naturales protegidas, y un marco que varios inversionistas extranjeros consideran poco atractivo. El gobierno quiere el dinero gringo pero no quiere ceder soberanía. Esa ecuación rara vez cuadra.

La pregunta real no es si México tiene los minerales — los tiene. Es si puede procesarlos. China controla más del 60% del procesamiento global de minerales críticos. Sacar roca del suelo es una cosa; convertirla en cátodos para baterías es otra. El valor está en la transformación, no en la extracción. Y ahí México tiene infraestructura casi nula.

Si tu empresa toca litio, cobre, grafito o tierras raras en cualquier eslabón de la cadena, tienes una ventana de 6-12 meses para posicionarte. Después de eso, las reglas van a endurecerse — ya sea porque EEUU ponga requisitos de contenido regional más estrictos, o porque México decida que quiere una tajada más grande del pastel. El que llegue primero a la mesa define los términos. El que llegue tarde, los acepta.

Todo mundo mira a Monterrey. Los reportes de nearshoring hablan de Nuevo León como si fuera el único estado con parques industriales. Esta semana, la realidad pintó otro mapa: Dell anunció inversión en Zapopan para infraestructura tech, y en el Bajío están levantando algo llamado Kaizen City que promete ser "la nueva escala de desarrollo industrial".

El patrón es claro si sabes dónde mirar. La primera ola de nearshoring — la de 2022-2024 — buscaba proximidad a la frontera y mano de obra barata. Esa ola provocó la saturación de Monterrey. Ahora viene la segunda: empresas que necesitan talento técnico, calidad de vida para sus ingenieros, y costos que no se hayan inflado 40% en tres años como pasó en el Norte. Jalisco y el Bajío cumplen los tres requisitos.

Pero hay un elefante en la sala, y tiene forma de transformador eléctrico. El mismo reporte de Canacintra que celebra el repunte de inversión en parques industriales para 2026 incluye una frase que debería preocupar: "pese a retos de energía". Eso no es letra chiquita — es el factor que decide si un proyecto cierra o se muere en el Excel.

La buena noticia es que Jalisco no está esperando a que CFE resuelva el problema. Esta semana se inauguró un centro comunitario en Zapopan alimentado 100% por energía solar, resultado de una alianza entre cinco socios privados. Es un proyecto pequeño, pero representa el modelo que está funcionando: soluciones locales, capital privado, sin depender de permisos federales que tardan años.

Si estás evaluando expansión en México, Occidente ya es opción seria. Pero antes de firmar cualquier cosa, haz una pregunta incómoda: ¿de dónde va a salir la electricidad para tu operación en 2028? Si la respuesta es "CFE nos va a conectar", tienes un problema. Si la respuesta es "ya tenemos un esquema de autoabasto modelado", tienes una ventaja competitiva.

Desde marzo de 2025, la Ley del Sector Eléctrico dice que puedes instalar hasta 700 kW sin permiso de generación. Es un incremento del 40% sobre el límite anterior. En teoría, abre la puerta a proyectos más rentables, con mejor economía de escala. En la práctica, esa puerta sigue cerrada con llave.

El problema es simple: la ley existe, pero la reglamentación no. La CNE todavía no publica las DACGs específicas para generación distribuida con el nuevo umbral. No hay modelos de contrato de interconexión actualizados. No hay metodologías de contraprestación. No hay manuales técnicos. Y sin esos papeles, CFE continúa rechazando solicitudes superiores a 500 kW. Las devuelven sin más explicación que "el sistema no está listo".

La ventanilla única de SENER ya muestra el trámite de "Interconexión de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.7 MW". El fundamento legal está ahí. Pero los requisitos y procedimientos específicos siguen siendo los de la resolución RES/142/2017 de la extinta CRE — de hace casi nueve años.

Hay otro cambio que pocos están discutiendo: la reforma eliminó el net metering. El esquema de compensación uno a uno ya no existe. Los excedentes que inyectes a la red serán valorizados bajo un precio regulado que — sorpresa — tampoco se ha publicado. Para proyectos que dependían de vender excedentes, esto cambia completamente los números.

¿Qué funciona hoy? Proyectos de hasta 500 kW pueden tramitarse bajo la normatividad existente. Arriba de eso, estás en limbo legal: técnicamente exento por ley, prácticamente bloqueado por falta de implementación. La recomendación de los desarrolladores es clara: diseña tu proyecto con base en el perfil de consumo real para minimizar inyecciones que no vas a poder monetizar, y quédate en 500 kW hasta que la CNE se digne a publicar las reglas.

SilverBlue acaba de meter 500 millones de pesos en renovables en México. El dinero está fluyendo, pero hacia proyectos que caben en el marco actual, no en el prometido. Si tienes un proyecto entre 500 y 700 kW en papel, espera. Si tienes uno de 500 kW o menos listo para ejecutar, este es el momento. El hueco regulatorio no va a durar para siempre — eventualmente las DACGs saldrán y la competencia se va a saturar. Pero por ahora, el sweet spot real sigue siendo el mismo de siempre: lo suficientemente grande para que cierre el negocio, lo suficientemente chico para que la burocracia no te frene.

La inteligencia artificial va a multiplicar la demanda eléctrica de los centros de datos. No es predicción — es matemática. Hitachi Energy lo dijo esta semana sin rodeos: "multiplicar". No crecer, no aumentar — multiplicar. Estamos hablando de cargas que pasan de megawatts a gigawatts en una década.

En Estados Unidos, la respuesta es honesta y fea. Gas natural ahora, renovables después. Los data centers no pueden esperar cinco años a que se construya capacidad solar con almacenamiento — necesitan electricidad confiable, 24/7, para ayer. Y la única fuente que cumple esos requisitos en el corto plazo es gas. Las renovables vendrán, pero como complemento, no como solución principal.

Texas acaba de probar que las baterías funcionan — durante la tormenta de esta semana, los sistemas BESS entraron en el momento más crítico y evitaron apagones. Globalmente, la capacidad de almacenamiento ya supera los 250 GW, más que todas las hidroeléctricas de bombeo combinadas. Pero eso es el mundo. México es otra película.

Aquí importamos más del 60% del gas natural que consumimos. No tenemos la red de transmisión para mover electrones de donde sobran a donde faltan. Y no tenemos la capacidad de almacenamiento para respaldar intermitencia renovable a escala. Cuando un operador de data centers pregunta "¿puedo instalar 50 MW de carga en Querétaro?", la respuesta honesta es: depende de cuánto estés dispuesto a invertir en tu propia generación.

Si tu negocio depende de data centers — propios o de terceros — empieza a preguntar de dónde va a salir la electricidad. La respuesta "renovables" suena bien en el reporte de sustentabilidad, pero no resuelve el problema de carga base. La respuesta real, por ahora, involucra gas, contratos de respaldo con CFE que no existen, o inversión propia en generación. Ninguna es barata. Todas son necesarias.

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

Nos leemos mañana.

—Alex