Por qué el "boom" del nearshoring ya no depende de anuncios sino de megawatts

Febrero abre con el peso bailando entre $17.26 y $17.46. La fortaleza de enero (-3% vs dólar) se topó con dos piedras: la presión de Trump por los envíos de crudo a Cuba y el nombramiento de Kevin Warsh en la Fed, que el mercado lee como señal hawkish. Si tienes importaciones energéticas o insumos dolarizados, esta semana es para revisar coberturas, no para esperar.

En el radar global, el gas natural en Europa subió 40% en enero por el frío extremo. La lección para México: las renovables récord (85-90 GW añadidos en la UE el año pasado) no eliminaron la necesidad de respaldo fósil cuando bajan las temperaturas. La intermitencia no es ideología — es física. Quien diseñe capacidad sin respaldo va a pagar el precio en el peor momento.

Y un dato que pasó bajo el radar: las mineras mexicanas sumaron $433,000 MDP en capitalización solo en enero, jaladas por el rally de metales preciosos e industriales. Mientras todos miran al petróleo y al nearshoring manufacturero, el sector minero está teniendo su mejor arranque en años. A veces el alpha está donde nadie voltea.

La semana viene cargada. Trae café.

El gobierno anunció $32,000 millones de pesos en inversión sexenal para gasoductos. Suena bien hasta que abres el presupuesto 2026 y ves que el mantenimiento de la red existente se desplomó 80%. El Capex es para proyectos nuevos como el Corredor Interoceánico y el polo energético de Guaymas. El Opex para mantener los ductos que ya tenemos se sacrificó en el altar del déficit fiscal del 3.6%.

Esto no es teoría. En febrero 2021, Volkswagen, GM y Kia pararon plantas por una Alerta Crítica de gas natural. En mayo 2025, la Estación Frontera falló y colapsó la presión en toda la Zona Centro. El Bajío funciona como válvula de ajuste cuando truena la red — y truena más seguido de lo que Cenagas admite públicamente.

El mega-anuncio de Guaymas por $130,000 MDP es atractivo: planta de licuefacción, expansión del gasoducto Sonora, inicio Q1 2026. Pero hay una pregunta incómoda: ¿de qué sirve construir autopistas nuevas si no puedes mantener las que ya tienes? El gas natural representa más del 60% de la generación eléctrica en México. La red de ductos no es infraestructura secundaria — es la columna vertebral del sistema.

Para quien opera en el Bajío o el Norte, el mensaje es claro: tu continuidad operativa depende de fierros que nadie está manteniendo. Las coberturas de suministro y los contratos de respaldo no son lujo, son seguro de vida. El déficit de mantenimiento de hoy es la emergencia operativa de mañana.

Los lineamientos de Desarrollo Mixto de CFE ya están publicados en el DOF. Tres esquemas formalizados: Producción a largo plazo, Inversión mixta, y Otros. Suena como apertura. Lee las letras chiquitas y la película cambia.

La regla central: CFE debe tener mínimo 54% del capital en cualquier SPV de generación. Hasta ahí, es la política pública conocida. El problema está en cómo se calcula ese 54%. CFE puede aportar "en especie" — terrenos, permisos, derechos de vía, interconexiones — valuados por INDAABIN, el valuador oficial del gobierno.

Hagamos las cuentas con un escenario real: CFE valúa un terreno en $50 millones, aporta $4 millones en efectivo, y el privado pone $46 millones cash. Resultado: el privado asume 92% del riesgo financiero por 46% del equity. Y si el proyecto truena, adivina quién absorbe la pérdida.

Pero hay más. Con la reforma que convirtió a CFE en "Empresa Pública del Estado", COFECE quedó neutralizada. No puede intervenir con criterios antimonopolio porque CFE ya no compite — es el Estado. Esto elimina el recurso legal que los privados tenían para impugnar condiciones abusivas.

El patrón es conocido. En los 90s, Telmex operó bajo un esquema similar: participación privada nominal, control estatal real, y reglas que cambiaban según conveniencia. Tomó una década y presión internacional para desmontar esa estructura. En energía, el timeline puede ser más largo porque no hay un tratado comercial que obligue a la apertura — el T-MEC explícitamente excluyó hidrocarburos y electricidad del capítulo de inversiones.

Si vas a entrar a un esquema de desarrollo mixto, exige cascadas de pago claras, valuaciones independientes, y cláusulas de salida. La certidumbre en México no es un papel firmado — es una relación de poder. Y en este juego, CFE tiene todas las cartas.

Los anuncios de nearshoring bajaron. Las inauguraciones rompieron récord. Integralia reporta que entre 2023 y 2025 hubo 466 anuncios por $114,700 millones de dólares, pero solo 242 inauguraciones por $16,899 millones. En 2025, las inauguraciones alcanzaron $8,268 millones — récord histórico. El hype se convirtió en ejecución.

Pero el cuello de botella cambió. Ya no es capital ni voluntad de inversión. Ahora son dos cosas: energía y costo laboral.

En Querétaro, el Gobernador Kuri admitió públicamente que CFE no puede atender la demanda industrial. El estado consume 60% de su energía en industria, con crecimiento del 6% anual. CloudHQ anunció $4,800 millones de dólares para data centers que necesitan 900 MW — y la red de 115 kV está saturada. Los hyperscalers necesitan 230/400 kV que simplemente no existe.

Del lado laboral, la jornada de 40 horas ya está vigente desde febrero, sin reducción salarial. Eso es un incremento automático del 16% en costo laboral efectivo. México ya cuesta 30-40% más que Vietnam en mano de obra ($3.50-5.10 vs $2.50-3.50 USD/hora). No competimos por costo — competimos por velocidad al mercado gringo y capacidad técnica en industrias complejas como automotriz y aeroespacial.

El nearshoring no murió, maduró. Pero las empresas que no resuelvan su ecuación energética y no modelen el nuevo baseline laboral van a descubrir que el margen se les fue entre la factura de luz y la nómina. La oportunidad sigue ahí, pero ya no perdona improvisación.

La mezcla mexicana subió 15.31% en enero a $61.83 por barril. Tensión Irán-EE.UU. en el estrecho de Ormuz. OPEP+ congeló producción para marzo. El viento sopla a favor del petróleo mexicano.

Pemex no puede capitalizar.

El apoyo fiscal del gobierno federal a Pemex ya representa 0.7% del PIB — aproximadamente $13,600 millones de dólares anuales entre inyecciones directas, condonaciones fiscales y asunción de pasivos. Las agencias calificadoras tienen una línea roja informal en 2-3% del PIB. Con un déficit presupuestario de 3.6%, el margen de maniobra es prácticamente cero.

El riesgo real no es que Pemex quiebre — el gobierno no lo va a permitir. El riesgo es que el costo de rescatar a Pemex arrastre la calificación soberana. Si México pierde el grado de inversión (actualmente BBB con perspectiva negativa), los fondos institucionales con mandatos de inversión están obligados por estatuto a vender bonos mexicanos. Estamos hablando de salidas de capital que se miden en decenas de miles de millones de dólares.

Mientras tanto, Pemex supervisa el FPSO "Señor del Mar" en Yúum K'ak'náab junto con SENER y CFE — coordinación interinstitucional para mostrar que la producción offshore avanza. Pero la realidad es que los campos maduros declinan más rápido de lo que los nuevos proyectos compensan.

La simbiosis Pemex-Hacienda es el riesgo de cola más subvaluado del mercado mexicano. Todo CFO con exposición a México debería tener modelado el escenario de downgrade soberano. No porque sea inevitable, sino porque el costo de no estar preparado es demasiado alto.

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Nos leemos mañana.

— Alex