Por qué el Bajío, y por qué energía

En 2023, la vacancia industrial en el norte de México era de 1%. Para 2025 llegó a 7%: siete veces más en dos años, según Prodensa. En el mismo periodo la inversión extranjera directa asociada al nearshoring alcanzó 21,250 millones de dólares, un alza de 39% anual.

Las dos cifras juntas dicen algo incómodo para quien invierte en naves industriales: la demanda no se cayó. Lo que se agotó fue la capacidad del suelo para recibirla. Y esa capacidad —agua, energía, gas— es infraestructura, no inmobiliaria.

Ese es el punto de partida de nuestra tesis.

El norte se topó con su propia infraestructura

Tres cosas cambiaron la decisión de dónde aterriza una planta:

Energía. El 91% de las empresas instaladas en parques industriales reporta dificultades para garantizar el suministro eléctrico, y 40% tiene problemas con el gas natural, de acuerdo con Industry & Energy Magazine. La ubicación y el precio del terreno dejaron de ser el criterio de decisión; hoy lo es la capacidad firme y redundante.

Agua. Seis estados fronterizos —Baja California, Sonora, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas— enfrentan escasez recurrente y estructural. Para una industria intensiva en agua, eso ya no es un riesgo climático: es un criterio de exclusión.

Carga eléctrica de nuevo tipo. Manufactura avanzada, electrónica y cómputo demandan perfiles de potencia que un parque convencional no puede sostener con una acometida estándar. Quien llega con esa carga pregunta primero por megawatts, no por metros cuadrados.

Por qué el Bajío

El Bajío —Guanajuato, Querétaro, Jalisco, Aguascalientes y San Luis Potosí— concentra unos 14.4 millones de m² de inventario industrial que crece cerca de 4% anual, y sostuvo alrededor del 30% de los nuevos inicios de construcción industrial del país a principios de 2026. Nuestra capa territorial cubre 162 parques industriales en esos cinco estados, con perfil de demanda, capacidad instalada y restricciones de suministro observadas.

La región no gana por ser más barata. Gana porque está menos expuesta a las dos restricciones que hoy frenan al norte, y porque el capital ya se movió: los inversionistas están priorizando parques con capacidad energética integrada, no parques con terreno disponible.

Eso no la vuelve inmune. Significa que el Bajío tiene una ventana —no un derecho adquirido— para resolver su energía antes de toparse con el mismo techo.

Por qué energía y no otra cosa

Trabajamos cinco sectores: energía, agua, agroindustria, logística y tecnología. La energía va primero por una razón estructural, no por preferencia.

Es la restricción que amarra a todas las demás. Una planta de tratamiento de agua es una carga eléctrica. Una cadena de frío agroindustrial es una carga eléctrica. Un centro logístico automatizado y un sitio de cómputo son, sobre todo, cargas eléctricas. El sector con la restricción más dura es también el que desbloquea a los otros cuatro.

Y es el sector donde la brecha entre lo que se necesita y lo que llega tiene fecha.

Lo que cambió en las reglas

La Ley del Sector Eléctrico, publicada el 18 de marzo de 2025, sustituyó el esquema de abasto aislado por el de autoconsumo. Su artículo 30 autoriza un procedimiento simplificado para centrales de autoconsumo interconectadas de hasta 20 MW; por encima de esa capacidad no hay tope, solo el trámite ordinario.

En la práctica, el camino para que una planta construya su propia generación existe y tiene tiempos medibles. Los estudios de impacto de interconexión en versión rápida (0.5 a 10 MW) han corrido alrededor de 40 días hábiles con un costo cercano a 650 mil pesos; los estudios completos, unos 75 días hábiles y alrededor de 1.5 millones de pesos. Al trámite se suma la Manifestación de Impacto Social del sector energético (MISSE), cuya reglamentación seguía pendiente de publicarse, por lo que en los hechos se ha aplicado el marco anterior, de unos 90 días hábiles.

La conclusión operativa: el cuello de botella dejó de ser si se puede y pasó a ser quién lo estructura y quién lo financia.

Lo que va a hacer el Estado, y lo que no

El plan de la CFE hacia 2030 contempla 651 mil millones de pesos entre generación, transmisión y distribución: 18,597 MW nuevos en 52 proyectos (467.3 mil millones de pesos), con 82% de fuente renovable; 7,545 kilómetros de líneas de transmisión (unos 132 mil millones); y cerca de 52 mil millones en distribución, con 97 subestaciones nuevas y 95 ampliadas. La participación de la CFE en la generación nacional subiría de 43% a 53% hacia 2030.

Dos lecturas importan para un proyecto concreto:

1. Más de la mitad de esa inversión se plantea fuera de balance, principalmente mediante mecanismos mixtos para centrales renovables. Hay espacio explícito para capital privado.
2. El plan es nacional y su horizonte es 2030. Una planta que necesita capacidad firme en 2027 no puede esperar a una subestación programada para 2029.

Esa distancia —entre la fecha en la que llega la red y la fecha en la que la planta necesita energía— es exactamente donde vive el proyecto financiable.

Dónde entramos nosotros

Originamos y estructuramos proyectos de infraestructura de 5 a 50 millones de dólares, y los vinculamos con el socio de capital adecuado. Cada proyecto pasa por un marco cuantitativo de 100 puntos antes de llegar a un inversionista. Nuestras TIR objetivo por sector: energía 12–18%, agua 10–15%, agroindustria 15–22%, logística 12–16% y tecnología 18–25%.

Lo que no somos: desarrolladores, ni titulares de permisos, ni proveedores de tecnología. Nuestro trabajo es convertir una necesidad operativa —“esta planta necesita 8 MW firmes en 18 meses”— en un proyecto que un socio de capital pueda evaluar, con contrato, contraparte, riesgo asignado y retorno definido.

Si opera una planta en el Bajío

Tres datos definen si hay proyecto, y los tres los tiene usted:

1. Perfil de consumo. Demanda contratada, curva de carga y factura promedio de los últimos doce meses.
2. Espacio disponible. Techo, terreno adyacente o predio dentro del parque, con quién es el título.
3. La fecha. Cuándo necesita la capacidad. Esa fecha determina la tecnología, la estructura y si el proyecto es financiable o no.

Con eso alcanza para una primera conversación seria. Sin eso, cualquier plática de energía se queda en generalidades.

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Fuentes: Inmobiliare — nearshoring, energía e infraestructura 2026 · La Crónica — plan de inversión de la CFE hacia 2030 · Acclaim Energy — requisitos de permisos de autoconsumo ante la CNE