Autor: Martín Rosas

La operación, sujeta a aprobaciones regulatorias, consolida la presencia del Grupo en uno de los mercados más estratégicos de América Latina, con activos que suman más de 1.000 kilómetros de líneas de transmisión y 15 subestaciones.

El Grupo Energía Bogotá (GEB) anunció que, a través de su filial Gebbras Participações Ltda., alcanzó un acuerdo con su socio Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Axia Energia) para adquirir el 49% restante de participación en cuatro sociedades concesionarias de transmisión de energía en Brasil.

Con esta transacción, el Grupo pasará a ser propietario del 100% del capital accionario de Goiás Transmissão S.A., MGE Transmissão S.A., Transenergia Renovável S.A. y Transenergia São Paulo S.A., consolidando su posición en un mercado clave para el desarrollo de infraestructura energética en la región.

El cierre de la operación, sin embargo, está condicionado al cumplimiento de los términos habituales y a la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes en Brasil, incluyendo las de la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) y el Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

Los activos involucrados en la transacción representan una plataforma relevante dentro del sistema eléctrico brasileño. En conjunto, operan 1.086 kilómetros de líneas de transmisión en niveles de tensión de 500 kV, 345 kV, 230 kV y 138 kV, además de 15 subestaciones ubicadas en estados estratégicos como Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais y São Paulo.

Desde el punto de vista financiero, las concesiones registran ingresos cercanos a los 280 millones de reales brasileños (RAP 2025/2026), equivalentes a aproximadamente US$56 millones, y proyectan un EBITDA bajo estándares IFRS de 212 millones de reales (US$42 millones) para 2025, lo que evidencia la solidez y estabilidad de estos activos dentro del portafolio del Grupo.

Esta adquisición se enmarca en la estrategia de expansión y consolidación de GEB en el negocio de transmisión en Brasil, uno de los mercados más dinámicos y competitivos del continente en materia energética.

En esa línea, el presidente del Grupo, Juan Ricardo Ortega, insistió en la importancia de construir plataformas sólidas que garanticen confiabilidad y crecimiento sostenible en el tiempo. “Este paso refleja una visión clara: consolidar activos estratégicos que no solo fortalezcan nuestra presencia en Brasil, sino que nos permitan seguir aportando a sistemas eléctricos más robustos, confiables y preparados para los desafíos de la transición energética”, señaló.

GEB en Brasil: una plataforma que gana escala

La transacción se apalanca en una presencia ya consolidada del Grupo en Brasil, donde participa en 13 concesiones que superan los 5.200 kilómetros de redes de transmisión, posicionándose como el quinto actor del país en este segmento. Este crecimiento ha estado respaldado por alianzas estratégicas, entre ellas su participación en Argo Energía junto a Redeia de España.

Finalmente, el Grupo señaló que, “con un modelo basado en ingresos estables de largo plazo y un sistema que ya supera los 180.000 kilómetros de redes, Brasil se consolida como un eje estratégico para el crecimiento del GEB, respaldando movimientos como la toma de control total de estas concesiones.”

El mercado mundial del carbón mantiene su peso en la matriz energética y en la industria, mientras Colombia enfrenta caídas en producción, exportaciones e ingresos por factores internos y externos.

El carbón continúa como uno de los pilares del sistema energético mundial, según el más reciente informe del comportamiento y perspectivas de mercado de los carbones y el coque, elaborado por la Federación Nacional de Productores de Carbón (Fenalcarbon).

Efectivamente, en 2025, los combustibles fósiles representaron el 86,7% de la energía primaria mundial y el carbón aportó el 27,9% de la generación eléctrica global.

La producción mundial de carbón alcanzó 9.123 millones de toneladas, con una leve caída frente a 2024, cuando se produjeron 9.231 Millones de toneladas. China lideró con el 53% del total, seguida por India e Indonesia. En paralelo, Estados Unidos retomó niveles de producción tras un mínimo histórico reciente.

El consumo muestra una tendencia estable. La participación del carbón en la matriz energética disminuye, pero el volumen total se mantiene. Este comportamiento responde al crecimiento de la demanda eléctrica en economías emergentes.

Asia concentra la dinámica del mercado. La demanda en China e India compensa la reducción en Europa, donde las importaciones cayeron 19,6% en 2025. En ese continente, el carbón cumple una función de respaldo dentro de matrices con mayor presencia de renovables y nuclear.

Precios y comercio

Los precios del carbón térmico registraron una caída en 2025, con valores entre 99 y 112 dólares por tonelada. Esta tendencia respondió a la acumulación de inventarios y a la oferta de carbón ruso a precios bajos.

Para 2026, el informe anticipa un aumento en los precios de los energéticos. La reducción de inventarios y las tensiones en Medio Oriente inciden sobre la oferta global de hidrocarburos, lo que refuerza el papel del carbón como fuente de respaldo.

El comercio internacional de carbón térmico alcanzó 1.180 millones de toneladas, con una caída de 8,5% frente a 2024. La mayor producción interna en China e India explica parte de esta reducción.

En este contexto, el mercado global apunta a una estabilización del consumo en torno a 8.900 millones de toneladas anuales en el corto plazo.

Carbón metalúrgico y coque

Por su parte, el carbón metalúrgico registró una contracción en 2025 por la menor producción de acero y altos niveles de inventarios. Las exportaciones globales sumaron 357 millones de toneladas, con una caída de 2,19% frente a 2024.

Australia y Mongolia lideran este mercado con el 57% de las exportaciones. India muestra el mayor crecimiento en la demanda, impulsada por su expansión industrial.

Para 2026, se proyecta un aumento en la oferta desde Rusia y Estados Unidos. Los precios podrían ubicarse entre 235 y 245 dólares por tonelada.

En el caso del coque, el mercado enfrenta un exceso de oferta, con fuerte presencia de China e Indonesia. La producción global se ubicaría en torno a 680 millones de toneladas.

Los precios se mantuvieron bajos durante 2025, con un leve repunte hacia finales del año. Para 2026, el escenario apunta a estabilidad con alta influencia de factores geopolíticos.

Colombia: caída en producción y exportaciones

El sector carbonífero colombiano registró una reducción en 2025. La producción total de carbón térmico, metalúrgico y coque alcanzó 53,9 millones de toneladas, el nivel más bajo en más de dos décadas.

Las exportaciones también disminuyeron. El país vendió 46 millones de toneladas de carbón térmico, con una caída de 21,8% frente a 2024.

En términos de ingresos, las exportaciones sumaron cerca de 4.000 millones de dólares, lo que representó el 7,7% del total nacional. Esta cifra implica una reducción de 31,8% frente al año anterior.

No obstante, Colombia mantiene una participación cercana al 5% en el mercado internacional, con presencia en destinos como India, Corea del Sur y Japón.

El informe identifica varios factores que inciden en la caída del sector carbonífero en Colombia. Entre ellos, el aumento de la carga fiscal, la volatilidad cambiaria y el incremento en los costos logísticos.

El transporte hacia puertos presenta costos elevados frente a otros países exportadores, lo que reduce la competitividad nacional en un entorno de precios bajos. También se registran efectos por medidas regulatorias, restricciones a exportaciones hacia algunos mercados y problemas de orden público.

A nivel interno, la demanda de carbón térmico se mantuvo baja durante 2025 por la alta generación hidroeléctrica, que cubrió más del 90% de la demanda eléctrica en varios periodos.

Perspectivas: estabilidad global y presión local

El mercado internacional del carbón no muestra señales de una caída abrupta en el corto plazo. La demanda global se mantiene, impulsada por el crecimiento económico y la necesidad de energía base.

En Colombia, el escenario depende en gran medida de factores internos. El informe señala que la competitividad del sector se define más por la política pública que por la demanda internacional.

Para 2026 se anticipa un entorno de presión para los productores nacionales. El posible aumento en la demanda interna, asociado a la escasez de gas y a fenómenos climáticos como el Fenómeno de El Niño esperado para fines de año, podría generar un ajuste en el consumo local.

El sector carbonero enfrenta así un doble escenario: estabilidad en el mercado global y desafíos en el frente interno.

Mientras Colombia marchita su industria de hidrocarburos, Venezuela la quiere reactivar en un nuevo entorno geopolítico bajo la tutela de Estados Unidos.

Los conflictos geopolíticos y la gran demanda de energía de las nuevas tecnologías, principalmente la IA y los data centers, han puesto a la seguridad energética como prioridad en las agendas de las naciones.

Pero, mientras el resto del mundo ve en los hidrocarburos un seguro energético y una fuente de ingresos, Colombia es prácticamente el único país que ha decidido marchitar el sector por razones ideológicas del Gobierno.

Las cifras así lo demuestran. Mientras en 2020 la producción promedio de petróleo del país era de 780 mil barriles por día (KBD), en 2025 fue de 746 KBD.

El caso del gas natural es más dramático. Mientras en 2020 la producción comercializada fue de 1.041 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), en 2025 fue de 794 MPCD (-26%) y en el primer bimestre de 2026 cayó a 692 MPCD, lo cual llevó a que este año las importaciones del energético cubran el 21,5% de la demanda.

En contraposición, países de la región como Guyana, Argentina, Brasil, México y ahora Venezuela, han decidido reactivar la industria de hidrocarburos y ponerla como prioridad en sus agendas de política pública.

Por eso, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) realizó a finales de abril la sexta versión de la Misión Empresarial, esta vez a Venezuela, donde participaron 50 empresas del sector.

Adicionalmente, el gremio lideró en Caracas el Foro “Oportunidades en Venezuela”, con participación de empresas, gremios y expertos, donde se identificaron oportunidades de articulación con compañías locales y se analizó el crecimiento en las actividades de Exploración y Producción, en un contexto en el que la producción petrolera del país vecino ha registrado un crecimiento anual del 18%, alcanzando en diciembre de 2025 una producción de alrededor de 1,2 millones de barriles por día.

Recordemos que al momento de llegar el socialismo del siglo XXI al poder, Venezuela teníamuna producción de 3,5 millones de barriles diarios.

“Para alcanzar la meta de producción de 1,37 millones de barriles por día a diciembre de 2026, Venezuela requiere un incremento en la actividad de equipos de perforación y reacondicionamiento. De manera complementaria, es necesario fortalecer la capacidad de generación de energía, el mantenimiento de la infraestructura operativa y la disponibilidad de capital humano capacitado”, dijo Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de Campetrol.

Castañeda agregó que en la actualidad Venezuela solo tiene tres taladros de perforación, pero necesita 150 para impulsar su producción; mientras, en Colombia, de 30 taladros de perforación la mitad ya salieron a otros países, sin esperanza de que retornen en las actuales condiciones.

La Misión de Caracas corresponde a la sexta versión organizada por Campetrol, tras su participación en Guyana, Argentina, Brasil, Ecuador y México en el último año. Estos espacios están orientados a identificar oportunidades para las empresas colombianas de bienes y servicios, y al relacionamiento y desarrollo de negocios en el sector.

Y es que América Latina atraviesa una reconfiguración energética en la que Venezuela comienza a recuperar su relevancia como actor estratégico, especialmente con la nueva Ley de Hidrocarburos. De acuerdo con PDVSA, en diciembre de 2025 la producción de petróleo superó los 1.200 KBPD (1,6 veces la producción de Colombia en 2025). El petróleo financia ya más de la mitad del presupuesto del Estado venezolano, y las exportaciones de febrero (788.000 barriles) duplicaron las de enero.

En la misma dirección, la producción de gas natural en Venezuela alcanzó niveles superiores a 4.120 MPCD (5,2 veces la producción comercializada de Colombia en 2025), evidenciando una recuperación sostenida del sector.

El caso del gas natural en Venezuela es particular, pues del total de la producción solo consume la mitad, principalmente para generación, petroquímica, industria y vehicular. Alrededor de 2.000 millones de pies cúbicos diarios (casi tres veces el consumo de Colombia) se ventea o se quema en las teas de los campos.

Según la OPEP, Venezuela cuenta con 303.221 millones de barriles en reservas probadas de petróleo (149 veces las reservas probadas de Colombia), las mayores del mundo, equivalentes a cerca del 17% del total global; así como un potencial significativo en gas natural, lo que refuerza el papel estratégico que podría jugar el país bolivariano en el abastecimiento energético regional.

Cómo señala un analista internacional: Colombia pasó de ser solución potencial de diversificación energética a un riesgo interno. Mientras el mundo se blinda, Colombia se expone.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial está impulsando una nueva generación de infraestructura digital a escala global.

La inteligencia artificial está redefiniendo la manera en que se diseñan y operan los centros de datos. A diferencia de las infraestructuras tradicionales, los entornos preparados para IA requieren mayores densidades de cómputo, nuevas arquitecturas energéticas y sistemas avanzados de refrigeración, lo que está impulsando cambios estructurales en la industria.

Schneider Electric, NVIDIA y AVEVA presentaron una hoja de ruta técnica para estandarizar el ciclo de vida de las infraestructuras de IA de próxima generación. El anuncio se centra en la creación de planos validados (blueprints) que permiten diseñar y operar «Fábricas de IA» a escala de gigavatios, abordando los desafíos críticos de simulación y mantenimiento que enfrentan los centros de datos modernos.

Además, el uso de gemelos digitales permite crear réplicas virtuales exactas de las instalaciones para probar y optimizar su funcionamiento antes de construirlas, lo que reduce riesgos y acelera su puesta en marcha.

Finalmente, se están integrando herramientas de IA avanzada que actúan como «asistentes inteligentes» para detectar y resolver fallas técnicas en los equipos de forma autónoma. Con estos avances, ambas compañías definen una nueva forma de construir infraestructura industrial que prioriza el ahorro de energía y la capacidad de crecimiento.

Nuevo diseño para centros de datos de IA

El nuevo diseño para centros de datos de IA basado en NVIDIA Vera Rubin establece una guía técnica para implementar infraestructura capaz de soportar cargas de cómputo de alta densidad, integrando de manera eficiente energía y refrigeración.

Validado por Schneider Electric en conjunto con NVIDIA, este modelo incorpora mejoras como el uso de voltajes más altos para optimizar la distribución eléctrica, sistemas de enfriamiento que permiten operar a temperaturas de hasta 45°C reduciendo el consumo energético, y una nueva organización de racks que mejora el rendimiento al compartir recursos sin comprometer la estabilidad eléctrica.

Además, el diseño permite aumentar la productividad, generando más capacidad de procesamiento con menor consumo, y ha sido previamente validado mediante simulaciones digitales avanzadas que optimizan el comportamiento térmico y energético antes de su implementación.

Nueva arquitectura de Gemelo Digital para Fábricas de IA

La nueva arquitectura de gemelo digital desarrollada por AVEVA en conjunto con NVIDIA introduce un enfoque de ciclo de vida completo para optimizar el diseño, la simulación y la operación de fábricas de inteligencia artificial a gran escala.

En este marco, Schneider Electric impulsa la creación de activos “SimReady” y gemelos digitales sobre NVIDIA Omniverse, integrando herramientas avanzadas de ingeniería que permiten ejecutar simulaciones multidominio —como dinámica térmica, flujo de aire y controles— antes de la construcción física. Esto no solo acelera el “time-to-token”, sino que también reduce riesgos, optimiza decisiones de diseño y mejora la eficiencia operativa desde etapas tempranas del proyecto.

En paralelo, Schneider Electric avanzó en pruebas con el modelo NVIDIA Nemotron para habilitar capacidades de gestión de alarmas mediante IA agéntica, utilizando datos IoT en tiempo real para diagnosticar problemas, identificar causas raíz y recomendar acciones de forma autónoma.

Este desarrollo permite una resolución más rápida y precisa, reduce intervenciones innecesarias y fortalece la resiliencia operativa. Estos avances se suman a una colaboración continua entre las compañías, que incluye iniciativas recientes como la participación en la Alliance for OpenUSD, el impulso a arquitecturas de energía de 800 VCC y el desarrollo de diseños de referencia para plataformas avanzadas de cómputo de IA.

EPM fortalece el sistema eléctrico de Antioquia, con la culminación de obras de modernización y ampliación en tres subestaciones estratégicas: Doradal, Necoclí y Dabeiba.

Los trabajos realizados en estas subestaciones fortalecen la infraestructura eléctrica en distintas subregiones de Antioquia y benefician a más de 27.000 usuarios en Puerto Triunfo (corregimiento Doradal), Necoclí y Dabeiba. Esto contribuye a mejorar la atención a hogares, comercios, servicios y actividades productivas.

En la subestación Doradal, ubicada en el municipio de Puerto Triunfo, EPM concluyó un proyecto que permitió renovar los equipos necesarios para recibir, controlar y distribuir la energía hacia hogares y comercios de la zona.

Esta modernización, que contó con una inversión aproximada de 12.500 millones de pesos, beneficia a 4.719 usuarios y se refleja en un servicio más estable y con menor riesgo de fallas e interrupciones.

En la subestación Necoclí, en el norte de Urabá, EPM adelantó obras para aumentar la capacidad del sistema eléctrico y prepararlo para el crecimiento del municipio y la región.

Estos trabajos incluyeron la instalación de un nuevo transformador, la ampliación de la capacidad para manejar mayor demanda de energía y la construcción de un edificio desde donde se supervisa y controla la operación de la subestación.

Con una inversión cercana a 8.500 millones de pesos, las mejoras benefician actualmente a 14.879 usuarios, lo que facilita la conexión de nuevos clientes y mejora la continuidad del servicio.

En la subestación Dabeiba, ubicada en el casco urbano de la localidad, EPM llevó a cabo obras para optimizar la distribución de la energía, mediante la modernización de los sistemas que permiten controlar, proteger y operar la subestación.

Gracias a una solución técnica que optimiza el uso del espacio disponible, esta intervención fue posible con una inversión aproximada de 2.300 millones de pesos y beneficia a 8.281 usuarios, quienes hoy cuentan con una infraestructura eléctrica más segura, flexible y estable.

Compromiso con el futuro energético de Antioquia

La culminación de estas obras refuerza la capacidad del sistema eléctrico para responder a la demanda actual y futura, reducir la frecuencia y duración de las interrupciones, mejorar los tiempos de respuesta ante contingencias y brindar mayor seguridad a las personas y a las instalaciones.

EPM reafirma su compromiso con un sistema eléctrico más robusto, confiable y eficiente, que respalde la competitividad, el bienestar y la calidad de vida de los habitantes de Antioquia.

Estas intervenciones se suman a los avances del plan de modernización de subestaciones de EPM, que busca preparar la infraestructura energética para enfrentar los retos del desarrollo regional, la integración de nuevas tecnologías y el crecimiento de los territorios.

¿Qué es una subestación de energía?

Una subestación de energía es como un gran corazón del sistema eléctrico: recibe la energía que viene por las líneas de transmisión a altos voltajes, la transforma a niveles adecuados y la envía a diferentes zonas del territorio.

La subestación protege la red y permite maniobrarla, monitorearla y operarla ante cualquier eventualidad. Sin una subestación funciona bien, la energía circula con calidad y continuidad. Por ello, estas infraestructuras son esenciales para que las ciudades, los comercios, el transporte y la industria puedan operar todos los días.

Enel Colombia inició 2026 consolidando hitos que aportan a la transición energética y fortalecen la infraestructura eléctrica del país.

Durante el primer trimestre del año, la compañía puso en operación uno de los parques solares más grandes de Colombia y avanzó significativamente en la puesta en marcha de un nuevo proyecto de generación renovable.

Además, adelantó modernizaciones y trabajos de fortalecimiento de la red en más de 15 municipios de Cundinamarca, con el objetivo de robustecer la infraestructura, mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y asegurar la confiabilidad del servicio.

Estos avances operativos estuvieron acompañados por inversiones de 346.187 millones de pesos, dirigidas a mejorar la confiabilidad del sistema, fortalecer la resiliencia de la infraestructura eléctrica y asegurar un suministro cada vez más eficiente y sostenible para los clientes, especialmente ante escenarios de variabilidad climática, como la actual ola invernal y eventuales periodos de sequía.

En un entorno de mercado caracterizado por una alta hidrología, Enel Colombia alcanzó un margen de contribución de 2,26 billones de pesos, manteniéndose estable frente al mismo período de 2025.

Al cierre del trimestre la compañía registró un EBITDA consolidado de 1,91 billones de pesos y una utilidad neta de 863.447 millones, en un contexto de menores precios de energía y mayores presiones tributarias frente al año anterior.

Generación: energía solar a gran escala

En el negocio de generación, Enel Colombia siguió fortaleciendo su apuesta por una matriz energética más limpia, diversificada y de gran escala. Durante el primer trimestre del año entró en operación comercial de Guayepo III, ubicado en el municipio de Ponedera, con una capacidad de 180 MWac (267 MWp) y 457.764 paneles solares, capaz de generar alrededor de 531 GWh al año, energía suficiente para atender las necesidades de cerca de 873.000 personas.

A este hito se sumó el avance del Parque Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, que inició la producción de energía, en una fase previa a la entrada en operación comercial, tras inyectar su primer kilovatio hora al Sistema Interconectado Nacional.

Este proyecto cuenta con una capacidad de 180 MWac (256 MWp), incorpora 403.920 paneles solares y generará cerca de 525 GWh al año, equivalentes al consumo de más de 737.000 personas. Además, ha generado más de 1.300 empleos, en su mayoría locales.

En conjunto, estos desarrollos, acompañados de iniciativas de manejo y protección ambiental, consolidan al departamento del Atlántico como uno de los principales clústeres solares del país.

Sumados a Guayepo I y II, los proyectos de Enel Colombia en la región alcanzan una capacidad instalada cercana a 730 MWac (985 MWp), reforzando el posicionamiento de la compañía en generación solar y su contribución a la diversificación de la matriz energética nacional.

Gracias a estos hitos, al 31 de marzo de 2026, la compañía se consolidó como el segundo mayor generador de energía del país por capacidad instalada neta, con una participación del 19,6 % en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), equivalente a 4.189 MW, respaldados por un portafolio diversificado de generación hidráulica, térmica y solar.

Distribución: una red más robusta y resiliente

Durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en el fortalecimiento y modernización de la red de distribución en la región Bogotá–Cundinamarca, con acciones orientadas a mejorar la confiabilidad, flexibilidad y resiliencia del servicio.

Enel Colombia intensificó las acciones de mantenimiento preventivo sobre la red para reducir riesgos operativos y proteger la continuidad del servicio en medio de la temporada de lluvias.

La compañía realizó la gestión forestal de más de 100.000 árboles durante el primer trimestre de 2026, con una inversión estimada de 18.000 millones de pesos, en una estrategia orientada a fortalecer la resiliencia de la infraestructura frente a eventos climáticos.

Adicionalmente, durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en la ejecución del plan Enel Corazón con más de 30 intervenciones en más de 15 municipios de Cundinamarca, donde un amplio grupo de trabajadores, entre personal operativo, técnico y forestal desplegó labores de mantenimiento, modernización de redes y poda preventiva, fortaleciendo la infraestructura eléctrica y contribuyendo a mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio para miles de usuarios del departamento.

De otro lado, la tarifa de energía percibida por los usuarios regulados correspondiente a marzo de 2026 evidencia una reducción de 33,8 $/kWh (-3,9%), con respecto al mismo mes del año anterior. Esta variación se explica principalmente por la caída en la componente de generación de 44,3 $/kWh (-13,1%), resultado del efecto combinado de menor precio en bolsa por mayor nivel de aportes hídricos y la actualización de precios de los contratos de compra de energía.

Finalmente, en el municipio de El Calvario, Meta, la compañía entregó infraestructura eléctrica que permitió llevar el servicio a 26 familias rurales que no contaban con acceso a energía, complementando este avance con iniciativas de acompañamiento social para promover un acceso efectivo y seguro.

La operación refuerza el posicionamiento de Cox como utility integrada, con mayor escala, visibilidad de resultados y capacidad de generación de caja.

Cox, utility global integrada de agua y energía, completó la adquisición de Iberdrola México, culminando una operación estratégica y transformacional que supone un hito en la evolución del Grupo, además de acelerar su crecimiento en un mercado clave.

La transacción se ejecutó en línea con lo anunciado al mercado en julio de 2025, reflejando la capacidad de Cox para abordar operaciones de esta escala.

Con esta adquisición, valorada en 4.000 millones de dólares, Cox incorpora una plataforma de activos de alta calidad, con un sólido historial operativo, una base de clientes de primer nivel y una elevada estabilidad de ingresos, ya que una gran parte de la actividad estará respaldada por ingresos recurrentes. Se trata de negocios consolidados y con capacidad de generación de caja elevada.

La operación refuerza la presencia de Cox en México, un mercado prioritario para la compañía, en el que lleva más de diez años operando, y consolida su modelo de integración vertical combinando generación, comercialización y capacidades industriales bajo una misma plataforma.

La operación es consistente con la estrategia anunciada por el Grupo de focalizar su crecimiento en un número limitado de regiones prioritarias, reforzando muy especialmente su presencia en América, donde México constituye uno de los ejes centrales del plan 2026‑2028.

Perímetro de la transacción

En términos de negocio el perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de más de 2.600 MW, una cartera de proyectos de generación de 12.000 MW y la mayor suministradora privada de México, que cuenta con más del 25% de cuota de mercado, 20 TWh de comercialización y más de 500 grandes clientes con la máxima calificación crediticia. Está posición sitúa a Cox como líder destacado de suministro de energía en México.

Enrique Riquelme, presidente Ejecutivo de Cox: “El cierre de esta operación marca un paso decisivo en la evolución de Cox. Incorporamos una plataforma de gran calidad en un mercado que conocemos bien, y lo hacemos manteniendo el foco en la disciplina, la integración y la creación de valor a largo plazo. Esta adquisición refuerza nuestro perfil como utility integrada y nos sitúa en una posición de mayor escala y solidez para afrontar la siguiente etapa de crecimiento del Grupo”.

Así mismo, para el presidente del grupo: “Esta operación se enmarca en la visión de la presidenta Claudia Sheinbaum y de su Gobierno de convertir la energía y el agua en políticas de Estado al servicio de un desarrollo inclusivo y sostenible para todos los mexicanos. Con una plataforma integrada que combina generación eléctrica eficiente y soluciones avanzadas de gestión del agua, Cox se alinea plenamente con las prioridades del Gobierno mexicano, orientadas a reforzar la seguridad energética, la soberanía hídrica y la inversión de largo plazo en infraestructura estratégica bajo un marco regulatorio claro y justo, con planificación nacional y capaz de atraer inversión internacional.”

La adquisición consolida a Latinoamérica como el principal foco geográfico del grupo y posiciona a México como un hub estratégico para su crecimiento y expansión en la región, apoyado en una demanda energética sostenida, una sólida estabilidad macroeconómica y un elevado potencial para el desarrollo de infraestructuras.

México refuerza así su peso dentro del perímetro de Cox, tanto por la relevancia de los activos incorporados como por la complementariedad estratégica con la actividad que el Grupo ya desarrolla en el país.

La compañía mantendrá al equipo directivo de Iberdrola México e integrará la totalidad de su plantilla, compuesta por más de 800 profesionales.

En el marco de esta operación, Cox contó con el respaldo de inversores internacionales como Allianz Global Investors, Grammrcy y GMO; asesorado y financiado por Citi, Barclays, BBVA, CIFI, Deutsche Bank, Goldman Sachs, Scotiabank, Santander y Milbank; así como apoyado legalmente por DLA Piper, Juan Aznar de la Haza, Paul Weiss, PwC y Chevez.

Sobre Cox

Cox es una utility global integrada de agua y energía, con sede en España, que desarrolla soluciones sostenibles en mercados de alto crecimiento. Su modelo combina activos concesionales de largo plazo con capacidades industriales propias, posicionándola como una plataforma única capaz de desarrollar, construir y operar infraestructuras críticas.

La compañía, líder en el sector de agua y actor relevante en la generación y transmisión de energía renovable, tiene presencia en América, Europa, Oriente Medio y África.

Cuatro décadas después del peor accidente nuclear de la historia, Chernobyl es más que un símbolo de desastre: es un territorio donde convergen memoria, innovación energética, tensiones geopolíticas y una lección global sobre seguridad nuclear que aún está en construcción.

El 26 de abril de 1986, una prueba mal ejecutada en el reactor número 4 de la central de Chernobyl (Ucrania) desató una cadena de fallas técnicas y humanas que terminaría en una explosión e incendio de la planta de generación, liberando grandes cantidades de radiación a la atmósfera.

Más allá del accidente en sí, lo que convirtió a Chernobyl en un punto de inflexión histórico fue la suma de factores: un diseño inestable del reactor, errores operativos y una cultura institucional marcada por el secretismo. Ese cóctel reveló una verdad incómoda: el problema no era solo tecnológico, sino sistémico.

Chernobyl redefinió por completo la forma en que el mundo entiende la energía nuclear. Antes de 1986, la seguridad se concebía principalmente como una cuestión técnica. Después, pasó a ser un sistema integral que incluye diseño, protocolos, supervisión y cooperación internacional.

El cambio fue profundo. Surgieron mecanismos globales de notificación de accidentes, se fortalecieron organismos internacionales y se consolidó el concepto de “defensa en profundidad”: múltiples barreras físicas y organizativas para evitar fallos catastróficos.

En otras palabras, la seguridad dejó de ser una característica del reactor para convertirse en una cultura.

Una zona congelada… que en realidad evoluciona

Cuatro décadas después, la Zona de Exclusión ya no es un espacio estático. Es un territorio en disputa entre la memoria del desastre, la recuperación ambiental y las tensiones geopolíticas actuales.

Tras la invasión rusa de Ucrania en 2022, el área ha sido militarizada y sigue presentando riesgos por minas y daños a infraestructuras críticas. Incluso el Nuevo Confinamiento Seguro —la gigantesca estructura diseñada para aislar el reactor— ha sufrido impactos que comprometen su eficacia a largo plazo.

Lejos de ser un museo, Chernobyl es hoy un espacio frágil, donde el pasado nuclear y los conflictos contemporáneos se entrelazan.

El paisaje de Chernobyl es también un archivo físico del colapso soviético. Estructuras como el radar Duga-1 —conocido como el “bosque de hierro”— o la ciudad fantasma de Prípiat evocan un tiempo detenido, donde la modernidad industrial quedó suspendida en cuestión de horas.

Ese entorno no solo conserva ruinas: conserva narrativas. Representa el fracaso de una promesa tecnológica que aspiraba a dominar la energía, pero subestimó sus propios riesgos.

La paradoja ecológica: cuando la ausencia humana regenera la vida

Uno de los aspectos más sorprendentes de Chernobyl es su transformación en un refugio de biodiversidad. En ausencia de actividad humana, especies como lobos, bisontes, linces y caballos de Przewalski han prosperado en la zona.

Investigaciones científicas sugieren que, pese a la radiación, los ecosistemas han encontrado formas de adaptarse, e incluso prosperar en algunos casos. Una conclusión puede ser que el impacto humano sobre la naturaleza es, a largo plazo, más destructivo que ciertos niveles de contaminación nuclear. En ese sentido, Chernobyl funciona como un experimento involuntario sobre los límites de la resiliencia ecológica.

De símbolo del desastre a laboratorio energético

Paradójicamente, el lugar que encarnó el peor accidente nuclear del mundo comienza a convertirse en un espacio para la transición energética.

En los últimos años se han instalado plantas solares dentro de la Zona de Exclusión, financiadas en parte por iniciativas internacionales. Una de ellas, con tecnología española, opera a escasos metros del reactor accidentado. Es la evidencia que donde antes hubo contaminación radiactiva, hoy se produce energía limpia.

Sin embargo, esta transformación no está exenta de tensiones. La coexistencia entre infraestructura nuclear dañada, riesgos militares y proyectos renovables plantea preguntas sobre la viabilidad y el sentido de reconvertir territorios marcados por la catástrofe.

Pero Chernobyl no es solo pasado. Es un recordatorio activo de que la seguridad energética nunca es sufuciente.

A pesar de los avances tecnológicos y regulatorios, incidentes recientes —como los daños al sarcófago protector— demuestran que incluso las soluciones más sofisticadas pueden verse comprometidas por factores externos, como los conflictos armados.

Esto introduce una nueva variable en el debate energético global: la vulnerabilidad de las infraestructuras críticas en contextos geopolíticos inestables.

Cuarenta años después, Chernobyl sigue siendo una advertencia, pero también un espejo. Advierte sobre los riesgos de la complacencia tecnológica y la opacidad institucional. Y al mismo tiempo, refleja la capacidad humana de adaptación, innovación y aprendizaje.

Hoy, entre ruinas oxidadas, fauna salvaje y paneles solares, Chernobyl encarna una contradicción: es simultáneamente el símbolo del fracaso energético del siglo XX y un esperanzador laboratorio del XXI.