El capital español no sale de la generación mexicana: cambia de manos y de perfil de riesgo

Dos ventas, un mismo vendedor

En veintiséis meses Iberdrola liquidó toda su generación en México. El 26 de febrero de 2024 cerró la venta de 13 centrales —8.539 MW, en su mayoría ciclos combinados— a un fideicomiso de México Infrastructure Partners (MIP) respaldado por el Fonadin y otras entidades financieras mexicanas, por 6.200 millones de dólares (US$6.200 M); esos activos aportaban el 55 % del EBITDA de la compañía en el país FACT. El 24 de abril de 2026 cerró la segunda operación: los 2.600 MW restantes —1.368 MW de ciclos combinados y cogeneración y 1.232 MW eólicos y solares—, la actividad comercial con más de 500 grandes clientes y una cartera de desarrollo de unos 12.000 MW pasaron a Cox por US$4.000 M, 200 millones por debajo del valor de empresa de US$4.200 M anunciado el 31 de julio de 2025 FACT. Los comunicados de cierre de ambas compañías no explican la diferencia FACT.

La lectura política de la primera venta es conocida: el Estado recompró generación térmica con capital público. La segunda interesa más a quien piensa en capital, porque el comprador no es el Estado ni otra gran utility, sino un grupo mediano español cuyo EBITDA del primer semestre de 2025, unos €82 M, era una fracción del que generaba el negocio adquirido. Según la propia Cox, el negocio comprado habría aportado en 2025, proforma, ingresos de €2.551 M y un EBITDA de €786 M FACT. Iberdrola, por su parte, explicó la salida como prioridad hacia "negocios regulados de redes o generación con contratos a largo plazo" en Estados Unidos y Reino Unido FACT.

Es la segunda entrega de la serie iniciada con el récord de importaciones de gas desde Texas: aquel gas se convierte en electricidad en plantas como estas, y quién las posee y cómo las financia importa tanto como el combustible.

El marco que cambió entre una venta y otra

Entre ambas operaciones cambió la Constitución. El decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2024 reformó los artículos 25, 27 y 28 y estableció que los particulares en la electricidad "en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado" FACT. La Ley del Sector Eléctrico, publicada el 18 de marzo de 2025, tradujo ese principio en cifra: el Estado debe mantener al menos el 54 % del promedio de la energía inyectada a la red en un año calendario, y en los proyectos de inversión mixta la empresa pública debe tener una participación directa o indirecta de al menos ese mismo 54 % FACT.

Lo que el mercado temía —un cierre— no ocurrió. El 7 de junio de 2026 la CFE adjudicó su primera convocatoria de desarrollo mixto: 7.411 MW en 37 proyectos de 31 desarrolladores, un 114 % de los 6.500 MW solicitados, con 46 proyectos declarados desiertos; la respuesta fue casi toda solar (6.710 MW frente a 700 MW eólicos) FACT. La reforma no es irrelevante; pero el marco resultante —CFE mayoritaria, privados como socios minoritarios o generadores bajo contrato— es conocido y financiable, y el capital privado ha respondido INTERPRETATION.

Cox compró, por tanto, un negocio cuyo valor no está en construir capacidad libre, como en la década de 2010, sino en explotar 2.600 MW operativos, suministrar a más del 25 % del mercado de usuarios calificados y desarrollar una cartera que solo se materializará dentro del esquema mixto o bajo contrato INTERPRETATION.

De balance de utility a estructura apalancada

Aquí está el cambio de fondo. En Iberdrola, esos 2.600 MW se financiaban con el balance de un grupo con más de €4.300 M de beneficio semestral; el riesgo México se diluía en un balance global. Cox financió la compra con un crédito sindicado de US$2.650 M de siete bancos, firmado el 26 de enero de 2026, y el 6 de mayo refinanció dos tercios de ese puente con su primera emisión en el mercado estadounidense: US$2.000 M en dos tramos, a cinco años al 7,125 % y a diez al 7,75 %, con una demanda declarada de US$8.000 M; el tercio restante quedó en un préstamo a plazo de unos cinco años FACT.

Los primeros resultados con México integrado, publicados el 28 de julio de 2026, dan la escala: EBITDA semestral de €245 M, frente a unos €82 M un año antes; pérdida neta de €4,67 M por costes financieros extraordinarios de la adquisición; deuda neta de unos €3.300 M, 4,9 veces el EBITDA; y, en México, ingresos de US$870 M (+24 %) y EBITDA ajustado de US$302 M (+7 %) FACT. Son los datos publicados por la compañía; este artículo no los enjuicia más allá de constatar que describen un perfil de riesgo distinto del que tenía el activo hace un año.

Dato. Mismo activo, dos financiadores. En Iberdrola: balance de una utility con €7.010 M de inversión semestral. En Cox: US$2.650 M de sindicado, US$2.000 M de bono al 7,125–7,75 % y deuda neta de 4,9x EBITDA a junio de 2026.

Cox anunció en 2025 un plan de más de US$10.700 M en México hasta 2030, adquisición incluida FACT. Con deuda al 7–8 % en dólares, ese plan depende de que la caja del negocio mexicano y una refinanciación más barata lleguen antes que los compromisos de inversión FORECAST. No es una previsión sobre la empresa; es la aritmética de cualquier comprador apalancado.

Qué cambia para el capital

Para el inversor en generación privada mexicana, el precedente es doble. Iberdrola obtuvo una plusvalía neta de €953 M y confirmó que un activo mexicano operativo tiene comprador y precio incluso tras la reforma FACT. Pero el múltiplo lo pagó un grupo mediano con deuda, no una gran utility con caja: el precio de salida de un activo en México lo marca hoy quien está dispuesto a apalancarse para comprarlo OPINION.

Para el financiador, la señal es que el mercado de bonos estadounidense aceptó riesgo de generación mexicana apalancada al 7,125 % a cinco años, con sobresuscripción, dos semanas después del cierre FACT. Ese es el coste de referencia para la próxima operación comparable, y con toda probabilidad superior al que pagaba por los mismos activos una utility con grado de inversión INTERPRETATION.

Para el industrial que compra electricidad —el usuario calificado que firmó con Iberdrola México y hoy tiene a Cox como contraparte—, el contrato no ha cambiado, pero sí la calidad crediticia de quien lo respalda. Conviene releer garantías, supuestos de cambio de control y cláusulas de suministro sustitutivo; no porque exista un problema, sino porque la contraparte de 2027 no es la de 2024 INTERPRETATION.

Lectura transfronteriza España–México

¿Se retira el capital español de México? Los datos dicen que no. España fue en 2025 el segundo inversor extranjero en el país, con US$4.431 M, el 10,8 % del total; en el primer semestre de 2026 mantuvo esa posición con US$4.954 M, el 14,2 %, aunque un 16,6 % menos que un año antes FACT. El 88,5 % de la inversión extranjera del semestre fue reinversión de utilidades, no capital nuevo: el dinero extranjero en México es, sobre todo, dinero que ya estaba allí FACT.

La rotación es sectorial, no geográfica. Iberdrola cerró el semestre con un beneficio de €4.336 M (+21,7 %), inversiones de €7.010 M y €4.384 M en redes, un 42 % más FACT. El capital que sale de la generación mexicana entra en redes reguladas en Estados Unidos y Reino Unido; el que entra en la generación mexicana es capital español de otro tamaño, con otra estructura y otro coste. Para el asesor que trabaja entre Madrid y Ciudad de México, la pregunta relevante ya no es si España invierte en energía mexicana, sino con qué balance lo hace OPINION.

Esa es la tesis: la inversión privada en generación en México hasta 2030 no la definirá el texto de la reforma, ya conocido y probado en una convocatoria, sino el coste y la estructura del capital dispuesto a entrar bajo ese marco OPINION. Es una cuestión de capital privado más que de regulación, y la próxima entrega —el balance real de los contratos mixtos de Pemex— muestra que en hidrocarburos la ecuación es la misma. Más sobre nuestra práctica en asesoría Madrid–México.