Buenos días, señoras y señores. En primer lugar, nos gustaría dar una calurosa bienvenida a todos los que nos acompañan hoy en la presentación de resultados del primer trimestre de 2026. Como es habitual, seguiremos la estructura tradicional de nuestros eventos. Comenzaremos con una visión general de los resultados y los acontecimientos clave durante el periodo.

La presentación y la sesión de preguntas y respuestas serán realizadas por el equipo ejecutivo que nos acompaña hoy: el Sr. Ignacio Galán, Presidente Ejecutivo; el Sr. Pedro Azagra, CEO; y finalmente, el Sr. Pepe Sainz, CFO. Tras la presentación, pasaremos a la sesión de preguntas y respuestas.

Me gustaría recordarles que solo aceptaremos preguntas enviadas a través de nuestra página web. Por favor, envíen sus preguntas exclusivamente a través de www.iberdrola.com. Por último, prevemos que el evento de hoy no dure más de 60 minutos. En caso de que alguna pregunta quede sin respuesta, el equipo de IR permanecerá, como siempre, a su entera disposición. Esperamos que esta presentación les resulte útil e informativa. Sin más preámbulos, cedo la palabra al Sr. Ignacio Galán. Gracias una vez más. Adelante, Sr. Galán.

Gracias, Ignacio. Buenos días a todos y muchas gracias por unirse a la conferencia telefónica de hoy. En el primer trimestre de 2026, el beneficio neto ajustado aumentó un 11% hasta alcanzar los EUR 1,865 million. El EBITDA ajustado alcanzó los EUR 4.1 billion, un 2.4% más, impulsado principalmente por un incremento del 9% en redes, que compensó con creces la menor contribución de Power & Customers debido a impactos no recurrentes en Iberia en el primer trimestre de 2026, y en el año anterior en U.S., los cuales fueron compensados parcialmente por la sólida producción en U.K. y Europa continental.

La inversión alcanzó los EUR 2.7 billion en el trimestre, para un total de EUR 14.5 billion en los últimos 12 meses, en total sintonía con nuestras prioridades estratégicas. Más de la mitad de nuestra inversión en el Q1 se destinó a U.K. y U.S., y un 15% a redes, incrementando nuestra base de activos regulados a EUR 53 billion. También invertimos más de EUR 1 billion en nueva capacidad renovable.

Como saben, la semana pasada anunciamos el cierre de la transacción en México, lo que completa nuestro objetivo de rotación de activos para 2028, reforzando nuestro perfil financiero y asegurando fondos adicionales para invertir en el negocio de redes reguladas en el Reino Unido y EE. UU. Y en Brasil, donde también hemos adquirido las acciones de Neoenergia que no controlábamos. Esta transacción seguirá a otros acuerdos recientes también relacionados con redes, como la compra de nuestras participaciones minoritarias en redes o la integración de redes eléctricas en el Reino Unido. Esto simplificará nuestra estructura y tendrá un impacto positivo en el beneficio desde el primer año, aumentando nuestra presencia en un país con altas perspectivas de crecimiento y un sólido panorama regulatorio como Brasil.

Impulsada por una generación de flujo de caja adicional de hasta el 7% y el impacto positivo de la transacción en México, nuestra deuda neta pro forma alcanzó los EUR 50.3 billion, reforzando las métricas crediticias en línea con nuestra calificación BBB+. En términos de eficiencia, nuestros gastos operativos recurrentes aumentaron solo un 1% hasta marzo, excluyendo el efecto incremental en las redes eléctricas en el Reino Unido. En los próximos trimestres, esperamos beneficiarnos del uso de las plusvalías de la rotación nacional, al igual que el año anterior. Además de esto, estamos implementando una revisión integral de nuestros procesos para integrar soluciones de inteligencia artificial en todas nuestras actividades y áreas corporativas, con más de 300 iniciativas ya identificadas que impulsarán una mayor eficiencia y nuevas oportunidades de negocio en los próximos años.

En conjunto, los resultados reflejan el beneficio de nuestro modelo de negocio basado en negocios regulados en cada país, lo que proporciona estabilidad y crecimiento sostenido en todos estos escenarios. Incluso en la actual crisis energética, probablemente la sexta de las siete vinculadas a combustibles fósiles desde que comencé mi carrera, no esperamos en Iberdrola ningún impacto financiero significativo derivado de este escenario. Dada nuestra mínima exposición a las materias primas, nuestra nula exposición al suministro afectado por la volatilidad y la solidez de nuestro movimiento, con el 93% de nuestras compras estatales también totalmente aseguradas. Nuestra huella geográfica basada en cada país y nuestra protección estructural contra posibles choques macroeconómicos.

Como saben, la mayor parte de nuestra progresión de remuneraciones está vinculada a la inflación. Tenemos los riesgos de tipo de cambio totalmente cubiertos por nuestra estimación de beneficios [ 2026 ], el 75% de nuestra deuda es a tipo fijo y nuestra liquidez actual se sitúa en EUR 21.4 billion, suficiente para cubrir 23 meses de necesidades financieras. La resiliencia frente a las crisis se reforzará en los próximos años, gracias a nuestro enfoque en las redes eléctricas reguladas, principalmente en EE. UU. y el Reino Unido, y a que nuestra tecnología de generación no está vinculada a la volatilidad de los combustibles fósiles. El 100% de nuestra producción ya está vendida para el '26, el 80% para el '27 y el 75% para el '28. Como resultado, para finales de la década, el 75% de nuestro EBITDA provendrá de redes reguladas y generación contratada a largo plazo.

Pero además de aumentar nuestra propia resiliencia, nuestro desempeño en el último trimestre muestra que el modelo de negocio de Iberdrola también está mejorando la seguridad energética, la autonomía y la competitividad en cada uno de los países donde operamos. Dados estos beneficios, cada vez más gobiernos están situando la electrificación en el centro de sus políticas energéticas e industriales. La semana pasada, la Comisión Europea y el Consejo Europeo publicaron diferentes documentos de comunicación y declaraciones con un mensaje claro: la electrificación acelerada con fuentes autóctonas, incluida la nuclear, es la forma más eficaz de promover la autonomía estratégica y la competitividad de Europa. En otros países como el Reino Unido se sigue la misma estrategia. Pudimos escuchar a muchos responsables políticos europeos reafirmar este enfoque la semana pasada en el evento anual de Wind Europe celebrado en Madrid.

Pasando a los aspectos más destacados del negocio. Durante el primer trimestre, las redes han seguido ofreciendo un crecimiento previsible y sostenible. En el Reino Unido, la determinación final de RIIO-T3 se incrementó tras la inversión inicial a EUR 14 billion hasta 2031, lo que mejora las tasas de retorno y acelera la recuperación de caja. Los resultados de NECEC en EE. UU. reflejan la contribución adicional de la nueva línea de interconexión entre Canadá y Massachusetts, que entró en servicio en los últimos días de 2025, así como el impacto de los aumentos de tarifas de Connecticut a Nueva York. En Brasil, se ha publicado en el Boletín Oficial de la Unión la renovación de la concesión de distribución por 30 años adicionales. Además, se espera la ceremonia de las 4 máquinas en los próximos días. Esto nos proporcionará visibilidad hasta 2060 sin costes iniciales y con una mejora regulatoria relevante, como el reconocimiento de la inversión de forma anual.

El desempeño operativo también fue positivo en Power & Customers en el contexto del aumento de la demanda en todos nuestros países, principalmente en EE. UU. y Brasil. En Iberia, las reservas hidroeléctricas continúan en niveles récord, y la producción eólica en el Reino Unido es un 40% superior a la del mismo periodo de 2025. Por último, la producción eólica marina ha aumentado significativamente en nuestro negocio internacional debido a la finalización de Baltic Eagle en Alemania y a una mayor disponibilidad de toda la flota en Alemania y Francia.

Como se ha mencionado, el EBITDA ajustado alcanzó los EUR 4.1 billion, impulsado por el positivo desempeño operativo de las redes en todas las geografías, mayores tarifas y un aumento del 8% en la base de activos regulados debido a la sólida inversión en el Reino Unido, especialmente en transmisión. En Power & Customers, la evolución del EBITDA refleja un impacto no recurrente negativo, principalmente por costes regulatorios y auxiliares en Iberia, como resultado de la operación reforzada aplicada por Red Electrica de Espana para incluir más generación síncrona. Como saben, el operador del sistema es responsable de mantener el suministro eléctrico y, desde el apagón, ha cambiado la operación del sistema, ahora denominada operación reforzada, pero que en realidad es más un sistema de operación regular. En mi opinión, como ingeniero eléctrico, como les he mencionado varias veces, se debió a una falta de planificación adecuada y a la [ ejecución retrasada ] el día del apagón. Teníamos en el sistema alrededor de -- teníamos en el sistema alrededor de 4 veces la energía necesaria cuando ocurrió, la cual no se utilizó. La comparación con el primer trimestre de 2025 también se ve reflejada por -- en el negocio por los resultados positivos no recurrentes registrados el año pasado en EE. UU., que se normalizarán en los próximos meses. Estos efectos fueron compensados parcialmente por una mayor producción, particularmente en eólica marina, donde alcanzamos un aumento del 42% en la producción. Por geografías, el Reino Unido y EE. UU. representaron casi el 50% del EBITDA, y 8 países contribuyeron con el 84% a los resultados operativos, excluyendo a los países europeos y Australia.

La inversión alcanzó los EUR 2,705 million en el primer trimestre, para un total de EUR 14.5 billion en los últimos 12 meses, más orientada a las redes. Centrándonos en el primer trimestre, se asignaron más de EUR 900 million al Reino Unido, lo que refleja un aumento en la inversión en transmisión que se acelerará un poco más bajo el marco de RIIO-T3. La inversión en EE. UU. alcanzó los EUR 550 million, principalmente en distribución. Sin embargo, la comparación con el año pasado se ve afectada por la finalización de diferentes proyectos renovables en la línea de interconexión entre Massachusetts y Canadá. La inversión en Europa Continental y Australia alcanzó los EUR 400 million, relacionada principalmente con el parque eólico marino en Alemania y el almacenamiento en tierra y baterías en diferentes estados de Australia. La inversión alcanzó los EUR 309 million en Brasil, con un aumento del 30% en distribución, y más de EUR 500 million en Iberia.

Gracias a los EUR 1.5 billion invertidos en redes hasta marzo, nuestra base de deuda regulatoria alcanzó los EUR 53 billion, un 8% interanual. Un tercio de la inversión total se destinó a la transmisión, impulsando un aumento del 29% en la base de activos regulados hasta alcanzar los EUR 14 billion en este concepto de transmisión. La inversión en distribución también superó los EUR 1 billion, con un aumento del 16%, impulsada principalmente por un fuerte incremento de alrededor del 30% en el Reino Unido y Brasil. Por geografías, el 46% de las inversiones se realizaron en el Reino Unido, el 26% en EE. UU., el 20% en Brasil y, ligeramente menos, el 10% en España.

En Power, invertimos EUR 1,070 million principalmente en eólica. Casi la mitad de esta inversión, alrededor de EUR 500 million, se localizó en eólica terrestre en Australia, EE. UU., Reino Unido e Iberia, seguida de la eólica marina con EUR 100 million. La inversión en solar fotovoltaica alcanzó los EUR 162 million, repartida entre Iberia, otros países de la UE, Australia y EE. UU. Además, invertimos EUR 115 million en almacenamiento, principalmente en Australia y la UE. Esto nos ha permitido aumentar nuestra capacidad en 3,300 megawatts durante los últimos 12 meses, incluyendo 2 nuevos gigawatts de eólica, 1 gigawatt de solar y más de 300 megawatts de almacenamiento.

En cuanto a la solidez financiera, el incremento del 7% registrado en el FFO se debe al impacto positivo de la asociación de rotación de activos, principalmente debido a la transacción en México que nos ha llevado a una deuda neta pro forma de EUR 50.3 billion, incluso tras un aumento en la inversión orgánica y la adquisición de minoritarios de Neoenergia. Como resultado, nuestro ratio de FFO y deuda neta ajustada ha alcanzado casi el 25%, situándose cómodamente dentro del rango de la calificación BBB+. Además, la liquidez se sitúa en EUR 21.4 billion, suficiente para cubrir 23 meses de necesidades financieras.

Finalmente, durante el último mes, hemos acelerado la implementación de iniciativas de inteligencia artificial. Contamos con un equipo interno dedicado íntegramente a la transformación de nuestros procesos, aprovechando tanto nuestro propio talento y recursos como nuestro conocimiento de nuestra cartera de activos. En solo unos meses, este equipo ha lanzado más de 300 proyectos de IA, el 70% desarrollados íntegramente de forma interna para aumentar los ingresos y maximizar la eficiencia operativa en nuestras áreas de negocio y corporativa. Se basan principalmente en IA generativa, pero también en machine learning avanzado y robótica. Les informaremos sobre el impacto financiero de estas iniciativas tan pronto como empiecen a materializarse. Pero por el momento, puedo decirles que nuestros hallazgos iniciales muestran un potencial de valor considerable. Cedo ahora la palabra a nuestro CFO, quien presentará el resultado financiero del grupo con más detalle. ¿Pepe?

Muchas gracias, Presidente. Buenos días a todos. Como ha mencionado el Presidente, estos resultados del primer trimestre confirman la solidez de nuestro modelo de negocio. El EBITDA del primer trimestre subió un 2.4% hasta los EUR 4 billion, mientras que el beneficio neto ajustado creció un 11% hasta los EUR 1,865 million.

Desde el año pasado, el dólar se ha depreciado un 11.4% frente al euro, la libra un 4.2% y el real un 1%. Como consecuencia, el efecto de tipo de cambio (FX) ha reducido nuestras cifras de pérdidas y ganancias. Si se excluyera el FX, el crecimiento habría alcanzado el 6% a nivel de EBITDA y el 17% a nivel de beneficio neto. ENW está totalmente consolidada durante todo el trimestre, frente al año pasado, cuando solo fue durante 1 mes.

Para mayor claridad y comparabilidad, hemos aplicado un número limitado de ajustes bien definidos y alineados con las NIIF y nuestras definiciones de guidance, minimizando así las diferencias entre los resultados reportados y los ajustados. La contribución de México se excluye a nivel EBITDA tanto en los resultados reportados como en los ajustados, siguiendo las recomendaciones de la NIIF 5. México se clasifica como operaciones discontinuadas en ambos casos. En las cuentas reportadas, México se presenta directamente bajo la línea de operaciones discontinuadas. Y en las cuentas ajustadas, para fines de visibilidad, México se reconoce en la línea de patrimonio neto. Además, en este trimestre se contabiliza un ajuste negativo relacionado con la desinversión de nuestros activos térmicos en México realizada en 2024, el cual se excluye de los resultados ajustados de 2026. En segundo lugar, como es habitual, las deducciones por capital (capital allowances) en el Reino Unido se ajustan a nivel de beneficio neto en ambos años. Y finalmente, el reconocimiento de ejercicios anteriores en EE. UU. se excluye del beneficio neto ajustado en 2025, de acuerdo con la definición aplicada en nuestra guidance de 2025. Pueden encontrar toda esta información explicada con más detalle en el Anexo, específicamente en las diapositivas -- perdón, 36 y 37.

En cuanto a nuestro margen bruto, una disminución del 0.3% en los ingresos ajustados, combinada con un aumento del 0.5% en las compras, resultó en una caída del 1% en el margen bruto ajustado; excluyendo el impacto de FX en este nivel, que es de EUR 267 million, el margen bruto ajustado habría crecido un 3%. En el primer trimestre, los gastos operativos netos disminuyeron un 6% interanual y un 0.7% excluyendo el impacto de FX. Los gastos de personal neto del primer trimestre cayeron un 0.8%. Los servicios externos bajaron un 2% y el resultado operativo creció un 24%. De forma recurrente, y excluyendo el impacto de FX, los gastos operativos netos habrían crecido un 8.1%, debido principalmente a la contribución de ENW.

Analizando los resultados de los diferentes negocios y comenzando por Networks, su EBITDA ajustado creció un 9% hasta alcanzar los EUR 2,048 million, impulsado por el sólido desempeño en el Reino Unido y en EE. UU. Excluyendo aquí también EUR 94 million por el impacto de FX, el EBITDA ajustado creció un 14%. En EE. UU., el EBITDA ajustado según NIIF aumentó un 22%, alcanzando los $612 million debido a mayores tarifas en distribución y a la contribución de Avangrid desde la transmisión, incluyendo la contribución positiva de la línea NECEC tras su COD el 16 de enero. En el Reino Unido, el EBITDA subió un 32% hasta los GBP 447 million, con una mayor contribución de ENW respecto al año pasado, ya que la consolidación comenzó en marzo de 2025, y también con una creciente contribución de nuestro negocio de transmisión gracias al mayor RAV. En Brasil, el EBITDA cayó un 0.7% hasta los BRL 3.6 billion, con mayores ingresos debido a las revisiones tarifarias anuales, compensados por una menor inflación y un menor crecimiento de la demanda respecto al año pasado. En España, el EBITDA aumentó un 6.2% hasta los EUR 426 million, impulsado por la nueva rentabilidad regulada del 6.58% y también por un impacto neto de EUR 15 million, un impacto neto positivo por ajustes debidos a remuneraciones de años anteriores.

En el primer trimestre de 2026, el EBITDA del negocio de Power & Customer fue de EUR 2 billion, un 3% inferior al año pasado. Durante el trimestre, Iberdrola produjo 33,000 -- perdón, 33,000 gigawatt hours de electricidad, con un 86% de origen local y libre de emisiones, lo que constituye una referencia respecto a los objetivos de la UE en materia de producción eléctrica. En Iberia, el EBITDA fue de EUR 1,002 million, un 3.2% menos, afectado por costes auxiliares, la tarifa regulada del gas y precios más bajos a pesar de un mayor volumen de ventas de electricidad. A día de hoy, Iberdrola cuenta con reservas hidroeléctricas récord, como ha mencionado el Presidente, lo que ayudará al desempeño del grupo en la segunda mitad del año. En EE. UU., el EBITDA disminuyó un 32% hasta los $196 million, con una menor contribución de la eólica y los activos térmicos, así como un efecto temporal negativo que se normalizará durante el año, a pesar de la mejora en los precios. En el Reino Unido, el EBITDA aumentó un 16% hasta los GBP 493 million, gracias a un mayor recurso eólico, tanto onshore como offshore, compensando con creces los precios más bajos, y a una mejor contribución de la división de Supply impulsada por mejores márgenes. En el resto del mundo, el EBITDA disminuyó un 7.6% hasta los EUR 212 million, a pesar de que la producción offshore fue un 37% superior, debido a la menor contribución de nuestros activos eólicos onshore, afectados también por la venta de algunas geografías como Hungría y Francia, y por un impacto negativo de mayores costes auxiliares en Portugal. En Brasil, el EBITDA aumentó hasta los BRL 500 million.

Las amortizaciones y provisiones crecieron un 9% hasta los EUR 1,476 million, impulsadas por una mayor base de activos y una normalización de las provisiones frente a las recuperaciones excepcionales en el primer trimestre de 2025. El EBITDA ajustado disminuyó un 1% y alcanzó los EUR 2,591 million. Excluyendo EUR 80 million de impacto negativo de FX, creció un 2%. El resultado financiero neto mejoró ligeramente hasta los EUR 497 million debido a una deuda media EUR 4 billion menor, ayudado por la depreciación de la moneda a pesar de unos resultados de derivados EUR 56 million peores.

En cuanto a la estructura de la deuda, la deuda a tipo fijo, excluyendo importes, ascendía al 77% a finales de marzo, 12 puntos porcentuales por encima de nuestro EBITDA fijo, lo que reduce el riesgo de un impacto negativo debido a un posible aumento de los tipos de interés como consecuencia del conflicto en Irán. La nueva deuda aumentó EUR 1.7 million -- perdón, la deuda neta aumentó EUR 1.7 million frente al cierre del ejercicio '25 hasta los EUR 51.9 billion, debido principalmente a la apreciación de la divisa, al CapEx y al pago de dividendos en el trimestre, compensado parcialmente por la generación de FFO, incluyendo los EUR 1.6 billion netos obtenidos de la venta en México a COGS y el pago vinculado a la adquisición de minoritarios en Brasil, ambos ejecutados en abril; de lo contrario, la deuda habría sido de EUR 50.3 billion, en línea con los niveles de cierre de año. Por tanto, mejores niveles de deuda en comparación con el Q1 '25 y un FFO ajustado un 7% superior, que alcanza el 12% excluyendo el efecto FX, lo que ha permitido obtener ratios de solvencia sólidos para nuestra calificación BBB+ Baa1. Estas métricas respaldan claramente nuestra calificación y subrayan la capacidad del grupo para crecer manteniendo un balance general sólido. Nuestra deuda neta ajustada sobre EBITDA fue de 3.4x, frente al 3.7x del Q1 '25. El ratio de deuda neta ajustada sobre FFO ajustado alcanzó el 24%, muy por encima del 21.2% del Q1 '25. Y nuestro ratio de apalancamiento ajustado fue del 44%, 3 puntos porcentuales mejor que el 47% del Q1 '25. Sobre una base pro forma, los ratios mejoraron aún más, como se puede observar en la diapositiva.

El beneficio neto ajustado del Q1 '26 creció un 11% hasta los EUR 1,865 million en comparación con los EUR 1,674 million de beneficio neto ajustado en el Q1 '25; excluyendo el impacto de FX de EUR 99 million, el beneficio neto ajustado habría crecido un 17%. La adquisición de los accionistas minoritarios de Neoenergia, aunque no contribuye a un mayor EBITDA, reduce la dilución a nivel de beneficio neto. Y en este trimestre, suma EUR 57 million al beneficio neto. Además, simplifica la estructura financiera de Iberdrola e incrementa el peso de las redes en nuestro beneficio neto. La diapositiva presenta la conciliación entre el beneficio neto reportado y el ajustado. Esto se detalla, como mencioné anteriormente, en el anexo. Asimismo, mostramos en el anexo el calendario para el dividendo final. Muchas gracias. Y ahora el Presidente concluirá la presentación.

Gracias, Pepe. Para concluir estos resultados del primer trimestre, confirmamos la resiliencia del modelo de negocio de Iberdrola y el contexto actual de incertidumbre geográfica, y reforzamos nuestras perspectivas positivas para 2026.

En los próximos trimestres, las redes seguirán siendo nuestro principal motor de crecimiento, gracias al aumento continuo de nuestra [ininteligible] distribución y transmisión regulada, así como al impacto de los nuevos marcos regulatorios como el RIIO-T3 en el Reino Unido o el ajuste del objetivo anual en Brasil, donde también nos beneficiaremos de una mayor contribución de Neoenergia tras la adquisición total de las participaciones minoritarias. Como se ha mencionado, esta transacción simplificará nuestra estructura en el país y acelerará nuestra estrategia centrada en las redes, en línea con la adquisición de minoritarios en la red o la integración de la electricidad en el [ininteligible], en el Reino Unido el año pasado.

En Power & Customer, añadiremos 2.7 gigawatts antes de finales de año, sumados al gigawatt comisionado en el primer trimestre. Y nuestras reventas hidroeléctricas continuaron en niveles récord, impulsadas por los fuertes factores hídricos en enero y febrero y el desempeño positivo del bombeo. También seguimos mejorando la eficiencia operativa en todos nuestros negocios.

En cuanto al perfil financiero, nuestros niveles actuales de deuda y la continua generación de flujo de caja nos permitirán aumentar la inversión en preventa con ratios de solvencia sólidos.

Estas perspectivas operativas y financieras positivas nos llevan a elevar nuestro guidance para 2026, esperando un crecimiento de más del 8% en el beneficio neto ajustado, excluyendo las plusvalías por la rotación de activos que, como siempre hemos hecho, se destinarán a futuras eficiencias. Y esperamos seguir acelerando el crecimiento hacia 2030 y más allá, beneficiándonos de las perspectivas de aumento de la demanda eléctrica entre los usuarios y geografías de energía, impulsadas por los procesos tecnológicos y las nuevas políticas energéticas, a medida que los gobiernos intentan capturar todo el impacto positivo de la electrificación en términos de autonomía estratégica, resiliencia y competitividad.

En este contexto, durante el último mes, hemos seguido asegurando nuevas oportunidades de inversión en todos nuestros países clave. En Estados Unidos, el consenso sobre la necesidad de infraestructura de redes de generación es unánime dado el fuerte aumento de la demanda. Según Standard & Poor, el CapEx anual en EE. UU. crecerá un 11% anual desde '25 hasta '28. Para Avangrid, esto supone una inversión adicional en transmisión, distribución y generación, incluyendo el repowering y la extensión de la vida útil de parte de nuestra flota actual de 11,000 megawatts.

En el Reino Unido, tras el aumento de la inversión en transmisión ya confirmado por RIIO-T3, también esperamos un crecimiento significativo en la distribución en el próximo periodo regulatorio que comienza en 2028. El gobierno ha confirmado su apoyo a la eólica marina con una subasta de año 8 prevista para finales de este año. Como saben, ScottishPower, East Anglia ONE, ya ha presentado su oferta y está lista para licitar; tiene su cadena de suministro totalmente asegurada. También vemos crecientes oportunidades en la eólica marina en Europa Continental, por ejemplo, en Francia, y en tecnologías onshore, así como en el negocio minorista de Iberia, donde mantenemos el liderazgo en número de clientes y calidad.

En Brasil, la renovación de la concesión de distribución por 30 años y con condiciones mejoradas nos aportará mayor visibilidad en el contexto de las crecientes necesidades de inversión.

Por último, en Australia, ya estamos diseñando nuestro primer proyecto de transmisión en West Victoria y estamos trabajando en nuevas oportunidades en este negocio para los próximos años, así como en un crecimiento adicional en eólica terrestre, solar fotovoltaica y baterías.

La inteligencia artificial también está generando nuevas oportunidades en el crecimiento de la demanda de electricidad y un enorme potencial para optimizar los procesos de negocio, aumentando nuestra eficiencia en ingresos adicionales a través de nuestras cadenas de valor eléctrico. En definitiva, pueden estar seguros de que seguiremos obteniendo un crecimiento sólido, sostenible, predecible y resiliente, tanto en resultados como en dividendos, tal como hemos hecho en las últimas décadas. Muchas gracias por su atención. Estamos listos para responder a sus preguntas. Gracias.

Los siguientes profesionales financieros han planteado las siguientes preguntas: Philippe Ourpatian, ODDO, Pedro Alves, CaixaBank; Pablo Cuadrado, JB Capital Markets; Meike Becker, HSBC; Manuel Palomo, BNP Paribas, Peter Bisztyga, Bank of America; Rob Pulleyn, Morgan Stanley; James Brand, Deutsche Bank; Jorge Alonso, Bernstein Societe Generale; Fernando Garcia, RBC; Javier Suarez, Mediobanca; y finalmente, Skye Landon, Rothschild. La primera pregunta es: ¿podría detallar los principales impulsores del beneficio neto de Iberdrola en el Q1 2026 y explicar los factores clave detrás del crecimiento interanual?

Muchas gracias. Y como ya he explicado, en Redes esperamos un sólido desempeño en el Reino Unido y EE. UU. debido a la consolidación de la electricidad en el Oeste a partir de marzo de 2025, tipos de interés más altos y la contribución de la interconexión NECEC entre Canadá y Massachusetts, así como un RAB más alto en todos los países debido a la inversión que hemos estado realizando.

En Electricidad, el negocio se vio afectado por impactos no recurrentes, el coste de los servicios auxiliares en Iberia en 2026 y algunos efectos temporales en EE. UU. que afectaron este año. Y también, en el lado positivo, tenemos una mayor producción.

El bajo EBITDA, una buena evolución de nuestros gastos financieros. El impacto positivo de la participación del 100% en el capital de Neoenergia que ya hemos mencionado anteriormente. Y eso hace que nuestro beneficio neto crezca un 11%, incluso con un impacto negativo de casi EUR 100 million por el tipo de cambio. Así que, sin este factor, el beneficio neto que mencionó Pepe supuso un incremento del 70% en términos ajustados.

A continuación, ¿podría detallar las nuevas perspectivas de beneficio neto para 2026 y resumir los principales impulsores operativos y financieros que espera para respaldar los resultados durante el resto del año?

Siguiendo la misma línea de lo que comentaba para 2026. Esperamos mantener el sólido desempeño durante el resto del año en redes, aumentando la base de activos regulados en todos los países, un nuevo marco de distribución con mejores tarifas, el RIIO-T3 a partir de abril, la nueva interconexión entre Canadá y Massachusetts, una mejor tarifa en Brasil que ya se ha ajustado en los últimos días, y la contribución adicional de Neoenergia por la propiedad del 100%.

Y en energía, hemos instalado 1 gigawatt en los últimos 3 meses, y esperamos instalar otros 2.7 gigawatts adicionales antes de que termine el año. Esperamos seguir teniendo una fuerte producción renovable tras el año pasado, que fue de una producción muy mala y muy baja, especialmente en el Reino Unido. Nuestras reservas hidroeléctricas están en niveles récord y, aparte de eso, tenemos el muy buen rendimiento y un buen diferencial de nuestras instalaciones de bombeo, de las cuales creo que solo en el primer trimestre ya hemos producido 1.6 terawatt hours, lo que me parece un porcentaje importante de nuestra electricidad total generada con hidroeléctrica.

Hemos reducido la deuda neta y mejorado los ratios. Los tipos de interés son principalmente fijos o están cubiertos. No esperamos una volatilidad significativa en la dinámica geopolítica, como mencioné antes, debido a nuestro negocio de redes reguladas de transporte y distribución. Y debido a nuestra energía, el 86% de nuestra producción no está vinculada a combustibles fósiles, y el 100% de 2026 ya está vendido. Por eso estamos mejorando nuestro guidance hacia un crecimiento esperado de más del 8% en la deuda neta ajustada, excluyendo plusvalías, la cual siempre utilizamos para futuras eficiencias.

Lo siguiente está relacionado con el tipo impositivo fiscal al cierre del ejercicio, ¿cuál es la expectativa que tenemos?

Sí. Bueno, en este trimestre, nuestros impuestos se han visto afectados por una reversión de una provisión, gracias a que hemos ganado un litigio, y también por el hecho de que los países con tipos impositivos más altos han tenido una menor contribución a nuestros beneficios.

Prevemos que nuestro tipo impositivo se sitúe en torno al 20% a lo largo del ejercicio fiscal. Por tanto, aumentará hasta alcanzar esos niveles de aproximadamente el 20% al cierre del año.

Lo siguiente está relacionado con una diapositiva que ya se ha explicado, pero se refiere al impacto de la crisis de Irán en nuestras operaciones, cadenas de suministro y evolución financiera.

Como mencioné, no esperamos un impacto significativo a corto plazo porque el 85% de nuestros activos se encuentran en países no expuestos al conflicto. Nuestro crecimiento se centra en redes reguladas, segmento en el que se destina 2/3 de nuestra inversión. Además, EE. UU. y el Reino Unido representan el 65% de nuestra inversión total.

El 75% del EBITDA provendrá de actividades de contratos regulados a largo plazo para -- en 2028, 2030. El 85% de la producción también está ya asegurado para 2020 mediante CFDs, PPAs, etcétera. Y las cadenas de suministro no se ven afectadas por la fuerza de la dinámica remota porque nos centramos en suministros locales sin exposición a la zona.

El hecho es que hoy el 93% de nuestro acuerdo estratégico de inversión ya está asegurado. Tenemos una exposición mínima a las materias primas. Ya contamos con contratos de gas a largo plazo. Por tanto, creo que esto no nos está afectando ni a nosotros ni a la tendencia negativa de Corteva.

Creo que -- para mí, como mencioné, el contexto actual demuestra, una vez más, que la electrificación es la mejor vía hacia la seguridad energética, la autonomía estratégica y la competitividad. Creo que la seguridad energética es seguridad nacional. Y la electricidad es, como repiten ahora todos los líderes europeos, la solución. No es una amenaza, no es un problema.

La siguiente pregunta está relacionada con que el Street está pidiendo más detalles sobre la iniciativa de inteligencia artificial de Iberdrola.

¿Pepe? ¿Pedro? Sí.

Sí. Gracias, Presidente. Creo que nos estamos acercando ya a casi 400 proyectos e iniciativas en IA, de los cuales más del 70% son de IA generativa y más del 10% son de robótica. Estos proyectos abarcan todas las funciones corporativas, todos los negocios y todas las geografías.

Están vinculados a la eficiencia, pero también son muy importantes para nuevas oportunidades de negocio. Es fundamental, se trata de una transformación de procesos. Más del 70% se desarrollan internamente. Creo que veremos impactos positivos, tal como dice el Presidente, y los iremos actualizando en los próximos trimestres.

La siguiente pregunta está relacionada con el reciente cierre de la operación de México con Cox, incluyendo los plazos, las plusvalías esperadas y el destino previsto de los fondos.

Como ya les informamos, la transacción se cerró el viernes. Eso significa que recibimos el dinero el viernes. Las cifras están en línea con lo que anunciamos el pasado verano cuando firmamos este acuerdo. Estamos calculando las plusvalías con detalle, pero, por supuesto, serán varios cientos de millones de euros. Y, como es habitual, utilizaremos este dinero, esta plusvalía, para lograr eficiencias en el futuro. Y esto no afectará a nuestro guidance, como mencioné anteriormente.

Ahora, si me permiten, pasaré al español. [Interpretado] Así que quiero agradecer a los trabajadores de Iberdrola México por su labor durante los últimos 25 años; les hemos ayudado en el desarrollo del país y les hemos suministrado energía segura y competitiva para sus ciudadanos y su industria. También me gustaría agradecer a los respectivos gobiernos, a las instituciones, así como a nuestros clientes y proveedores, quienes a lo largo de los años nos han apoyado y han colaborado con nosotros durante todo este tiempo para poder prestar este servicio.

Y como he mencionado en ocasiones anteriores, esa es una de las razones principales de esta operación: nuestra prioridad. Nuestra prioridad se centra en invertir en redes eléctricas, una actividad que está en manos de la Comisión Federal de Electricidad. Por tanto, no podemos intervenir realmente en esa área específica. Sin embargo, me gustaría decir que estamos profundamente satisfechos porque estamos dejando infraestructuras eléctricas de primer nivel. Y sé que tanto ahora como en el futuro, todos los ciudadanos mexicanos se beneficiarán.

Y tal como también señalé a las autoridades mexicanas, queremos invertir más. Queremos invertir más capital en México en el futuro, cuando las circunstancias nos lo permitan una vez que hayamos completado nuestro ciclo de inversión.

A continuación, ¿podría actualizarnos sobre la lógica y el proceso para la adquisición de la participación minoritaria restante en Neoenergia y la implicación prevista para los resultados y la estructura financiera de Iberdrola?

¿Pepe?

Sí. Bueno, desde que compramos la participación minoritaria a PREVI, tenía todo el sentido para nosotros completar el 100% del capital. Obviamente, la consecuencia de ello es que mejorará nuestros resultados, básicamente a través de una reducción de las participaciones no controladoras. También ayudará a simplificar nuestra estructura financiera y nuestras operaciones.

Ahora estamos cada vez más expuestos al negocio de redes a nivel de beneficio neto, tal como hicimos con la adquisición del 100% de Avangrid en los EE. UU. y la integración de ENW en el Reino Unido. Por lo tanto, claramente, nuestro enfoque está en... y esto demuestra nuestro enfoque en las redes.

Además de eso, Brasil es una geografía clave para nosotros con muy buenas perspectivas y una situación regulatoria muy favorable, donde estamos invirtiendo fuertemente y planeamos seguir invirtiendo. No sé, Presidente, si quiere completar esto con su...

Sí. Bueno, gracias, Pepe. Creo que hace dos semanas estuve en Barcelona con el Presidente Lula; estaba de visita en España y ya tuve una reunión muy buena con él, reafirmando nuestro compromiso con el país. El año pasado fuimos el mayor inversor del país, con más de BRL 30 billion gracias a la compra de participaciones minoritarias que mencionó Pepe.

Y me invitó a la ceremonia de firma de la concesión de renovables el... creo que es el 6 de la semana que viene, el 6 de mayo. Y estaré allí en Brasilia con él para la firma de este acuerdo, en el que ya participaré.

Como también le mencioné al Presidente Lula, nuestra expectativa es aumentar fuertemente nuestra inversión en la distribución de todos nuestros territorios, pero principalmente en la zona del oeste de Bahía, donde hay una demanda enorme que no se ha cubierto debido a la falta de infraestructura. Así que... pero creo que, en general, nuestro compromiso con el país se mantiene. Y creo que la semana que viene estaré allí en Brasilia con el Presidente Lula para la firma ceremonial de las concesiones renovables.

A continuación, ¿podría comentar sobre el entorno actual de la eólica marina en el Reino Unido, incluyendo la intención de Iberdrola para la próxima subasta AR8 y su perspectiva sobre el nuevo proceso de subasta de concesiones de lechos marinos?

Creo que el Reino Unido tiene una estrategia de electrificación clara. Creo que la electrificación es... creo que la palabra que utilizo, seguridad energética y seguridad nacional, es un término que no hemos inventado nosotros, sino que ya fue acuñado por el Primer Ministro británico. Creo que esto proporciona autonomía energética a largo plazo y aporta competitividad. Y creo que está claro que es uno de los instrumentos clave para alcanzar este objetivo, y aumentar la inversión en eólica marina es crucial para ellos.

Creo que esa es la razón por la que el gobierno ha adelantado recientemente la AR8 a este año. Estaba prevista para el futuro. En cuanto a este proyecto, ya tenemos un proyecto para esta subasta. Tenemos el proyecto East Anglia ONE North, de 900 megavatios, que está listo para participar y para el cual ya tenemos asegurada toda la cadena de suministro. Pero creo que seguiremos, como siempre, nuestros criterios de rentabilidad.

Respecto a la concesión de lechos marinos que se ha anunciado recientemente, creo que para nosotros aún es demasiado pronto. Revisaremos los detalles cuando estén disponibles.

En cualquier caso, me gustaría informarles de que en este momento disponemos de más de 5,000 megavatios de derechos de lecho marino offshore: 2,000 en Escocia y otros 3,000 en eólica flotante. Por tanto, creo que tenemos suficientes derechos de lecho marino para continuar nuestra expansión en este sector en el Reino Unido en el futuro.

Lo siguiente está relacionado con la posición de cobertura y la previsión de precios y volúmenes vendidos en España y el Reino Unido para el periodo 2026-2028.

¿Pedro?

Como es de esperar, para el 26 ya hemos comprometido el 100% de nuestra producción disponible. En el 27 ya supera el 80%. Y para el 28, estamos en línea con el guidance de los mercados de capitales.

Creo que, en general, los precios que esperamos están en línea con las estimaciones del plan que les comunicamos anteriormente. Como ha dicho el Presidente, nos beneficiaremos de la capacidad adicional y del aumento de los márgenes de bombeo.

A continuación, la audiencia pregunta sobre los apagones en España, los apagones del último año, incluyendo los hallazgos clave hasta la fecha, los procedimientos relacionados con la posición de Iberdrola, las reclamaciones de clientes y cualquier perspectiva sobre la evolución de los costes de los servicios auxiliares en el futuro.

Creo que siempre hemos dicho lo mismo, tal como ha confirmado el ingeniero en todos los informes e investigaciones, y todos los audios han sido publicados, no solo el día del apagón, sino también en fechas y semanas anteriores. Por tanto, creo que está claro de qué se trata. Este apagón fue el resultado de una planificación, gestión y operación inadecuadas del sistema eléctrico, lo que derivó en un programa de unidades sincrónicas insuficiente a pesar de que la energía estaba disponible.

Así que creo que, si Red Eléctrica lo hubiera hecho todo correctamente, no podríamos preguntarle por qué ha cambiado el modelo operativo añadiendo ahora más capacidad sincrónica. Si todo hubiera estado bien ese día, ¿por qué cambiaron el sistema operativo? Ahora estamos pagando miles de millones de euros en costes adicionales, tanto ciudadanos como empresas, en nuestras cuentas, simplemente porque cambiaron el sistema operativo, añadiendo más capacidad sincrónica, mucha más capacidad sincrónica, cuando la energía estaba disponible.

Ya disponemos de una potencia instalada en el país que es 3x, 4x o 5x superior a la potencia necesaria en el día a día. Por tanto, creo que no es una cuestión de falta de energía. Por eso creo que es algo que para mí es importante.

Deberíamos distinguir entre la propiedad de la red de transporte, que es una actividad empresarial, y la operación del sistema, que no es un negocio lucrativo, sino una responsabilidad pública. Por eso, en otros países, ambas actividades están totalmente separadas. El operador del sistema tiene que encargarse de mantener el suministro eléctrico. Las actividades de red ya son un negocio, cuyo objetivo es maximizar el beneficio. Cuando se ignoran estas cuestiones, se puede llegar a la situación que ya hemos experimentado, la cual puede generar problemas. En cualquier caso, Gerardo, ¿te gustaría añadir algo?

Sí. Gracias, Presidente. Solo para mencionar que la CNMC, en su informe sobre el apagón, ha declarado que el día del incidente el sistema contaba con suficientes herramientas regulatorias, normativas y técnicas para evitar el apagón. Creo que esto es muy importante porque es el único informe oficial, ya que la CNMC, junto con la industria, es la única institución competente en relación con el apagón.

En cuanto a los procedimientos iniciados por la CNMC, la propia CNMC ha declarado que ninguno de ellos está relacionado con los eventos que provocaron el apagón. Independientemente de ello, creo que tenemos una defensa muy sólida y una posición muy fuerte para defender estos casos, ya que siempre hemos actuado conforme a la ley y con total transparencia ante el operador del sistema y el regulador. Pero, por lo que sabemos, el único procedimiento muy grave directamente relacionado con el apagón, según esos informes, audios, la investigación, etcétera, es el que está abierto para Red Electrica España.

Y respecto al coste de las reclamaciones, la realidad es que no hemos recibido muchas reclamaciones en comparación con el tamaño de nuestra cartera de clientes. Y, por supuesto, contamos con pólizas de seguro. Así que diría que nuestra posición es muy sólida.

Como mencioné, creo que tras el apagón, Red Electrica ha duplicado el uso de centrales de ciclo combinado, la nuclear para el control de tensión y lo que denominan operación reforzada. Esta operación reforzada ya no está pasando a ser algo excepcional, se está convirtiendo en algo habitual.

Creo que, si esto es algo habitual, debería reconocerse como un coste regulado, tal como ocurre ya en otros países, para que no afecte a ciertos ciudadanos y afecte a las empresas y a los operadores de las compañías de transporte.

A continuación, ¿cómo describiría el desempeño actual y las perspectivas de su negocio minorista en España, dada la creciente competencia?

¿Pedro?

El negocio subyacente en el sector minorista en España está funcionando muy bien. Seguimos siendo líderes del mercado, tanto en volumen como en la calidad de estos clientes. Tenemos una tasa de abandono mucho más baja que nuestros competidores, especialmente frente a los nuevos entrantes, con una retención de clientes muy sólida.

Existe una buena evolución de nuestra cartera de clientes, incluyendo la segunda marca, Niba. Por tanto, nos sentimos muy cómodos con esa posición también. Pero seguimos añadiendo productos y servicios.

La pregunta 12 es: ¿cuál es la visión actual de Iberdrola sobre el papel de la generación nuclear en España? ¿Y podría actualizarnos sobre el estado del proceso de extensión de Almaraz?

Creo que, como ha repetido varias veces, la nuclear es necesaria, es segura, es eficiente y contribuye a reducir los precios gracias a la seguridad del sistema. De hecho, actualmente los países europeos sin nuclear tienen precios estructuralmente más altos. Ese es el caso de Alemania e Italia, que tienen incluso EUR 40 por megavatio hora más que Francia o España. Creo que algún analista ya está ajustando esta cifra. Pricewaterhouse, en alguno de sus informes, habla de EUR 47. Pero la realidad actual es de EUR 40, cifra que creo que no dista mucho de lo que esta consultora está prediciendo.

Además, la Comisión Europea, encabezada por la presidenta Ursula von der Leyen, está instando a los Estados miembros a evitar el cierre prematuro de los activos nucleares existentes; incluso mencionó que fue un error, un error europeo, el cierre y la falta de inversión en la energía nuclear. Esta puede suministrar electricidad firme, baja en carbono y de bajo coste. En otras palabras, creo que se refiere a la infraestructura crítica europea. Por tanto, la energía nuclear está dejando de ser algo meramente nacional para convertirse en infraestructura crítica europea. Creo que esto se confirmó nuevamente la semana pasada en la comunicación AccelerateEU.

Y es por eso que creo que ya hemos solicitado la prórroga de Almaraz hasta 2030. Es decir, el proceso está en marcha. Creo que el Consejo de Seguridad Nuclear, el Consejo de Seguridad español y otros organismos lo han hecho. Y creo que pronto habrá información de producto útil.

En cualquier caso, todo el sector nuclear debe contar ya con un régimen de remuneración suficiente y sostenible, como han hecho otros países. Por tanto, creo que debemos asegurar un precio a un nivel atractivo o bien reducir la fiscalidad, lo que sea necesario para garantizar su viabilidad. En el caso de los impuestos, en España, ciertas comunidades autónomas, como Valencia y Extremadura, ya han reducido o están dispuestas a reducir la fiscalidad local, lo cual creo que es lo que la gente espera.

Y nada es... mi visión personal es que las instalaciones nucleares en España y otros países se extenderán a largo plazo. Creo que, en el caso de Europa, son infraestructuras esenciales para asegurar el suministro eléctrico. Por ello, tal como sugiere la Comisión Europea, se están volviendo críticas para mantener el suministro y la competitividad europea; es decir, funcionan como una herramienta clave para minimizar la dependencia externa, aumentar la competitividad y reducir la volatilidad, evitando depender de la volatilidad de factores externos como los que estamos sufriendo estos días con los problemas de la huelga del sector automotriz.

A continuación, ¿podría proporcionarnos una actualización sobre el estado de construcción y el aumento de la capacidad operativa de la planta de energía marina Vineyard Wind 1?

¿Pedro?

En términos prácticos, el parque eólico está terminado. Hemos finalizado la construcción de todas las posiciones. Esperamos que los niveles de disponibilidad estén en línea con otros parques eólicos marinos en funcionamiento. Un aspecto muy importante es que muchas de las posiciones llevan meses exportando energía.

Asimismo, la financiación está avanzada, tanto el tax equity y los créditos fiscales como la financiación mediante deuda. Por tanto, estamos avanzando muy bien con el activo.

Así que creo que, si no me equivoco, está en operación comercial desde el 24 de abril.

Se declaró el COD.

Creo que ya está en funcionamiento comercial.

A continuación, ¿podría detallar las oportunidades de crecimiento de Iberdrola en el negocio eléctrico de EE. UU., dado el aumento de la demanda de electricidad?

¿Pedro?

Como ha destacado el Presidente, ya hemos superado los 11,000 megavatios en EE. UU. Lo que observamos es un fuerte incremento de la demanda en EE. UU. Se necesita más energía; eso está claro. Avangrid está consolidada y sigue invirtiendo.

Hemos añadido casi 1,300 megavatios de capacidad. Tenemos 700 megavatios en construcción. Hemos identificado 3,000 megavatios de capacidad potencial adicional, de los cuales más de 1,000 se encuentran en una fase muy avanzada. Y, por supuesto, la extensión de la vida útil de las centrales eléctricas a corto plazo es una vía clara. Por tanto, existe un interés evidente de algunos de nuestros clientes actuales por nuevos PPAs.

Por cierto, también estamos aumentando, por primera vez, nuestra capacidad de almacenamiento de baterías. Acabamos de aprobar un proyecto en Oregon, por lo que estamos comenzando ahora en ese sector.

A continuación, ¿podría explicar la reciente decisión de la FERC de reducir el ROE permitido para los propietarios de redes de transporte en Nueva Inglaterra y cuál es la implicación prevista para Iberdrola?

¿Pedro?

Este es un asunto que afecta a todos los operadores de transporte en Nueva Inglaterra. Como saben, hay otro caso en MISO del que esperamos pronto la sentencia judicial. Por tanto, al tratarse de un procedimiento similar, veremos qué ocurre allí. Es importante señalar que han permitido que no se realicen pagos durante los próximos 12 meses, por lo que no hay impacto.

Pero en cualquier caso, creo que hay que tener en cuenta que esto es algo que viene de 2011. Creo que se está revisando una decisión tomada hace 14 años para decir que, probablemente, la forma en que se pagó durante estos 14 años no era la adecuada. Así que creo que hablar de acciones retroactivas con 14 años de antigüedad es...

Así que estamos bastante seguros de que los tribunales ya tendrán en cuenta los comentarios que están realizando todas las personas afectadas en todos los Estados Unidos. Creo que en [ 14 ] años no se han revisado los términos de la decisión que tomaron. Y [ 14 ] años después, están analizando si lo que ya han pagado debe considerarse como algo que ya no tendrá que pagarse. Es algo difícil de entender para ingenieros como yo. No sé si los abogados entenderán esto mejor que nosotros los ingenieros.

¿Cómo evalúa el actual debate sobre la asequibilidad tanto en EE. UU. como en Europa? ¿Y qué medidas cree que serían las más eficaces para reducir las facturas de electricidad de los clientes?

Como saben, la tarifa eléctrica tiene tres conceptos principales. Uno es el coste de la electricidad, que comprende la generación y las redes. La generación depende de la combinación de fuentes de energía de cada país. En cuanto a las redes, depende de la eficiencia de las mismas. Puedo decir que, en general, las redes europeas son más eficientes que las que se encuentran al otro lado del Atlántico.

El segundo parámetro son los impuestos. Creo que, en el caso de Europa, los impuestos son 4 veces superiores a los de Estados Unidos o China. Y el último es el coste de la política industrial y energética. Creo que hay muchas cosas incluidas en las tarifas que los consumidores o la empresa que somos estamos pagando. Tenemos que ver cómo funcionan estas políticas energéticas en cada país. Como mencioné, en términos de fiscalidad, creo que en la mayoría de los casos en Europa esto representa más del 40% de la factura, frente a algo superior al 10% en el Estado. Por lo tanto, creo que la forma más rápida de reducir la factura es reducir la carga fiscal. Esto es lo que recomiendan las autoridades europeas. Tenemos que tener claro que, si queremos electrificar, no podemos penalizar. Tenemos que incentivar, no penalizar.

Creo que la gran amenaza para la asequibilidad en este caso es seguir dependiendo de los combustibles fósiles. En mi vida profesional, como mencioné antes, ya he pasado por 6 o 7 crisis energéticas diferentes. Y en todas estas crisis energéticas, la solución no es penalizar la electricidad, sino incentivar la electrificación. Esto ya forma parte de la comunicación de la Unión Europea como el motor clave para ello. Eso es lo que están diciendo: más electrificación, más fuentes autóctonas, renovables y nuclear como base del mix energético europeo.

Más redes de distribución y transporte, más interconexión entre países y un mayor acceso de los consumidores a la electricidad. Creo que ya existe una demanda que no puede satisfacerse debido a la falta de infraestructura eléctrica. La gente está dispuesta a electrificar más sus consumos. Pero ante la demanda, no podemos suministrar debido a la falta de infraestructura porque, en algunos países, hemos estado sufriendo —y seguimos sufriendo— ciertos topes a la inversión. Esto limita la inversión que tenemos que realizar o incluso reduce los costes operativos, como hicieron en España, lo cual creo que, si la demanda aumenta, supone que la infraestructura no se mantiene adecuadamente porque no hay suficiente presupuesto o fondos reconocidos; creo que no será fácil lograr esa electrificación.

Y, ciertamente, impuestos más bajos en las facturas de la electricidad, sin que haya una discriminación respecto al gas. Creo que en algunos países de Europa los impuestos al gas son 4 veces menores que los de la electricidad. Por tanto, creo que debemos ser claros. Dependeremos del combustible o de quién quiera electrificar. Querríamos energía eléctrica o fósil. Y en eso tenemos que ser correctos. Mencioné el caso del Reino Unido, su crisis energética y cómo revisaron la fiscalidad de la electricidad. Tenemos que ser el depósito. Aunque esto no nos esté afectando directamente.

Lo siguiente es algo que creo que está claro. En aquellos países donde tenemos una mayor penetración de renovables y nuclear, los precios estructurales ya son más bajos. Italia y Alemania tienen precios más altos que Francia y España porque tienen menos renovables y nada de nuclear; probablemente España o Francia tengan más nuclear y renovables, que es otro factor. Y creo que es una situación clara.

Lo siguiente está totalmente vinculado a las respuestas que ha dado actual o recientemente. ¿Cuál es su perspectiva sobre la reforma propuesta para el mercado eléctrico europeo? ¿Y cómo cree que los responsables políticos deberían abordar el entorno de precios actual?

Creo que lo repito de nuevo. Las medidas propuestas en esta crisis muestran un cambio claro en comparación con 2022. Los gobiernos de Europa coinciden en que la electrificación es la solución. Por tanto, la electricidad no es el problema, sino la solución. Así que todas las medidas deberían dirigirse no contra la electricidad, sino contra el combustible: los combustibles fósiles.

En mi opinión, el ETS es una herramienta clave para promover la independencia energética de Europa. Ya ha demostrado que funciona bien; envía las señales adecuadas y cuenta con mecanismos de flexibilidad. Por tanto, los fondos obtenidos por las emisiones de carbono deben utilizarse para la electrificación, no para otros fines dentro del presupuesto nacional.

Por eso, para mí, la solución estructural —que es lo que propone la Comisión Europea— es una mayor electrificación combinada con más renovables, junto con una mayor red, más almacenamiento y más interconexiones.

A continuación, ¿podría comentar sus expectativas de deuda neta para 2026, incluyendo los principales factores determinantes frente al cierre de 2025?

¿Pepe?

Sí. Esperamos cerrar el año con un nivel de deuda de alrededor de EUR 55 billion. Esto se debe básicamente a las fuertes inversiones que estamos realizando; como ha dicho el Presidente, estamos en otro año de inversión récord y, obviamente, el dividendo también está aumentando la deuda a pesar de la generación de FFO.

Pero, como hemos mencionado, la rotación de activos que estamos llevando a cabo está casi terminada. El otro elemento que nos está afectando ligeramente es el impacto de divisas, especialmente del real, que es algo superior a lo que habíamos previsto.

En cualquier caso, los EUR 55 billion están totalmente en línea con el CMD, con el plan que tenemos y con los ratios esperados para el Capital Market Day. Es decir, para mantener un ratio de BBB+.

La siguiente pregunta es sobre Iberdrola: ¿están considerando desarrollar plantas de energía de gas en los EE. UU. y cómo encajaría esto dentro de las prioridades de crecimiento actuales?

Como saben, nuestro principal negocio en Estados Unidos son las redes. Más del 80% de nuestro negocio está relacionado con las redes. El sector de redes ya está regulado por los estados. Y creo que tenemos un enorme, digamos, potencial de inversión en estos estados debido a las necesidades de los mismos.

Además, creo que vemos claramente un aumento en la demanda de energía, pero esta demanda de energía también requiere redes para poder llevar esa electricidad a los hogares y a las industrias, que es lo necesario para atender esta gran demanda.

Pero creo que, como ha mencionado Pedro, ya estamos enfocados en la energía solar, en la eólica terrestre y en las baterías. Tenemos una cartera de proyectos inmensa y grandes oportunidades en el repowering o en la extensión de la vida útil de los 11,000 megavatios existentes en la operación, y nos concentraremos en ello.

Concentrar las redes es la primera prioridad. Y, en segundo lugar, con nuestra cartera de proyectos actual y nuestra capacidad de generación operativa, aumentar nuestra producción utilizando los activos existentes o creando nuevos activos con la cartera de proyectos que estamos impulsando en este momento.

A continuación, ¿podría comentar sobre la reciente especulación del mercado respecto a los acuerdos de eólica marina que involucran a otros promotores y si el enfoque de Iberdrola para la contratación de eólica marina en los EE. UU. está cambiando?

Creo que, tradicionalmente, no hacemos comentarios basados en rumores o incluso en incertidumbres sobre nuestros competidores. Por tanto, no tenemos detalles al respecto; tendremos detalles y analizaremos exactamente qué están haciendo. Pero creo que, por el momento, no son más que comentarios y aún no tenemos ninguna certeza sobre todo ello.

Siguiente pregunta: ¿podría darnos una actualización sobre cómo está evolucionando la industria de los centros de datos en España y en otros mercados? ¿Cómo progresa la cartera de proyectos en términos de responsabilidad y solicitudes de conexión?

Como he mencionado en varias ocasiones, nuestros principales clientes a nivel mundial son aquellos que ya están operando y utilizando centros de datos. Ya contamos con PPAs por un volumen anual superior a los 12,000 teravatios-hora. Lo que intentamos es facilitar la expansión de estos centros de datos a nuestros clientes, quienes desean aprovechar nuestras capacidades, conocimientos y habilidades para lograrlo.

Dicho esto, creo que en los últimos meses ya hemos firmado más de 800 gigavatios-hora adicionales en nuevos PPAs para el uso de centros de datos. Y esto será, sin duda, un importante motor de la demanda de crecimiento.

Pero creo que en lo que estamos insistiendo es en facilitar procesos. Tenemos algunos proyectos en España en los que ya estamos trabajando, pero la idea es facilitar dichas soluciones a nuestros clientes. Ya contamos con el conocimiento sobre los permisos, tenemos terrenos, tenemos conexión y tenemos potencia; eso es lo que ponemos al servicio de los clientes.

Sin embargo, no estamos creando un área de negocio específica para ello. Es algo que contribuye a nuestro objetivo principal. Nuestro negocio consiste en venderles toda la electricidad que necesiten en las mejores condiciones posibles y durante el mayor periodo de tiempo posible. Y para ello, creo que estamos haciendo todo lo posible para ayudarles a construir las infraestructuras que necesitan para poner en marcha estos centros de datos.

La siguiente y última pregunta es: ¿qué oportunidades potenciales ve frente a su plan actual para 2026 y 2028, desglosadas por geografía y área de negocio, en cuanto a oportunidades de crecimiento adicional (upside)?

Creo que estamos viendo más oportunidades en otros países, como ya mencioné en mi presentación. Considero que la aceleración de la electrificación es una realidad. Estamos observando una demanda racional por parte de diversos usuarios, en parte debido a la inteligencia artificial y también por otros factores. En el caso de EE. UU., tenemos una demanda adicional de inversión en nuevas infraestructuras en todos los estados. Por tanto, creo que los reguladores están exigiendo esta inversión.

Además, estamos incrementando la inversión en energía. En los últimos 12 meses, ya hemos incorporado 1,300 nuevos megavatios en EE. UU. Tenemos 700 en construcción. Y, como mencionó Pedro, disponemos de 11,000 megavatios de capacidad, de los cuales hemos identificado entre 3,000 y 4,000 para la extensión de su vida útil o repotenciación a corto plazo. Asimismo, hemos observado un mayor interés por parte de nuestros grandes clientes en ampliar y extender los PPA, sin que estemos presionando para la firma de nuevos contratos.

También estamos viendo oportunidades en el almacenamiento mediante baterías. Hemos anunciado el primero en Oregon, pero habrá otro en un futuro próximo.

En el Reino Unido, creo que ya tenemos el RIIO-T3. La determinación final es mejor de lo esperado. El TOTEX es más alto, alcanzando los EUR 40 billion. Considero que el ligero incremento en la tasa de retorno es más rápido, lo cual es importante para la recuperación de caja. Y también, como mencioné, la nueva subasta de eólica marina AR8 de este año, en la que ya tenemos un proyecto listo con todas las cadenas de suministro acordadas y cerradas.

Y en Europa continental, tenemos proyectos adicionales tanto terrestres como marinos. Francia ha anunciado nuevas subastas para eólica marina que, en los términos que estamos analizando, podrían resultar atractivas. Lo estudiaremos con más detalle.

Y en Brasil, como también mencioné, una vez que firmemos esta extensión de la concesión de renovables por más de 30 años, creo que será necesaria nueva inversión adicional; creo que también ya tenemos aspectos positivos. Todas las inversiones se reconocen de forma anual, lo que sumará tanto la inversión que estamos realizando en un año, como la del año siguiente, que se reconocerá en nuestra base de activos (rate base) y será remunerada.

En Australia, las cosas están avanzando. Creo que en este momento ya tenemos un proyecto en fase de diseño de transmisión. Y tenemos otro más en la cartera. También estamos preparando algo para el futuro. Estamos realizando inversiones adicionales en generación y en almacenamiento mediante baterías. Creo que hemos añadido casi 100 megavatios en los últimos 12 meses. Y también en almacenamiento por baterías, ya tenemos un proyecto con baterías de gran capacidad, de hasta 8 horas, que creo que será el récord en baterías dentro de nuestra cartera de más de 600 megavatios; será la más grande. Así que creo que esos son los puntos principales.

Creo que algo importante son nuestras instalaciones de bombeo para almacenamiento, que también seguimos expandiendo. Así, en este momento, como saben, ya tenemos en capacidades a corto plazo —cuando digo corto plazo, 20 o 24 horas— algo así como 40,000 megavatios hora de capacidad. Y ya tenemos otros probablemente 100,000 megavatios hora para periodos de tiempo más largos. Creo que estos los estamos bombeando hacia ciertas presas de gran tamaño que utilizamos a lo largo del año. Creo que evitamos que los caudales de agua lleguen al mar y mantenemos esas aguas en nuestras presas. Y ya estamos poniendo casi todos los años 2 o 3 nuevas instalaciones de bombeo para almacenamiento en el país. Creo que en los últimos meses ya hemos puesto una en el río Taco y otra en el río Tamega. Así que continuaremos; en el río Tamega también estamos expandiendo. Por tanto, seguimos con ello porque consideramos que las instalaciones de bombeo son la forma más eficiente.

Pero también en baterías ya estamos invirtiendo. Así que, como mencioné, probablemente en este momento tengamos unos 2,000 o 3,000 megavatios hora de capacidad, pero creo que esperamos duplicar eso en los próximos 2 o 3 años, y eso representa una buena oportunidad debido a que los diferenciales (spreads) son buenos. Y creo que a medida que introduzcamos más renovables, se necesitará más almacenamiento. Y lo mismo ocurre: a medida que aumenta la demanda, se necesita más red, y en eso es en lo que nos estamos concentrando.

Muy bien. Ahora cedo la palabra al Sr. Galan para cerrar este evento.

Muchas gracias una vez más por participar en esta conferencia de resultados. Si tienen alguna duda, nuestro equipo de Relación con Inversores, liderado por Ignacio, estará a su disposición para cualquier información adicional que puedan requerir.

Para finalizar, les recuerdo que nuestra Junta General Anual se celebrará en Bilbao el día 29, y les invitamos a todos a acompañarnos, ya sea de forma presencial, mediante delegación o incluso a través de la web. Así que gracias y nos vemos pronto. Gracias.