Buenos días, damas y caballeros. En primer lugar, nos gustaría darles una cálida bienvenida a todos los que nos han acompañado hoy en nuestra Presentación de Resultados de los 9 Meses de 2026. Como es habitual, seguiremos la estructura tradicional de nuestro webcast. Vamos a comenzar con una visión general de los resultados y los principales acontecimientos durante el periodo, y la presentación y la sesión de preguntas y respuestas serán dirigidas por el equipo ejecutivo de alto nivel que nos acompaña hoy: el Sr. Ignacio Galán, Presidente Ejecutivo; el Sr. Pedro Azagra, CEO; y finalmente, el Sr. José Sainz, CFO.

Después de la presentación, pasaremos a la sesión de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] Finalmente, prevemos que el evento de hoy no dure más de 60 minutos. Si alguna pregunta quedara sin responder, el equipo de Relaciones con Inversores, como siempre, permanecerá a su entera disposición. Esperamos que esta presentación sea útil e informativa para todos ustedes. Ahora, sin más preámbulos, me gustaría ceder la palabra al Sr. Ignacio Galán. Gracias. Una vez más, por favor, Sr. Galán.

Gracias, Ignacio. Buenos días a todos y muchas gracias por unirse a la conferencia telefónica de hoy. En los primeros 9 meses de 2026, el beneficio neto reportado aumentó un 10% hasta alcanzar los EUR 5,816 million, y el beneficio neto ajustado alcanzó los EUR 5,141 million, lo que supone un aumento del 9%. Excluyendo el 13%, este aumento sería del 13% sin contar los impactos del tipo de cambio.

El EBITDA ajustado aumentó un 7% hasta los EUR 11,191 million, impulsado por el sólido desempeño de las redes, que subió un 15% debido a una mayor base de activos en todos los países, los aumentos de las tarifas y la creciente contribución de la transmisión. La inversión total aumentó un 13% hasta los $10.1 billion en solo 9 meses, con el 75% asignado al Reino Unido, Estados Unidos y Brasil. La inversión en redes alcanzó los EUR 6.3 billion, un aumento del 28%, lo que llevó a un incremento del 14% en la base de activos regulados hasta los EUR 56 billion. Y hemos invertido unos EUR 3.6 billion adicionales en potencia y clientes, con más de 2,300 megavatios de nueva capacidad operativa desde enero hasta septiembre, para un total de 3,300 megavatios en los últimos 12 meses.

Gracias a nuestra gestión activa de la deuda, hemos combinado esas inversiones récord con un refuerzo continuo de nuestra solidez financiera, lo que refleja un ratio de deuda neta sobre EBITDA de 3.4x. Y hemos mantenido el 70% de nuestra deuda total a tipos fijos, excluyendo Brasil, lo que nos proporciona una protección significativa contra posibles aumentos en los tipos de interés.

Tras este resultado, el Consejo de Administración aprobó ayer un aumento del 8.7% en el dividendo provisional a 0.275 EUR por acción. Como de costumbre, añadiremos a esta cantidad un dividendo suplementario una vez aprobado en nuestra Junta General de Accionistas en 2027. Finalmente, en el último mes, la aceleración de la electrificación y las nuevas políticas energéticas nos han permitido aumentar la visibilidad de inversiones reguladas adicionales y oportunidades de crecimiento en el Reino Unido, Estados Unidos, Brasil y España hasta 2030 y más allá.

Pasando a los resultados. El EBITDA ajustado alcanzó los 11.9 billion EUR, un aumento del 7%, con casi dos tercios procedentes del Reino Unido, Estados Unidos y Brasil. Las redes aumentaron un 15% hasta los 6,430 million EUR, contribuyendo ya con el 54% del EBITDA total, gracias a una base regulada más alta en todos los países. El impacto positivo de RIIO-T3 en el Reino Unido en abril, las nuevas tarifas en Nueva York, Connecticut y EE. UU., además de los ingresos adicionales por transporte tras la puesta en marcha de NECEC, los aumentos de tarifas y la contribución del transporte en Brasil, y también un sólido desempeño en España.

El EBITDA de generación y clientes alcanzó los 5,359 million EUR, ya que el fuerte aumento de la demanda en el tercer trimestre provocó mayores costes de adquisición de electricidad que se ha vendido a precios fijados en 2025. No se espera que este impacto negativo continúe en los próximos trimestres, ya que las nuevas ventas ya están reflejando precios más altos.

Además, este negocio se vio afectado por los servicios auxiliares en Iberia y los mayores costes en las tarifas reguladas de gas, compensados parcialmente por la creciente contribución de la hidroelectricidad de bombeo en Iberia a través de las nuevas instalaciones en funcionamiento como Valdecañas y Valparaíso en los ríos Tajo y Tera. En resumen, excluyendo el impacto del tipo de cambio, el EBITDA creció un 8%.

Las inversiones totales aumentaron un 13% interanual, alcanzando un nuevo récord de 10.1 billion EUR a septiembre, o más de 15.5 billion EUR en los últimos 12 meses. El Reino Unido fue una vez más nuestro principal destino con más de 3.1 billion EUR invertidos en los primeros 9 meses, el 31% del total, seguido por Estados Unidos y Brasil con un 21% cada uno, España con un 16%, y otros países de la Unión Europea y Australia con el 10% de la inversión total.

Por empresas, la red contribuyó con el 62% de la inversión total, alcanzando los EUR 6,237 million, un 20% más que el año pasado. En el Reino Unido, la inversión en red aumentó un 36%, alcanzando los EUR 2.1 billion o el 33% del total, impulsada por un crecimiento del 60% en transporte y un aumento del 20% en distribución. La inversión en Brasil también representa un tercio del total, casi duplicándose interanual, gracias a un aumento del 23% en distribución y la adquisición de las participaciones minoritarias de Neoenergia, que compensaron con creces la disminución en transporte tras la finalización del último proyecto adjudicado. La inversión en red de Estados Unidos alcanzó los EUR 1.5 billion, con una disminución del 10% debido a la puesta en marcha completa del proyecto de transporte NECEC el pasado enero. Finalmente, la inversión en España aumentó un 20% interanual hasta los EUR 525 million.

Como resultado, nuestra base de activos regulados alcanzó los EUR 56 billion, un aumento del 14%. El transporte sigue siendo el principal motor de crecimiento con un aumento del 31% en la RAB interanual hasta los EUR 17 billion, y la RAB de distribución subió un 8% hasta casi EUR 40 billion. Por países, el Reino Unido, EE. UU. y Brasil registraron tasas de crecimiento de dos dígitos, alcanzando una contribución combinada del 83% de nuestra base total de activos regulados. Y se espera que esta tendencia continúe en los próximos años.

En el caso del Reino Unido, la inversión en distribución en el marco RIIO-ED2 aumentó un 20%. En EE. UU., la tasa de distribución temporal obtenida recientemente en Nueva York respaldará $2.2 billion de inversión hasta mayo de 2027, y el proyecto multimillonario Powering New York sigue progresando. Y en Brasil, Neoenergia invertirá EUR 9 billion en distribución hasta 2030, duplicando los niveles de inversión anteriores tras la renovación de las concesiones, y compensando con creces la disminución prevista en transporte tras la finalización de los antiguos proyectos adjudicados que ya representan EUR 4.3 billion de base de activos regulados y contribuirán con más de EUR 250 million de EBITDA anual. En España, también seguiremos aumentando la inversión tras la mejora en los incentivos incluidos en el nuevo marco regulatorio. Y finalmente, el proceso de autorización para la adquisición de Caruna en Finlandia progresa según lo previsto.

La inversión en renovables alcanzó los EUR 3,257 million, con EUR 1.2 billion invertidos en eólica terrestre, otros EUR 1.2 billion en eólica marina, EUR 450 million en solar y EUR 400 million en almacenamiento y otras tecnologías. Como resultado, instalamos más de 2,300 megavatios de nueva capacidad, de los cuales 1,000 corresponden a eólica terrestre, principalmente en Europa continental, Australia y Estados Unidos; 550 megavatios de eólica marina en EE. UU. y Alemania; y 700 megavatios de solar y almacenamiento, principalmente en Iberia y Europa continental.

Por países, se instalaron más de 600 megavatios en EE. UU., en línea con el fuerte aumento de capacidad registrado en todo el país durante los últimos trimestres. En los últimos 12 meses, las adiciones totales de capacidad alcanzaron los 3,300 megavatios, como mencioné antes.

Una vez más, la creciente generación de caja nos ha permitido registrar inversiones récord y preservar nuestra sólida posición financiera con un ratio de deuda neta sobre EBITDA de 3.4x, totalmente compatible con nuestra calificación BBB+. Y hemos seguido aumentando la proporción de deuda fija al 78%, excluyendo Brasil, proporcionando una protección significativa frente a posibles aumentos en los tipos de interés.

Tras este resultado, y nuestra sólida posición financiera actual, ayer, el Consejo de Administración aprobó una remuneración interina a los accionistas de EUR 0.275 por acción, un aumento del 8.7%. El próximo año, añadiremos a esta cantidad el dividendo suplementario aprobado en la Junta General Ordinaria del próximo año.

Como se ha mencionado, en el último mes, hemos seguido observando mejoras similares en nuestras perspectivas de inversión hacia 2030 y más allá, impulsadas por los crecientes objetivos de electrificación y las nuevas políticas energéticas. Hace unas semanas, la Agencia Internacional de Energía publicó un informe especial sobre la electrificación que muestra que, solo por el uso de tecnologías actualmente disponibles y rentables, las tasas de electrificación global podrían aumentar más de 10 puntos en solo 10 años. Bajo este escenario, la demanda mundial de electricidad aumentará un 50% hasta 2035.

Esta notable tendencia de crecimiento tras una década de evolución plana es visible en todos los usos de la energía. Para la industria, donde el 40% de los procesos de baja y media temperatura podrían electrificarse por completo, a través del transporte o la refrigeración y calefacción, ambos con un potencial de electrificación del 50%. Y según la Agencia Internacional de Energía, este potencial es incluso mayor en economías maduras como Europa, donde la tasa de electrificación podría aumentar 15 puntos hasta casi el 40% del consumo total de energía final.

Estas tendencias tecnológicas contarán con un mayor apoyo por parte de las políticas energéticas que están promoviendo nuevas inversiones en nuestros principales mercados, especialmente en las redes. En la Unión Europea, el plan de acción de electrificación aprobado recientemente por la comisión ha fijado un objetivo de electrificación del 46% para 2040. Y el paquete de redes europeo exige un fuerte aumento en la inversión en redes de hasta EUR 600 billion en solo 5 años.

Esto incluye medidas como la aceleración de las autorizaciones y el diseño de marcos regulatorios con incentivos suficientes. En el Reino Unido, el plan Clean Power 2030 tiene como objetivo el 95% de electricidad limpia en solo 5 años, un pilar de la estrategia Net 0 del país para reducir las emisiones en un 87% para 2040, pero también como una forma de promover la seguridad energética y la economía en todo el Reino Unido. Todo esto requiere inversión actual en transmisión y distribución, en línea con el reciente informe publicado por el operador de sistemas independiente del Reino Unido, que estima que solo en las redes de transmisión, la inversión debería alcanzar las GBP 89 billion en la próxima década, muy por encima de las estimaciones realizadas hace 2 años.

Esta perspectiva positiva ya se está traduciendo en oportunidades de crecimiento tangibles en todos los negocios y geografías. En redes, esperamos aumentar nuestra base regulada en alrededor de un 60% hasta 2030, alcanzando más de EUR 90 billion, impulsado por enormes requisitos de inversión, incluyendo inversiones de crecimiento vinculadas al aumento de la demanda, especialmente en Brasil, pero también en España y el resto de nuestros mercados donde seguimos recibiendo cada vez más solicitudes de conexión, así como nuevas líneas de transmisión o interconectores. Además de esto, las inversiones en renovación también aumentarán considerablemente, principalmente en el Reino Unido y EE. UU. debido a la antigüedad de los activos de la red, que alcanzan un promedio de 45 años y en algunos casos, hasta 70, 80 o incluso 90 años. Finalmente, también esperamos un fuerte crecimiento en la inversión vinculada a la fiabilidad y la resiliencia debido al aumento de los requisitos regulatorios.

Dada la positiva perspectiva de inversión en EE. UU. y el Reino Unido, esperamos un aumento continuo en la contribución de ambos países a nuestra base regulada de redes, alcanzando el 65% para 2030. En generación y clientes, esperamos 15 gigavatios de nueva capacidad entre el '25 y 2030, de los cuales el 60% ya están instalados o en construcción. 5 gigavatios ya fueron puestos en servicio entre enero del '25 y septiembre del '26, y 3,8 gigavatios están actualmente en construcción, con 1,5 gigavatios comenzando su operación ya en el cuarto trimestre de 2026, correspondiendo principalmente al parque eólico marino East Anglia 3 en el Reino Unido, otros 2,3 gigavatios en 2027 y 2028, incluyendo el eólico marino East Anglia 2 en el Reino Unido, y 700 megavatios de eólica y solar terrestre en EE. UU. Además, tenemos hasta 6,5 gigavatios de capacidad que comenzarán su construcción en breve y serán puestos en servicio en '28, '29 y 2030. Aproximadamente un tercio de esta capacidad estará en EE. UU., impulsada principalmente por las oportunidades de extensión de vida y repotenciación en toda nuestra flota de 11 gigavatios en el país. Ahora cederé la palabra a nuestro CFO, quien presentará los resultados financieros del grupo con más detalle. ¿Pepe?

Muchas gracias, Presidente. Buenos días a todos. El beneficio neto reportado de 9 meses creció un 10% hasta EUR 5,8 billion, y el beneficio neto ajustado creció cerca de un 9% hasta EUR 5,141 million, apoyado por un aumento del 7% en el EBITDA ajustado hasta EUR 11,9 billion. Desde el año pasado, el dólar se ha depreciado un 4,1% frente al euro, la libra un 1,7%, mientras que el real se ha apreciado un 5,5%. Excluyéndolo, el crecimiento del EBITDA ajustado habría alcanzado el 8% y el beneficio neto ajustado el 13%.

Los ajustes a la cuenta de resultados reportada son los siguientes: en este trimestre, en el Q3, hay un impacto de una ganancia de capital de GBP 382 million por los Smart Meters del Reino Unido, que se excluye del beneficio neto ajustado en el '25. Los ajustes restantes ya fueron reportados en junio. En cuanto a México, de acuerdo con la NIIF 5, México se clasifica como operaciones descontinuadas. Por lo tanto, su contribución se excluye del EBITDA tanto en los resultados reportados como en los ajustados. A nivel de beneficio neto, México se presenta bajo operaciones descontinuadas en las cuentas reportadas, mientras que en las cifras ajustadas se refleja bajo la línea de patrimonio. Como consecuencia, en el segundo trimestre, excluimos la ganancia de capital positiva de alrededor de EUR 1 billion por la venta del negocio mexicano restante a COX. Como de costumbre, las deducciones por capital del Reino Unido se ajustan a nivel de beneficio neto en el '25 y '26. Finalmente, el reconocimiento pasado de EE. UU. se excluye del beneficio neto ajustado en el '25, EUR 530 million brutos, EUR 389 million netos. Pueden encontrar todos estos efectos explicados con más detalle en el anexo de las Diapositivas 37, 38 y 39.

Los ingresos ajustados aumentaron un 8% frente al 4,2% en junio. Las adquisiciones subieron al 12,3% en comparación con el 4,8% también en junio, impulsadas principalmente en el tercer trimestre por mayores volúmenes de compra y precios necesarios para soportar la fuerte demanda y las operaciones reforzadas del sistema. Los precios de venta han comenzado a aumentar y se espera que el beneficio se refleje en periodos futuros. El margen bruto ajustado creció un 4% y, excluyendo el impacto negativo del tipo de cambio, habría crecido un 5%.

Los gastos operativos netos ajustados fueron un 1% más bajos interanual y se mantuvieron estables, excluyendo el impacto del tipo de cambio. Los otros ingresos operativos ajustados de los 9 meses de '25 excluyen la ganancia de capital de EUR 382 million de los Smart Meters del Reino Unido. Los gastos de personal netos aumentaron un 8,2% ya que el segundo trimestre de '25 incluyó algunos impactos positivos no recurrentes. La plantilla media aumentó un 2,9%. Los servicios externos crecieron un 1,7% y los otros ingresos operativos ajustados, una vez excluidos los mencionados EUR 382 million de la ganancia de capital de Smart Meters, mejoraron un 37%, ya que en el tercer trimestre de '25 tuvimos un impacto negativo de EUR 121 million debido a la desconsolidación de East Anglia 3.

Analizando el negocio de Redes, su EBITDA ajustado creció un 15% hasta alcanzar los EUR 6,430 million, con una contribución equilibrada de las 4 geografías e impulsado por un sólido desempeño en todas ellas.

El EBITDA de Redes ya representa el 54% del EBITDA del grupo, reflejando la creciente contribución que seguirá aumentando en los próximos años como ha comentado el Presidente, y a medida que Iberdrola invierte predominantemente en redes.

En EE. UU., el EBITDA ajustado aumentó un 19% hasta los $1,780 million. Excluyendo los EUR 550 million de reconocimiento pasado registrados en el primer trimestre de '25 incluidos en las cifras reportadas, el desempeño subyacente se benefició de las tasas más altas en distribución y de una mayor contribución de transporte, incluyendo NECEC tras la COD del 16 de enero.

En el R.U., el EBITDA aumentó un 20% hasta alcanzar los GBP 1,355 million con una mayor contribución de la transmisión, impulsada por el nuevo marco RIIO-T3 que entrará en vigor a partir de abril del '26.

En Brasil, el EBITDA creció un 4% hasta los BRL 10.4 billion, impulsado por mayores ingresos en distribución debido a mejores tarifas y demanda, compensado parcialmente por un impacto contable negativo temporal derivado de la reciente renovación de concesiones. Dado que las inversiones se han completado, también hay una mayor contribución de la transmisión.

En España, el EBITDA aumentó un 18% hasta los EUR 1,586 million debido a la nueva remuneración financiera y, adicionalmente, al reconocimiento de las dotaciones por gastos operativos de años anteriores, especialmente visibles en el tercer trimestre.

El EBITDA ajustado del negocio de energía y clientes en los 9 meses disminuyó un 2% hasta los EUR 5.4 billion. Durante el periodo, Iberdrola produjo 91 teravatios-hora de electricidad, un 3% más que en el '25, impulsado por EE. UU. y el R.U. en medio de una creciente demanda, con un 90% de origen local y totalmente libre de emisiones, avanzando en la autosuficiencia energética y fortaleciendo la disponibilidad y fiabilidad de nuestro suministro.

En Iberia, el EBITDA fue de EUR 2.9 billion, un 4.6% inferior, con ventas incrementadas debido al crecimiento de la demanda, pero impactado por mayores costes de aprovisionamiento con una producción renovable ligeramente inferior, principalmente debido a menor producción eólica y más producción de gas. Hemos estado vendiendo a precios de '25, pero el coste de aprovisionamiento en este trimestre ha sido mucho más alto. Ya estamos vendiendo a precios más altos, lo que ayudará a compensar el aumento en los costes de aprovisionamiento. Se espera que el beneficio se materialice a partir del '27.

Además, registramos un impacto negativo de las tarifas reguladas de gas vinculadas al mayor coste del gas, así como un aumento en los servicios auxiliares. Estamos solicitando al regulador que estos cargos por servicios auxiliares se incluyan como costes fijos en las tarifas.

En el Reino Unido, el EBITDA ajustado aumentó un 8,4% hasta alcanzar GBP 880 million, gracias a una mayor producción eólica pero con precios más bajos que se revisarán para el '27. Las cifras reportadas se ven afectadas por la ganancia de capital de los Smart Meters en el tercer trimestre del '25.

En los EE. UU., el EBITDA creció un 4,2% hasta alcanzar $847 million. El crecimiento fue impulsado por la mayor contribución de los activos eólicos y solares, respaldada por 750 megavatios añadidos en los últimos 12 meses y precios de la electricidad más sólidos, compensados parcialmente por una menor contribución térmica, así como por efectos de cronograma.

En el resto del mundo, el EBITDA disminuyó un 11,9% hasta alcanzar EUR 580 million con una mayor producción pero precios más bajos, afectado además por la venta de Hungría y Francia y el impacto negativo de los mayores servicios auxiliares en Portugal. En Brasil, el EBITDA aumentó un 6,3% hasta alcanzar BRL 1,007 million con una mayor contribución del negocio minorista, compensada parcialmente por una menor producción renovable.

Las amortizaciones y provisiones crecieron un 1%, alcanzando EUR 4,245 million, en línea con los trimestres anteriores, impulsadas por mayores provisiones, compensadas parcialmente por la extensión de la vida útil de los activos eólicos. El EBIT ajustado creció un 11%, alcanzando EUR 7,645 million.

El resultado financiero neto aumentó en 524 million EUR hasta un negativo de 1.7 billion EUR, impulsado principalmente por el impacto negativo de los derivados, especialmente en el segundo trimestre, que refleja el efecto único positivo de East Anglia 3 de 292 million EUR contabilizado en el segundo trimestre de '25 y las coberturas de FX vinculadas a los tipos de cambio, ya que fueron positivas en '25 y negativas este año, especialmente debido a la reciente revalorización del dólar y del real.

El coste de la deuda aumentó 22 puntos básicos como consecuencia de las mayores tasas brasileñas y la apreciación del real. Excluyendo el real, el coste de la deuda bajó 7 puntos básicos hasta el 3.47%. La deuda ha tenido un crecimiento moderado de 600 million EUR en el trimestre hasta alcanzar los 54.6 billion EUR, incluso después del pago de dividendos de 2.5 billion EUR en agosto, sin verse afectada por la apreciación de la moneda. La evolución en el año también refleja el fuerte esfuerzo en CapEx, más que compensado por la generación de FFO y los ingresos por rotación de activos.

Iberdrola mantiene métricas crediticias sólidas con una calificación cómoda de BBB+/Baa1. Esta solidez financiera permite al grupo seguir invirtiendo preservando la flexibilidad del balance. Nuestra deuda neta ajustada sobre EBITDA se situó en 3.4x. El FFO ajustado sobre deuda neta ajustada fue del 22.4%, y nuestro ratio de apalancamiento ajustado del 45.8%. Los ratios están en línea o mejor que en el primer semestre y son más débiles que hace 1 año, pero recuerden que realizamos el aumento de capital en el tercer trimestre del año pasado.

El beneficio neto ajustado de los 9 meses de '26 creció un 9% hasta los 5,141 million EUR en comparación con el beneficio neto ajustado de 4,727 million EUR en los 9 meses de '25. Excluyendo el impacto de FX, el beneficio neto ajustado habría crecido un 13%. El beneficio neto reportado creció un 10%. La diferencia en el beneficio neto ajustado se explica principalmente por la ganancia de capital de 1 billion EUR de la transacción en México reconocida en el segundo trimestre, parcialmente compensada por las amortizaciones de capital en el Reino Unido. Y ahora el Presidente concluirá la presentación. Muchas gracias.

Gracias, Pepe. Para concluir, durante los primeros 9 meses, hemos visto una tendencia de crecimiento constante que esperamos continúe en el cuarto trimestre, impulsada por un aumento adicional del 15% en el RAB de la red hasta diciembre, principalmente debido a la inversión en transporte en EE. UU., Reino Unido y Brasil, y a los aumentos de tarifas en distribución en mercados como el aprobado recientemente en Brasilia.

Los resultados de potencia y clientes reflejarán los 3.300 megavatios ya instalados en los últimos 12 meses, más 1.500 megavatios adicionales que estarán operativos en el cuarto trimestre, beneficiándose de los precios más altos previstos para finales de año y en 2027, así como de la creciente contribución de la hidroeléctrica de bombeo en Iberia a través de los nuevos activos en funcionamiento.

Finalmente, la generación de flujo de caja seguirá aumentando debido a las nuevas inversiones, principalmente en redes reguladas y negocios con contratos a largo plazo, y a nuestras medidas continuas de eficiencia operativa, respaldando nuestra sólida posición financiera y nuestra calificación BBB+.

Todos estos factores nos permiten mejorar hoy nuestra guidance para los resultados del año completo 2026 a más de un 10% de crecimiento en el beneficio neto ajustado. Y nuestro objetivo es mantener una tasa de crecimiento promedio del 10% en el beneficio neto ajustado durante los próximos 5 años, beneficiándonos del aumento de las oportunidades de inversión en redes, generación renovable y almacenamiento en todos nuestros mercados.

Nuestra anticipación, nuestro modelo de negocio y nuestras capacidades de ejecución sitúan a Iberdrola en la mejor posición para capturar estas oportunidades. Durante los últimos 25 años, hemos construido una huella de licencias de red no replicable en el Reino Unido, EE. UU., Brasil y España, y próximamente también en Finlandia, y una flota de generación competitiva y diversificada con crecientes oportunidades de repotenciación y extensión de vida útil, así como una cartera madura de proyectos greenfield en todas nuestras geografías, sólidas capacidades comerciales y una gran base de clientes residenciales e industriales, un balance sólido y acceso total a capital, cadenas de suministro y talento.

Por lo tanto, les proporcionaremos más detalles sobre todos estos aspectos en nuestro Capital Markets Day el próximo marzo. Muchas gracias por su atención. Podemos comenzar ahora con la sesión de preguntas y respuestas. Gracias.

Gracias, Sr. Galán. Y los siguientes profesionales financieros han planteado las siguientes preguntas: Alberto Gandolfi, Goldman Sachs; Meike Becker, HSBC; Pedro Alves, CaixaBank; Peter Crampton, Barclays; Rob Pulleyn, Morgan Stanley; James Brand, Deutsche Bank; Peter Bisztyga, Bank of America; Ahmed Farman, Jefferies; Manuel Palomo, BNP Paribas; Fernando Garcia, Royal Bank of Canada; Skye Landon, Rothschild; Jorge Alonso, Bernstein Societe Generale; Javier Garrido, JPMorgan; Javier Suarez, Mediobanca; y finalmente, Gonzalo Sanchez-Bordona, UBS.

La primera pregunta está relacionada con los principales motores del crecimiento del beneficio neto ajustado de Iberdrola en los primeros 9 meses del año 2026.

Así que creo que los motores del negocio fueron muy claros. Redes con un RAB más alto en todos los países, como mencioné, alcanzando los 56 mil millones de EUR. También tenemos un sólido desempeño en todos los países. Reino Unido, mayor contribución de la electricidad en el Noroeste que consolidamos en marzo, aumentando la contribución de la transmisión con la T3 que empezamos a construir en abril. Y EE. UU., tarifas más altas en Nueva York y Connecticut. La contribución de la transmisión, la interconexión entre Canadá y Massachusetts, y NECEC desde enero.

Y en Brasil, aumento de los ingresos en distribución, gracias a mejores tarifas en la mayoría de los casos, mejores tasas, mayor contribución de la transmisión que mencioné que acabamos de completar. Son más de 6,000 kilómetros de líneas de transmisión completadas. En España, un sólido desempeño, gracias al reconocimiento de la inversión de las allowances de OpEx de años anteriores.

En generación, mayor demanda en el tercer trimestre. Y el único problema aquí es que los precios fijados en 2025 resultaron en un mayor coste de adquisición, como ha mencionado Pepe. Pero ahora las nuevas ventas ya están reflejando estos nuevos precios. Y por lo tanto, creo que eso ya puede ser una contribución positiva en ese aspecto.

Una mayor producción en el R.U., EE. UU., los países de la UE y una contribución creciente de la hidroeléctrica de bombeo, especialmente esa, estamos batiendo récords de producción durante este año. También hay un impacto negativo de las tarifas reguladas y el aumento de los servicios auxiliares en Iberia, los cuales estamos pidiendo que sean regulados. Como saben, ese es el caso de Portugal, donde en este momento ya están poniendo parte de ello como parte de las cosas reguladas, lo cual no nos está afectando negativamente.

Así que, en resumen, creo que el beneficio neto ajustado fue del 9%, que sería del 13% si excluyéramos el impacto de las divisas que mencionó Pepe antes también.

A continuación, ¿qué partidas no recurrentes afectaron al EBITDA y al beneficio neto en los primeros 9 meses de 2026? ¿Y cómo se comparan con el ejercicio fiscal de 2025? ¿Pepe?

Sí. Bueno, como saben, en un grupo tan grande, siempre hay algunos impactos no recurrentes en las diferentes líneas de negocio. Pero como los hemos definido en la página 18 de la presentación, básicamente, provienen de las ganancias o pérdidas de capital por la rotación de activos en general, y hemos sido consistentes en ello. Hay una excepción con este tratamiento contable de las ventas en EE. UU., que no tuvo un impacto en caja.

Así que básicamente, a nivel de EBITDA en el '26, no hay ajuste por impactos no recurrentes, definidos como lo hemos hecho en la página 18. Y en el '25, hemos tenido —estamos tomando— el impacto positivo de EUR 530 million debido al reconocimiento de costes pasados de la red en EE. UU. y el impacto positivo de EUR 382 million que también tuvimos en el R.U. debido a la venta de los negocios de Smart Meters.

Y, obviamente, en el beneficio neto, el impacto de estos 2 se deduce de los impuestos, por lo que son 389 million EUR por el reconocimiento de costes de red en EE. UU. y 191 million EUR por los Smart Meters en el Reino Unido. Y además de eso, tuvimos las 953 million EUR de ganancias de capital por la rotación de activos este año que estamos eliminando para reflejar una base ajustada.

A continuación, ¿cuáles son los principales motores que sustentan la mejora en sus previsiones para 2026?

Como comenté el pasado julio, nuestro buen desempeño en el primer semestre ya se ha visto mejorado en este trimestre debido a las cosas que mencioné antes. Creo que es el aumento de nuestra base de activos regulados en todos los países. Creo que estamos invirtiendo más. Por lo tanto, la RAB está aumentando en todos los países. También hay algunos marcos con mejores tarifas en lo regulado.

También se ha incrementado la contribución de nuestro negocio de transporte. En el T3, creo que tanta inversión como la que estamos realizando está contribuyendo directamente a nuestra cuenta de pérdidas y ganancias. Y NECEC ya está totalmente completada. Y en Brasil también, todo nuestro transporte está completado ahora y, como mencioné, está aportando una contribución adicional de aproximadamente 250 million EUR a 200 million EUR anuales.

Y también la propiedad total de Neoenergia. Desde principios de año, ya tenemos esta Neoenergia, que es 100% nuestra. Creo que en cuanto a la energía, como también mencioné, creo que ya habíamos construido 3.3 nuevos gigavatios en los últimos 12 meses. Pero creo que a este se le sumarán otros 1.5 gigavatios antes de que termine el año, que ahora está en construcción.

Creo que estamos -- estamos logrando mejores precios. Creo que, como mencionó Pepe, hemos estado vendiendo la mayor parte del año con precios de 2025 en nuestro negocio minorista, y que ahora ya estamos firmando [ 2026 ] para el resto del año y para 2027, con precios mucho más altos de acuerdo con los precios mayoristas del mercado. Y eso transformará este impacto negativo que ya hemos tenido en este punto en uno positivo.

Además, como mencioné, estamos batiendo récords en la hidroeléctrica de bombeo, y esperamos que eso continúe también en los próximos meses. Por supuesto, nuestras eficiencias, seguiremos trabajando sistemáticamente en ellas en todos los sentidos. Ahora, algunas de estas eficiencias provienen también de la introducción de la inteligencia artificial en algunos de nuestros procesos, que ya está empezando a generar algunos efectos positivos.

La gestión positiva de la deuda y los gastos financieros, Pepe también lo mencionó. Y toda esa razón -- esta razón es lo que ya nos ha permitido aumentar la previsión de crecimiento de dos dígitos en el beneficio neto ajustado para fin de año, más del 10%. Así que eso es lo que hemos estado diciendo antes.

A continuación, en relación con el próximo Capital Markets Day. Ha pasado más de un año desde que presentaron su plan estratégico. ¿Qué ha cambiado? ¿Qué perspectivas de mejora prevén para su plan actual? ¿Y qué deberían esperar los inversores del próximo Capital Markets Day?

Así que creo que todas las tendencias y todas las expectativas ya se están moviendo en nuestra dirección. Como ven, ya he presentado los documentos elaborados por la Agencia Internacional de Energía, por la Comisión Europea y por el gobierno británico. Todos ellos coinciden con nuestra visión, que se ha estado desarrollando a lo largo de los últimos 25 años. Y eso es mucho. Así que el aumento en la demanda de electricidad, más electrificación. Eso nos indica que necesitamos realizar inversiones más altas de lo esperado, tanto en redes como en potencia y renovables.

Y creo que si realizamos más inversiones, si la demanda está aumentando, si los precios ya parecen tendencias que continúan en un buen nivel, esto proporciona mejores resultados. Y eso es lo que nos permite fijar ya este objetivo de un crecimiento promedio del 10% en el beneficio neto ajustado para los próximos 5 años. No obstante, creo que les proporcionaremos más detalles en nuestro Capital Markets Day. Pero creo que soy bastante optimista.

Creo que durante años, creo que hemos estado prediciando renovables, redes y almacenamiento. Y ahora todos los documentos que se publican hablan de más potencia renovable, más redes y más almacenamiento. Así que -- y creo que ya llevamos 25 años haciendo esto, por lo que creo que tenemos la base para crecer más que nadie más porque ya tenemos la base para lograr un crecimiento mucho más alto que otros. Ahora estamos descubriendo que es necesario generar más potencia renovable, más redes y más almacenamiento.

Creo que como mencioné, en términos de redes, ya tenemos una huella única. Así que estamos presentes en diferentes países y todos los países ya tienen los mismos objetivos. Estados Unidos por una razón, el Reino Unido por otra razón, Iberia por otra razón y Brasil por otra razón, y pronto también Finlandia por otra razón. Así que -- pero todos coinciden en una cosa, la necesidad de cada vez más y más inversión en redes, transporte y distribución.

Así que en transporte, por ejemplo, si ya miran nuestros documentos, creo que ahora representa aproximadamente un tercio de nuestro RAB total. Así que era casi nulo hace unos años. No se tiene en cuenta, pero el crecimiento en esta área es enorme. En el Reino Unido, multiplicamos por 5 nuestro negocio de transporte. En Estados Unidos, tenemos miles de millones de transporte en este momento en construcción para inyectar electricidad en la ciudad de Nueva York. En Brasil, acabamos de completar casi EUR 5 billion de líneas de transporte que no teníamos hace unos años. Así que todas esas tendencias de objetivos nos harán estar ya positivos y optimistas sobre el futuro de los resultados de la empresa.

Lo siguiente es preguntar sobre las adquisiciones de Caruna, los procesos de aprobación, explicando la lógica estratégica y el retorno esperado de esta nueva empresa en el grupo.

¿David?

Gracias, Presidente. En cuanto al proceso de aprobación, el progreso de la autorización avanza según lo previsto. Se requieren 3 aprobaciones regulatorias para cerrar la transacción. La primera es la de defensa de la competencia de la Comisión Europea, que ya ha sido recibida. La segunda es la FSR de la Comisión Europea. Todas las preguntas recibidas durante la fase de pre-notificación han sido respondidas con éxito. Y tras recibir comentarios positivos por parte de las autoridades, la notificación formal ya ha sido presentada. Y la tercera es la de IED en Finlandia. La solicitud ha sido presentada y las autoridades la están procesando. Como conclusión, se espera recibir las aprobaciones antes de finales de 2026 y el cierre de la transacción se espera a principios de 2027.

En cuanto a la lógica estratégica y los rendimientos esperados, solo para recordar que Caruna es la empresa de distribución más grande de Finlandia, atendiendo a una población de 1.5 million. Finlandia es un mercado que requerirá enormes inversiones debido a la electrificación, con oportunidades adicionales en IA y en transporte. Un ejemplo claro es el reciente anuncio de Google de EUR 15 billion en centros de datos. Caruna tiene activos de alta calidad y un equipo sólido en un país estable con calificación AA-. Es una transacción acretiva desde el primer año, y se espera que el beneficio neto crezca a una tasa media del 7% en la próxima década. Solo como recordatorio, financiamos la transacción con los fondos y las ganancias de capital obtenidas de la venta de nuestra generación térmica en México.

Así que creo que tuve la oportunidad la semana pasada de visitar Finlandia con motivo de la visita oficial del Rey y la Reina de España. Tuve la oportunidad de reunirme en la cena oficial con el Presidente de la República, con los ministros, con los Primeros Ministros y con miembros de la comunidad financiera. Creo que me recibieron más que encantado. Creo que somos más que bienvenidos. Todo el mundo fue muy positivo hacia nuestra transacción, nuestro acuerdo. La expectativa del país es muy, muy positiva en todos los sentidos.

Es una estabilidad política tremenda. Así que independientemente de quién dirija el país, creo que hay ideas claras sobre lo que hay que hacer en nuestros sectores para proporcionar estabilidad y previsibilidad. Les gustaría seguir expandiendo la red y renovando la red para electrificar cada vez más y para hacer que la red sea aún más fiable. Creo que más de la mitad de la red está bajo tierra, lo cual creo que es algo único en Europa. Pero les gustaría seguir avanzando en la misma línea.

Así que fui muy positivo y me sentí encantado, y me alegra mucho lo que David ha mencionado de que todos los permisos se van a obtener pronto y que la transacción se completará en un plazo incluso más corto de lo esperado.

¿Deben los inversores esperar más transacciones de M&A después de Caruna? Perdón, repito porque mi teléfono se apagó. ¿Deben los inversores esperar más transacciones de M&A después de Caruna?

Así que creo que conocen siempre mi respuesta. Creo que primero completemos Caruna y déjenme hablar de otra cosa después. Creo que históricamente, siempre, ya hemos seguido el mismo proceso. Somos muy predecibles. Integramos —adquirimos algo, lo integramos—. Y cuando está totalmente integrado, empezamos a pensar en otras oportunidades. Pero no estamos haciendo 3 cosas a la vez.

Creo que ahora las prioridades y el enfoque son completar la transacción de Caruna. Una vez completada, integraremos esta Caruna en nuestro sistema. Y quién sabe qué habrá en el futuro. Pero ahora no es nuestro futuro. No es —no estamos ya soñando y pensando en lo que se va a hacer en 2033, sino que creo que ahora todo nuestro personal está totalmente concentrado, como mencionó David, buscando y acelerando todos los permisos necesarios. Todos nuestros responsables de negocio ya están preparados para realizar la integración y con el resto de los procesos del sistema [ metal ], etcétera, etcétera, del grupo. Y cuando esto se complete, veremos, pero ahora no se trata de mirar más cosas que aquellas que ya son, como siempre, completar la transacción, integrar la transacción.

A continuación, ¿cuál es su visión sobre el nuevo gobierno del Reino Unido y su enfoque hacia la política energética, la regulación, las inversiones en la red y el presupuesto de otoño?

Así que lo primero es que el Primer Ministro no es un desconocido para Scottish Power. Ya saben que hemos trabajado con Andy Burnham y su equipo en el área del Gran Manchester durante el tiempo que fue alcalde. Por lo tanto, tenemos presencia en esta zona. Conocemos bien su administración y todos los asuntos relacionados.

Pero creo que lo que estamos viendo en el comentario que ya está haciendo es que vemos continuidad en las políticas clave. Así que creo que continúan con más apoyo a la electrificación. Buscan que el país sea más autosuficiente, utilizando todo tipo de medios para lograrlo. Por lo tanto, les gustaría disminuir la dependencia externa de las importaciones, lo cual coincide con lo que la Comisión Europea ya está prediciendo también. Esa comisión intenta por todos los medios aumentar la cuota de electricidad, no solo porque sea electricidad, sino por la disminución de la dependencia de la importación de energía de terceros, de combustibles fósiles y otros.

Así que en este sentido de más electrificación, el gobierno ha anunciado la reducción al 0 del IVA para las facturas de electricidad. Y también, ya están anunciando la aceleración de más conexiones a la red, incluso presionándonos para acelerar esa parte, abriendo la puerta a una empresa especial, que se basa en la red británica o algo así, que es una cantidad pequeña, pero creo que ya es solo EUR 4 billion más que los EUR 100 billion de inversión requeridos. Así que -- pero creo que eso es un incentivo para moverse más rápido, y eso puede ayudar también para obtener permisos y convertir la aceleración y la mayor agilidad en todas las cosas que son necesarias para ser más rápidos.

También saben que la regulación para la transmisión ya está dando incentivos para la aceleración de la contracción. Podemos alcanzar incluso 100 puntos básicos de retorno extra si aceleramos y nosotros -- por eso estamos trabajando muy duro. Y el gobierno está presionando mucho en eso. Ese es el gobierno británico, pero puedo decir exactamente lo mismo en relación con el gobierno escocés.

Tuve la oportunidad de tener una reunión con el Primer Ministro escocés la semana pasada también. Y creo que estaba más que complacido en ayudarnos a hacer lo necesario para acelerar toda la inversión requerida en Escocia para hacer que la economía sea cada vez más electrificada debido al efecto positivo que ya tenemos para la economía. Todavía hay miles de megavatios pendientes de conexión, y eso es lo que tenemos que entregar lo antes posible para el beneficio de los ciudadanos británicos y los ciudadanos escoceses.

Lo siguiente es sobre España. ¿Cuál es su evaluación sobre las medidas regulatorias que se están considerando en España, incluyendo la eliminación del impuesto de generación del 7% y un límite de inversión más alto para las redes eléctricas?

Así que creo que la eliminación del 7% del impuesto de generación, creo que es seguro, eso es bueno. Eso va a reducir los precios minoristas y los precios mayoristas, lo cual es positivo. Creo que eso va a ser -- hay que ser conscientes de que se va a implementar gradualmente desde ahora hasta 2028 y el siguiente. Y también hay ciertas condiciones así como ciertos ajustes en ese aspecto.

Creo que eso no es nuevo. Sigue las recomendaciones de la Unión Europea para reducir los impuestos sobre la electricidad y promover la electrificación. Así que creo que es muy actual con las directivas europeas en el sentido de ayudar a una mayor electrificación y penalizar menos la electricidad hacia otras fuentes de combustibles fósiles. Y otras cosas positivas.

Creo que en el caso de las redes, ya se ha eliminado la restricción para invertir. Así que eso es positivo. Recordará que estaba vinculado al PIB y demás, era algo que no reflejaba ya la realidad de las necesidades del país. También se han introducido ciertas mejoras en el 'rate case' de distribución con ciertos incentivos para mejorar -- lo que puede mejorar el retorno sobre el capital propio (ROE), lo que nos dio el incentivo para acelerar nuestra inversión.

Así que creo que -- las cifras, el retorno sobre el capital propio que daban eran bastante bajos. Pero creo que con este incentivo potencial, entonces lucharemos por lograr eso, lo que ya lo hace más atractivo. En resumen, eso hace que nuestra expectativa sea invertir en el rango de EUR 1.2 billion en distribución en 2027, que es más del 50% de lo que hemos estado haciendo en 2025.

Así que creo que lo que sentimos como positivo es racional. Ya necesitamos conexión. Necesitamos hacer más conexiones, y ya necesitamos renovar la red, y ya necesitamos ampliar la red. Y creo que eso es lo que ahora ha eliminado todas estas limitaciones y están dando incentivos iguales que en el Reino Unido por otra razón para acelerar y hacer que las cosas mejoren de manera adecuada.

Lo siguiente es otro sobre España. ¿Le preocupa la posible intervención del gobierno en el mercado eléctrico español?

Así que creo que todo lo que estamos oyendo a nivel de la Unión Europea, a nivel del gobierno español y a nivel de todas las partes interesadas es que están hablando de petróleo y gas. No están hablando de electricidad. Todas las medidas que ya están mencionando el petróleo y el gas como áreas donde ya pueden ver cómo proteger a los consumidores si los precios continúan aumentando. El hecho de que estén tomando medidas en este aspecto. Están reduciendo los impuestos al petróleo, al gas y al diésel para los consumidores. Y no sé si planean hacer otra cosa. Ya están solicitando hacer algún tipo de tributación para el petróleo y el gas, pero nunca están hablando de la electricidad.

Creo que esa fue la carta enviada por diferentes países de la Unión Europea a la comisión, en la que se incluyó a España. Estaba absolutamente en esta línea. Pero creo que el documento ha sido enviado por una declaración hecha por la presidenta von der Leyen y el comisario Jørgensen y otros comisarios son claros. Les gustaría distinguir claramente entre los combustibles fósiles y la electricidad y todos están muy enfocados en promover la electrificación.

Creo que escuchó a la presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen, en su discurso, ella fue muy, muy clara en que su ambición de disminuir la dependencia europea a través de la inversión cada vez más en fuentes locales e invirtiendo cada vez más en transporte y distribución y buscando una planificación central, una planificación central europea y promoviendo por todos los medios el uso de sistemas como las bombas de calor, transporte, transporte eléctrico, etcétera, etcétera, etcétera.

Así que todos... creo que ahora la Comisión Europea y los países europeos han entendido claramente que el problema no es la electrificación. Es la solución para la dependencia externa de los países y para evitar la crisis, que de vez en cuando ocurre como consecuencia de la importación de energía para sus países. Energía, cuando dije energía, me refiero al petróleo y al gas.

Lo siguiente es, ¿qué es el nuevo y propuesto mercado de capacidad en España? ¿Alguna información sobre el calendario?

Así que creo que estamos viendo cada día cómo Red Eléctrica, el operador del sistema español, ya está mostrando preocupación por el nivel de falta de suficiente potencia sincrónica y ya están obligando a detener y desconectar a ciertos grandes usuarios y que ya no nos dan permiso para realizar algún tipo de mantenimiento de la sincrónica, etcétera. Así que creo que eso significa que la necesidad de más potencia sincrónica en el sistema es clara. Estuve repitiendo eso muchas, muchas veces. Creo que durante el apagón insistí en la falta de suficiente potencia sincrónica conectada al sistema.

Y creo que por eso es lo que es necesario, este pago por capacidad, te gustaría mantener ya suficiente potencia disponible para eso. Creo que todavía está en detalles finales. Creo que ya hay algunos documentos para hacer que esto suceda. No sé si es posible o no es posible hacerlo antes de las elecciones porque las elecciones ya están deteniendo un poco todas esas cosas. Pero creo que todo el, digamos, trabajo administrativo está en marcha. Y creo que los términos de ese asunto están claramente definidos. Todas las tecnologías están permitidas para participar. Hay diferentes tipos de... dependiendo del nivel de consistencia de uno u otro. Pero creo que es algo que parece estar moviéndose ya en la dirección correcta, pero creo que tenemos que esperar que, no sé si antes de las elecciones, después de las elecciones, pero ahora se está moviendo más rápido, eso.

Lo siguiente es de nuevo sobre España. ¿Cómo espera que evolucionen los márgenes minoristas de Iberdrola en España a largo plazo?

Creo que Pepe estaba mencionando claramente, creo que hemos estado -- afortunadamente, la demanda está creciendo. Creo que eso es algo muy positivo. Creo que la demanda en agosto creció casi un 5%, lo cual creo que son precisamente las cifras que la agencia internacional menciona de que la demanda en la mayor parte del mundo occidental va a pasar del 2% al 5% o 4%, 5%. Así que creo que eso es positivo.

¿Qué pasó en nuestro caso? Creo que vendimos en 2025, nuestra producción prevista a los precios que había en ese momento y los precios eran más bajos. Si la demanda es mayor, no tenemos suficiente producción ya de nuestras fuentes tradicionales, la mayoría de las cuales ya son renovables. Y nos vemos obligados a generar con gas, con nuestras CCGT, o a comprar electricidad en el mercado. Y creo que para cubrir el exceso de demanda, y eso está afectando a nuestras cuentas. Creo que estamos vendiendo a los precios basados en los precios anteriores, y ahora nos vemos obligados a producir o a comprar a precios mucho más altos como consecuencia de la situación actual de los precios del gas.

Pero creo que eso está cambiando. Creo que en este momento, estamos ajustando toda esta renovación de contratos, ya estamos modificando los precios para adaptarnos a los nuevos términos. Así que creo que nos vamos a beneficiar de los nuevos precios de esos contratos que ya estamos renovando durante este periodo. Y esos serán los precios para 2027, que deberían basarse más en los precios actuales y luego en los que ya podemos esperar para el próximo año.

Además, estamos fijando todas nuestras expectativas de producción de nuestras, digamos, fuentes renovables junto con las otras fuentes que siempre complementamos. Pero creo que somos positivos porque los precios son más altos, cubriendo ya la brecha entre lo que es el coste de cierto coste marginal que ya tenemos para este exceso de demanda. Pero lo positivo es que la demanda está creciendo. Esa es una muy buena noticia porque significa que la electrificación del país ya se está acelerando, y eso es bueno.

A continuación, con respecto a EE. UU. ¿Qué oportunidades ve en el mercado de renovables de EE. UU., particularmente de nuevos proyectos? ¿Está viendo un mayor apetito por firmar nuevos PPA?

Así que estamos viendo en los EE. UU. una demanda enorme de lo que creo que es -- estamos viendo que hay proyectos por agencias internacionales. Y también estamos viendo que en los últimos 18 meses, Estados Unidos ya ha instalado algo así como 89,000 megavatios de nuevas renovables y baterías, lo que creo que significa que hay demanda para eso. Y la expectativa es que en los próximos 12 meses continúe en el mismo rango. Creo que hemos identificado algo así como 80,000, 85,000 nuevos megavatios, que se construirán en los próximos 12 meses.

Y por supuesto, nos estamos beneficiando de esta demanda. Como -- como mencioné, hemos instalado 750 megavatios en los últimos 12 meses. Y ya tenemos muchos proyectos adicionales en línea para los próximos 5 años en 2 líneas. Una es extender la vida útil de los activos existentes o repotenciar esos mismos. Lo que estamos vendiendo, haciendo nuevos PPAs a precios más altos. Así que seguimos teniendo apetito por PPAs a precios mejores que aquellos que ya hemos firmado antes.

Y creo que ya puedo decir que la semana pasada estuve en los Estados Unidos, y ya puedo -- ya vi el optimismo de nuestra gente por construir más y beneficiarse de esta demanda extra. Así que creo que tenemos una posición única. Creo que ya tenemos 11,000 megavatios en operación, principalmente de energía eólica renovable. Y creo que la mayoría de esos ya pueden ser extendidos en vida útil o repotenciados y vendiendo nuevos PPAs como estamos haciendo en este momento. Así que somos optimistas en que en los próximos años, meses, seguiremos aumentando nuestra flota y nuestras cifras y la contribución de nuestro negocio de energía en los Estados Unidos.

Lo siguiente es sobre EE. UU. ¿Puede proporcionar una actualización sobre los casos de tarifas de Avangrid en Nueva York y Maine?

¿Pedro?

Gracias, señor Presidente. Creo que en EE. UU., en primer lugar, terminamos el caso de tarifas en Berkshire en Massachusetts, que es un caso de tarifas de 3 años que ya ha finalizado. Creo que en Nueva York, nos aprobaron $2.2 billion de gastos de capital entre ahora y finales de mayo del próximo año. Así que también hemos terminado los $2.2 billion.

Estamos trabajando ahora mismo en los OpEx relacionados con el periodo y también en un caso de tarifas plurianual que también debe ser aprobado. Creo que es importante que, sea lo que sea que nos aprueben el próximo año, haya una disposición de compensación, lo que básicamente significa que todo lo que comience a partir del 1 de junio de '26 ya estará considerado en esa remuneración que se aprobará.

Creo que en el caso de Maine, nos centramos en la recuperación de las tormentas. Obtuvimos todo lo que estaba pendiente el año pasado, varios cientos de millones. Luego, a principios de este año, presentamos un caso de tarifas. Se espera que ese caso de tarifas cierre en abril de '27. Y serán todas las inversiones que hayamos realizado en los últimos 18 meses más 1 año hacia adelante. Eso es lo que esperamos que ocurra en abril del próximo año en '27.

Lo siguiente es, ¿cuál es su perspectiva sobre los precios de la energía, volúmenes, ventas y margen comercial en las principales geografías de Iberdrola?

Como mencioné, la demanda está aumentando. Y como mencioné también, estamos viendo precios más altos. Por lo tanto, creo que si esperamos el pago a estos precios más altos, nuestro margen ya mejorará en el resto de 2026 y 2027.

Creo que las condiciones para el... he perdido un poco el hilo de cuál es la situación actual del Golfo. Pero creo que parece que la situación de los precios del gas, los precios a futuro, no están disminuyendo mucho todavía. Así que si eso continúa en este, creo que probablemente los precios seguirán altos durante un tiempo. Creo que es... desearía que terminara lo antes posible. Pero si no, creo que dependeremos de este.

En cualquier caso, los precios alcanzados no son los que ya teníamos en 2021. Así que creo que es... ya estamos en un nivel de precios que son mucho más bajos que los que alcanzamos en este periodo. Creo que este año, al menos en España y Francia, en Portugal, creo que los precios más altos están probablemente en los picos de EUR 140, EUR 130, EUR 150. Pero el precio promedio del año está en el rango de EUR 70, EUR 60, EUR 70 todavía porque tenemos la primera parte del año con precios muy bajos. Así que creo que el promedio es más alto que el anterior, pero no mucho, lo cual creo que es la realidad. Así que no hemos considerado solo la situación puntual, sino también el promedio del año.

Hay un par de preguntas sobre los centros de datos, incluyendo qué oportunidades pueden crear los centros de datos y la inteligencia artificial para Iberdrola y nuestra opinión sobre el real decreto español para regular su desarrollo en España.

Como ya les he estado mencionando, la inteligencia artificial, somos muy positivos al respecto porque es otra fuente de crecimiento de la demanda. Así que creo que es... pero es otra cosa como la refrigeración y la calefacción, como el transporte, como la electrificación en ciertas áreas de la industria, etcétera, etcétera. Por eso hemos estado haciendo nuestro mejor esfuerzo para facilitar que esta nueva demanda sea instalada.

Así que estamos ayudando a nuestros clientes a invertir en centros de datos, proporcionando, en el caso en que podamos obtener permisos de conexión, energía, etcétera, etcétera. Creo que eso también es muy bueno para las redes. Creo que es la inversión extra en las redes, el coste extra que ya puede proporcionar esta inversión extra en las redes puede ser diluido para el ciudadano por el mayor consumo de estos centros de datos. Lo cual creo que todos los ciudadanos pueden beneficiarse con precios fijos más bajos en su factura en la tarifa como consecuencia del mayor uso de energía de estos, podemos ya contribuir significativamente en el... apoyo del coste de las redes.

Como ya saben, ya tenemos PPAs para casi 14 teravatios hora. Y creo que seguimos haciendo más de esos. Cada año, hacemos otros 3 o 4 teravatios hora adicionales, y seguimos aumentando. Creo que casi la mitad de esos, o más de la mitad, son de Estados Unidos. Pero también estamos en Iberia, estamos en el Reino Unido, estamos en otros mercados también.

Así que en términos de la regulación de los centros de datos, bueno, mi posición es muy clara. Va a suceder. Se van a construir centros de datos. Así que ellos ya están —en algunos casos— teniendo cierta preocupación sobre el consumo de agua para la refrigeración, pero pueden refrigerarse con agua, pueden refrigerarse con aire o, en el caso de la calefacción, pueden usarla para la calefacción central. Ya se puede utilizar el calor extra para evitar —quemar gas o usar otras cosas para hacer calefacción central—, ya podemos estar conectados.

Así que en el caso de los empleos, etcétera, es seguro que eso va a proporcionar puestos de trabajo, diferentes tipos de trabajos, pero va a proporcionar cientos de miles de nuevos empleos en eso. Así que creo que todos los argumentos que se usan, estoy seguro de que llegarán en su momento.

Creo que cuando escucho el consumo de agua, me recuerda cuando alguien dijo que la nuclear no podía instalarse porque consumen agua. Y yo dije a ese —me dijeron que ese— que el consumo es exactamente el mismo que la planta de carbón porque el ciclo [inaudible] es el mismo que el ciclo de Rankine, que es exactamente usar lo mismo, vapor, que se transforma en agua y después es vapor y agua y se enfría. Así que es lo mismo. Ya es necesario enfriarlo, pero eso es para la refrigeración. Tenemos plantas de energía que se enfrían con aguas corrientes. Tenemos plantas de energía refrigeradas con aire, y tenemos chimeneas de plantas hidroeléctricas, podemos enfriar con menos consumo. Hay muchos medios para eso. Y la calefacción central es una realidad en muchos países donde la calefacción central existe como una forma de calentar a la gente allí.

Lo siguiente es, ¿cómo evalúa las perspectivas para la eólica marina en Europa y el Reino Unido? ¿Y qué criterios guían la participación de Iberdrola en las nuevas subastas?

Así que creo que en este momento, tenemos 7 parques eólicos marinos en funcionamiento. Ya tenemos una trayectoria y experiencia en la construcción y entrega. Participamos en todas las subastas, en todo este espacio de criterios selectivos. Pero con una idea clara: si participamos y ganamos, entregamos.

Así que vemos en este momento que en el mundo occidental, más de la mitad de las subastas adjudicadas no se han construido. Así que casi 78 gigavatios han sido adjudicados en nuestros mercados principales. Solo el 50% ya ha tenido -- a pesar de estar completado, ha tenido FID. Así que -- pero solo 4 o 5 se han construido finalmente. Pero participamos con el compromiso ante las autoridades de que construiremos esos si ganamos.

Así que muchos otros ya están llegando allí como subasta. Luego, la construcción no depende de muchas cosas. Cuando hacemos una subasta, ya aseguramos nuestra cadena de suministro, garantizamos todos los términos, permisos, etcétera, etcétera. Y creo que simplemente se ejecuta. Por eso todos nuestros parques eólicos, todos ellos están siendo ejecutados en algunos casos, incluso teniendo dificultades tremendas, dificultades regulatorias, pero siempre logramos que suceda.

Entonces, ¿cuál es el criterio? Primero, si vamos, es porque nos gustaría construir. Así que -- y creo que repito a todos los gobiernos, la gran diferencia entre nosotros y otros es que siempre que pujamos y ganamos, entregamos. Así que -- y creo que esos países, lo que les gustaría tener ya muestra un éxito en la subasta porque hay muchos postores, pero no les importa cuántos de esos se ejecutan, está bien. En ese caso, nosotros no jugamos este juego.

Jugamos el juego y ya hemos presentado algunos proyectos buscando una rentabilidad estricta, un riesgo equilibrado entre la construcción y la operación. Siempre vamos con cadenas de suministro seguras siempre antes de la puja. Así que -- y con -- siempre también con los compradores a un gran precio. Así que no insistimos por nosotros, no es una subasta solo para ver si tenemos oportunidad o no. Ya tenemos el compromiso de ejecución, que es nuestro -- si pones en nuestra marca, Iberdrola igual a ejecución. Iberdrola nunca falló, siempre ejecutó.

Última pregunta. Mirando más allá de 2030, ¿qué esperan del ciclo de inversión a largo plazo en las redes? ¿Y creen que la trayectoria de crecimiento actual puede mantenerse?

Así que les mostré en mi presentación que nuestra planificación es acelerar la inversión en redes hasta 2030 y más allá. Y no porque lo estemos planeando, sino porque los reguladores y los países nos solicitan acelerar eso. Creo que el caso de España o el del Reino Unido, introduciendo incentivos para moverse más rápido. Así que creo que es un término claro. Se recomienda a la Comisión Europea que ya dé mejores, digamos, que ya haga más atractiva la inversión en eso.

Creo que la electrificación está aquí. Creo que era mi sueño hace 25 años. Ahora no es un sueño, ahora es una realidad. Así que la demanda está creciendo en todos los países. El número de vehículos eléctricos debido a esta crisis energética está explotando en todos los países. Ahora el problema es si son chinos, japoneses, coreanos o europeos o estadounidenses. Pero creo que la demanda está ahí y los coches ya se están instalando. Así que la electrificación es un hecho.

Creo... pero creo que eso ya necesita redes reconectadas. No es solo la conexión entre los centros de producción y el centro de concesión, sino también la conexión entre los centros de concesión y hacer que este centro de concesión sea más fiable para poner mucha más potencia. Así que imaginen que de repente Madrid decide que todos los pueblos, todas las ciudades estarán preparadas con bombas de calor, lo cual se está promoviendo ahora. Así que ya necesitamos ampliar la potencia de todas nuestras conexiones. Toda nuestra red necesita duplicar o triplicar la capacidad actual. Y eso significa nuevos... reforzar el cable, reforzar la subestación, reforzar los transformadores porque eso es lo que está ocurriendo.

Y creo que solía decir que probablemente nuestro sector es el único en el que siempre estamos por detrás de la demanda. Normalmente, las fábricas, tomo el ejemplo, las fábricas se construyen después de que se construyen las carreteras. Aquí, construimos las fábricas y después buscamos construir la carretera. Eso es lo que la Comisión Europea querría cambiar en la tendencia. Así que pongamos infraestructura de preparación para facilitar la electrificación de muchos, muchos usos porque si lo esperamos, entonces el uso se construirá. Antes de la conexión, eso nunca ocurrió porque la gente no estaba lista para construir la fábrica, esperando a que llegara la conexión. Se buscaba la conexión para empezar la fábrica. Así que ahora la tendencia está cambiando. Por eso estamos recibiendo estos nuevos incentivos para acelerar y acelerar esta inversión.

Y eso es donde estamos presentes. Creo que tenemos una huella única, Estados Unidos, Reino Unido, Brasil, España y pronto también Finlandia y Australia, que son todas la misma cosa. Así que cualquier país que sea doble, doble, doble. Yo estuve... la última vez que estuve en Brasil. Ya han extendido la vida de la concesión, pero la condición es que tienes que invertir más en redes, el doble. Así que creo que esa es la realidad que enfrentamos en todas partes.

De acuerdo. 10 minutos más allá del final previsto de esta conferencia telefónica. Ahora cederé la palabra de nuevo al Sr. Galán para cerrar este evento.

Así que muchas gracias por participar en esta conferencia. Como de costumbre, nuestro equipo de Relaciones con Inversores estará más que disponible para cualquier información adicional que puedan requerir.

Pero espero que eso haya sido útil para ustedes y la explicación que proporcionamos y la expectativa —la expectativa positiva a corto plazo y también a mediano plazo. Muchas gracias. Gracias.