Según informó la compañía, la potencia instalada global de Iberdrola era, al cierre del tercer trimestre del año, de 44.242 MW, de los que un 30,7 por ciento corresponde a tecnología de ciclo combinado de gas; un 23%, a la hidroeléctrica; un 20%, a renovables; un 11,2%, a la térmica; un 8%, a nuclear; un 4,3%, a fuel-oil y un 2,8%, a la cogeneración.

La potencia instalada en renovables en todo el mundo es de 10.500 MW, una cantidad que Iberdrola prevé aumentar hasta los 10.750 MW a final de año y hasta los 12.500 MW en 2010.

En los nueve primeros meses del año, Iberdrola ha puesto en marcha varios proyectos eólicos en España, en concreto en Castilla y León (180 MW), Andalucía (98 MW) y Galicia (2 MW), así como en Estados Unidos (583 MW), Francia (10 MW), Polonia (18 MW) y Hungría (14 MW).

En este mismo periodo también comenzaron a funcionar la planta termosolar de Puertollano, con 50 MW instalados, y la central de biomasa de Corduente, con 2MW.

Durante el encuentro «El Directivo de Iberdrola en el contexto internacional», celebrado en el campus de la empresa en San Agustín de Guadalix (Madrid), Ignacio Sánchez Galán aseguró que la sociedad está preparada para los retos del futuro «tanto por la diversificación geográfica y de negocios, como por el esfuerzo de reducción de costes realizado por todas las áreas».

El presidente del grupo recordó que hay que «seguir actuando con determinación en conseguir incrementar los ingresos a través de la optimización de la venta y comercialización de nuestros productos, disminuir los costes, y mantener la solidez del balance».

Recordó, además, que Iberdrola «ha pasado en poco tiempo de ser una serie de empresas locales a convertirse en un grupo global, lo que se ha logrado gracias a la consolidación de la presencia en Latinoamérica, fundamentalmente en México y Brasil, a las integraciones de ScottishPower y Energy East, a la internacionalización de Renovables, y a la expansión de la filial de Ingeniería y Construcción, que se ha convertido en la punta de lanza para abrir nuevos mercados».

En su opinión, la empresa tiene «puntos fuertes», que son «determinantes en el gran escenario energético mundial», como la mayor capacidad para obtener recursos financieros a menor coste; el mayor reconocimiento como empresa en todos los ámbitos; la consolidación de la marca, y la diversidad regulatoria.

Esta es la menor caída que se registra en lo que va de año en lo que respecta a los datos de consumo acumulados desde enero. Así, por ejemplo, hasta agosto el descenso era del 5,1 por ciento, mientras que hasta mayo era del 8,9 por ciento.

Además, si se excluye de la comparativa el 29 de febrero de 2008, año bisiesto, el retroceso de la demanda eléctrica hasta octubre sería del 4,3 por ciento.

El 73,1 por ciento de la demanda, 161.195 millones de kWh, se cubrió con la energía generada en el régimen ordinario, que bajó su contribución el 12,7 por ciento respecto a los diez primeros meses del pasado ejercicio.

El 26,9 por ciento restante del consumo se cubrió con la energía generada por los productores del régimen especial (energías renovables y cogeneración), que aumentan así su participación un 19 por ciento.

Según los datos de Unesa, el mercado cubierto con energía producida por las empresas eléctricas sumó 152.333 millones de KWh, el 12,9 por ciento menos.

La diferencia entre la producción bruta y la energía destinada a abastecer el mercado se debe a los consumos propios de generación de las centrales, que bajó el 13,8 por ciento, y al consumo en bombeo, que aumentó el 0,4 por ciento.

Por tipos de centrales, la generación hidroeléctrica creció el 8,2 por ciento, mientras que la nuclear cayó el 10,4 por ciento y la termoeléctrica clásica (carbón, fuel y gas) el 16,8 por ciento.

Las eléctricas estiman que, por su parte, las tarifas de acceso o «peajes» tendrían que incrementarse entre el 20 y el 30 por ciento para que el déficit que se genere en 2010 no supere los 3.000 millones de euros fijados por el Ejecutivo.

La TUR, a la que pueden acogerse los consumidores con una potencia de hasta 10 kilovatios (KW), resulta de la suma de los peajes de acceso y el resultado de la subasta para la adquisición de la energía para el suministro a tarifa (CESUR).

El presidente de Unesa, Pedro Rivero, explicó que, no obstante, aún es pronto para saber cuál debe ser el incremento exacto de tarifas, ya que aún quedan por resolver asuntos como el coste que supondrá el apoyo al consumo de carbón autóctono, cuántas instalaciones de renovables recibirán primas o cómo se remunera la distribución.

Junto a estos «extracostes» también hay que tener en cuenta cuál será la evolución de la demanda, apuntó Rivero.

El déficit de tarifa surge porque los ingresos del sistema eléctrico no cubren los costes que se le repercuten.