Gracias por su espera y bienvenidos a la presentación de resultados del primer semestre de 2026 de APA Group. [Instrucciones del operador] Ahora cedo la palabra al Sr. Adam Watson, Director General y CEO. Adelante, por favor.

Gracias y buenos días a todos. Gracias por acompañarnos en la presentación de resultados del primer semestre del FY '26. Me acompañan Garrick Rollason, nuestro CFO, así como nuestro equipo de Relaciones con Inversores. Permítanme comenzar reconociendo al pueblo Gadigal de la Nación Eora, custodios tradicionales de la tierra desde la cual hablo. Los pueblos de las Primeras Naciones han cuidado nuestras tierras y vías fluviales durante los últimos 60,000 años. Reconocemos y rendimos respeto a sus mayores, pasados y presentes.

Como siempre, comenzaré la presentación de hoy con una recomendación de seguridad en la Diapositiva 4. Para prepararnos ante condiciones meteorológicas extremas, llevamos a cabo un programa de preparación para el verano, que incluye actividades como la limpieza de emplazamientos y la prevención de malas hierbas. Me complace informar que, en lo que va de verano, no hemos tenido ningún impacto en los clientes relacionado con el clima. Me gustaría agradecer al equipo de operaciones de APA por el fantástico trabajo que realizan para mantener la seguridad de nuestra gente y nuestros activos, y para garantizar la continuidad de las operaciones de nuestros clientes las 24 horas del día, los 7 días de la semana.

Basta decir que estamos muy satisfechos con los resultados de hoy. Destacaré 3 puntos clave en la Diapositiva 5. En primer lugar, hemos obtenido un sólido resultado financiero. Seguimos cumpliendo con nuestros compromisos. El EBITDA subyacente ha subido un 7.6% y nuestros márgenes de EBITDA se han ampliado 280 puntos básicos. Gran parte de esto ha sido impulsado por nuestras iniciativas de reducción de costes, que incluyeron una reducción del 13.6% en los gastos corporativos. De cara al futuro, esperamos que nuestro EBITDA del FY '26 se sitúe por encima de nuestro punto medio de guidance.

En segundo lugar, tenemos unas perspectivas de crecimiento muy atractivas. El papel continuo del gas en la transición energética es ahora algo bien comprendido. Esto se ha visto reforzado por los resultados de la reciente Revisión del Mercado del Gas del gobierno federal y la medida para establecer una reserva de gas nacional. Estas temáticas, junto con la fuerte demanda de los clientes, nos dan la confianza para avanzar con la siguiente fase de nuestro plan de expansión de la red de gas de la costa este. Hemos completado la primera etapa de nuestro desarrollo en Beetaloo. Hemos anunciado un acuerdo con CS Energy para la construcción de la central eléctrica de punta de gas Brigalow, y nuestra cartera de crecimiento orgánico ha aumentado de $2.1 billion a $3 billion, lo que refleja el fuerte crecimiento que prevemos en nuestros mercados objetivo.

El tercer aspecto destacado es que disponemos de amplia capacidad para financiar nuestro crecimiento. La modificación del umbral de S&P anunciada en diciembre de 2025 ha proporcionado $1 billion adicionales de capacidad para financiar el nuevo crecimiento. Esta modificación del umbral refleja nuestro enfoque disciplinado en nuestros mercados de crecimiento principales: transporte y almacenamiento de gas, y generación de energía contratada. Al centrarnos en nuestros mercados principales y aplicar nuestras ventajas competitivas, hemos obtenido rendimientos muy superiores a nuestro coste de capital, creando valor para nuestros accionistas.

La diapositiva 6 detalla nuestros aspectos financieros más destacados. La solidez de nuestro negocio se demuestra por el crecimiento del 7.6% en nuestro EBITDA subyacente durante el semestre. Y tenemos la confianza para afirmar que esperamos superar el punto medio de la guidance para todo el año. Cabe señalar que el punto medio de la guidance representaría un crecimiento de más del 7% interanual en el FY '25, lo que supondría otro resultado muy sólido. Nuestros márgenes de EBITDA se sitúan ahora en el 77.3%. El gran progreso que hemos logrado con nuestras reducciones de costes, sumado a las sólidas contribuciones de nuestros activos recientemente puestos en marcha y nuestros ingresos vinculados a la inflación, sitúa al negocio en una posición fuerte.

El flujo de caja libre es superior, en línea con las expectativas, teniendo en cuenta que tuvimos un impacto puntual por desajustes en el capital circulante relacionado con la desinversión de nuestro negocio de Networks. Nuestro dividendo de $0.275 por título ha subido un 1.9%, y nuestra guidance de dividendos para el FY '26 se reafirma en $0.58 por título, lo que supondrá nuestro 23º año consecutivo de crecimiento en los dividendos.

Pasemos a la diapositiva 8 para tratar nuestra estrategia. El punto clave a destacar es que nuestra estrategia permanece inalterada. Mantenemos una confianza extrema en nuestra capacidad para crear valor a largo plazo. Y aunque es fácil pensar en nuestro negocio en términos de mercados, nuestra estrategia consiste en crear valor mediante el desarrollo de activos de infraestructura energética con ingresos vinculados a la inflación bajo contratos a largo plazo con contrapartes Tier 1. Esto se sustenta en nuestro enfoque en activos y proyectos principales que ofrecen rendimientos muy superiores a nuestro coste de capital. Seguimos centrados en los mercados de crecimiento donde APA tiene una clara ventaja competitiva.

En la diapositiva 9 se detallan ejemplos de en qué nos estamos centrando. APA tiene [ininteligible] negocios. El primero ha sido la base de nuestro crecimiento durante los últimos 25 años, y es nuestro negocio de transporte y almacenamiento de gas. El crecimiento aquí se centra en la expansión de nuestra red de gas de la costa este, apoyando el desarrollo de nuevas cuencas como Beetaloo y Taroom Trough, y construyendo laterales para satisfacer la creciente demanda de los clientes de GPG en las costas este y oeste de Australia. Nuestro otro enfoque es la generación de energía contratada. Esto incluye el crecimiento derivado de nuevos proyectos de generación de energía mediante gas en todo el país. AEMO pronosticó la necesidad de 13 gigavatios de nueva inversión en GPG solo en el NEM. Un análisis más reciente de la Universidad de Griffith sugiere que podrían requerirse hasta unos 20 gigavatios. Y todo esto es, en gran medida, antes de tener en cuenta el probable crecimiento de la demanda de energía para dar soporte a los nuevos desarrollos de centros de datos. La demanda de generación de energía contratada en zonas remotas presenta oportunidades de crecimiento similares.

La diapositiva 10 demuestra la sólida demanda de gas a largo plazo en Australia y la significativa oferta nacional disponible para satisfacerla. Esto respalda la tesis de inversión para ampliar nuestra East Coast Gas Grid. El gráfico de la derecha muestra los importantes volúmenes de reservas y recursos de gas nacional disponibles para cubrir la demanda interna. Estas reservas también continuarán abasteciendo al mercado de exportación de LNG de Australia, que es de importancia crítica. En el este de Australia hay disponibles más de 68,000 petajulios de reservas 2P y recursos 2C para abastecer un mercado nacional en la costa este que consume alrededor de 500 petajulios de gas natural cada año. El suministro de gas nacional no es, sencillamente, una limitación. Y tomar medidas para desbloquear este suministro, incluyendo la expansión de nuestra East Coast Gas Grid y la propuesta de reserva nacional para la costa este, es de interés nacional para Australia.

Pasamos a la diapositiva 11. Tras nuestro anuncio de hoy sobre los planes de expansión de la East Coast Gas Grid, quiero asegurarme de que abordemos el debate relativo a las terminales de importación de LNG frente al transporte de gas nacional. Como hemos dicho en APA, nos resulta algo indiferente si transportamos gas nacional o LNG importado. En cualquier caso, la mayoría de estas moléculas acabarán fluyendo a través de nuestra red. Lo que defendemos, sin embargo, es el suministro de la fuente de energía con el menor coste, las menores emisiones y la mayor fiabilidad para satisfacer la demanda de gas. Y eso, sin duda, proviene del suministro de gas nacional.

Ahora bien, algunos de los argumentos utilizados para defender las terminales de importación de LNG no resisten un análisis más detallado. El argumento principal es que el LNG importado puede ser competitivo en costes. La realidad es que múltiples datos confirman que, tanto a corto como a largo plazo, las importaciones de LNG seguirán siendo una opción de mayor coste que la expansión de la infraestructura de gasoductos y el gas nacional. Los precios spot del LNG en Asia rara vez han sido inferiores a los precios mayoristas del gas nacional. Y las previsiones de Rystad proyectan precios a largo plazo de entre USD 8 y USD 12 por gigajulio para el LNG spot que llega a Asia. Esto es antes de tener en cuenta los costes de transporte, regasificación y el tipo de cambio, lo que sitúa el coste previsto entregado en Australia en una media de más de AUD 20 por gigajulio. Los fabricantes y consumidores australianos, por lo general, no pueden permitirse unos precios tan altos. Otro argumento a favor de las terminales de importación es que el suministro nacional para satisfacer la demanda del mercado del sur depende totalmente de Beetaloo. Si bien la apertura de Beetaloo sin duda beneficiará al mercado del gas en Australia, la demanda de gas nacional en nuestra costa este puede satisfacerse mediante múltiples cuencas existentes, incluidas las cuencas de Surat y Bowen en Queensland. En pocas palabras, el gas nacional es la solución clara para el mercado australiano.

La diapositiva 12 detalla la Fase 3 de nuestro plan de expansión de la East Coast Gas Grid, que aumentaría la capacidad de la red de la costa este en torno al 30%. Se ha alcanzado la decisión final de inversión para la Fase 3A, con una inversión de $260 million para instalar 3 nuevos compresores. Esto aumentará la capacidad de norte a sur en un 11%, incluyendo un incremento del 20% en la capacidad de gas del norte hacia Victoria, y estará listo para el invierno de 2028. También estamos invirtiendo $220 million en la Fase 3B para permitir la continuación de las obras preliminares y la adquisición de equipos de largo plazo para el Bulloo Interlink, incluida la compra de 342 kilómetros de tubería de 28 pulgadas. Cabe reconocer que los resultados regulatorios favorables para el desarrollo de Bulloo, junto con el apoyo del gobierno federal para implementar una reserva de gas nacional en la costa este, generan la confianza necesaria para realizar estas inversiones. El fuerte interés de los clientes también está impulsando nuestro progreso en Bulloo. La demanda de la Fase 3 es clara y el suministro de gas nacional no es una limitación. Este plan de expansión es una solución oportuna y competitiva en costes para los déficits de suministro previstos en el mercado del sur. En resumen, el plan de expansión de APA aportará la capacidad que garantice la seguridad del suministro en Victoria y en la costa este en general. El suministro de gas, ya sean las moléculas o el transporte, ya no es una limitación. Y ahora corresponde a nuestro gobierno federal hacer que esto se materialice.

Pasamos a la diapositiva 13. También seguimos apoyando el desarrollo de nuevas cuencas en Australia, incluida Beetaloo, que está mostrando un impulso a corto plazo especialmente fuerte. Hemos completado la construcción del Sturt Plateau Pipeline, con el gas fluyendo hacia Darwin a partir de mediados de 2026. Ahora estamos trabajando en planes para ampliar el SPP con compresión adicional, lo que aumentaría la capacidad a alrededor de 100 terajulios al día. En diciembre, anunciamos que el gobierno del Territorio del Norte concedió a APA un permiso de gasoducto para estudiar una ruta potencial para el gasoducto North to East Australian. El NEAP, como lo llamamos, tiene el potencial de conectarse a la East Coast Gas Grid de APA, utilizando nuestro corredor existente de Carpentaria. También estamos planificando trabajos para un nuevo gasoducto hacia el norte, hacia Darwin, siendo una de las opciones utilizar el mismo corredor existente que nuestro gasoducto Amadeus. El punto clave es que estamos bien preparados para apoyar a nuestros clientes de Beetaloo con una ruta de transporte ya sea hacia el norte o hacia el este, a medida que los desarrollos en la cuenca sigan progresando.

Pasamos a la diapositiva 14. A finales del año pasado, nos complació anunciar nuestra asociación con CS Energy en Queensland para desarrollar la central eléctrica de punta Brigalow de 400 megavatios. El proyecto amplía la presencia de APA en GPG y profundiza nuestra alianza con CS Energy. La [ Pekka ] se conectará al gasoducto Roma Brisbane de APA mediante un nuevo lateral de transporte y almacenamiento, que actualmente está siendo desarrollado de forma independiente por APA. Existe una sólida lista de oportunidades para desarrollos similares de GPG que estamos investigando actualmente en todo el país.

Pasamos a la diapositiva 15. Nuestro negocio en Pilbara sigue rindiendo con solidez y en línea con el caso de negocio de nuestra adquisición. Cabe señalar que la gran mayoría del valor atribuido a la adquisición de Pilbara se asignó a activos existentes, no al crecimiento. Estos activos están generando mucho efectivo, unos $140 million de EBITDA el año pasado, lo que representa un rendimiento de alrededor del 10%, que es obviamente muy sólido. Y aunque la demanda de nuevos desarrollos de generación de energía por parte de nuestros clientes en Pilbara es un poco más lenta de lo previsto, la cartera de proyectos es ahora más amplia, respaldada por nuevas oportunidades como la línea de transmisión de Burrup. Seguimos confiando en las oportunidades que nos esperan en Pilbara y otras regiones remotas como Kalgoorlie y Mount Isa. Con esto, cedo la palabra a Garrick para profundizar en nuestro desempeño financiero.

Gracias, Adam, y buenos días a todos. Comenzaré con nuestras cifras financieras principales en la diapositiva 17. En el primer semestre, hemos obtenido un sólido crecimiento en el EBITDA subyacente, con un aumento del 7.6% en el semestre, a medida que se materializaron los beneficios de las tarifas vinculadas a la inflación, los ingresos de nuevos activos y las reducciones de costes. De manera satisfactoria, el margen de EBITDA subyacente aumentó al 77.3%. El flujo de caja libre aumentó ligeramente, ya que los beneficios de los mayores ingresos se vieron compensados por el aumento de los costes de financiación y los pagos de impuestos en efectivo, así como por movimientos en el capital circulante y el SIB CapEx. Hablaré más sobre esto en una diapositiva posterior.

Pasamos a la diapositiva 18, donde analizaré los factores que impulsaron nuestro incremento del 7.6% en el EBITDA subyacente. El 1H '26 representa un sólido resultado neto, y destacaré algunos de los principales movimientos periodo tras periodo. Obtuvimos nuevos ingresos de los gasoductos laterales Kurri Kurri y Atlas to Ready Creek, así como de Port Hedland Solar and Battery, junto con las escaladas de las tarifas vinculadas a la inflación y los ahorros derivados de las iniciativas de reducción de costes. Esto se vio compensado por los $13 million no recurrentes en indemnizaciones de seguros relacionados con el gasoducto de etano Moomba Sydney que se recibieron y comunicaron en el periodo correspondiente. Los costes corporativos de $70 million disminuyeron un 13.6% en el semestre en comparación con el 1H '25. Estamos progresando con firmeza en nuestras iniciativas de reducción de costes a nivel de toda la empresa, y profundizaré en esto más adelante en la presentación.

La diapositiva 19 resume los factores del flujo de caja libre, que aumentó ligeramente respecto al semestre anterior hasta alcanzar los $556 million. En consonancia con nuestras declaraciones anteriores, el incremento del EBITDA subyacente se vio parcialmente compensado por el aumento de los intereses y los impuestos en efectivo pagados. El mayor coste de intereses refleja el aumento de la deuda neta para financiar el crecimiento y un coste medio de la deuda marginalmente superior. El mayor pago de impuestos en efectivo refleja la continuación de los pagos de cuotas fiscales, que se reanudaron en el segundo semestre del año pasado. El cambio en el capital circulante en el primer semestre se debe principalmente a impactos temporales puntuales derivados de la desinversión del negocio de Networks. Esto se revertirá tras la conclusión de este servicio bajo el TSA, lo que se espera para el primer semestre del FY '27. El SIB CapEx fue inferior debido al calendario de gastos en el primer semestre del ejercicio fiscal anterior.

De cara al cierre del ejercicio, seguimos esperando que el flujo de caja libre se mantenga prácticamente estable. Más allá de este año, prevemos que el flujo de caja libre crezca a medida que los beneficios continúen aumentando y la carga fiscal comience a normalizarse.

Pasamos a la diapositiva 20, que resume nuestros resultados estatutarios. El beneficio neto después de impuestos de $95 million fue superior al del mismo periodo del año anterior, cabe señalar que el mayor EBITDA reportado y los menores costes financieros netos se vieron compensados por una mayor amortización debido a la inclusión de nuevos activos. Dentro de los elementos no operativos, aparte de los conceptos relacionados con la cobertura no monetaria y la transformación tecnológica que ya han visto, hubo 2 partidas extraordinarias en el primer semestre. En primer lugar, una pérdida no monetaria de $15 million por la venta del negocio de Networks, debida principalmente a la amortización del fondo de comercio histórico; y en segundo lugar, un pago de $14 million para la resolución de una reclamación legal heredada relacionada con ingresos que ha estado en disputa desde 2015.

Pasamos a la diapositiva 21 y a una visión general del CapEx. Seguimos invirtiendo en proyectos para respaldar el crecimiento a largo plazo, fortalecer nuestras bases y mantener operaciones de activos seguras y fiables. Invertimos en CapEx de crecimiento mediante los trabajos preliminares de la expansión de la red de gas de la Costa Este, las tuberías de Sturt Plateau y Brigalow, y la propuesta de la central eléctrica de punta Brigalow. Mantenemos nuestra guidance para el año completo en cuanto a CapEx fundacional y de mantenimiento (stay-in-business). Y como Adam mencionó anteriormente, hemos incrementado nuestra cartera de CapEx para crecimiento orgánico de $2.1 billion a aproximadamente $3 billion durante los próximos 3 años.

Todo este gasto de capital es coherente con nuestro marco de asignación de capital, que se detalla en el apéndice y tiene como objetivo alcanzar rendimientos por encima de nuestra tasa de rentabilidad mínima (hurdle rate) de 150 puntos básicos sobre el WACC después de impuestos. El marco está diseñado para garantizar que asignemos nuestro flujo de caja libre a aquellas iniciativas que puedan crear el mayor valor para nuestros accionistas. En ese sentido, trataré el tema de la financiación en la siguiente diapositiva.

Contamos con capacidad suficiente en el balance general para financiar nuestro pipeline de crecimiento orgánico de más de $3 billion entre el FY '26 y el FY '28. Aparte del DRP, APA no necesita emitir acciones ordinarias para financiar este pipeline de crecimiento identificado. El pipeline de crecimiento orgánico de $3 billion incluye proyectos de crecimiento en curso y probables en transmisión y almacenamiento de gas, GPG, redes remotas y otros proyectos de generación de energía contratados en red. Esta sólida posición de balance, combinada con una gestión de capital activa y los ingresos predecibles vinculados a la inflación basados en la capacidad, nos deja bien posicionados para aprovechar nuestras oportunidades de crecimiento orgánico. En resumen, estamos muy seguros de que disponemos de la flexibilidad de financiación necesaria para aprovechar las atractivas oportunidades de crecimiento que tenemos disponibles. En el apéndice se ofrece más detalle sobre nuestras métricas clave del balance, vencimientos a corto plazo y actividades de gestión de capital.

Por último, detallaré nuestros avances respecto al objetivo de reducción de costes en la diapositiva 23. El mensaje clave es que estamos progresando con firmeza hacia nuestro objetivo de reducción de costes de $50 million para el FY '26. Estamos logrando esto aprovechando las inversiones estructurales realizadas en el negocio durante los últimos 3 años. Estas incluyeron inversiones en tecnología, resiliencia empresarial, clima y comunidad, y mejora de capacidades. Dichas inversiones han permitido las iniciativas que están reduciendo costes e impulsando la expansión del margen en toda la compañía. Ahora contamos con una estructura empresarial preparada para impulsar mejoras de costes continuas, duraderas y sostenibles. Proporcionaremos una nueva actualización en los resultados del cierre del ejercicio, junto con nuestro objetivo para el FY '27. Con esto, le cedo la palabra a Adam.

Gracias, Garrick. Como pueden ver en la diapositiva 25, creemos que APA se encuentra en una posición sólida. Hemos simplificado nuestro negocio. Nuestra actividad principal está funcionando bien y seguimos impulsando una base de costes ágil y eficiente. Existe un buen impulso en nuestros mercados de crecimiento y mantenemos la disciplina en la asignación de capital, priorizando los proyectos con los mayores rendimientos.

Nuestro balance general es sólido y disponemos de amplia capacidad para financiar el crecimiento, lo que nos lleva al cierre en la diapositiva 26. Hemos obtenido otro sólido resultado semestral, con el EBITDA subyacente un 7.6% superior.

Las perspectivas para el año completo también son sólidas. Estamos bien posicionados para capitalizar las oportunidades emergentes, con un mercado direccionable de más de $100 billion y una cartera de crecimiento orgánico de $3 billion para el periodo FY '26-'28, que podemos financiar con nuestro balance actual. Gracias por su tiempo. Pasemos ahora a la sesión de preguntas y respuestas.

[Instrucciones del operador] La primera pregunta de hoy es de Dale Koenders, de Barrenjoey.

¿Me preguntaba primero sobre la reducción del umbral de rebaja de calificación con S&P. ¿Podría darnos más detalles sobre cómo han logrado negociar eso y si tuvieron que ceder algo para obtener unas condiciones de balance general más favorables?

Gracias, Dale. Soy Garrick. Responderé a eso. Como sabrán, mantenemos conversaciones frecuentes con las agencias de calificación y les proporcionamos gran cantidad de detalles sobre nuestras operaciones y nuestras previsiones.

Hemos estado hablando específicamente con S&P sobre el umbral de rebaja durante algún tiempo. Y supongo que, en realidad, les hemos presionado bastante basándonos en la naturaleza de nuestros beneficios, la solidez de los ingresos contractuales vinculados a la inflación, tanto actuales como futuros, y la naturaleza de los activos y los contratos que poseemos.

Así pues, a través de esas conversaciones, S&P revisa continuamente las métricas del negocio y lo que es adecuado para nuestra calificación, y ha establecido un umbral que consideramos muy sensato. Ciertamente, no tuvimos que ceder nada para lograrlo. Simplemente es coherente con la naturaleza de nuestros beneficios y de nuestro negocio.

Si pasamos a la diapositiva 22 y pensamos en estas perspectivas de un mayor CapEx de crecimiento, parece que realmente se ha visto facilitado por la mayor capacidad del balance general. En cuanto a la generación y uso de efectivo, parece que solo disponen de unos $100 million de capacidad de balance adicional durante los próximos 3 años, incluso con el DRP en marcha. ¿Podría hablarnos un poco sobre la capacidad de balance que les queda para los próximos 3 años?

Sí, Dale, puede que responda a la primera parte de la pregunta y luego le ceda la palabra a Garrick en cuanto a la capacidad adicional.

Pero estratégicamente no faltan oportunidades y somos conscientes de ello. Estamos muy centrados en asegurar que trabajamos en proyectos impulsados por el cliente y en nuestros mercados principales, donde podemos obtener rendimientos superiores a nuestro coste de capital. En la práctica, tenemos a la organización compitiendo por el capital, que es exactamente donde se quiere estar.

Por ello, también lo analizamos siempre en el contexto del balance general, asegurándonos de no asumir un nivel de deuda excesivo. Y, obviamente, la capacidad proporcionada a través de S&P ha sido de gran ayuda para seguir avanzando en las oportunidades que tenemos por delante. Pero quiero asegurarme de que quede claro que se trata de un enfoque disciplinado en nuestra asignación de capital, del cual el balance general es solo una parte.

A continuación, responderé a la pregunta sobre la capacidad del balance general. El umbral a la baja de S&P generó aproximadamente $1 billion de capacidad de deuda adicional en su momento. Creo que lo anunciamos cuando salimos al mercado y les informamos sobre dicho umbral. Desde nuestra perspectiva, esto es obviamente positivo, ya que significa que tenemos capacidad para financiar un crecimiento orgánico más acreditativo en el balance general.

Así pues, en nuestra situación actual, y claramente la capacidad del balance general aumenta a medida que aumenta nuestro flujo de caja operativo, hoy por hoy no tenemos restricciones de capital. Y si consultamos la página 22, de hecho disponemos de una capacidad que supera los $3 billion en oportunidades de crecimiento de los que hemos hablado en la presentación de hoy. De hecho, diría que es muy superior a esos $3 billion.

Pero también vale la pena recordarles, y puede que parezca que repito lo mismo, que disponemos de muchas palancas para generar capacidad en el balance general. Esto incluye la capacidad de balance que ya tenemos. También incluye aspectos como la emisión de instrumentos híbridos, que representan un uso eficiente del balance. Existe el asociacionismo, la rotación de activos y el capital estructurado. Así pues, disponemos de diversas palancas para gestionar ese crecimiento orgánico con potencial de generación de valor que vislumbramos por delante.

Y, por último, ¿son esos $3 billion la nueva tasa de ejecución que pretenden mantener o hacer crecer de ahora en adelante?

Lo evaluaremos a medida que se presenten los proyectos. Y, como saben, esos $3 billion representan una cartera de proyectos. Hay proyectos en ella con una ponderación de probabilidad, algunos más seguros que otros, lo que indica que las oportunidades que tenemos por delante superan los $3 billion, aunque no necesariamente se ganen todas.

En última instancia, si surgen los proyectos adecuados que sean altamente acreditivos para nuestros accionistas y que tengan sentido para nuestros clientes —todos esos aspectos por los que nos responsabilizamos—, siempre consideraremos esas oportunidades. Y, de nuevo, lo analizaremos desde la perspectiva de la financiación; Garrick ya ha comentado las distintas palancas de las que disponemos para poder abordar la financiación de cualquier oportunidad que se nos presente.

Nuestra siguiente pregunta es de Tom Allen, de UBS.

Enhorabuena por el compromiso asumido hoy con la Fase 3A de la expansión de la red de la Costa Este. Pero me gustaría preguntar sobre la Fase 3B, por favor.

APA ha comprometido $220 million para el pedido de equipos de largo plazo. Asumo que se trata de los compresores para el Bulloo Interlink.

Han estimado un coste total del proyecto de unos $800 million. ¿Podrían confirmar el nivel de garantía de clientes que tienen para la Fase B, dado el compromiso asumido hoy?

Para que quede claro, dividimos la Fase 3 en dos componentes. La 3A consiste en los compresores; es decir, 3 nuevos compresores. Ya los hemos pedido y seguiremos con su entrega conforme a nuestros planes de proyecto, para que estén listos en el invierno de 2028. No son distintos a los que entregamos en las Fases 1 y 2. Y, como saben, nosotros no garantizamos esos proyectos. Son incrementales a nuestra capacidad existente. Pero, obviamente, lo hacemos basándonos en la demanda, las consultas y el proceso que seguimos con nuestros clientes para asegurar que la demanda estará ahí.

La Fase 3B no es de compresión, sino de tubería; es el Bulloo Interlink. Lo que hemos pedido es la tubería de conducción, 342 kilómetros de tubería de 28 pulgadas. Estamos muy avanzados en la consulta con los propietarios de terrenos, la planificación de la participación y las aprobaciones. Queríamos estar preparados para poder dar el paso hacia la siguiente fase, que es lo que hemos hecho hoy al pedir esos equipos de largo plazo, pero también para darnos suficiente capacidad y flexibilidad para monitorizar cómo evoluciona la National Gas Review.

Ahora bien, el borrador de la Revisión Nacional del Gas publicado por el gobierno federal justo antes de Navidad fue positivo para el suministro nacional de gas. Envió las señales adecuadas sobre la necesidad. La demanda no es un problema, ¿verdad? Todo el mundo entiende que la demanda industrial es increíblemente sólida. Y como pueden ver, ante la demanda de GPG y la necesidad de otras fuentes de capacidad intermitente o de suministro que requiera capacidad, no hubo dudas sobre la demanda. El objetivo era asegurar que tuviéramos la capacidad de suministro disponible. Y, francamente, la mayor limitación, o casi la única, era la capacidad de los gasoductos. Así que hoy hemos abordado ese problema.

Ahora estamos enviando una señal contundente a nuestros clientes, a la industria y al gobierno de que la capacidad ya no es una limitación, y simplemente estamos esperando a que el gobierno federal finalice las políticas que ha redactado. Desde la perspectiva del cliente, como es de esperar, hemos mantenido un contacto estrecho con ellos. Hay mucho interés. Pero ellos también están esperando a ver cómo evoluciona la Revisión Nacional del Gas. Podría entrar en los detalles al respecto, pero saben muy bien cuáles son las implicaciones: es bastante difícil suscribir contratos a largo plazo cuando los productores no pueden hacerlo porque no están seguros de cómo resultará la Revisión Nacional del Gas. Por tanto, creo que hemos dado pasos muy importantes en los últimos meses con el anuncio del gobierno federal y con nuestro anuncio de hoy; creo que es muy positivo. Y, obviamente, seguiremos trabajando con nuestros clientes en los próximos meses.

Si los clientes están esperando a ver cómo evoluciona la Revisión Nacional del Gas y usted comenta que les resulta difícil asumir compromisos de transporte a largo plazo, ¿por qué el Consejo de Administración no esperará también a tener la suscripción antes de asumir un compromiso tan material con la Etapa 3B? Porque, de hecho, esto eleva el perfil de riesgo del negocio al asumir una posición de riesgo comercial (merchant risk) sobre ese activo. O, si la demanda es tan fuerte, ¿por qué no esperar?

Es un problema de qué fue primero, el huevo o la gallina, Tom. Si no salimos nosotros a proporcionar la capacidad y el transporte necesarios para mover ese gas de Norte a Sur, el gobierno dirá: 'bueno, hay una limitación en el mercado, así que tengo que considerar otras opciones'. Lo que estamos haciendo es permitir que la industria, nuestros clientes y el gobierno federal tengan la tranquilidad de que estamos comprometidos a seguir adelante para asegurar que la capacidad no sea un obstáculo, lo que a su vez permite al gobierno implementar la política adecuada, lo cual, de nuevo, según el borrador, es muy alentador para que esto se haga realidad.

Sé que es un compromiso financiero importante. Pero, de nuevo, hemos invertido mucho más de $500 million en los últimos dos años, lo cual no estaba contratado. Y es necesario tener la seguridad de que la demanda de nuestro producto existe, algo de lo que estamos plenamente convencidos, y que se puede seguir recontratando esa capacidad, y hemos tenido un éxito increíble recontratando dicha capacidad. De hecho, no hemos tenido ningún aspecto negativo en absoluto.

Y, de nuevo, cuando tengamos la seguridad sobre las temáticas de la demanda y la oferta —y, obviamente, contamos con un modelo de mercado de gas que tiene en cuenta todos los riesgos potenciales—, estaremos increíblemente seguros para seguir adelante. Pero, repito, solo queremos asegurarnos de no tomar esa decisión final hasta que hayamos definido los parámetros con la National Gas Review.

Supongo que el desafío, obviamente, al tratarse de una infraestructura de vida tan larga, es que las perspectivas de la demanda pueden cambiar. Y no pretendo darle un tono negativo, pero me refiero a que las estimaciones internas de demanda de APA también preveían que el Northern Goldfields Interconnect en Western Australia, cuando se comprometió en noviembre de 2020, también estaría contratado para cuando el activo entrara en servicio. Pues bien, entró en servicio hace 2 años. Y mirando hoy la situación, parece que el activo tiene aproximadamente solo un 20% de contratos. Por lo tanto, obviamente existen riesgos comerciales, y en el dossier hay información útil sobre cómo APA ve esos riesgos en torno a las terminales de importación.

Sin embargo, observo que el análisis sobre las terminales de importación utiliza un precio actual del spot de LNG en el norte de Asia de más de USD 12 MMBtu. Cuando este Bulloo Interconnect entre en servicio será en el invierno de 2028, momento en el que los pronósticos independientes e incluso la curva de futuros actual sitúan el precio en USD 8 MMBtu, lo que según nuestro análisis utilizando el enfoque de la [ ACCC ] situaría el gas en dólares australianos por gigajulio saliendo de Port Kembla cómodamente por debajo de los $15 por gigajulio, lo que lo haría parecer un gas de coste competitivo y muy rentable para la demanda flexible del sur.

Entonces, ¿podría confirmar que si se construyera una terminal de importación y en el invierno de 2028 los precios del gas fueran de USD 8 MMBtu, seguiría estando seguro de que, a largo plazo, obtendrá un rendimiento sobre el capital propio (ROE) en estas inversiones?

Abordaré la primera parte de su pregunta, Tom, sobre el riesgo de contratación y la oferta y la demanda. Y de nuevo, me estoy repitiendo, pero quiero asegurarme de responder a su pregunta: hay que analizar la demanda de gas y la oferta de gas, así como el modelo de mercado de gas que respalda eso en la red de gas de la costa este, y mantenemos una gran confianza al respecto. Las consultas de los clientes existen. La demanda de los clientes va a estar ahí.

Y deben recordar que seguimos ampliando la red de gas de la costa este de forma incremental, principalmente mediante la compresión. Ahora bien, el interconectado Bulloo obviamente no es compresión, y requiere un mayor despliegue de capital que un compresor individual. Pero se ha construido de tal manera que cubre los déficits hasta principios de la década de 2030, aunque no pretendemos sobrecapitalizar más allá de ese periodo porque sabemos que, tras principios de la década de 2030, podremos seguir ampliando la red de gas de la costa este mediante más compresión. Por tanto, intentamos hacerlo de una forma que sea competitiva en costes y en precios para nuestros clientes, algo de lo que estamos muy seguros.

Miren, tiene razón en que el NGI ha tardado en repuntar, pero el ritmo de crecimiento es muy similar al que tuvimos con el gasoducto Goldfields hace unos años. Dijimos que tardaría unos 5 años en repuntar y que dependería de que varios clientes de la región, Goldfields como ejemplo, realizaran sus compras. Es un mercado muy distinto al de la red de gas de la costa este. En la costa este hay muchos más contratos individuales con clientes que gestionan carteras en cuanto a su movimiento de gas. Pero, de nuevo, seguimos confiando en el valor a largo plazo del NGI, lo cual es coherente con nuestras expectativas.

Si analizamos las terminales de importación de GNL, el argumento es realmente interesante. Y miren, el pronóstico creíble a largo plazo más reciente fue el de Rystad. De hecho, está en la presentación, creo que es la diapositiva 44. Ese informe prevé unos precios spot de GNL en dólares estadounidenses para Asia, de media a largo plazo, de entre $8 y $12. Habrá días en los que caigan por debajo de eso, lo entiendo. Y si los productores e importadores de GNL quieren vender en el mercado en días específicos en los que el precio sea inferior al doméstico, pues estupendo; pueden hacerlo libremente. Pero desde una perspectiva de sostenibilidad, no tiene sentido pensar que las importaciones de GNL puedan ser competitivas en precio. Saben que hay que tener en cuenta la regasificación y el transporte frente al precio spot asiático.

Y el argumento contrapuesto es que, si los precios globales del GNL llegaran a esas cifras más bajas de las que hablaba, esos $5, ocurrirían un par de cosas. Una es que, si los precios son tan bajos, los exportadores de GNL de Australia venderán en el mercado doméstico, ya que les resultará más atractivo vender localmente que para una importación de GNL. Por tanto, bajo ese escenario, no necesitaríamos importaciones de GNL. El segundo punto, y el único otro escenario en el que las importaciones de GNL tendrían sentido, es cuando una agencia gubernamental o el propio gobierno subvencionan principalmente la regasificación, lo que significa que o bien los consumidores acabarán pagando ese mayor coste directamente, o bien cada contribuyente lo pagará mediante impuestos más altos. No creo que, políticamente, sea algo que alguien quiera asumir. No digo que las importaciones de GNL no vayan a existir en Australia; simplemente no tenemos ninguna confianza en que vayan a ser sostenibles.

Nuestra siguiente pregunta de hoy es de Henry Meyer, de Goldman Sachs.

En la región de Pilbara, hemos visto que GIP está adquiriendo una participación en la red de BHP. ¿Podría comentarnos cómo espera que esto influya en la competencia y en el pipeline que prevé para su posición en Pilbara?

Miren, sobre Pilbara, lo primero que queremos recordar a todos —y recibimos muchas preguntas al respecto—, y queremos ser claros en esto, es que el negocio en Pilbara está funcionando realmente bien. La gran mayoría del valor que atribuimos al negocio cuando lo adquirimos correspondía a los activos existentes, y están rindiendo exactamente según lo previsto. Además, el business case, que monitorizamos y sometemos a revisiones post-inversión, está funcionando muy bien.

Desde una perspectiva de crecimiento, las oportunidades siguen ahí. No hay nada en nuestro pipeline que anunciáramos en el momento de la adquisición que no exista hoy en día. Simplemente se han desplazado hacia la derecha en términos de cronograma; es decir, los clientes, ya saben quiénes son, han pospuesto sus ambiciones un poco. Pero confiamos en que aquellos que estamos lanzando al mercado, que son los más cercanos al cliente y con el menor coste nivelado de la energía (LCOE), todos esos elementos importantes desde la perspectiva del cliente, serán absorbidos en el momento adecuado.

Pero el tamaño, como dije en mi introducción, el tamaño de la oportunidad es ahora mayor en términos de que hay más proyectos disponibles. Y la península de Burrup es uno de ellos. Hay progresos razonablemente buenos en cuanto a planificación y aprobaciones, así como en el trabajo que estamos realizando con clientes y el gobierno allí. Pero siempre hemos dicho que, para nosotros, esto será un juego a más largo plazo. Así que estamos cómodos con cómo está progresando en Pilbara.

Estamos viendo un buen interés en otras zonas fuera de Pilbara, como Mount Isa o Kalgoorlie, donde vemos buenas oportunidades para desplegar capital y crear valor. Y, de nuevo, gestionamos una cartera. Por tanto, seguimos monitorizando esas zonas y evaluándolas en relación con otras oportunidades en otros mercados.

Sí. Analizando los resultados de los activos, hemos observado un ligero retroceso en los beneficios del MSP de Southwest Queensland Pipeline en comparación con el mismo periodo del año pasado. ¿Podría explicarnos qué está impulsando esto y cuáles son las expectativas de si la tendencia continuará o se revertirá? ¿Se trata potencialmente de una menor contratación de transporte en el norte que podría revertirse en el futuro?

Garrick y yo podríamos responder de forma conjunta. Yo daré algunos puntos destacados y, si se me escapa algo, Garrick, interviene. Pero verán, en cuanto a Southwest Queensland Pipeline y Roma Brisbane, en primer lugar, tienen contratos plenamente cubiertos hasta 2027. Eso es importante. Sin embargo, en nuestra cartera siempre hay altibajos cada año, lo cual es comprensible.

Tenemos limitaciones de capacidad en algunos de esos activos. Por tanto, el potencial de crecimiento es limitado, lo que es parte de la razón por la que hoy hemos anunciado nuestra expansión de la red de gas de la costa este para aliviar esos cuellos de botella. Desde la perspectiva de la contratación, tenemos mucho interés y queremos que los clientes renueven sus contratos a largo plazo. Pero, como he dicho antes, muchos están esperando a la Revisión Nacional del Gas para entender cómo evolucionará, razón por la cual nos sentimos optimistas ante lo que esperamos que ocurra en los próximos meses con la finalización de dicha revisión.

Miren, RBP ha sido un caso interesante porque ha habido menos flujo de gas, principalmente hacia el oeste, ya que los exportadores de LNG han reducido su suministro debido al tope de precios que se introdujo efectivamente hace un par de años. No son volúmenes grandes en absoluto, pero en periodos anteriores, el suministro proveniente de ellos era algo mayor.

SWQP se ha visto afectado un poco por Blacktip en el Northern Territory. Cuando Blacktip no estaba operando, había más suministro a través del gasoducto de Southwest Queensland. Blacktip ahora... bueno, cuando estaba operando, ahora no lo hace en el grado que debería. Y como resultado, los flujos hacia el este a lo largo del NGP y SWQP... realmente ya no van hacia allí. Solo van hacia el norte, a Darwin. Así que hay pequeños altibajos, pero el punto es que no ha habido nada material que haya impulsado ese movimiento.

Gracias, Adam, y Henry, bienvenido al equipo. No añadiré mucho a lo que ha dicho Adam. Quizás lo único que cabe destacar es que, en cuanto al MSP, hay que tener en cuenta que en el periodo anterior tuvimos las recuperaciones de seguros no recurrentes relacionadas con MSEP, que fueron de $13 million. Por tanto, si se excluye ese concepto, se observa un buen crecimiento en el MSP.

Adam ha mencionado que se trata de una cartera de activos de infraestructura básicos a largo plazo. Por ello, veremos algunas pequeñas fluctuaciones en el margen.

Y lo que me resulta interesante en este periodo es que, obviamente, hemos visto un rendimiento muy sólido en toda nuestra generación de energía contratada, incluso tras normalizar el impacto de las nuevas ganancias de Port Hedland Solar y BESS. Así pues, también hay muchos aspectos positivos en el rendimiento activo por activo, y algunos activos simplemente han tenido periodos anteriores especialmente buenos.

Nuestra siguiente pregunta hoy es de Nik Burns, de Jarden Australia.

Una pregunta sobre su pipeline de crecimiento orgánico de $3 billion. Como comprenderá, no tenemos mucha visibilidad sobre la composición de los proyectos que lo integran. Según mis cálculos, la combinación de Brigalow y la Fase 3 de East Coast Gas Grid, anunciada hoy, nos acerca a las dos terceras partes de esa cifra de $3 billion.

¿Podría explicarnos qué ha impulsado el incremento de $2.1 billion a $3 billion en la actualidad? ¿Se debe principalmente a la reducción de riesgos de esos dos proyectos? ¿O han aumentado la ponderación de riesgo en otros proyectos de su cartera de oportunidades? ¿O han incorporado nuevos proyectos?

Gracias, Nik. Mire, una respuesta corta a la segunda parte de su pregunta: el paso de $2.1 billion a $3 billion se debe principalmente al East Coast Gas Grid. Ya teníamos algunos componentes de este en la cifra de $2.1 billion. Y, de nuevo, es una ponderación de cartera. Así que tiene razón, el avance en el East Coast Gas Grid eleva la cartera total a $3 billion.

Para darle algo de contexto, y repito, es una ponderación de cartera, y no entraré en detalles sobre proyectos de clientes específicos por razones que confío en que comprenderá. Pero los $3 billion totales incluyen el East Coast Gas Grid. Como usted mencionó, incluye la central de energía de punta Brigalow Peaking Power Plant y el gasoducto Brigalow Pipeline que también estamos construyendo. Hay algunas derivaciones en las que estamos trabajando actualmente y esperamos lanzarlas al mercado mediante un anuncio próximamente.

El trabajo que estamos realizando en Beetaloo incluye el Sturt Plateau Pipeline. Sé que podemos finalizar su construcción, pero ya estaba incluido en la cifra. Además, existe una ponderación de probabilidad sobre otras oportunidades potenciales allí. Y también tenemos algunas oportunidades en la red remota. Así que, de nuevo, Garrick y yo analizamos una larga lista de proyectos y cómo se desarrolla todo y cómo aplicamos la ponderación de probabilidad; no aplicamos una ponderación de probabilidad a cada uno de ellos, pero sí a esos. Espero que esto le dé una idea de lo que está incluido.

Probablemente esto haga que la siguiente pregunta sea un poco más [ repartee ], centrándome en sus, supongo, oportunidades de generación de energía contratada más allá de Brigalow. Me refiero a que parece ser un sector muy prometedor en el que esperan estar activos.

¿Podría hablarnos de cuántas otras oportunidades cree que existen en las que APA podría participar y cuándo cree que podrían materializarse? Probablemente no pueda dar nombres en este momento, pero nos interesa conocer la cartera de oportunidades en ese ámbito.

Es una pregunta importante y, probablemente, al cierre del año tendremos un poco más de claridad sobre la primera parte de mi respuesta, que se refiere al hecho de que disponemos de varios de nuestros propios emplazamientos, emplazamientos [ LM ]. No estoy sugiriendo que necesariamente nos dediquemos al autodesarrollo. Nuestra estrategia, como sabe, es asociarnos con los clientes. Pero uno de los elementos clave para poder asociarnos con el cliente es disponer del emplazamiento. Y el factor diferencial es estar en un emplazamiento que cuente tanto con el enlace de transporte de electricidad como con el enlace de transporte de gas. Así pues, tenemos varios emplazamientos ya reservados, lo cual ha sido muy positivo para nosotros porque nos permite mantener conversaciones profundas con los clientes sobre cómo satisfacer sus necesidades.

Además, también estamos trabajando con varios clientes que disponen de sus propios emplazamientos, en cuyo caso desempeñaríamos un papel distinto, similar a lo que hemos hecho con la central de punta Brigalow Peaking Power Plant, donde CS Energy disponía de su propio emplazamiento. Ellos buscaban un socio de desarrollo, no solo para llevarlo a cabo, sino también desde una perspectiva de propiedad. Y, obviamente, somos su socio preferente en ese sentido. De hecho, la lista es larga.

El factor temporal será interesante. El suministro de equipos es una cuestión que me preguntarán en algún momento, pero trabajamos intensamente para intentar situarnos lo más adelante posible en la cola de espera en cuanto al suministro de equipos.

Hemos desarrollado la capacidad, y ya contábamos con ella, pero realmente hemos reforzado nuestro equipo en términos de capacidad para poder desarrollar y operar esos proyectos de GPG. Creemos que tenemos una ventaja competitiva muy sólida. Por ello, estamos trabajando estrechamente con varios clientes y esperamos seguir anunciando buenos avances con esa estrategia durante los próximos meses y años.

Nuestra siguiente pregunta hoy es de Gordon Ramsay, de RBC Capital Markets.

Adam, voy a preguntarte sobre Beetaloo; lo que escuchamos ayer de Kevin Gallagher fueron comentarios muy alentadores y positivos sobre el potencial de la zona. Además, comentó que consideraba que el gasoducto era un elemento de la ruta crítica. Me preguntaba cómo encaja eso con el trabajo que estáis realizando actualmente con Tamboran.

Y supongo que me refiero particularmente a la Fase 3, porque Kevin comentó que el gas de Bulloo podría abastecer la expansión de Darwin LNG y el reabastecimiento de GNG durante lo que parecen décadas. ¿Podrías comentar cómo se ha posicionado APA Group para participar potencialmente no solo con Tamboran, sino también con Santos en el futuro? ¿O están realizando su propio trabajo por separado?

Sí. Gracias, Gordon. Es una cuestión muy interesante porque estoy seguro de que muchos de vosotros lo habéis visto. Pero cuando analizas los caudales, las rocas y... es una superficie de concesión significativa. No hay debate al respecto, y la gente te dirá que la superficie es mayor que la de la cuenca de Permian en EE. UU. y las cuencas de Marcellus. Es una superficie inmensa, pero eso es fantástico hasta que encuentras el gas. Sin embargo, los caudales han sido realmente, realmente positivos. Es gas seco. Tiene unas emisiones increíblemente bajas en comparación con otros mercados. Y con esos caudales, parece que también será muy competitivo en costes.

Nuestra estrategia ha sido asociarnos con todos los participantes activos de ese mercado. Tamboran, obviamente, con el gasoducto de Sturt Plateau y Daly Waters, que también han formado parte de esa concesión; hay personas con las que estamos trabajando estrechamente. Y, en definitiva, nuestra estrategia es estar muy bien posicionados, lo cual no solo nos beneficia porque queremos usarlo como una ventaja competitiva, sino que funciona muy bien para nuestros clientes y para la amplitud del desarrollo de la cuenca en general; hemos estado avanzando con las aprobaciones de planificación.

Así que uno de los aspectos, supongo, realmente positivos de nuestra posición es que contamos con dos corredores existentes muy importantes a lo largo de Carpentaria, lo que facilitaría el desplazamiento hacia el este y, obviamente, hacia el sur para el mercado nacional. Pero dada la extensión de la superficie, no cabe duda de que Beetaloo será principalmente un proyecto de exportación de LNG. Por tanto, existe claramente la oportunidad de enviar ese gas hacia el este. Hemos realizado un trabajo enorme en planificación y aprobaciones, permisos de gasoductos, etcétera, para poder habilitar ese gasoducto, conectarlo y permitir que el gas fluya hacia Gladstone. Y la estrategia allí es clara: se podría imaginar que algunos exportadores de LNG existentes en esa región, cuyas instalaciones están efectivamente llegando al final de su vida útil de suministro de gas, podrían utilizar ese gas para mantener operativa su infraestructura ya amortizada.

Pero, del mismo modo, también estamos trabajando hacia el norte, es decir, hacia Darwin. Principalmente se están estudiando dos rutas. Por un lado, el gobierno del Northern Territory ha propuesto una ruta desde hace tiempo, y estamos trabajando con el gobierno del NT y nuestros clientes para explorar dicha ruta. Pero, por otro lado, también estamos realizando nuestro trabajo de planificación y aprobaciones para avanzar a través de nuestro corredor de gasoducto existente, lo cual es obviamente increíblemente eficiente porque se trata con los mismos propietarios de tierras y los mismos propietarios tradicionales.

Por tanto, creemos que estamos muy bien posicionados y estamos realizando el trabajo pesado para asegurar que estemos preparados. Y Kevin tiene razón: no se puede dar vida al proyecto sin el gasoducto. No queremos ser el factor limitante; queremos hacer que suceda.

Y una pregunta solo para Garrick sobre la base de costes. En su guidance, mencionan que su objetivo es lograr mayores eficiencias en el FY '27. ¿Cuáles serían? ¿Podría darnos alguna pista sobre dónde prevé obtener mayores ahorros de costes?

Gracias por la pregunta, Gordon. ¿Se refiere a pistas sobre la naturaleza de los ahorros o sobre el importe en dólares asociado a ellos?

No me refiero al importe en dólares, sino a de dónde cree que provienen y, si puede vincularlo con una cifra en dólares, estupendo, pero ¿dónde ve oportunidades para reducir costes aún más?

Sí, sin duda. Así que no lo vincularé a un importe en dólares. Lo anunciaremos al cierre del ejercicio, cuando proporcionemos el guidance para todo el año. En la página 23 de la presentación, detallamos algunos de los ahorros que hemos obtenido mediante la metodología empleada.

Y eso se ha logrado mediante una simplificación que nos ha permitido revisar nuestra estructura organizativa e impulsar mejoras a través de ella. En cuanto a la eficiencia en la primera línea, hemos analizado a fondo nuestra forma de trabajar y nuestras actividades. Esto incluye aspectos como la integración de la planificación de trabajos y el mantenimiento planificado. Fundamentalmente, esto significa que reducimos nuestra dependencia de contratistas externos; es decir, realizamos más trabajo de forma más eficiente de manera interna.

De cara al futuro, un gran foco sigue siendo la parte operativa del negocio, pero centrándonos en cómo trabajar de forma más inteligente. Es decir, utilizar los datos que tenemos para impulsar aspectos como el mantenimiento predictivo y el abastecimiento estratégico.

Tenemos un gasto externo de aproximadamente $350 million a $400 million anuales, tanto en OpEx como en CapEx. Y si se pueden impulsar eficiencias en la forma en que se emplea ese gasto —tratándose de gasto externo—, eso obviamente aporta un valor significativo al negocio. Esas son algunas de las oportunidades que vemos disponibles. En definitiva, se trata de cómo trabajar de forma más inteligente y cómo reducir nuestro gasto externo.

Enhorabuena por haber vuelto a ampliar el margen EBITDA.

Nuestra siguiente pregunta hoy es de Rob Koh, de MS.

Simplemente quería hacer una pregunta sobre la diapositiva 42, donde están ajustando su guidance para situarla por encima del punto medio. Quizá sea una pregunta tonta, ¿por qué no elevar simplemente el límite inferior del guidance? O tal vez, si pudiera darnos algo de contexto sobre cuáles podrían ser los factores positivos y negativos en este semestre.

Sí. Gracias, Sr. Koh, es un placer saludarle. Mire, desde nuestra perspectiva, todavía quedan varios meses por delante. Y puede ver los supuestos clave en el lado derecho de ese gráfico, los cuales son consistentes con los supuestos clave que ya estaban presentes cuando presentamos ese pronóstico.

Así que simplemente estamos siendo conservadores y prudentes, creemos, para asegurarnos de no precipitarnos al modificar el guidance. Y, sencillamente, lo que podemos comunicarles con un cierto nivel de confianza es una visión que creemos que estará por encima del punto medio, principalmente debido al sólido progreso que hemos logrado con el objetivo de reducción de costes que Garrick mencionó anteriormente. Así que solo intentamos ser prudentes.

Sí. De acuerdo. ¿Podría preguntar también en qué parte de ese desglose deberíamos incluir el impacto de divisas de los ingresos netos de Wallumbilla, Gladstone y el dólar estadounidense? Porque, si no recuerdo mal, y puede que me equivoque, estábamos en 72 en el FY '25, y deberíamos usar algo como 67 para este año.

Sí. Gracias, Rob. Soy Garrick. Responderé a eso. Se trata de un desglose simplificado en la página 42. Hay partidas donde hay subidas y bajadas. Principalmente, cuando analizamos la tarifa vinculada a la inflación, esta incluirá la inflación asociada a WGP.

Si pensamos específicamente en el tipo de cambio, fijamos los ingresos y, como ya comentamos anteriormente, fijamos el tipo de cambio relacionado con los ingresos en dólares estadounidenses asociados a WGP. Lo hacemos, de hecho, sobre una base rotativa de 5 años. Así pues, mirando hacia el futuro desde hoy, estamos totalmente cubiertos para los próximos 3 años y luego esa cobertura disminuye en los 2 años siguientes. Por tanto, al elaborar nuestras perspectivas para el FY '26, consideramos esos ingresos como relativamente fijos dentro de las partidas que hemos mostrado.

Y luego, ¿podría preguntar un poco sobre... creo que es la diapositiva sobre su marco de capital, la cual dijo muy claramente que no ha cambiado, pero ahora nos dice que su umbral de rentabilidad es el WACC más 150 bps, y que ese mínimo de 150 bps es información nueva. ¿Han cambiado su WACC o algo relacionado con la disponibilidad de deuda? ¿O le estoy dando demasiadas vueltas?

Le está dando demasiadas vueltas, Rob. Mire, puede que tenga razón en que no se haya... puede que no se haya publicado, no lo recuerdo. Sí que se ha publicado. El equipo me está asintiendo. Así que no es información nueva.

Y adoptamos una visión a largo plazo al analizar nuestro WACC. Como es de esperar, lo revisamos cada 6 meses y nuestro Consejo también lo aprueba. Pero intentamos utilizar supuestos que traten de mirar más allá del ciclo.

Y, en realidad, es solo que recibimos muchas preguntas, como pueden imaginar, sobre la cartera de proyectos de crecimiento, concretamente sobre cómo estamos desplegando el capital y qué rentabilidades estamos obteniendo. Y, obviamente, todo es muy sensible, y empatizo con todos los que están en la llamada porque nos encantaría daros esas cifras, pero eso nos dificultaría la gestión de nuestro negocio.

Por tanto, lo mejor que intentamos ofreceros es una guía y un umbral mínimo, lo mismo con el flujo de caja, y tratamos de recuperar la inversión en efectivo dentro de la primera mitad de la vida del contrato o de la vida de un activo. Solo para daros el marco de referencia que utilizamos. Y luego, obviamente, analizamos cada proyecto individual de forma relativa en cuanto a costes y riesgos, y planteamos un resultado para nuestro cliente que creemos que funciona para ambas partes.

Y ahora, quizás una pregunta un poco más detallada sobre la fase 3B de la expansión de la red de la costa este (East Coast Grid) con algunos gastos previos al FID en tuberías. ¿Podría hablarnos de qué pasaría si, Dios no lo quiera, ese proyecto no se llevara a cabo? ¿Podrían utilizar esas tuberías en otra parte del negocio? ¿Existe algún tipo de elemento de cobertura para ello?

Sí. Obviamente lo hemos analizado de cerca, Rob, y es una buena observación. Y, por supuesto, debo decir que no esperamos llegar a esa situación debido a la confianza que tenemos con nuestros clientes y a la forma en que se está redactando actualmente el National Gas Review. Así que estamos muy seguros.

Pero, por supuesto, esperarían que hubiéramos realizado la debida diligencia sobre qué haríamos. Y, sencillamente, reasignaríamos ese tubo de línea. Obviamente, se destinará al sector offshore; si no lo vamos a utilizar nosotros de forma doméstica, se irá al offshore. Y nos hemos asegurado de que exista suficiente demanda en el mercado para ello. Pero esperemos que todo eso sea meramente teórico.

Sí. Sí, totalmente. Tiene sentido. Sí, supongo que alguien necesitará un gasoducto en algún lugar. Y en cuanto al gasoducto de Beetaloo, que es una propuesta mucho más lejana, ¿deberíamos considerar que habrá un patrón similar para el gasto en artículos de largo plazo? ¿O es algo distinto?

Sí. Y es un poco diferente a la red de gas de la Costa Este, sobre la cual Tom hizo una buena observación anteriormente respecto a la contratación. Y, como saben, el mercado de gas de la Costa Este para nosotros cuenta con múltiples clientes que tienen múltiples carteras de flujos de gas, así como diferentes clientes y proveedores.

Mientras que en Beetaloo, como es de esperar, al ser una gran cuenca con algunos desarrolladores, la contratación será distinta. Y dado el tamaño del CapEx implicado en relación con Bulloo Interlink, se trata de grandes desembolsos de capital. Por lo tanto, tendríamos que tener un enfoque muy diferente sobre cómo desarrollaríamos eso. Y uno querría asociarse con alguien y tener esa confianza [en la asociación] con el cliente para que realice los pedidos de esos artículos de largo plazo.

Lo que estamos haciendo, por cierto, con respecto al tubo de línea, es dedicar tiempo y dinero a la planificación, aprobaciones y todo ese tipo de cuestiones por nuestra cuenta. Estamos apostando por nosotros mismos en ese sentido, y venimos haciéndolo desde hace ya un tiempo.

Tal vez una última pregunta, si me lo permiten. En cuanto a sus activos de Pilbara, han mencionado en varias ocasiones que los clientes están operando al límite de su capacidad aspiracional. Por eso aún no se han anunciado crecimientos.

Podría hablarnos de... creo que en el momento del acuerdo, había una vida media ponderada de los contratos de unos 4 años. Supongo que los contratos simplemente pasan a una modalidad de carácter permanente. ¿Existen limitaciones físicas reales si no hay repotenciaciones o extensiones?

No. Tendremos procesos de recontratación. Y la forma en que los clientes siempre lo ven es: ¿recontrato con el activo o la infraestructura existente de APA? ¿O pago para que otra empresa construya un nuevo equipo? Lo cual conlleva un problema de plazos y un problema de costes. Y, francamente, nuestros emplazamientos están muy cerca de sus operaciones. Por tanto, asumiendo las escaladas de costes y los costes de las líneas de transmisión, la siguiente mejor alternativa será más cara que la nuestra. Eso nos da un cierto nivel de confianza respecto a la recontratación.

Y cuando analizamos activos de ese tipo en regiones mineras, lo que observamos de cerca es la vida útil de la mina. Lo que vemos desde la perspectiva de la vida útil de las minas en Pilbara y sus alrededores es que queda mucho por delante. Así que tenemos un alto grado de confianza en cuanto a la recontratación, y debemos ser muy inteligentes en la forma en que trabajamos con nuestros clientes para ofrecerles la solución que necesitan.

Por tanto, en cuanto a nuevos proyectos, se trata realmente de una demanda adicional de nuestros clientes, más que de activos obsoletos o algo similar. Es nueva demanda.

La siguiente pregunta es de Ian Myles, de Macquarie.

Solo un par de preguntas sencillas. ¿Cuál considera que es el riesgo de desfase y de decisiones en torno a 3B si [ininteligible] llegara a decir que los déficits se están desplazando hacia el futuro en los mercados de gas?

Mire, lo hemos estructurado y diseñado de modo que abordamos la restricción más urgente desde una -- obviamente desde una perspectiva temporal, 2028, pero la Etapa 3A aborda eso y cubre la mayor parte de dicha cuestión.

3B se centra más en llevar el gas del norte hacia los mercados del sur. Y como sabe, Ian, hay altibajos y [ininteligible] en cómo el modelo actual del mercado de gas plantea todos estos escenarios en torno al gas directo adicional con BESS, por ejemplo. No estamos diciendo que vaya a ser [ininteligible] hacia la década de 2030, pero si llegan más moléculas desde el suministro del sur, eso podría aliviar parte de la presión.

Pero, de nuevo, es difícil calcular el momento exacto, aunque lo que hemos hecho es estructurarlo de forma que se ejecute, digamos, en un plazo de 24 meses desde que sea necesario. Otra forma de verlo es que no esperamos que 3B alcance el 100% de su capacidad desde el primer día. Prevemos que aumente gradualmente con el tiempo. Por tanto, si se pone en marcha un poco antes de lo requerido, simplemente significaría que el periodo de puesta en marcha será algo más largo en ese sentido. Y no hay problema. Nuestros umbrales de rentabilidad son conservadores y contemplan ese escenario. Una vez más, confiamos en que se entregará a tiempo para cubrir cualquier déficit.

La otra es Taroom Trough. Ya lo ha mencionado, y creo que otras personas también lo han hecho. Simplemente tengo curiosidad: ¿tiene esto implicaciones para el desarrollo de Beetaloo? Si Taroom Trough resulta ser viable, ¿veremos que Beetaloo se retrasa y esos proyectos pasan a primer plano en la agenda?

No lo creo. Mire, lo que estamos viendo en las primeras fases en Taroom es que es gas húmedo, más gas húmedo de lo que es Beetaloo, que es gas muy seco. Y, obviamente, cuando piensa en el gas que fluye desde Gladstone, por ejemplo, ese es un gas muy seco, y las instalaciones de procesamiento y de gasificación de allí están configuradas para recibir gas seco. Así que será interesante ver si Taroom es un producto de exportación sólido o si es preferible que se utilice como producto doméstico.

Y lo otro que diría es que, lo realmente positivo de Beetaloo, por su ubicación, tamaño y la forma en que se ha estructurado el mosaico de concesiones, es que tiene tanta viabilidad hacia el norte como hacia el este. Y puede que resulte que se avance primero hacia el norte y después hacia el este, o que sea al revés. Y, de nuevo, no estamos intentando apostar por ninguna opción en particular en ese sentido. Solo intentamos estar preparados con toda la planificación y las aprobaciones necesarias para poder dar cabida a ello.

Lo mismo ocurre con Taroom Trough, donde, como puede imaginar, estamos trabajando con todos los productores que tienen concesiones en Taroom y realizando labores, ya que sabemos que la capacidad de los gasoductos es crítica para que puedan comercializar sus operaciones.

Y una última pregunta. En la parte de generación, ¿participaron en la licitación de la opción firme de South Australia o han dejado pasar esa oportunidad?

No, no lo hicimos.

Nuestra siguiente pregunta es de Nathan Leed, de Morgan.

Solo un par de cuestiones para mí, por favor. En cuanto a la cartera de proyectos de crecimiento, obviamente, el potencial alcista de $2.1 billion a $3 billion. Puede que sea algo especialmente sencillo, pero ¿podría darnos una idea de qué proyectos forman parte de esa cartera y cuánto gasto se requiere más allá del FY '28 para poner esos proyectos en funcionamiento?

Y después, si pudiera orientarnos sobre cuándo cree que los beneficios de esos proyectos habrán alcanzado su pleno potencial?

Haré todo lo posible, Nathan, no porque no lo tenga delante, sino porque, obviamente, no puedo proporcionar información que no se haya publicado ya. A ver, si piensa en la lista que mencioné antes, el East Coast Gas Grid; parte de ello quedará fuera del FY '28 porque el Bulloo —ya dijimos— estará disponible para finales del año natural '28. Por lo tanto, habrá un flujo adicional en ese sentido.

Y, de nuevo, para responder a su pregunta sobre cuándo empezaremos a generar flujos de caja en ese punto: hemos sido claros en nuestro anuncio de hoy al indicar que nuestro objetivo es el invierno de '28 para la Etapa 3A y finales del año natural de '28 para la 3B.

En cuanto a la central eléctrica de Brigalow Peaking, me está fallando la memoria, pero creo que podríamos ofrecerle algo de guidance sobre los plazos, aunque eso recae principalmente en este periodo. Según recuerdo, hay una pequeña parte que se extiende más allá del periodo del FY '28. Y, obviamente, la cartera de proyectos estaría lista antes de que la central eléctrica entre en funcionamiento, lo cual es importante.

Algunas de las conexiones laterales en las que estamos trabajando entran en... perdón, tenemos una cartera de oportunidades en laterales, tanto para dar servicio a GPG como a otros yacimientos de gas, que quedan fuera de '28. Beetaloo; algunos de esos grandes desarrollos rondan los $3 billion. Todos quedan fuera de ese plazo. Obviamente tenemos el SPP dentro, pero esos proyectos de mayor envergadura quedarían principalmente fuera.

Y en cuanto a la red remota, de nuevo, ponderando la cartera, tenemos algunos de $3 billion. Pero cuando se analizan las oportunidades que hemos detallado anteriormente en lugares como Pilbara, la mayor parte queda fuera de ese periodo de $3 billion en el FY '28.

Así que una de las cosas que analizamos es cómo estructuramos todas esas fases y cómo las financiamos; y los equipos cuentan con modelo tras modelo, como es de esperar, para asegurar que podamos crear valor en la forma en que los ejecutamos. Pero eso es fácil de decir en una hoja de cálculo; el equipo realiza una labor enorme trabajando con nuestros clientes para intentar sincronizar los tiempos a la perfección, lo cual no siempre ocurre.

La segunda pregunta, probablemente para Garrick, pero se refiere al aumento de la capacidad de endeudamiento, es decir, con referencia a la reducción del activador de la rebaja de S&P. ¿Podría explicarnos la calificación crediticia de Moody's y si esto supone una limitación para la capacidad de deuda o si representa una oportunidad para ustedes?

La limitación siempre ha sido S&P. En el caso de Moody's, el umbral de rebaja es un 8% de deuda. Por tanto, existe un cálculo ligeramente distinto entre las dos agencias de calificación, pero hay mayor capacidad de deuda cuando observamos a Moody's en comparación con S&P.

Nuevamente, mantenemos conversaciones excelentes con ambas agencias de calificación, y están muy conformes con la naturaleza de los ingresos y el tipo de crecimiento que tenemos por delante. Así que es muy alentador poder estar aquí, con confianza en nuestra capacidad de deuda y en la consecución de ese crecimiento con valor para el accionista.

No hay más preguntas por el momento. Cedo la palabra al Sr. Adam Watson para las palabras de cierre.

Muchas gracias. Y bueno, gracias a todos. Sé que es un día de mucha actividad. Así que gracias por dedicar su tiempo y gracias por sus preguntas. Permítanme concluir con las conclusiones clave de los resultados de hoy.

En primer lugar, hemos obtenido resultados financieros y operativos sólidos, de los cuales estamos muy satisfechos. Además, hemos presentado lo que consideramos unas perspectivas sólidas para el FY '26. Nuestras perspectivas de crecimiento en términos generales son atractivas y la rentabilidad que podemos generar con esos proyectos es muy positiva.

Y en tercer lugar, nuestro balance general es sólido. Una vez más, agradezco su apoyo, gracias por su tiempo y hablaremos pronto.

Gracias. Con esto concluye nuestra conferencia de hoy. Gracias por su participación. Ya pueden desconectar sus líneas.