Gracias. Vamos a comenzar ahora la sesión de preguntas y respuestas. Por razones de tiempo, les pedimos que se limiten a una sola pregunta. Si tienen una pregunta, por favor marquen 11 en su teléfono de tonos. Si desean salir de la cola, marquen 11 nuevamente. Si están utilizando el altavoz, es posible que deban levantar el auricular antes de marcar los números. Una vez más, si tienen una pregunta, por favor marquen—

Nuestra primera pregunta proviene de Scott Michael Hanold de RBC Capital Markets. Su línea está abierta.

Gracias, Scott. Quizás deje que Andy hable un poco sobre algunas de las cifras que vemos en el mercado, y luego yo retomaré para responder a algunas de sus preguntas más generales.

Gracias, Ryan, y buenos días, Scott. Comenzaré diciendo que, ciertamente, hay muchas variables en juego en este momento, y voy a resumir nuestra visión del panorama actual. No estoy seguro de si difiere mucho de la de otros, pero creo que es conveniente resumirla. Desde hace unos dos meses, hemos tenido fuera de servicio una producción de unos 10 million barrels a day. Esto incluye incluso los volúmenes redirigidos en países como Arabia Saudita.

Hemos visto liberaciones de inventarios y de SPR que han compensado parcialmente parte de esa oferta perdida, y las liberaciones de SPR en curso que se han anunciado ciertamente ayudarán durante el periodo de mayo a julio. Pero creo que es muy importante que la gente comprenda que el grueso del déficit de suministro está siendo absorbido actualmente por recortes en la producción de las refinerías y por la contención de la demanda. Ahora bien, si incluimos las refinerías del Golfo Pérsico que han resultado dañadas, los recortes totales en la producción de refinerías a nivel mundial en este momento probablemente asciendan a unos 8 million barrels a day.

Al mirar hacia adelante desde este punto, creemos que el mayor desafío que estamos a punto de enfrentar es que el mercado tuvo un periodo de gracia inicial cuando los petroleros que salieron del Golfo Pérsico a finales de febrero todavía estaban en navegación. Ahora, todos ellos han llegado a su destino y los efectos de la pérdida de suministro van a empezar a hacerse más evidentes. Por lo tanto, es posible que veamos, a partir de ahora, que las extracciones de inventario comiencen a acelerarse realmente.

Ya han visto que los gobiernos de más de una docena de países están implementando políticas para racionar o, de otro modo, reducir la demanda antes de que se produzcan las escasez físicas. Dados esos factores, estamos rebajando nuestra perspectiva de la demanda mundial de petróleo a un nivel plano interanual, con probablemente un poco más de riesgo a la baja si el conflicto continúa.

Un último punto que me gustaría mencionar es que, a pesar de los esfuerzos en curso para gestionar la demanda, empezaremos a ver que algunos países dependientes de las importaciones podrían empezar a enfrentar escasez crítica a medida que entremos en el periodo de junio-julio. Me detendré aquí y dejaré que Ryan añada un poco más.

Tal vez, Scott, ¿cómo está reaccionando la gente? Creo que la gente está observando muy de cerca para ver qué sucede, quizás con un poco de inversiones de ciclo corto. Estoy seguro de que eso surgirá en nuestra llamada con el capital. Solo estamos tratando de mantener las ganancias en eficiencia que tenemos en el Lower 48, y no nos desvincularán de parte de nuestra actividad de OBO. También estamos tratando de mirar a más largo plazo, como dijo Andy, evaluando los fundamentos de la oferta y la demanda. Creo que, como mínimo, el suelo probablemente tendrá que subir un poco, al menos en relación con donde estábamos antes de que comenzara el conflicto. Recordemos que teníamos un precio WTI de mitad de ciclo de unos $65, y creemos que ese suelo probablemente vaya a subir. Estamos tratando de evaluar ahora mismo, dadas las dinámicas de demanda y de oferta, qué efecto a largo plazo tendrá eso en lo que llamaríamos un precio de equilibrio de mitad de ciclo y por cuánto tiempo podría persistir. Recordemos que fuimos bastante constructivos durante los últimos años antes de que esto comenzara. Hubo cierta incertidumbre sobre cómo estaban reaccionando un poco los mercados físicos y de papel, y esto simplemente ha acelerado mucho eso. Pero ciertamente, creo que el suelo probablemente tenga que subir para contabilizar los cambios que han ocurrido en los últimos meses.

Nuestra siguiente pregunta viene de Neil Singhvi Mehta de Goldman Sachs. Su línea está abierta.

Buenos días, Neil. Gracias por la pregunta. Hemos tenido una muestra muy sólida aquí solo en los últimos seis meses en Willow, así que abordaré un par de cosas. Tenemos el 50% del proyecto completado, y lograr eso requiere una serie de hitos clave que nuestros equipos han podido cumplir. En esta temporada de invierno en Alaska, completamos la totalidad del alcance de trabajo planificado, lo cual, admitámoslo, fue un poco desafiante. Tuvimos bastantes días de mal tiempo, no muy diferentes a nuestra primera temporada de invierno, y a pesar de eso, los equipos pudieron completar todo el alcance invernal. Lo más importante para nosotros como parte de la ruta crítica fue la obra civil. Pudimos terminar todos los puentes y la totalidad del alcance de grava —pensemos en carreteras, plataformas y la pista de aterrizaje—. Eso nos prepara para nuestra capacidad de ejecutar el trabajo de verano y, especialmente importante con la grava, permite que esta se seque y madure y cree la compresión necesaria para continuar con el trabajo estructural que sigue en la construcción de futuras instalaciones y oleoductos.

En lo que respecta a los oleoductos, lo importante este año para nosotros fue el alcance Este-Oeste, y eso es importante porque nos permite comenzar a realizar las conexiones de vuelta a las operaciones existentes. Con eso me refiero a Western North Slope o Alpine. Con esas conexiones, en la próxima semana estaremos introduciendo gas combustible y encenderemos nuestra energía para Willow. Hemos tenido mucho éxito en cumplir con el alcance en Willow que hemos trazado a medida que continuamos con la puesta en marcha del centro de operaciones. Con la ingeniería prácticamente terminada y completa, aquí en el Lower 48 en la Costa del Golfo, nuestros módulos de procesamiento alcanzaron un hito similar: ligeramente mejor que el 50% de completado en fabricación. Eso es importante porque el próximo verano tenemos planes para transportarlos por vía marítima hacia Alaska, lo que se convierte en el próximo gran hito para llevar esos módulos de procesamiento allá.

Todo esto en conjunto nos sitúa en una posición muy sólida para nuestras expectativas tempranas de petróleo en 2029, y todo está según lo previsto. Esto es importante ya que sustenta la convincente propuesta de valor del punto de inflexión de $7 billion en flujo de caja libre.

Pensando más allá de eso, está la exploración. Como escucharon de Ryan, también tuvimos un desempeño sólido aquí. Hablamos mucho de los cuatro pozos que habíamos planeado este año, los cuales fueron exitosos para nosotros, pero esta es la temporada de invierno más extensa en exploración que hemos tenido desde 2020. Con ello llegaron los cuatro pozos, pero también realizamos disparos sísmicos y también hicimos bastante exploración de grava y tuvimos una tasa de éxito muy alta allí al encontrar grava para futuras plataformas. Cuando analizamos ese programa de exploración, me complace informar que encontramos hidrocarburos donde estábamos explorando. Naturalmente, nuestros equipos de subsuelo están analizando minuciosamente los resultados, buscando asegurar que podamos caracterizar lo que encontramos. La comercialidad suele requerir más de una temporada; por eso llamamos a estos pozos y temporadas de exploración y evaluación. Tomará varias, pero con lo que encontramos, estamos realmente entusiasmados con la oportunidad de mantener Willow a plena capacidad. Eso sustenta nuestro objetivo de identificar nuevas oportunidades de recursos y desarrollo de plataformas para mantener esta infraestructura llena. Han visto nuestro historial en el pasado, y con el éxito que hemos estado logrando solo en los últimos 6 meses, ha sido un desempeño realmente sólido de nuestro equipo en Alaska.

Nuestra siguiente pregunta proviene de Betty Jiang de Barclays. Su línea está abierta.

Buenos días, Betty. Aquí Andy. Mencioné en los comentarios preparados que hemos aumentado el punto medio del CapEx en $250 million, y es importante describir por qué estamos haciendo eso. Seguimos teniendo eficiencia operativa de la que hablará Nick, y es importante, en la forma en que pensamos sobre el estado estacionario, que mantengamos eso. En el lado operado, realmente es solo una continuación de nuestro estado estacionario dada la eficiencia con la que estamos operando. En el lado no operado, como dije en nuestros comentarios preparados, es en anticipación y estamos empezando a ver las primeras señales de algunos de nuestros socios no operados empezando a solicitarnos más pozos. Yo diría que los $250 million se tratan más de prepararnos operativamente y ser reflexivos sobre nuestro estado estacionario y cómo reaccionamos ante los socios, en lugar de una gran decisión macro sobre el precio. Con eso, dejaré que Nick dé algunos detalles específicos sobre lo que estamos haciendo.

Gracias, Andy. Buenos días, Betty. Como mencionó Andy, esos $250 million de actividad adicional están concentrados en Delaware, y eso es una combinación de activos operados y no operados.

En el lado operado, seguimos impulsando eficiencias significativas tanto en perforación como en completado. Nuestras eficiencias de completado están superando ligeramente a las de perforación, por lo que estamos añadiendo otra plataforma en la Permian frente al plan anterior para ayudarnos a mantener el ritmo con nuestros equipos de fracturación y mantener nuestro enfoque operativo de estado estacionario y carga nivelada del que hemos hablado durante varios años. El punto clave es que no queremos tener interrupciones en la fracturación debido a la mejora en la eficiencia que seguimos capturando. Si recuerdan, al cerrar 2025, tuvimos una mejora del 15% en las eficiencias operativas de D&C, y seguimos viendo esas tendencias, con los completados superando a la perforación.

En el lado de OBO no operado, hemos empezado a ver más propuestas de pozos por parte de nuestros socios, lo que probablemente se traducirá en un mayor nivel de gasto en OBO durante el segundo semestre del año. No vamos a descartar proyectos OBO de bajo costo de suministro y alto rendimiento en este entorno de precios. Lo hemos visto en el pasado. Son proyectos competitivos, de ciclo corto y con buenos rendimientos. Estas adiciones son un modesto aumento de capital para nuestro programa del segundo semestre y mantendrán nuestra eficiencia operativa de cara a 2027.

Solo añadiría, Betty, que para nosotros estas son decisiones obvias. No vamos a permitir que otros agoten nuestro inventario de pozos y vamos a mantener nuestra maquinaria eficiente en marcha. Estas adiciones están ponderadas hacia el último semestre del año, por lo que no tienen un gran impacto en 2026, pero nos preparan para el crecimiento continuo que estamos viendo en el Lower 48 en nuestra cartera año tras año. Lo vieron en el primer trimestre; lo verán año tras año, y eso continuará en 2027.

Mientras tanto, evaluaremos qué creemos que hará el precio a mitad de ciclo y cómo podría ser el nuevo equilibrio, y luego qué significará eso para los flujos de caja que generamos como empresa, los rendimientos que enviamos a nuestros accionistas y qué reinvertiremos para el crecimiento y desarrollo de la compañía. Eso llegará más adelante este año como parte de nuestros procesos normales.

Nuestra siguiente pregunta la hace Doug Leggate de Wolfe Research. Tiene la palabra.

Gracias, Doug. Nos gusta pensar en la recompra de acciones como un promedio de costo en dólares. Hacemos pequeños ajustes en los márgenes, por lo que probablemente fue un poco más bajo en el primer trimestre, pero fue un buen momento para comprar en marzo y abril. Verán que probablemente compremos más en el segundo trimestre.

Más fundamentalmente respecto a tu pregunta, nuestro suelo del 30% se estableció en una estructura de precios de mitad de ciclo con la que empezamos para la compañía. Pensamos en qué son los precios de mitad de ciclo, cómo es un equilibrio. Sabemos que nunca estamos en un mundo perfecto, pero tenemos que entender desde una perspectiva de oferta y demanda qué flujos de caja generamos y qué podemos devolver al accionista. Dado que fijamos eso tras la caída de 2014 y 2015, cuando reajustamos la propuesta de valor de la compañía, tenía sentido. Los precios reales han sido más altos que nuestra estimación de mitad de ciclo durante la mayor parte de ese tiempo, por lo que hemos podido devolver más del 30% al accionista.

Nuestra trayectoria ahora, al acercarnos a una década a través de los ciclos —incluso a través del punto más bajo de la pandemia de COVID en 2020 y el punto más alto de 2022— es consistente. Lo pensamos a través de todo el ciclo. Intentamos establecer un precio de mitad de ciclo y tratamos constantemente de reducir la tasa de reinversión en la compañía. Intentamos impulsar el crecimiento con la menor cantidad de capital posible en el negocio, por lo que Nick habla de lo que estamos haciendo en los Lower 48 para impulsar las eficiencias, y lo que Kirk está haciendo en el resto del mundo y la oportunidad que tenemos en nuestros activos heredados.

Hemos podido permitirnos algo superior a nuestra base, y eso representa el compromiso del 45% que hemos asumido para este año porque reconocemos la solidez y la potencia de la compañía. No queremos que el dividendo sea desproporcionado como mencionaste antes —pre-2015, 2016— ya no quedamos muchos por aquí, Doug, quizás tú y yo. Queremos asegurarnos de poder mantener el dividendo y hacerlo crecer a una tasa competitiva respecto al S&P 500. Ser capaces de aumentarlo continuamente, anualmente, es algo que consideramos competitivo con el cuartil superior del S&P 500; ese es nuestro compromiso.

Al mismo tiempo, queremos asegurarnos de que el dividendo no represente una parte desproporcionada de nuestros flujos de caja a precios de mitad de ciclo, como sea que llamemos a mitad de ciclo. Normalmente, el dividendo actual es ciertamente asequible y puede crecer, pero no representa el 45% completo, por lo que lo estamos complementando con recompras de acciones. Creemos que eso tiene sentido a largo plazo; reduce la carga absoluta del dividendo en el futuro. Podría tener un carácter un poco procíclico, pero no nos aferramos a ello rígidamente. Lo ajustaremos ligeramente de un trimestre a otro para intentar gestionar eso, pero queremos asegurarnos de alcanzar el 45%, compuesto entre el dividendo base y las acciones que estemos recomprando en el mercado, y tratamos de realizar un esfuerzo bastante proporcional para lograrlo.

Nuestra siguiente pregunta viene de Francis Lloyd Byrne de Jefferies. Su línea está abierta.

Buenos días, Lloyd. Fijamos nuestro presupuesto en $10.2 billion, que fue $400 million más bajo que el año pasado. Como señalas, nuestros resultados del 1Q fueron muy sólidos. Estamos muy satisfechos con ellos. Esto se debe a que estamos eliminando costes más rápido de lo que habíamos previsto originalmente en nuestra reducción de costes, tanto en el lado laboral como en el no laboral con nuestros costes operativos de arrendamiento. El 1Q refuerza que estamos muy seguros de que alcanzaremos ese $1 billion en ahorros de tasa de ejecución (run-rate) para fin de año. En cuanto al núcleo de tu pregunta sobre la guidance, es solo el primer trimestre. Estamos muy satisfechos con cómo han ido las cosas, pero nos gustaría tener un poco más de tiempo antes de reconsiderar si querríamos reducir la guidance.

Nuestra siguiente pregunta la hace Devin McDermott de Morgan Stanley. Tiene la palabra.

Puedo empezar por la segunda parte de su pregunta y luego, específicamente sobre Guinea Ecuatorial, dejaré que Kirk intervenga. En cuanto a nuestra estrategia de GNL, no podríamos estar más satisfechos con el progreso que estamos logrando comercialmente. Incluso antes de los eventos en Oriente Medio, teníamos una visión contraria al consenso, ya que pensábamos que el mercado estaba más equilibrado frente a la tesis de un ligero exceso de oferta. Eso, obviamente, ha desaparecido ahora. Todo el mundo está viendo la contracción del mercado. Tenemos una ventaja por ser los primeros; ya hemos colocado 10 million tons. Al igual que en nuestra cartera de E&P, el bajo coste de suministro —en el caso del GNL, los bajos costes de licuefacción— son importantes. Nosotros lo tenemos. Ya hemos colocado las primeras 5 million tons predominantemente en Europa y una parte en Asia en la Fase 1. Como puede imaginar, las conversaciones sobre la colocación del resto se están intensificando ahora mismo; el interés en esos volúmenes es alto. Esto ha reforzado los elementos de seguridad global y la importancia de tener posiciones en la Costa del Golfo y el valor de ello, en total consonancia con nuestra estrategia. También seríamos negligentes si no mencionáramos el resto de nuestro negocio de GNL de recursos fuera del ámbito comercial con APLNG y otros, donde esos proyectos se valoran en función de contratos a largo plazo vinculados mayoritariamente al Brent. También están funcionando bien en este entorno. La estrategia de GNL está resultando muy positiva para nosotros. En lo específico de Guinea Ecuatorial, dejaré que Kirk intervenga.

Buenos días, Devin. El activo de GNL en Guinea Ecuatorial nos llegó a través de la adquisición de Marathon con una sólida reputación de rendimiento. La cuestión para nosotros era la longevidad. A medida que hemos llegado a comprender mejor el rendimiento y la capacidad del activo y la organización, hemos estado bastante satisfechos. Como se describe en el comunicado, firmamos un acuerdo de procesamiento (tolling agreement) con un tercero en EGLNG.

Retomando el contexto, nuestro activo en Guinea Ecuatorial incluye la unidad upstream Alba con instalaciones de producción en alta mar y, en la isla de Bioko cerca de Malabo, nuestra participación en EGLNG. Nuestra capacidad a través de EGLNG para alcanzar este acuerdo nos permite extender aún más la vida útil de EGLNG, operar la instalación con un alto nivel de utilización y proyectar la vida de ese activo bien hacia la década de 2030.

Eso nos da tiempo, y habrán visto nuestras notas de prensa sobre los HOAs que hemos estado negociando con el ministerio en Guinea Ecuatorial para examinar los recursos descubiertos. Existen oportunidades de gas conocidas en la isla y sus alrededores, en aguas de Guinea Ecuatorial, que podemos empezar a explorar para convertirlas en oportunidades comerciales y utilizar la capacidad disponible a largo plazo en EGLNG.

Es un activo interesante; las ventas en EGLNG consisten tanto en un SPA a largo plazo como en ventas spot, y está bien posicionado para transportar cargamentos tanto hacia el norte, a Europa, como alrededor del Cuerno de África hacia Asia. Estamos satisfechos con cómo este activo sigue demostrando su valor.

Nuestra siguiente pregunta es de Arun Jayaram de JPMorgan. Tiene la línea abierta.

Puedo empezar con lo macro y luego Kirk puede entrar en los detalles específicos de NFE y NFS. Desde una perspectiva macro, durante los dos meses en los que básicamente hemos tenido la producción de Qatar cerrada en términos de no pasar por el Estrecho, eso representa aproximadamente el 20% del LNG global que no está fluyendo. Para ponerlo en contexto, eso equivale a algo así como 200 cargamentos que no han zarpado; 200 cargamentos no entregados.

Nuestra visión es que ya hemos presenciado un cambio estructural en el que habrá escasez de GNL durante bastante tiempo. Es probable que los precios sean bastante constructivos durante un periodo, ya que los actores pujarán los precios para gestionar la oferta y la demanda. Qatar ha declarado públicamente que hay daños en Ras Laffan que requerirán tiempo para que la capacidad vuelva al mercado.

Nuestra visión interna es que, esencialmente, hemos visto un cambio estructural en el GNL con todo lo ocurrido, y llevará mucho tiempo volver a niveles cercanos a los que teníamos antes. Dejaré que Kirk hable específicamente sobre nuestra posición en NFE y NFS.

Añadiría, Arun, que estamos vigilando los inventarios de gas en Europa. Hoy están muy por debajo de donde deberían estar dada la acumulación que deberían estar experimentando. Nos preocupa realmente, dependiendo de cuándo llegue el invierno a el norte de Europa y con qué intensidad llegue, si habrá gas suficiente. Los inventarios en este momento pondrían una señal de alerta sobre parte de lo que ocurrirá más adelante. Quizás Kirk pueda hablar específicamente sobre Qatar.

Unos breves comentarios aclaratorios sobre cómo nos está afectando esto. Nuestro único activo productor allí en Qatar es QG3, y como tasa de producción fue de aproximadamente 80 thousand barrels of oil equivalent por día el año pasado, lo que representa aproximadamente el 3% de la producción total de la compañía y algo similar en el CFO total. El resto de nuestra cartera global se ha visto en gran medida inafectado, realmente inafectado, por estos eventos recientes. Se ha limitado bastante a este único activo.

Como es de esperar, QatarEnergy ejecutó una reducción muy controlada y, en última instancia, un cierre en gran medida en la mayoría de sus trenes en Ras Laffan por razones de seguridad e integridad de procesos, pero también porque, con el Estrecho cerrado, hay una capacidad limitada, si es que hay alguna, para cargar los buques. Como reveló QE, dos trenes fueron alcanzados —esos no eran nuestros— y eso retiró poco menos de 12 mtpa del mercado. QatarEnergy ha sido explícita en que espera que esto impacte el mercado global durante más de tres a cinco años.

Aunque es fácil confundir la construcción de NFE y NFS con las operaciones, son bastante independientes. Nos complace ver que, a pesar del conflicto, la construcción de NFE y NFS ha seguido avanzando. Naturalmente, ha habido algunos impactos e interrupciones, pero muy diferentes a los de las operaciones. QE ha revelado que prevé retrasos; es un poco prematuro ofrecer una guidance firme sobre cómo se manifestarán, pero prevemos que el retraso sea del orden de meses.

Recordarán que QE dio una guidance para el segundo semestre de este año para el inicio de operaciones, y es posible que se extienda hasta principios del próximo año. Optamos por eliminar Qatar de la guidance de producción del 2Q por claridad. Seguiremos de cerca tanto la construcción como nuestra propia producción allí; sigue dependiendo mucho del conflicto. Espero que esto sea de ayuda.

Nuestra siguiente pregunta viene de Bob Brackett de Bernstein Research. Su línea está abierta.

De acuerdo, Bob. Comenzaré con la primera parte sobre precios. Desde la perspectiva de ConocoPhillips, cuando se piensa en nuestra cartera, aproximadamente el 40% de nuestro volumen de crudo está vinculado a Alaska o a los indicadores de precios internacionales, divididos convenientemente de forma casi equitativa entre ambos. Los volúmenes de crudo internacional están vinculados principalmente a la cotización Dated Brent. Todo el mundo habla ahora de Dated e ICE como no lo ha hecho en mucho tiempo, y están viendo cómo Dated Brent ha estado cotizando con una prima sobre ICE —lo más físico frente al papel.

En cuanto a ANS, para nosotros, ANS está efectivamente referenciado al ICE Brent. Por lo tanto, tenemos una división al 50% entre el ICE Brent vinculado a ANS y el internacional vinculado al Dated Brent; hay mucho apalancamiento de Brent. Específicamente respecto a su pregunta sobre los plazos, se observa un ligero desfase entre la entrada de efectivo y los beneficios. Se ve reflejado primero en los beneficios, con un desfase en el momento en que entra el efectivo realmente, y eso varía de mercado en mercado para nosotros. El flujo de efectivo empieza a entrar de manera significativa aproximadamente un mes después.

Espero que esto ayude a explicar nuestra exposición y la importancia de si estamos en Dated frente a ICE. Aprovecharé la oportunidad para mencionar otro punto que a veces se pierde. También tenemos un gran componente de Lower 48 referenciado al WTI. Estuvimos muy satisfechos con las realizaciones en nuestro WTI, con una realización de aproximadamente el 98% este trimestre. Esto podría pasar desapercibido cuando se analice la realización total de la compañía al mezclarlo todo, porque al combinarlo todo hubo tres o cuatro factores en juego: el diferencial WTI-Brent se amplió hasta unos $9 por barril, y está el factor temporal de las ventas en lugares como Noruega. Es un conjunto complejo de variables, y habrá un desfase entre el efectivo y los beneficios que tardará uno o dos meses en alinearse.

En su segunda parte, Bob, asumo que se refiere a los impactos en el subsuelo por los cierres de pozos. No tenemos experiencia directa con muchos de los activos del Medio Oriente, como los de Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, pero probablemente sean similares a los que tenemos en la North Slope: activos muy grandes, productivos, de alta porosidad y alta permeabilidad.

No esperaríamos muchos problemas con su reactivación; habrá un periodo de rampa de producción, pero deberían volver a casi su capacidad total, restando cualquier limitación superficial o problema derivado de daños en la superficie.

En algunos de estos casos, hay que preguntar si mantienen el inundado de agua mientras tienen los pozos cerrados. Si ese es el caso, probablemente estén acumulando presión y es posible que obtengan algo de producción de limpieza. Es una respuesta muy general a su pregunta, pero no esperaría un gran impacto en el suministro ni daños en el subsuelo a medida que reactiven estos campos.

Nuestra siguiente pregunta la hace Josh Silverstein de UBS. Tiene la palabra.

Buenos días. Vale la pena poner en contexto nuestro programa de desinversión anunciado por $5 billion. Ya han quedado atrás $3 billion, por lo que quedan unos $2 billion por ejecutar. Yo lo situaría claramente en la categoría de "negocio habitual" para nosotros.

Actualmente tenemos una sala de datos abierta en la Permian con un par de paquetes de activos. Es importante destacar que no se trata de una sola operación grande; es una colección de activos dentro de la cuenca. Estos son activos que consideraríamos no estratégicos dentro de la Permian, probablemente algo a lo que no llegaríamos en 10 o 15 años dada la profundidad de nuestro inventario. Por supuesto, estamos viendo mucho interés. Nuestro historial demostrará que no nos moveremos por cronogramas. No venderemos nada sin obtener el valor total. Pasaremos por un proceso y, si recibimos ofertas por el valor total de activos no estratégicos que no vamos a desarrollar por un tiempo, ciertamente los evaluaremos, pero se trata principalmente de activos periféricos y del trabajo habitual de depuración de cartera que siempre realizamos.

En Port Arthur Fase 1, nos encontramos en una situación ideal: ciertamente no necesitamos vender nada. Ese activo se está desriscando cada día a medida que se acerca a la primera producción, y tendremos ese activo operativo en 2027. Todo lo que ha sucedido en Oriente Medio ha reafirmado la importancia de contar con estos activos seguros en nuestra cartera. Quizás llegue un día en el futuro en el que recibamos una oferta que encaje con una inversión de tipo infraestructura, pero no tenemos necesidad alguna de vender ese activo y no veo por qué lo contemplaríamos mientras todavía está en construcción. Preferimos ponerlo en marcha; quizás en el futuro sea un activo no estratégico, pero no hay nada allí con lo que no estemos satisfechos.

Nuestra siguiente pregunta es de Phillip Youngworth de BMO Capital Markets. Su línea está abierta.

Buenos días, Phillip. Seguimos viendo un sólido desempeño de nuestro activo en Montney. Hemos estado avanzando en esto de manera muy disciplinada y deliberada y, aunque hemos salido de la fase de evaluación, admitimos que todavía estamos en las primeras etapas de desarrollo: optimizando activamente nuestros planes e incorporando aprendizajes únicos de la cuenca, así como optimizaciones que podemos aprovechar de nuestra posición madura y distinguida en el Lower 48.

Hemos estado operando aproximadamente con una plataforma y esperamos continuar a un ritmo similar porque, como hemos experimentado en el Lower 48, combinar equipos de perforación y completación sólidos genera un fuerte desempeño en ambos. Nos gusta el desempeño debido a la abundancia de líquidos —tenemos aproximadamente un 50% de líquidos con flujos entre NGLs, condensado y crudo— y podemos aprovechar cada uno de esos mercados de líquidos. Es un recurso muy competitivo.

Debido a que tenemos una posición sólida y un buen desempeño, estamos observando las oportunidades y el panorama general. En lo que respecta a M&A o BD, seremos prudentes; si vemos una oportunidad con muchas sinergias, naturalmente la consideraríamos.

En cuanto al gas, dado que somos tan dominantes en líquidos, el gas no es un motor principal para nosotros y, naturalmente, estamos cubiertos hasta cierto grado porque utilizamos gas de combustible y gas directamente asociado con Surmont y nuestras operaciones en las arenas petrolíferas.

Nos alienta conocer los planes para la próxima fase de compra de LNG que saldrá de Canadá. Nos gustaría ver que Canadá aporte más alcance y escala a un ritmo más ágil. Nuestros planes de crecimiento dependen de la compra de producto; para ser muy agresivos en Montney, ya sea con nuestros propios planes de desarrollo o mediante adquisición, necesitaremos ver un compromiso para esos barriles y ese gas, y más compras provenientes de BC. Esto es algo que debemos vigilar de cerca y nos gustaría ver más progreso por parte de quienes están madurando esos proyectos.

Directamente desde una perspectiva comercial de LNG, estaríamos encantados de tener un poco más de compra en la costa oeste. Al igual que en nuestra cartera de E&P, el coste de suministro —aquí, las tarifas de licuefacción— lo impulsa todo. Si existieran tarifas de licuefacción competitivas por expansiones o nuevos proyectos en Canadá, ciertamente querríamos echarles un vistazo, tal como hacemos con las compras de muchas otras ubicaciones. Contar con algo de compra en la costa oeste no sería algo negativo para nuestra cartera.

Nuestra siguiente pregunta proviene del analista de Citi. Su línea está abierta.

Si observamos el Delaware y el Eagle Ford, son bastante diferentes. En cuanto a los refraccionamientos en el Eagle Ford, normalmente realizamos entre 50 y 60 al año. Se puede ejecutar uno por aproximadamente el 60% del coste de un pozo de desarrollo y obtener un incremento de cerca del 60% en la recuperación de gas estimada (EUR) sobre la completación original. En ese caso, se estaría hablando de un coste de suministro de mediados de los $30, o finales de los $30 para los refraccionamientos.

En el Delaware, que representa parte de nuestro coste de suministro más bajo, actualmente se está ejecutando en el rango de los $30 bajos a medios. En general, el Delaware ofrecerá un rendimiento más sólido que un refraccionamiento, pero son muy similares; probablemente hablamos de una diferencia de $2 a $5 en el coste de suministro. Ambos son muy competitivos dentro de la cartera.

Nuestra última pregunta proviene de Kevin McCurdy de Pickering Energy Partners. Su línea está abierta.

Predominantemente, como Kirk y yo mencionamos anteriormente, se trata realmente de un rango de incertidumbre sobre lo que sucederá con el capital de NFE y NFS durante el año. Nick y Ryan también señalaron que no sabemos exactamente qué ocurrirá en el lado no operado en los Lower 48, pero no nos vamos a poner en una situación en la que, si nos toca por sorteo, no participemos en proyectos de bajo costo de suministro. Yo lo tomaría como una incertidumbre general en un mundo muy incierto en este momento.

Gracias, damas y caballeros. Con esto concluye la conferencia de hoy. Gracias por participar. Pueden desconectarse ahora.