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Gracias, Neil. Se trata claramente de una disrupción muy significativa para el sistema energético global. Es un escenario que hemos contemplado e incluido en algunos de nuestros ejercicios de planificación durante muchísimos años. Es pronto para extraer conclusiones firmes sobre cómo cambiará el sistema energético a largo plazo. Creo que habrá cambios, pero tenemos que ver cómo evoluciona la situación en las próximas semanas, con la esperanza de que no sea más tiempo, a medida que esto llegue a una resolución y el sistema energético comience a reconstituirse y a alcanzar un nuevo equilibrio. Creo que ese nuevo equilibrio será distinto a lo que hemos conocido hasta ahora, pero no podría afirmar con total confianza que pueda describir exactamente cómo será.

Algo que pueden esperar de nosotros es consistencia. Verán disciplina en el capital y en los costes pase lo que pase. Nos verán invertir en activos altamente competitivos, con escala y longevidad, pase lo que pase; activos que se sitúan en la parte baja de la curva de costes. Verán que invertimos para impulsar sólidos rendimientos y el flujo de caja libre, y para mantener un balance general sólido que nos permita generar distribuciones a los accionistas predecibles y crecientes.

Tenemos una gran visibilidad hasta 2030. Eimear acaba de reiterar nuestro guidance, y contamos con activos operativos actualmente que ofrecen un crecimiento del flujo de caja predecible y visible para lo que queda de década, y tenemos una cartera completa para el periodo posterior. Los aspectos de los que ha hablado Eimear —consistencia, disciplina, la solidez de nuestra cartera operativa actual— son todas características que sustentarán nuestra estrategia de cara al futuro.

A medida que veamos cómo se resuelve esto y qué aspecto empieza a tener el sistema energético tras el conflicto, si queremos ajustar algo, volveremos para hablar de ello con ustedes. Es pronto para plantear nada concreto más allá de reiterar aquello que, en mis 44 años, nos ha servido de gran ayuda ante eventos y ciclos inesperados. Gracias.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Arun Jayaram, de JPMorgan.

Gracias, Arun. Como parte de los cambios organizativos que realizamos el año pasado, creamos un equipo de optimización empresarial global. Su competencia abarca todo el upstream y downstream para asegurar que estamos obteniendo el máximo valor de todo el conjunto de activos y que estamos integrando donde tiene sentido. Hicieron un trabajo excelente el trimestre pasado manteniendo nuestro sistema operando con altos grados de utilización y capturando buenos márgenes a través de la volatilidad. Nuestra cartera ofrece opciones para reajustar la operativa en momentos como este.

Nuestras refinerías en Asia operan bajo diversos tipos de acuerdos conjuntos (ventures). Esperamos que en el segundo trimestre procesen más del 40% de crudo propio de Chevron Corporation, una cifra mucho más alta que en condiciones normales de mercado, y probablemente mucho mayor de lo que veremos en otros activos de refinación de la región, ya que tenemos la capacidad de dirigir flujos de capital propio a esas refinerías en un momento en que el acceso al crudo es muy importante y muy difícil.

En EE. UU., estamos operando con un procesamiento de crudo propio superior al 50%, y en algunas refinerías es mucho mayor. Utilizamos la exención de la Jones Act para trasladar crudos desde la Costa del Golfo hacia la Costa Oeste. En Asia, en el primer trimestre, procesamos CPC Blend, Mars y WTI, todos en nuestra refinería GS Caltex en Corea del Sur.

Como referencia, cuando yo dirigía nuestro negocio de downstream, el crudo propio representaba aproximadamente el 15% de nuestro sistema de refinación y el 85% era crudo de mercado. Como he dicho, esperamos superar el 40% en Asia, más del 50% y cifras mucho más altas en algunas refinerías de EE. UU. Esto supone un cambio significativo respecto a nuestra trayectoria histórica.

En un momento en el que es probable que los márgenes fluctúen a lo largo de la cadena de valor, ya sea en el upstream o en el downstream, seremos capaces de capturarlos con un grado de confianza mucho mayor. Lo que es importante es que, en un mundo donde la disponibilidad de productos es cada vez más escasa, mantendremos nuestros activos con una capacidad muy alta y podremos suministrar una oferta significativa a los mercados que tanto la necesitan. No vamos a cuantificar el valor que estamos capturando, pero creo que lo verán reflejado en las cifras. Es significativo y ya continúa en el segundo trimestre y, probablemente, más allá. Gracias.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Devin J. McDermott, de Morgan Stanley.

Gracias, Devin. Todo se reduce a mantener la coherencia con nuestras cuatro prioridades financieras y ser realmente disciplinados ante la volatilidad. Hoy no vamos a cambiar ninguno de nuestros marcos de asignación de capital. No vamos a cambiar los rangos y estamos satisfechos con nuestra posición actual.

Para resumir: primero, el crecimiento del dividendo. Este año lo hemos incrementado por 39º año consecutivo. Segundo, invertir en el negocio de la forma más eficiente en términos de capital. Nuestro presupuesto para el año es de $18 billion a $19 billion, y vamos según lo previsto. Nuestro rendimiento del capital es realmente sólido. Con ese capital, vamos a aumentar la producción entre un 7% y un 10% este año, por lo que reconfirmamos ese crecimiento.

Tercero, el balance general. Goza de una gran salud y se fortalecerá con una mayor generación de caja. Cuarto, la recompra de acciones, manteniéndonos en el rango de $2.5 billion a $3 billion por trimestre.

Con solo ocho semanas de conflicto, como dijo Mike, es demasiado pronto para tener una visión distinta sobre las perspectivas fundamentales del precio o para ver si está cambiando estructuralmente. En cuanto a la asignación de capital, estamos cómodos con nuestra posición actual y nos mantenemos constantes y disciplinados. Gracias, Devin.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Doug Leggate, de Wolfe Research.

Doug, en primer lugar, estamos operando ahora, como mencioné en mis comentarios preparados, con un TCO superior a 1 millón de barriles al día, el Permian de forma sólida por encima de 1 millón de barriles al día, las instalaciones de LNG en Australia funcionando a plena capacidad y el Golfo de México. Los grandes pistones del motor están funcionando y, al entrar en el segundo trimestre, tenemos un impulso tremendo en todo el sistema. Se espera que la producción en el segundo trimestre sea mayor que en el primero. Eimear reiteró el guidance de crecimiento de producción del 7% al 10% para el año.

Tenemos un fuerte crecimiento en el negocio en este momento y contamos con una cartera que presenta opciones. Como dijo Eimear, es pronto en este conflicto para realizar grandes cambios. No sabemos cómo se resolverán las cosas. Se podría plantear un escenario en el que las cosas se resuelvan rápidamente, el estrecho se reabra y volvamos a un mercado con un buen suministro. Se puede plantear otro escenario en el que esto continúe, el mercado se tense y el panorama sea distinto al otro lado. No vamos a realizar cambios precipitados o inmediatos en un sistema que hoy funciona con un alto grado de eficiencia operativa y de capital. Es realmente importante mantener el enfoque en la fiabilidad y la seguridad en un momento como este.

Específicamente sobre Venezuela, su interpretación es correcta. Seguimos reinvirtiendo el flujo de caja. Todavía tenemos deuda que recuperar. Nos estamos recuperando a un ritmo más rápido en este tipo de entorno de precios, y hay indicadores de avances positivos en el país, pero aún quedan dudas. Las condiciones fiscales no están claras. Han indicado rangos para impuestos y regalías. Todavía hay cuestiones que deben abordarse en relación con la resolución de disputas, etc. Continuaremos operando en el modo en que estamos ahora, lo que ha generado cierto crecimiento durante los últimos dos años y, de hecho, este año. Necesitamos ver más progresos antes de poner más capital a trabajar. Tenemos muchos recursos allí y podríamos hacerlos crecer.

En el Permian, estamos trabajando para generar un fuerte flujo de caja libre en este momento. Podríamos acelerar y empezar a crecer de nuevo, pero no sé cómo será el futuro. El valor que estamos viendo en la mejora de la fiabilidad de los activos y la reducción de la pérdida de producción por tiempos de inactividad es muy real, y lo logramos porque estamos muy enfocados en ello. Un cambio rápido hacia un mayor crecimiento de la producción podría diluir ese enfoque. Les mantendremos informados con el tiempo si nuestra visión cambia. Por ahora, mantenemos el rumbo actual.

Tomaremos la siguiente pregunta de Stephen I. Richardson, de Evercore.

Se ha informado —y lo hemos confirmado— de que estamos manteniendo conversaciones exclusivas con Microsoft en este momento. Estamos muy satisfechos de estar en estas negociaciones con un cliente de tan alta calidad. Es una empresa que conocemos bien. Han sido nuestros socios durante mucho tiempo, nuestro principal proveedor de cloud y un proveedor tecnológico clave para nosotros durante muchos años. Tenemos una relación profunda y muy buena.

El proyecto que estamos impulsando en West Texas progresa adecuadamente. Hemos presentado el permiso de emisiones. Hemos asegurado no solo las grandes turbinas de las que hemos hablado anteriormente, sino también generación de bloques pequeños que resulta útil en las fases iniciales de escalado y para la fiabilidad. Hemos seleccionado un EPC que está realizando los trabajos de ingeniería. Hemos llegado a un acuerdo con un proveedor de agua, etc. Estamos avanzando en el proyecto con gran rapidez y este año empezaremos a recibir las turbinas.

Sujeto a la firma de acuerdos definitivos —que estamos negociando—, avanzaremos hacia la FID a finales de este año. Esperamos entregar un proyecto con una velocidad y escala diferenciadoras. Mantendremos la disciplina en la rentabilidad. Hasta ahora, las negociaciones sugieren que podemos encontrar un punto de encuentro donde se satisfagan tanto las expectativas de Microsoft sobre los precios de la energía como nuestras expectativas sobre el retorno de la inversión. Es probable que tengamos más que comunicar en la próxima conferencia.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Biraj Borkhataria, de Royal Bank of Canada.

Biraj, empezamos el año con, en cifras aproximadas, algo cercano a $1.5 billion en cuentas por cobrar. El ritmo al que se amortizan es una función del precio, y este año las estamos cobrando más rápido que el año pasado. Creo que todavía mantendremos algún tipo de saldo al llegar al final de este año, pero mucho más bajo de lo que estamos actualmente. Creo que probablemente se haya liquidado por completo en algún momento de 2027.

Posteriormente, les actualizaremos sobre el modelo de distribución de efectivo de cara al futuro. Para cuando lleguemos a 2027, es probable que algunas de las cuestiones abiertas a las que me referí —impuestos, regalías, términos contractuales, etc.— se hayan aclarado, y podremos ofrecer más guidance sobre la posible inversión de capital.

En cualquier escenario, seguimos siendo el operador establecido con ventaja, contando con personal sobre el terreno, operaciones, cadenas de suministro y recursos contractuales que nos sitúan en una posición muy favorable para ser un actor relevante allí, siempre que veamos más progresos.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Sam Margolin, de Wells Fargo.

Sam, es un entorno inusual. Tenemos experiencia trabajando en entornos inusuales. En 2020, vimos lo contrario con el colapso de la demanda y el exceso de oferta. En 2022, vimos una versión de esto cuando comenzó el conflicto en Ucrania. Tenemos un plan de actuación para afrontar estas situaciones. Se trata de trabajar en la optimización del suministro hacia estos mercados, analizar las exposiciones financieras y las circunstancias de las contrapartes, y gestionar los riesgos.

Los efectos temporales que se han reportado son el tipo de cuestiones que se esperan en un mercado como este y situaciones que ya hemos visto anteriormente. Hubo una fuerte subida del crudo a lo largo del trimestre. Factores que normalmente no aparecen en relación con los derivados se vuelven muy evidentes en un mercado de este tipo. En un mercado que se mueve en la dirección opuesta, se observa la reversión de esos efectos. No recomendaría reaccionar de forma exagerada ante ninguno de nuestros datos.

Estamos muy centrados en la oferta de los mercados. En Asia, donde existen tensiones claras a corto plazo, estamos trabajando para mantener nuestras refinerías operando con lo que yo diría que es el mayor grado de utilización del sector, ya que podemos dirigir el crudo hacia esas refinerías. Podemos tomar crudos que normalmente irían a nuestras refinerías en EE. UU. —tenemos buenas sustituciones— y trasladar otros crudos a los que tenemos acceso hacia Asia.

Somos muy sensibles a la necesidad de mantener el suministro en mercados ajustados y a las implicaciones para clientes y contrapartes. Es una situación dinámica, pero contamos con una organización con gran experiencia gestionando estos mercados impredecibles y dinámicos, y tengo plena confianza en que podemos gestionar bien esas exposiciones.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Betty Jiang, de Barclays.

Claro, Betty. TCO volvió a operar a plena capacidad en marzo tras las reparaciones del sistema eléctrico en febrero, y hubo algunas dinámicas meteorológicas adversas en el Mar Negro a principios de marzo. Tenemos dos de los tres sistemas de amarre de un solo punto disponibles en CPC, y el tercero estará disponible a finales de este año. Con dos, podemos gestionar el flujo completo en el oleoducto. El oleoducto está operando a plena capacidad. La planta está operando a plena capacidad.

Hemos realizado gran parte de los trabajos de mantenimiento durante este último periodo y esperamos que la planta tenga una disponibilidad casi total durante lo que queda de año. Mencionó los trabajos de eliminación de cuellos de botella que realizamos a finales de 2025. Ya los tenemos funcionando con su nueva configuración. El rendimiento inicial ha sido muy alentador. Aún no disponemos de tiempo de funcionamiento suficiente para ofrecer una guidance específica. Necesitamos más datos operativos, pero pueden esperar una actualización en la próxima conferencia.

En momentos como este, cuando las señales del mercado indican que los activos deben operar con la mayor intensidad posible, eso es lo que está ocurriendo en TCO. Seguimos viendo los beneficios de contar con un centro de control centralizado que optimiza todas las diferentes generaciones de capacidad de procesamiento y encuentra oportunidades para extraer más producción de esos activos. Es una optimización muy compleja y disponemos de nuevas herramientas para lograrlo de formas que antes no podíamos.

En cuanto a la concesión, estamos progresando adecuadamente en las conversaciones. Estamos trabajando estrechamente con todos los socios de la joint venture y con la República. Se han establecido equipos técnicos y comerciales, y todos los socios y representantes gubernamentales participan activamente. Esto ha garantizado que todos nos mantengamos alineados y avanzando en la misma dirección. El proceso sigue su curso y, en algún momento a finales de este año, les daremos una actualización. Esta es una empresa que ha creado un valor enorme para todos los stakeholders —socios y la República— durante los últimos 33 años. Buscamos una solución que dé continuidad a esa trayectoria.

Último punto sobre el TCO en general: nuestra guidance de $6 billion en free cash flow para este año con el Brent a $70 se mantiene sin cambios, y eso ya contempla los problemas operativos del primer trimestre y lo que estamos viendo actualmente. Con precios más altos, veremos cifras superiores. Gracias, Betty.

Tomaremos la siguiente pregunta de Lucas Oliver Herrmann, de BNP Paribas.

Gracias, Lucas. Cerramos el año pasado con una cartera de GNL de aproximadamente 16 millones de toneladas anuales, la mayoría procedente de Australia. Contamos con un recurso de 40 Tcf y acceso a una demanda sólida y creciente en Asia.

A nivel global, nuestra cartera consiste en aproximadamente un 80% de contratos a largo plazo vinculados al petróleo y un 20% expuesto al mercado spot. Nos gusta esa estructura a largo plazo. Al comenzar este año, con las expectativas de escasez en el mercado de GNL, se podría decir que es una buena posición. Cuando los precios spot se fortalecen mucho, uno desearía tener más exposición al spot, pero tenemos que gestionar nuestra estrategia a través de los ciclos.

Nuestros contratos vinculados al petróleo tienen un desfase, por lo que no reflejan gran parte del entorno actual del mercado en el primer trimestre. En los trimestres siguientes, pueden esperar que ese efecto se traslade a los precios en aproximadamente el 80% de nuestro volumen. El 20% vendido bajo contratos spot está experimentando los tipos de precios que han observado.

Acabamos de vender nuestro primer cargamento con base en EE. UU., y para 2030 crecerá otros 4 millones de toneladas anuales, lo que nos llevará a 20. Ese cargamento se vendió en Europa a precios spot.

Nuestra cartera está funcionando con mucha fuerza: Wheatstone y Gorgon a plena capacidad, al igual que en África Occidental. Estamos viendo los beneficios de esto, con las proporciones descritas.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de Manav Gupta, de UBS.

Claro, Manav. Nuestra exposición a la petroquímica es principalmente a través de Chevron Phillips Chemical, y también algo a través de GS Caltex en Corea. CPChem está orientada hacia el cracking basado en etano en Norteamérica y algo en Oriente Medio. El cracking de líquidos de GS Caltex deriva de sus propios flujos de refinación y no depende del suministro de nafta de Oriente Medio.

Hemos observado movimientos de precios significativos, particularmente en la cadena de olefinas, que es donde reside la mayor parte de nuestra exposición. Esos movimientos de precios se han producido predominantemente en este segundo trimestre, por lo que no se apreciaron tanto en el primero. Los márgenes de la cadena han mejorado significativamente desde los niveles muy bajos del año pasado hasta lo que ahora son, probablemente, márgenes de cadena superiores a la media del ciclo. Para los activos en funcionamiento en regiones donde cuentan con una ventaja en el cracking de materias primas —el etano en Norteamérica encaja perfectamente—, deberían obtener una captura de márgenes bastante buena en esos negocios.

Tomaremos la siguiente pregunta de Jean Ann Salisbury, de Bank of America.

Los activos de Bakken han funcionado bien. Hemos dicho que deben esperar una producción de unos cientos de miles de barriles diarios en una fase de meseta. El primer trimestre estuvo algo por debajo de esa cifra, principalmente debido a efectos meteorológicos. Hemos reducido el número de torres de perforación, operando ahora con tres frente a las cuatro anteriores. Estamos perforando laterales más largos y creemos que podemos mantener la producción de esa manera, aprovechando al máximo la infraestructura existente e impulsando un sólido flujo de caja libre.

Estamos aplicando las mejores prácticas de nuestra cartera e incorporando algunas de Hess, tal como hicimos con Noble y PDC. Esta es una posición con mayor peso en líquidos dentro del shale y, con los sólidos precios de los líquidos, funciona muy bien.

Hemos recibido interés de terceros desde que anunciamos y cerramos la operación. Quieren más datos operativos y comprender realmente el activo. Subestimamos la calidad de la cuenca DJ cuando adquirimos Noble; afortunadamente, no la vendimos rápidamente. En este caso, queremos valorar plenamente el valor que tenemos en Bakken.

Por ejemplo, estamos probando productos químicos avanzados para mejorar la recuperación en Bakken, algo que ya veníamos haciendo en el Permian y en la DJ. La respuesta inicial es buena. En la medida en que podamos mejorar la recuperación y el valor de ese activo y realizar maniobras que no están al alcance de otros, deberíamos ser capaces de generar más valor de lo que potencialmente podría hacerlo un comprador. Está funcionando muy bien. No tenemos prisa por hacer nada que no sea mejorarlo. A su debido tiempo, como con cualquier activo, evaluaremos cómo encaja a largo plazo, pero hoy es prematuro plantearse eso.

Gracias. Tomaremos la siguiente pregunta de James West, de Melius Research.

En términos generales, estoy de acuerdo. Nos han gustado estos activos desde el principio. Por eso estamos invirtiendo en la expansión de la producción tanto en Tamar como en Leviathan, logrando buenos avances en esos proyectos, con un aumento de la producción este año de otros 600 million cubic feet per day sobre una base del 100%, y una expansión a largo plazo de Leviathan en marcha; tomamos la decisión de inversión (FID) en enero y estamos entusiasmados con ello. Hemos comenzado los trabajos de FEED en Aphrodite.

Se trata de un gas biogénico, limpio y de alta calidad. La demanda en la región sigue creciendo. La fiabilidad del suministro es una prioridad en todas partes. Los mercados que abastecemos están creciendo y la calidad del recurso es muy alta. La calidad de los activos —crédito para Noble— sigue impresionándonos al analizar las expansiones y la forma en que fueron diseñados e ingenierizados.

Consideramos el Mediterráneo Oriental como una zona con potencial de crecimiento. Tenemos actividad de exploración allí. Piénsenlo como un gran centro de gas con mucho descubierto y más por descubrir. Estamos satisfechos con nuestra posición y pueden esperar que sigamos con oportunidades de exploración y desarrollo a lo largo del tiempo.

Tomaremos la siguiente pregunta de Bob Brackett, de Bernstein Research.

Tiene razón, Bob. Hay políticas que son útiles para responder a una circunstancia como esta y otras que no lo son. En términos generales, nos enfrentamos a un desafío de oferta a nivel mundial, por lo que las políticas que fomentan, permiten y facilitan la fluidez de la oferta son de ayuda. Por ejemplo: la liberación de reservas estratégicas introduce petróleo en el mercado que, de otro modo, no estaría disponible. En los EE. UU., la exención de la Jones Act permite que barcos que de otro modo no podrían comerciar transporten suministros desde donde existen hasta donde se necesitan. Flexibilizar las especificaciones puede permitir el movimiento de productos necesarios que, de otra forma, no podrían trasladarse.

Otro ejemplo es el uso de la Defense Production Act para permitir que parte de la producción de California en alta mar entre en servicio y llegue al mercado. Estamos trabajando con el operador de ese activo para llevarlo a nuestra refinería de El Segundo para cubrir las necesidades locales. California es donde se está sintiendo la escasez de suministro de forma más temprana y aguda, y esto se ha trasladado al mercado. Se han tomado diversas medidas que son muy positivas para generar oferta y flexibilidad en el sistema.

Las medidas que pueden no ser útiles son los topes de precios, que distorsionan las señales para el uso eficiente de la energía y pueden desincentivar la creación de oferta, incluso si tienen buenas intenciones. Las prohibiciones de exportación pueden restringir suministros que, de otro modo, fluirían hacia donde se necesitan, agravando la situación. Los impuestos sobre los beneficios generados durante periodos como este no suelen generar históricamente tantos ingresos como se anuncia y pueden enviar señales contraproducentes sobre futuras inversiones, ralentizando la respuesta de la oferta a medio plazo y creando vulnerabilidades futuras.

Estamos colaborando con gobiernos de todo el mundo para fomentar políticas que ayuden a responder a la situación y para advertir sobre aquellas que podrían no ser beneficiosas. Una empresa como la nuestra, con una cartera amplia y diversificada, no está excesivamente expuesta a una posible decisión política errónea en ningún mercado concreto gracias a nuestra amplia presencia. Gracias, Bob.

Pasamos a la siguiente pregunta de Phillip J. Jungwirth, de BMO.

No somos parte de ese litigio, Phil, por lo que no puedo comentar de forma muy específica. Somos parte de otro caso que acaba de ser visto por el Tribunal Supremo, el cual concluyó que un caso que se había visto en un tribunal estatal realmente debería trasladarse a un tribunal federal. Los principios son algo análogos. En nuestra opinión, es una cuestión que deben decidir los tribunales federales.

De hecho, es verdaderamente una cuestión que deben decidir los cargos electos y establecer políticas climáticas que reflejen adecuadamente el sentimiento público y los intereses nacionales. Las ciudades, los condados y los estados no son los lugares adecuados para establecer políticas climáticas ni para que las cuestiones climáticas sean objeto de litigios.

Confiamos en que el caso que llegue al Tribunal Supremo aporte cierta claridad a nivel de los tribunales federales. Hemos visto opiniones encontradas. Este es un asunto que se beneficiaría de la claridad que aporte el máximo tribunal del país. Gracias, Phil.

Tomaremos la siguiente pregunta de Nitin Kumar, de Mizuho.

No, realmente no ha cambiado. La exploración es una actividad de ciclo largo. Contamos con una cartera diversificada, lo cual es valioso en las circunstancias actuales. Tenemos algunas oportunidades en la región de Oriente Medio, pero también tenemos diversas oportunidades fuera de Oriente Medio en las que estamos muy interesados. El mundo necesitará suministro energético durante mucho tiempo, por lo que debemos seguir buscando recursos en todo el mundo.

Estamos satisfechos con la cartera que hemos construido y con el nuevo talento que se ha incorporado a la compañía. Ahora contamos con un modelo de toma de decisiones distinto y estamos utilizando nuevas tecnologías para mejorar tanto los tiempos de ciclo como las tasas de éxito. Pueden esperar que esto continúe. También hemos aumentado nuestro compromiso financiero con la exploración. Se trata de una estrategia a largo plazo para los próximos años.

Si no modificamos los niveles de actividad en la Permian en respuesta a las interrupciones de las últimas semanas —un área donde se dispone de palancas a corto plazo—, entonces algo como la exploración, que tiene un ciclo más largo, no se verá afectado por esto a corto plazo. Gracias.

Tomaremos la siguiente pregunta de Jason Daniel Gabelman, de TD Cowen.

Sí, Jason. Como mencionó Mike, entramos en el segundo trimestre con un impulso muy sólido en nuestras asociadas, empezando por TCO, que ha vuelto a sus tasas máximas y está probando el potencial de su capacidad. CPChem también está contribuyendo y Angola LNG está a plena capacidad. Estos son ejemplos de vientos a favor y de un sólido impulso operativo.

Es por eso que hoy hemos podido aumentar nuestra guidance de distribución de participaciones en asociadas. Es más de $2 billion en comparación con el primer trimestre debido a la confianza que tenemos en el desempeño. Otra cosa que mencionaría es que TCO ya ha modificado su calendario de distribución y ahora nos entrega dividendos mensualmente. Ya recibimos el primero en abril. Esas acciones, sumadas al impulso operativo, son la razón por la que se ha elevado la guidance. La guidance se basa en un Brent de $60, por lo que hay mucho margen de mejora dependiendo de cómo evolucionen los precios. Gracias por la pregunta.

Gracias. Tomaremos la última pregunta de Geoff Jay, de Danielle Energy Partners.

Usted se refirió a un par de ellas, y yo también lo haré. La capacidad de traer nueva producción desde el mar desde Platform Hidalgo (campo Sable) a tierra y asegurar que llegue al mercado de California —petróleo de California a través de una tubería de California a una refinería de California para clientes de California— no estaba ocurriendo hace apenas unos meses. Lo mismo con la Jones Act. Podemos traer crudo o productos de la Costa del Golfo que se necesiten en California. Hay especificaciones especiales que hay que cumplir, por lo que quizá se utilicen mezclas de existencias. Somos muy sensibles a nuestros clientes en California y a las circunstancias allí.

Ustedes son plenamente conscientes de lo que las políticas de California han provocado en el estado, que es una industria petrolera en declive —producción upstream y refinado— en la que hemos visto el cierre de un par de refinerías este año. Eso ha limitado la capacidad de suministro. En un momento en que el mundo está sufriendo estas limitaciones, California depende de suministros de otras partes del mundo que podrían ser necesarios para mantener sus propias economías. Es un verdadero dilema para el estado. Estamos haciendo todo lo posible para cumplir con nuestras obligaciones de suministro allí, pero esto pone de manifiesto las vulnerabilidades que se han creado en California como resultado de décadas de una política energética deficiente.

De acuerdo, Katie. Parece que esa era la última persona en la cola. ¿Es correcto?

Es correcto. No hay más preguntas en espera en este momento.

Gracias. Con esto concluye la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de Chevron Corporation. Ya pueden desconectarse.