Gracias por su espera y bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de Enterprise Products Partners LP. En este momento, todos los participantes se encuentran en modo de solo escucha. Tras la presentación de los ponentes, habrá una sesión de preguntas y respuestas. Para realizar una pregunta durante la sesión, deberá marcar estrella 11 en su teléfono. Para salir de la cola, deberá marcar estrella 11 de nuevo. Ahora cedo la palabra a Joe Theriak, Vicepresidente de Finanzas y Relaciones con Inversores. Adelante, por favor.

Gracias, Latif. Buenos días y bienvenidos a la conferencia de Enterprise Products Partners para analizar los resultados del primer trimestre de 2026. Nuestros ponentes de hoy serán los Co-CEOs del socio general de Enterprise, Jim Teague y Randy Fowler. Otros miembros de nuestro equipo de alta dirección también están presentes en la llamada de hoy.

Durante esta llamada, realizaremos declaraciones prospectivas en el sentido de la Sección 21E de la Securities Exchange Act de '34, basadas en las creencias de la compañía, así como en las suposiciones realizadas por el equipo directivo de Enterprise y la información actualmente disponible. Aunque la dirección considera que las expectativas reflejadas en dichas declaraciones prospectivas son razonables, no garantizamos que tales expectativas resulten ser correctas. Consulte nuestras últimas presentaciones ante la SEC para obtener una lista de los factores que pueden hacer que los resultados reales difieran materialmente de los contenidos en las declaraciones prospectivas realizadas durante esta llamada. Dicho esto, le cedo la palabra a Jim.

Gracias, Jim. Hemos tenido un comienzo de año muy sólido y el negocio está funcionando bien en todos los ámbitos. En el primer trimestre, generamos $2.7 billion de EBITDA en un trimestre corto. Esto supuso un incremento del 10% respecto al año anterior. Generamos una cobertura de 1.8 veces de nuestro flujo de caja distribuible. Bajo cualquier métrica, este ha sido un trimestre excepcional.

Los activos que pusimos en marcha durante el último año, incluyendo el oleoducto de NGL Bahia, el fraccionador 14 y tres plantas de procesamiento de gas natural en Permian, continuaron su fase de puesta en marcha durante el trimestre. De hecho, el frac 14 operó a plena capacidad desde el primer día. Las plantas de gas estaban esencialmente a plena capacidad a mediados del trimestre y, si se analizan Bahia y Shin Oak como sistema, están operando al 80% de una capacidad combinada de 1.2 million barrels a día.

Desde el punto de vista operativo, el trimestre fue excepcional. Establecimos múltiples récords operativos en todo el sistema. Con la incorporación de Midtown West 2 en la cuenca de Delaware durante el primer trimestre, alcanzamos un nuevo récord de volúmenes de entrada en la planta de procesamiento de gas. Procesamos 8.3 billion cubic feet per day de gas natural, lo que supuso un incremento del 7% interanual.

Fraccionamos 1.9 million barrels per day de NGLs, un 16% más. Cargamos 2.3 million barrels per day de hidrocarburos en nuestros muelles, un 15% más. Transportamos 14.2 million barrels de petróleo equivalente por día, un 7% más. En total, establecimos 12 nuevos récords volumétricos para el primer trimestre. Estos resultados reflejan tanto la escala de nuestro sistema como la demanda que estamos observando en los mercados en los que operamos.

En cuanto al mercado, los precios de las materias primas fueron volátiles durante la mayor parte del trimestre, y nosotros tendemos a aprovechar la volatilidad. En enero, la tormenta invernal nos proporcionó un sólido comienzo de año. La elevada demanda de gas natural y propano generó distorsiones de precios en toda nuestra red de activos SFE, a medida que los productores se enfrentaban a interrupciones generalizadas del suministro tras la brusca caída de las temperaturas.

Nuestros camiones, oleoductos e instalaciones de almacenamiento nos permitieron seguir satisfaciendo las necesidades de los clientes a pesar de estos desafíos, mientras que la flexibilidad de los equipos de marketing y de los activos nos permitió capturar valor incremental; y esto era solo el principio de la volatilidad que experimentamos durante el trimestre. El conflicto actual en Oriente Medio y la restricción de los flujos a través del estrecho han impulsado un aumento sustancial de la demanda de todas las formas de energía estadounidense, petroquímicos y productos refinados.

El choque de oferta mejoró drásticamente los márgenes petroquímicos en EE. UU., lo que impulsó a nuestros clientes petroquímicos nacionales a operar sus unidades a plena capacidad. Una semana antes del inicio de la guerra en Irán, los márgenes de craqueo de etano a etileno eran de unos 7¢ por libra. Hoy son de 23¢. El diferencial entre etileno y polietileno era de 20¢ por libra; ahora supera los 45¢. No es de extrañar que las acciones de mi antiguo empleador hayan subido más de un 50% en lo que va de año.

La demanda internacional de materias primas de EE. UU. es la más fuerte que hemos visto en mucho tiempo. La pérdida del suministro de hidrocarburos en Oriente Medio ha fracturado la cadena de suministro asiática. Tenemos noticias de que las plantas de PDH en China operan actualmente a menos del 50% de su capacidad. Como resultado, la industria petroquímica asiática ha estado reduciendo sus existencias mediante el consumo de inventarios de derivados.

El impacto en los mercados de hidrocarburos de todo el mundo ha sido significativo, y prevemos que esta fuerte demanda continúe durante el resto de '26 y posiblemente entre en '27. El tirón de la demanda se refleja claramente en nuestro negocio de exportación marítima. Nuestras terminales de crudo se están beneficiando de que los volúmenes liberados de la Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU. se dirijan a los mercados internacionales.

Y nuestros clientes de etano y GLP siguen haciendo fila en nuestros muelles para obtener materias primas de NGL de EE. UU. En el primer trimestre, promediamos alrededor de 70 millones de barriles mensuales en nuestros muelles, y esperamos que esa fortaleza continúe en el segundo trimestre, ya que tenemos programada la carga de más de 88 millones de barriles en abril.

En el segmento upstream, seguimos aprovechando el impulso de nuestro sistema. La actividad de los productores sigue siendo constructiva en las cuencas donde operamos, y nuestros activos están bien posicionados para capturar el crecimiento de los volúmenes. La combinación de una oferta sólida, el aumento de la demanda de exportación y la puesta en marcha de nuevos proyectos está generando un verdadero apalancamiento operativo en todo el negocio.

También observamos sólidas contribuciones por parte del segmento downstream. Además de flujos de productos récord, los fuertes márgenes en nuestros activos y la alta utilización de nuestras instalaciones de PDH respaldaron unos beneficios y un flujo de caja sólidos durante el trimestre. Nuestros nuevos activos se están poniendo en marcha adecuadamente y los volúmenes se encuentran en niveles récord. La demanda sigue siendo fuerte, tanto a nivel nacional como internacional, y nuestro sistema está funcionando tal como fue diseñado.

Iniciamos 2026 esperando un crecimiento constante de la producción y mercados con exceso de oferta, lo que pensábamos que derivaría en otro año de precios de materias primas relativamente estables. Claramente, este no ha sido el caso. Hoy, creemos que los mercados financieros están subestimando las posibles implicaciones para el suministro global que supondría el cierre prolongado del Estrecho de Ormuz.

Dependiendo del experto del sector al que se consulte, entre 12 y 15 millones de barriles diarios de petróleo crudo, productos refinados, GLP y suministros petroquímicos se encuentran restringidos. Eso supone casi medio billón de barriles de suministro de hidrocarburos fuera del mercado cada mes. Analistas de transporte y geopolítica estiman que lo más pronto que el Estrecho podría reabrir para operaciones normales, incluyendo el reposicionamiento de buques, sería en julio.

Y eso no tiene en cuenta el tiempo necesario para reparar las instalaciones de producción y refinado en tierra dañadas por la guerra. Hasta que los suministros e inventarios globales vuelvan a la normalidad, creemos que seguirá habiendo una fuerte demanda internacional de energía y productos de EE. UU. También estamos observando que los consumidores internacionales buscan aumentar las compras de energía estadounidense como una vía para mejorar su balanza comercial y aportar mayor resiliencia y seguridad a sus cadenas de suministro energético, dada la actual interrupción de los flujos de productos en Oriente Medio.

Tras el primer trimestre, nos alienta el impulso que estamos viendo en todo el negocio y nos sentimos cada vez más seguros respecto a las perspectivas para el año. Al mismo tiempo, seguimos centrados en lo que es más importante: operar de forma segura, atender a nuestros clientes de manera fiable, asignar el capital con disciplina y crear valor a largo plazo para nuestros inversores. Con esto, le cedo la palabra a Randy.

Gracias, Jim, y buenos días a todos. Comenzando con las partidas de la cuenta de resultados, el beneficio neto atribuible a los tenedores de unidades ordinarias para 2026 fue de 1.5 billion, o $0.68 por unidad ordinaria sobre una base totalmente diluida, lo que supone un incremento del 6% en comparación con 2025. El flujo de caja operativo ajustado, que es el flujo de caja de las actividades de explotación antes de los cambios en el capital circulante, aumentó un 10% hasta los 2.3 billion para 2026, frente a los 2.1 billion de 2025.

Hemos declarado una distribución de $0.55 por unidad ordinaria para 2026. Esto supone un incremento del 2.8% respecto a la distribución declarada para 2025. La distribución se pagará el 14 de mayo a los titulares de unidades ordinarias registrados al cierre de la jornada del 30 de abril. Estamos en camino de alcanzar el vigésimo octavo año consecutivo de crecimiento de las distribuciones en 2026. Según nuestro conocimiento, este es el periodo de crecimiento de distribuciones más largo de cualquier empresa de midstream en EE. UU. y es un ejemplo de la consistencia y el compromiso de Enterprise de devolver capital directamente a nuestros titulares de unidades.

La sociedad compró 3.1 millones de unidades ordinarias en el mercado abierto durante el primer trimestre por aproximadamente 116 millones. Además de las recompras, nuestro plan de reinversión de distribuciones y el plan de compra de unidades para empleados adquirieron un total combinado de 1 millón de unidades ordinarias en el mercado abierto por 37 millones durante el primer trimestre. En los doce meses finalizados el 03/31/2026, Enterprise devolvió aproximadamente 5.1 billion de capital a nuestros inversores de capital. El 93%, o aproximadamente 4.8 billion, fue en forma de distribuciones de efectivo a los socios comanditarios, y el 77% restante correspondieron a 356 millones en recompras de acciones. Nuestro payout ratio basado en el flujo de caja operativo ajustado fue del 57% durante este periodo. Desde nuestra IPO en 1998, hemos priorizado la devolución de capital a nuestros socios, devolviendo más de 63 billion a través de distribuciones y recompras.

Al mismo tiempo, hemos reinvertido capital para construir una de las redes de infraestructura energética más grandes de Norteamérica. Las inversiones totales de capital fueron de 988 million en 2026, lo que incluyó 783 million en proyectos de capital de crecimiento y $2.00 5 million en gastos de capital de mantenimiento. En el primer trimestre, también recibimos el pago final de 596 million de ExxonMobil por la compra de una participación del 40% en el oleoducto Bahia NGL.

Con la finalización de proyectos importantes como el oleoducto Bahia NGL y el Neches River Terminal, creemos que nuestro rango previsto de gastos de capital de crecimiento para 2026 se situará entre 2.3 billion y 2.6 billion, tras aplicar aproximadamente 600 million de ingresos por ventas de activos ya recibidos. Para 2027, esperamos que nuestros gastos de capital de crecimiento se sitúen en el entorno de 2 billion a 2.5 billion. Se espera que los gastos de capital de mantenimiento para 2026 sean de aproximadamente 500 a 80 million.

En la conferencia de resultados del cuarto trimestre de 2025, indicamos que el flujo de caja libre discrecional para 2026 tenía el potencial de situarse en el entorno de los 1 billion. Aunque nuestra estimación de los gastos de capital de crecimiento para 2026 ha aumentado en 300 million como resultado de las inversiones en dos nuevas plantas de procesamiento de gas natural en el Permian, seguimos creyendo que el flujo de caja discrecional para 2026 tiene el potencial de situarse en el entorno de los miles de millones y, dependiendo de los precios de las materias primas y los diferenciales para el resto del año, podría ser superior.

En cuanto a la asignación de capital, como hemos mencionado en repetidas ocasiones, prevemos que las distribuciones de efectivo a los socios crezcan en consonancia con el flujo de caja operativo distribuible por unidad. Permítanme reiterarlo. Como hemos dicho muchas veces, creemos que las distribuciones a los socios crecerán en línea con el crecimiento del flujo de caja operativo distribuible por unidad. A corto plazo, seguimos esperando que el flujo de caja libre discrecional se reparta entre la recompra de acciones y la amortización de deuda. Para 2026, seguimos esperando que esta división sea de aproximadamente un 50% a 60% destinada a recompras de acciones.

Como hemos indicado anteriormente, el programa de recompra de acciones de Enterprise tiene elementos tanto programáticos como oportunistas. En periodos de impulso y volatilidad caracterizados por precios de renta variable más altos, podemos optar por no perseguir el precio y, en su lugar, mantener el efectivo en la partida oportunista para recompras en periodos futuros cuando el impulso haya [inaudible]. Del mismo modo, en periodos en los que existan distorsiones significativas en los precios de las acciones, podemos optar por adelantar el efectivo destinado a recompras en periodos futuros, como por ejemplo, adelantar efectivo de 2027 para recomprar las unidades de la sociedad a precios más oportunistas en el corto plazo.

Nuestro principal de deuda total pendiente era de aproximadamente $34.2 billion al 03/31/2026. Asumiendo la fecha de vencimiento final de nuestros instrumentos híbridos, la vida media ponderada de nuestra cartera de deuda es de aproximadamente diecisiete años. Nuestro coste medio ponderado de la deuda fue del 4.7%, y aproximadamente el 95% de nuestra deuda era a tipo fijo. Al 31 de marzo, nuestra liquidez consolidada era de aproximadamente $3.3 billion, incluyendo la disponibilidad de nuestras líneas de crédito y el efectivo disponible sin restricciones.

Como mencionó Jim, el EBITDA ajustado aumentó un 10% hasta alcanzar los $2.7 billion en 2026. Al 03/31/2026, nuestro ratio de apalancamiento consolidado disminuyó a 3.2 veces sobre una base neta, tras ajustar la deuda por el tratamiento de capital parcial de nuestra deuda híbrida y tras la reducción por el efectivo disponible sin restricciones de los socios. Nuestro ratio de apalancamiento actual refleja la inversión significativa en los proyectos a gran escala que recientemente hemos puesto en servicio, como el oleoducto de NGL de Bahia, la terminal de Port Neches y Frac 14, así como la adquisición de activos de midstream de Occidental, donde la deuda figura en el balance general pero la generación de EBITDA ajustado anual resultante de estas inversiones aún no se ha reflejado en nuestra cifra de EBITDA de los últimos doce meses. Nuestro objetivo de apalancamiento global se mantiene en tres veces, más o menos 0.25 veces, es decir, de 2.75 a 3.25. Con esto, Joe, creo que podemos abrir la sesión de preguntas.