Buenas tardes y gracias por su espera; bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026. [Instrucciones del operador] La conferencia de hoy está siendo grabada. Si tiene alguna objeción, puede desconectarse en este momento. Es ahora un placer para mí ceder la palabra al Sr. Rich Kinder, Presidente Ejecutivo de Kinder Morgan.

Gracias, Michelle. Como de costumbre, antes de comenzar, me gustaría recordarles que el comunicado de resultados de KMI de hoy y esta llamada incluyen declaraciones prospectivas dentro del significado de la Ley de Reforma de Litigios de Valores Privados de 1995 y la Ley de Valores y Bolsa de 1934, así como ciertas medidas financieras no-GAAP. Antes de tomar cualquier decisión de inversión, les recomendamos encarecidamente que lean nuestras declaraciones completas sobre declaraciones prospectivas y el uso de medidas financieras no-GAAP presentadas al final de nuestro comunicado de resultados, así como que revisen nuestras últimas presentaciones ante la SEC para conocer supuestos materiales importantes, expectativas y factores de riesgo que podrían hacer que los resultados reales difieran materialmente de los anticipados y descritos en dichas declaraciones prospectivas.

Mientras me preparo para esta llamada con inversores, reviso el texto de las observaciones introductorias que he realizado durante los últimos años. La mayor parte de lo que he dicho se refiere al futuro de la demanda de gas natural y al impacto positivo que tiene en los actores de energía midstream como Kinder Morgan. En casi todos los casos, las proyecciones resultaron ser infraestimadas. En otras palabras, la demanda de gas natural, impulsada principalmente por el crecimiento en la demanda de gas de alimentación para LNG y por el aumento en la utilización de gas natural para la generación eléctrica, simplemente ha crecido más rápido de lo que esperábamos.

Considero que los eventos desde la última llamada han hecho que las perspectivas de crecimiento sean aún más positivas. En cuanto a la demanda de LNG, los recientes eventos en Oriente Medio tendrán claramente un impacto sustancial. Si bien el resultado final no es claro en este momento, los daños a las instalaciones de licuefacción de Qatar y la continua incertidumbre sobre el tráfico de buques a través del Estrecho de Ormuz conducirán a una mayor preferencia por el LNG de origen estadounidense, y las predicciones de crecimiento en la generación eléctrica a gas también han aumentado.

En un artículo que salió a la luz justo esta semana, S&P Global Market Intelligence informa que las empresas de servicios públicos planean añadir una cifra asombrosa de 153 gigawatts de capacidad de generación a gas en los próximos años, principalmente para abastecer centros de datos, con la mayor parte de esta capacidad entrando en funcionamiento para 2030. Esta cifra es el doble de la estimación del mismo grupo de hace 1 año y refleja planes para construir unas 210 instalaciones adicionales a gas natural.

Nuestras previsiones de Kinder Morgan sobre la demanda total de gas en EE. UU. se extienden ahora hasta 2031, y estiman una demanda para ese año de 150 Bcf al día y un crecimiento de aproximadamente el 27% respecto a este año. En resumen, la historia del gas natural tiene futuro y el sólido inicio de 2026 de Kinder Morgan, que Kim y el equipo explicarán, respalda esa visión.

Si bien el viejo refrán de que 'la marea alta eleva todos los barcos' tiene cierta aplicabilidad en esta situación, claramente habrá algunos actores que se beneficiarán más que otros de esta historia positiva. Creo que el sector midstream en su conjunto será uno de los beneficiarios, y ofrece una forma de bajo riesgo para invertir en la historia de crecimiento del gas natural, dada la prevalencia de acuerdos de transporte a largo plazo con créditos de grado de inversión que sustentan la mayor parte de los activos midstream.

La Inga Foundation, en un estudio publicado en marzo, estima que Norteamérica necesitará 70 Bcf al día de nueva capacidad en gasoductos para el horizonte de 2050. Y creo que Kinder Morgan se desempeñará muy bien en este entorno. Permítanme explicarles por qué. Contamos con un conjunto de activos soberbios ubicados en las zonas donde la demanda de gas está creciendo drásticamente. Nuestra estrategia consiste en concentrarnos en expandir y extender esos activos de manera agresiva pero disciplinada.

Esto significa que seguiremos identificando y persiguiendo la miríada de oportunidades de crecimiento que estamos visualizando actualmente, y una vez emprendidas, las completaremos en los plazos y presupuestos previstos. Debido a que nuestro flujo de caja es muy sólido, podremos financiar estos proyectos principalmente con flujo de caja generado internamente, y puedo asegurarles un enfoque intenso e inquebrantable en estas oportunidades sin precedentes.

Esta estrategia nos permitirá aumentar sustancialmente nuestro EBITDA y EPS en los próximos años a medida que estos proyectos entren en funcionamiento, manteniendo al mismo tiempo un balance general sólido y aumentando nuestro dividendo. Para mí, esa es una receta de éxito bastante buena. Y con esto, le cedo la palabra a Kim.

Bien. Gracias, Rich. Tuvimos un primer trimestre notable. El mejor que puedo recordar, con un aumento del 41% en el EPS ajustado y un crecimiento del 18% en el EBITDA. Es importante destacar que cada segmento registró crecimiento frente al primer trimestre de '25 y todos superaron nuestro presupuesto. El gas natural impulsó la mayor parte del sobrecumplimiento, beneficiándose del consumo por tormentas invernales y del frío prolongado en el noreste. Estos resultados reflejan el valor de nuestra infraestructura crítica y el papel esencial que desempeña al servir a nuestros clientes, especialmente en periodos de alta demanda.

Durante el trimestre, celebramos un acuerdo para adquirir el sistema de tuberías Monument en Texas por aproximadamente $500 million. Estos activos encajan de forma natural con nuestra red actual, cuentan con contratos a largo plazo y fueron adquiridos a un múltiplo atractivo. Recibimos ayer la terminación anticipada de HSR y esperamos cerrar la operación para finales de mes.

En cuanto a la guidance para el año completo, ahora prevemos superar nuestro presupuesto de EBITDA en más de un 3%, excluyendo cualquier contribución de la adquisición de Monument. La mayor parte, aunque no la totalidad, de ese sobrecumplimiento es atribuible al primer trimestre. Dado que aún estamos al inicio del año, hemos adoptado un enfoque algo conservador en nuestras expectativas para el ejercicio. No obstante, el continuo sobrecumplimiento en nuestro grupo de gas y/o precios más altos del petróleo, que benefician nuestro 10% de petróleo sin cobertura en el segmento de CO2, podrían proporcionar un potencial alcista para el resto del año.

El crecimiento en el mercado general del gas natural de más de 36 Bcf desde 2016 ha impulsado la utilización en nuestros cinco gasoductos más grandes a más del 90%. Esa utilización, combinada con el crecimiento proyectado en el mercado a aproximadamente 150 Bcf al día en 2031, pone de relieve tanto la necesidad como la oportunidad de expansión.

Nuestra cartera de proyectos de expansión aumentó a $10.1 billion este trimestre, un incremento de $145 million respecto al trimestre anterior. Pusimos en servicio aproximadamente $230 million en proyectos y añadimos $375 million en nuevos proyectos, incluidos tres acuerdos de centros de datos. El múltiplo de la cartera se mantiene por debajo de 6x con una fecha media de puesta en servicio en el Q1 2028. Con respecto a nuestros tres proyectos más grandes, que representan más del 50% de la cartera de proyectos, seguimos cumpliendo con los plazos y el presupuesto.

Más allá de nuestro backlog reportado, estamos avanzando activamente en una serie de oportunidades identificadas. Gran parte de esta actividad está impulsada por el crecimiento en el sector eléctrico y prevemos que una cantidad significativa de estas oportunidades se conviertan en proyectos aprobados durante 2026. Nuestro desempeño este trimestre demuestra el posicionamiento estratégico de nuestras 78,000 millas de gasoductos y 136 terminales, así como la escasez de infraestructura energética. Al mirar hacia el futuro, confiamos en nuestra capacidad para completar nuestro backlog de proyectos por $10.1 billion, añadir más proyectos a dicho backlog y generar un valor tremendo para nuestros inversores. Y con eso, le cedo la palabra a Dax.

Gracias, Kim. Comenzando con la unidad de negocio de gas natural. Los volúmenes de transporte aumentaron un 8% en el trimestre frente al primer trimestre de 2025, principalmente debido al incremento en las entregas de gas de alimentación de LNG en el Tennessee Gas Pipeline. Los volúmenes de recolección de gas natural subieron un 15% en el trimestre respecto al primer trimestre de 2025 y aumentaron en la mayoría de nuestros activos de recolección y procesamiento, con el mayor impacto proveniente de nuestro sistema Haynesville. La tormenta invernal Winter Storm y el frío prolongado en el noreste también contribuyeron a mayores volúmenes.

Mirando hacia adelante, seguimos viendo oportunidades de proyectos incrementales en toda nuestra red de gasoductos de gas natural. Por ejemplo, nos encontramos en varias etapas de desarrollo de proyectos para atender una demanda de gas natural de más de 10 Bcf al día en el sector de generación eléctrica y abrir 3 Bcf al día en el sector de LNG.

En nuestro segmento de Products Pipeline, los volúmenes de productos refinados bajaron un 2% en el trimestre en comparación con el primer trimestre de 2025, y los volúmenes de crudo y condensado bajaron un 12% en el trimestre frente al primer trimestre de 2025, explicándose más de la totalidad del descenso en los volúmenes de crudo por la retirada del gasoducto Double H en servicio para la conversión de NGL en el tercer trimestre de 2025. Excluyendo los volúmenes de Double H en ambos periodos, los volúmenes de crudo y condensado subieron un 2% en el trimestre en comparación con el primer trimestre de 2025.

Con respecto a Western Gateway, como se señaló en el comunicado conjunto a principios de semana, KMI y Phillips 66 concluyeron recientemente una exitosa temporada abierta sobre el sistema de gasoductos propuesto Western Gateway. El siguiente paso es finalizar los acuerdos definitivos de servicio de transporte con los transportistas y, con suerte, acuerdos de joint venture aceptables entre KMI y P66. Asumiendo que podamos llegar a una resolución sobre los acuerdos definitivos mencionados, esperaríamos alcanzar la FID del proyecto en algún momento de los próximos meses.

En nuestro segmento de Terminals Business, nuestra capacidad de arrendamiento de líquidos se mantiene alta, en casi el 94%; las condiciones del mercado siguen favoreciendo tarifas sólidas y la utilización de nuestros tanques disponibles para uso es de aproximadamente el 99% en nuestros centros clave en el Houston Ship Channel y en Carteret. Nuestra flota de petroleros bajo la Jones Act sigue estando excepcionalmente bien contratada. Asumiendo que es probable que se ejerzan las opciones, nuestra flota está arrendada al 100% hasta 2026, al 97% hasta 2027 y al 80% hasta 2028. Hemos fletado oportunistamente un porcentaje significativo de la flota a tarifas de mercado más altas y tenemos una duración media de compromisos de contratos firmes de 3 años, y de más de 3 años cuando se consideran las opciones que es probable que se ejerzan.

El segmento de CO2 experimentó volúmenes de producción de petróleo neto un 2% superiores en comparación con el primer trimestre de 2025, liderados por un aumento del 5% en la producción en SACROC. Los volúmenes de NGL fueron un 5% superiores y los volúmenes de CO2 un 1% superiores. Cabe destacar que los volúmenes de RNG aumentaron un 63% debido a un mayor tiempo de actividad en nuestras instalaciones y a una mayor recuperación de hidrocarburos, ya que el equipo que gestiona ese negocio ha logrado grandes avances en la mejora de las operaciones generales de esos activos. Con esto, le cedo la palabra a David.

Gracias, Dax. Así pues, para el trimestre, declaramos un dividendo de $0.2975 por acción, lo que supone $1.19 anualizado y un aumento del 2% respecto a 2025. Como han escuchado, tuvimos un primer trimestre excepcional, generando un beneficio neto atribuible a KMI de $976 million, un EPS de $0.44. Estos resultados están un 36% y un 38% por encima del primer trimestre de 2025, respectivamente. Estos resultados tan impresionantes reflejan unos fundamentos de demanda sólidos en todo el país, combinados con activos posicionados estratégicamente y una ejecución experta por parte de nuestros colegas para captar las oportunidades asociadas, y vimos crecimiento en todos los segmentos del negocio.

El segmento de gas natural fue el que más creció con el clima invernal más frío, impulsando una demanda adicional en los sistemas de midstream de gas natural, ya de por sí altamente utilizados, pero el segmento también creció por factores ajenos al frío con contribuciones de proyectos de crecimiento, mayores ventas de capacidad, volúmenes de recolección y utilización en numerosos activos. En productos, nos beneficiamos de una mejora en los precios de las materias primas, así como de la recuperación de los aumentos de tarifas retroactivos que contabilizamos tras una decisión judicial favorable. Y en el segmento de Terminal, tuvimos un aumento de volúmenes y tarifas en nuestro negocio de líquidos, además del beneficio de las compras de contratos de almacenamiento, y también vimos un aumento de volúmenes en nuestro negocio de graneles.

Para el año completo 2026, aunque todavía es temprano en el año, prevemos un resultado más de un 3% favorable respecto a nuestro EBITDA ajustado presupuestado. Eso supone más de $250 million de contribución adicional de EBITDA. Superamos claramente las expectativas en el primer trimestre y prevemos un desempeño superior adicional durante el resto del año, impulsado por la continua fuerte demanda de nuestros servicios de midstream de gas natural, y las contribuciones de nuestra adquisición de Monument también serán aditivas.

Pasando al balance general. A medida que seguimos aumentando nuestro flujo de caja y mantenemos el compromiso con un enfoque disciplinado en la asignación de capital, nuestro balance general continúa fortaleciéndose. Nuestra ratio de deuda neta sobre EBITDA ajustado cerró el trimestre redondeada a 3.6x, lo que representa una disminución desde los 3.8x del inicio del año. Un apalancamiento de 3.6x es el más bajo para una entidad de Kinder Morgan desde mucho antes de nuestra transacción de consolidación de 2014.

Dicho esto, prevemos que el apalancamiento aumente ligeramente para finales de 2026. Esperamos un mayor gasto de capital durante el resto del año, y solo obtendremos una contribución parcial del EBITDA por el año de la adquisición de Monument. Nuestro presupuesto preveía cerrar 2026 en 3.8x, y ahora esperamos cerrar el año 2026 en 3.7x debido a nuestro desempeño superior esperado en el EBITDA, lo que nos mantiene cómodamente por debajo de la mediana de nuestro rango objetivo de apalancamiento.

Durante el trimestre, la deuda neta aumentó $82 million, y aquí presentamos un desglose general de ello. Generamos $1.49 billion de flujo de caja por operaciones. Gastamos $650 million en dividendos, $800 million en capital total (CapEx), y tuvimos unos $120 million en otros usos de efectivo, lo que se aproxima al incremento de $82 million en la deuda neta.

Las agencias de calificación ya han reconocido plenamente nuestro fortalecido perfil financiero con la mejora de Moody's a Baa1, lo que significa que ahora somos el equivalente a BBB+ en cada una de las 3 agencias de calificación. Además, el Tesoro emitió una guidance en marzo que nos permitirá aprovechar más plenamente la depreciación adicional en todos nuestros activos, lo que genera beneficios de flujo de caja interesantes a corto plazo, los cuales crearán capacidad de inversión adicional. Con esto, le devuelvo la palabra a Kim.

Michelle, si puedes unirte, procederemos con las preguntas.

[Instrucciones del operador] Nuestro primer interlocutor es Julien Dumoulin-Smith de Jefferies.

Luke, te cedo la palabra para Julien. Buen trabajo en el trimestre. Solo me preguntaba si podrías ayudarnos a definir con más detalle el alcance previsto de Western Gateway, quizás en cuanto al diámetro de la capacidad inicial, tal vez incluso los costes totales del proyecto y cómo es probable que se asignen las aportaciones de capital entre los socios, teniendo en cuenta la contribución de esos activos que poseen.

Diré un par de cosas, y luego Mike Garthwaite, si quieres añadir algo. Quiero decir, creo que como señaló Dax en sus comentarios, todavía tenemos que negociar los términos de la JV, y eso obviamente impactará en cuáles serán nuestras aportaciones de capital. Prevemos que realizaremos, uno, una aportación de activos y dos, aportaciones en efectivo. Pero cómo se estructurará exactamente eso, el coste total de este proyecto y algunos de esos detalles, creo que los dejaremos para cuando obtengamos el FID del proyecto tras superar estas discusiones, asumiendo que logremos llegar a acuerdos con nuestro socio.

Sí. Y luego diría que, en cuanto a la capacidad, no quiero entrar en detalles exhaustivos mientras trabajamos en la ejecución de los acuerdos finales de servicios de transporte. Pero verán los mapas que hemos tenido disponibles de forma constante; nuestra línea de El Paso a Phoenix es una línea de 20 pulgadas en la que nos hemos centrado, y esa cubre los compromisos que hemos visto atendidos más parte del crecimiento que conlleva.

Genial. Y por separado, mencionaron esto en sus comentarios, pero quizás solo mirando hacia el noreste y el potencial de una posible expansión por allí. Existe un reconocimiento creciente de que podríamos necesitar que se desvíe más gas hacia New England. Me gustaría conocer su opinión sobre si Tennessee podría ser una solución potencial para ello. Y si necesitarían que, a nivel estatal y regional, se analicen de nuevo las oportunidades de crecimiento en esa parte del estado.

La necesidad está claramente ahí. Pero quiero decir, creo que lo hemos dicho varias veces, tendríamos que tener certeza, certeza sobre los permisos estatales, y tendríamos que obtener el apoyo comercial necesario para respaldar un proyecto. Y la última vez, el apoyo comercial fue un problema, porque las IPPs no tienen realmente una forma de ser reembolsadas cuando asumen acuerdos de capacidad a largo plazo. Así que o necesitas a las empresas de servicios públicos o no hay mucho apoyo comercial por ahí. Por lo tanto, creo que tenemos que tener el apoyo comercial y el permiso. Alguien va a tener que poner la alfombra roja. Y luego creo que nos encantaría aprovechar la oportunidad. Pero ya hemos recorrido ese camino una vez. Castigamos una cantidad considerable de capital. Y creo que no es algo que nos interese hacer de nuevo.

Nuestra próxima llamada es con Theresa Chen de Barclays.

¿Puede hablar más sobre la lógica detrás de la adquisición del oleoducto Monument? ¿Qué tipo de sinergias u oportunidades de crecimiento proporciona para su sistema en general que no habrían podido alcanzar de otro modo solo con sus activos existentes en la zona? Y al pensar en la valoración, ¿puede definir con más precisión qué significa a mediano plazo en términos de alcanzar ese múltiplo inferior a 8.0x? ¿Y requiere CapEx incremental? Y si 8.0 es de hecho a mediano plazo, ¿cuál sería el múltiplo actual o LTM solo para proporcionar contexto como referencia para los activos de gas intrastat de Texas en general?

Y eso es bastante específico. Bien. Permítanme decir un par de cosas al respecto. $500 million, como mencionamos, tenemos contratos a largo plazo que sustentan esta vida media ponderada del contrato en este caso de unos 9 años. Más del 90% son empresas de servicios públicos e industriales con buenas calificaciones crediticias. Se integra bien en nuestros activos existentes. Nos permite acceder a algo de almacenamiento en nuestro sistema al que antes no podíamos acceder. Hay cierta actividad de expansión en curso que requerirá algo de capital incremental después del cierre, y esa oportunidad de expansión se dará con el tiempo. Creo que llega y comienza a finales de este año. Y así creo que es lo que ayudará a reducir ese múltiplo de un solo dígito alto, que proviene principalmente de esa expansión. Hay algunas sinergias asociadas con nuestro almacenamiento y dejaré que la gente hable sobre algunas de ellas.

Así que, retrocediendo un poco, un par de cosas. Primero, el sistema se integra muy bien en la última milla, pasa por Houston hasta el corredor de Corpus. Por lo tanto, vemos que el perfil de demanda allí es muy sólido. Aporta un elemento de suministro incremental de bajo nitrógeno además de lo que ya estamos trabajando, y con el tiempo veremos el valor de ese bajo nitrógeno. Y luego, como mencionó Kim, estos activos interactúan con nuestro almacenamiento —nuestro almacenamiento existente— de maneras en las que podemos desbloquear cierto valor que un independiente por sí solo no puede. Esos son los 3 impulsores principales. Y una vez más, simplemente —hace un buen mapa es como me gustaría decir— y encaja muy bien.

En cuanto a la terminación anticipada del acuerdo de servicios terminales en Pasadena a cambio de una serie de pagos. ¿Reconocieron una suma global en el primer trimestre? Y si es así, ¿de cuánto? ¿Y cuál es el EBITDA perdido previsto?

Permítanme comentar un par de puntos al respecto. Sí, la suma global se reconoce en el primer trimestre. Y creo que es un gran trabajo de nuestro equipo de terminales, ya que tras la terminación, han salido y han rellenado todos estos tanques. Y todos estos tanques se han rellenado sobre una base a largo plazo. Algunos clientes los están utilizando actualmente y luego su tarifa aumenta con el tiempo a medida que mejoramos la conectividad. Y luego otro de los clientes lo tomará en un año o así, 18 meses. Pero en el ínterim, podemos arrendar esa capacidad sobre una base a corto plazo. Así que hemos podido rellenar todo esto, las tarifas aumentarán con el tiempo y compensarán en gran medida las ganancias perdidas y, con respecto a ese contrato que se liquidó, creo que queda poco más de un año en ese contrato.

Hasta el primer trimestre de '28.

Nuestro próximo interlocutor es Brandon Bingham con Scotiabank.

Solo quería hablar un poco más sobre la temática de algunas de las dinámicas que están observando en el mercado de productos refinados, pensando específicamente en California y Western Gateway. ¿Cómo está evolucionando la demanda a la luz de los precios de los productos que se ven en pantalla y la simple escasez en los mercados globales? ¿Y podría eso crear alguna oportunidad de expansión para el proyecto?

No diría que impulse la expansión del proyecto porque no creo que la demanda general esté cambiando significativamente a California. Lo que creo que la situación global hace aquí es resaltar el hecho de que California tiene que importar parte de su suministro y eso la hace susceptible a la variabilidad de los mercados de crecimiento. Por lo tanto, lo que sucede es que, en lugar de traer una cantidad considerable de producto a través del océano, ahora traerán suministro desde Texas y del este de los Estados Unidos. Lo otro que hace es que sirve al mercado de Phoenix, que también depende actualmente de la capacidad de refinado de California. Y como saben, esa capacidad de refinado ha disminuido a medida que varias refinerías han cerrado. Así que creo que es una gran solución, creo, para que California y Arizona puedan acceder al suministro doméstico en lugar de tener que depender del mercado internacional.

De acuerdo. Excelente. Eso es útil. Y luego, quizás pasando a... mencionó las expectativas continuas de superar las previsiones durante el resto del año. ¿Está algo de eso vinculado a la dinámica creada por el conflicto iraní? ¿Y cómo cambian esos factores, si es que lo hacen, cuando este conflicto llegue a, diría yo, un final más firme o esperanzador?

Sí. Yo diría que el conflicto en Oriente Medio tiene un impacto limitado en nosotros. Obviamente, en nuestro segmento de CO2 sobre los barriles no cubiertos, que es aproximadamente el 10% de nuestros barriles, estamos obteniendo un precio del crudo más alto. En cuanto a los productos, donde se podría anticipar que nos impacte es simplemente que los precios más altos de los productos afecten la demanda, pero no hemos visto eso hasta la fecha. En nuestro segmento de Terminales, creo que nuestros muelles han estado muy ocupados. Nuestros muelles de exportación han estado muy activos. Y así, volúmenes récord en todo ello. Por lo tanto, obtenemos una pequeña cantidad de ingresos auxiliares resultantes de esos movimientos. Pero nuestros tanques se venden en contratos a largo plazo, lo que podemos cobrar mensualmente en cargos de almacenamiento, que son contratos de 'take-or-pay'. Y luego, en el gas natural, no mucho a corto plazo. Obviamente, estamos moviendo mucho hacia las instalaciones de exportación de LNG, pero esas están bajo acuerdos de 'take-or-pay' a largo plazo. Pero como dijo Rich en sus comentarios iniciales, a largo plazo, debería impulsar la demanda incremental de LNG de EE. UU.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Manav Gupta con UBS.

Quería preguntarle un poco sobre la expansión de GCS y, al mismo tiempo, sobre el oleoducto Trident. Lo que intento entender es que hay mucho gas moviéndose hacia el este de Texas, incluyendo su expansión de GCS. Y luego, la salida desde allí hacia Port Arthur y Henry Hub podría tomar un poco más de tiempo, incluyendo su oleoducto Trident.

Y estoy tratando de entender si eso podría provocar cierta dislocación en los precios, tal como entendemos entre Houston Ship Channel, Katy o Agua Dulce. ¿Cómo ven estos mercados de gas localizados a medida que más gas del Permian comienza a fluir hacia allá y la salida podría tardar un poco más?

De acuerdo, Manav. Creo que esa fue una pregunta en dos partes. Primero, ambos proyectos están en marcha; están avanzando. En cuanto a la dislocación de los puntos básicos, etc., generalmente trato de evitar comentar sobre los precios futuros. Pero puedo decirte que, simplemente a nivel fundamental, siempre habrá dislocaciones, ¿verdad?, cuando proyectes la demanda entrando por separado y luego el suministro cruzando, y ocurre en ambas direcciones. Así que lo que diría es: ¿es una posibilidad? Sí. Supongo que la realidad es que también hay mucha demanda por parte del sector eléctrico que estamos viendo en Texas. Estamos hablando del crecimiento energético dentro de Texas. Por lo tanto, la velocidad de comercialización es muy importante allí, y quizás haya un destino para ese suministro. Te dejo con eso, y luego puedes sacar tus propias conclusiones a partir de ese comentario.

Y la otra cosa que diría sobre nuestros activos es que nos beneficiamos un poco en el margen de las dislocaciones de precios a corto plazo. Es decir, obviamente, a largo plazo, estas impulsan los proyectos de expansión. Pero la mayor parte de nuestra capacidad en nuestras tuberías se vende bajo contratos de 'take-or-pay' a largo plazo.

Perfecto. Ese comentario sobre la energía es muy útil. Mi rápida pregunta de seguimiento es que KMI es algo única. Tienen oportunidades de almacenamiento de gas natural que algunos de sus competidores no tienen. ¿Podría hablar un poco sobre... creo que en diciembre, la FERC aprobó una expansión de 10 Bcf en el almacenamiento existente de NGPL. Y luego creo que en el almacenamiento de Bear Creek también tuvieron una temporada abierta. ¿Podría hablar un poco sobre las oportunidades de almacenamiento de gas natural en su cartera?

Sí. Mire, es una muy buena pregunta. Y a medida que vemos entrar esta demanda y la escala de la misma, uno de los grandes diferenciadores, y Rich lo mencionó, son las oportunidades de midstream, pero hay un diferenciador específico. El almacenamiento va a ser un diferenciador clave para nosotros. Tenemos esas expansiones en sitio en las que estamos trabajando, especialmente la de Bear Creek, que aún no se ha comercializado, pero es algo en lo que estamos trabajando. Y estamos analizando el almacenamiento en toda nuestra huella, no solo para poder aprovechar estas dislocaciones a corto plazo, sino a largo plazo, cuando se piensen las necesidades de equilibrio operativo que estos grandes centros de demanda van a tener; la capacidad de meter gas en almacenamiento y también extraerlo de forma bastante rápida va a ser crítica para sus operaciones. Y ese es un punto donde creemos que nos diferenciamos bastante bien, teniendo más de 700 Bcf de almacenamiento en juego y buscando mucho más para intentar expandir nuestra huella operativa.

Nuestro próximo interlocutor es Michael Blum, de Wells Fargo.

Iba a hacer todas mis preguntas a la vez, si le parece bien. La primera pregunta es sobre la asignación de capital, y realmente abarca tanto Momentum, este acuerdo, como Western Gateway. El punto clave es que tienen oportunidades significativas de inversión en gasoductos con múltiplos de inversión de 6x o mejores. Creo que ya abordaron las sinergias estratégicas en Momentum. Pero en cuanto a Western Gateway, ¿es justo asumir que el rendimiento de este proyecto tendrá que competir con sus inversiones en gasoductos de gas? Y la segunda pregunta es específicamente sobre Western Gateway: ¿podría aclarar si se pierde algún EBITDA por sacar de servicio un gasoducto existente para este proyecto, si esto se verá reflejado en la economía general del proyecto?

De acuerdo. Claro. Creo que su primera pregunta es si vemos a Western Gateway de la misma manera que los proyectos de gas natural. Yo diría que no hay cambios en nuestra estrategia de asignación de capital. Seguimos buscando rendimientos ajustados por riesgo en el mismo rango que siempre hemos tenido. Así que sí, compite con el gas natural. Y no hay cambios en nuestro enfoque en ese sentido. Preguntó si nosotros —permítame decir esto— vamos a invertir capital adicional y vamos a obtener un EBITDA incremental, y será con un buen rendimiento para llevar a cabo este proyecto.

Mike, solo para aclarar una cosa. Estamos comprando el gasoducto Monument, no Momentum.

Nuestra próxima interlocutora es Jean Ann Salisbury, de Bank of America.

Tenía una pregunta similar a la de Manav sobre las fechas de inicio escalonadas de Trident. Como mencionaron, existe cierta preocupación de que los gasoductos que salen de la Permian entrarán en funcionamiento mucho antes que los gasoductos para transportarlos más hacia el este, como Trident. Así que supongo que mi pregunta es: si hay demanda para más del 30% de ese gas en Trident en 2027, ¿pueden suministrarlo? ¿O es realmente ese el ritmo que están proyectando para Trident, si tiene sentido?

Sí. Es decir, Trident entrará en la primera fase, en el primer trimestre de '27. Ese es el cronograma. Por lo tanto, no habrá gas avanzado que pueda cruzar hasta que tengamos ese gasoducto operativo.

Perdón, me refería a si a lo largo de 2027, si hay más demanda que ese 30% que mencionaron en el comunicado de prensa —por ejemplo, demanda para el 100%—, ¿es algo que podrían suministrar o es más bien una limitación de la cadena de comercialización (downstream)?

Hoy en día, existe cierta capacidad incremental frente a lo que moveríamos en '27.

De acuerdo. Eso tiene sentido. Y supongo que mi otra pregunta era sobre la expansión de 550 MMcfe de NGPL en el Panhandle. Eso parece una cantidad considerable de gas. Y me preguntaba si es básicamente toda demanda por parte de las empresas de servicios públicos en esa zona, o si es parcialmente el suministro que sale de la Permian y se incorpora a otros gasoductos después de NGPL.

Se refiere a la expansión de Amarillo. Sí. Sí. Así que eso es una demanda del mercado impulsada por la energía.

Nuestra próxima llamada es con Keith Stanley de Wolfe Research.

Quería dar seguimiento a Western Gateway y, supongo, a cómo están pensando en el proyecto. Primero, solo confirmen que aportarían toda la infraestructura de SFPP a la JV. Creo que son unos $350 million de EBITDA o algo así.

Y en cuanto a los rendimientos, sobre cómo lo están planteando, ¿lo ven simplemente como un rendimiento sobre la contribución de efectivo que harían a la JV? ¿O también tienen en cuenta que, en efecto, están mejorando el valor del activo con nuevos contratos a largo plazo y una fuente de suministro más competitiva?

De acuerdo. Entonces no es todo el sistema SFPP. Es lo que llamamos la línea Este, que va de Amarillo a Phoenix, y la línea Oeste, que ahora traslada producto desde California hasta Phoenix... quiero decir, perdón, El Paso, dije Amarillo, de El Paso a Phoenix en la línea Este. Y esas son las líneas que se aportarán a la JV. Hay activos adicionales de SFPP en California que no se aportarán.

¿Y con respecto a su segunda pregunta, ¿podría repetirme lo del EBITDA?

¿Se refiere solo a los rendimientos? Es decir, ¿lo considera simplemente como un rendimiento de efectivo sobre efectivo (cash-on-cash) sobre sus aportaciones a la JV o también tiene en cuenta la mejora del proyecto?

Bueno, quiero decir, la forma en que lo planteamos es qué efectivo estamos aportando y qué efectivo estamos recibiendo frente a cualquier cosa que podamos estar sacrificando. Por lo tanto, lo analizamos como un rendimiento incremental sobre nuestro capital. Se basa en un IRR. Así que no es solo cuál es el cash-on-cash del año 1, sino que analizamos el IRR de todo el proyecto.

Entendido. Segunda pregunta sobre el sólido trimestre. ¿Podría darnos algún detalle sobre el impacto que están teniendo los diferenciales del gas en Permian en el negocio? ¿Se trata de unos pocos millones, decenas de millones o cientos de millones? ¿Y habría algún impacto específico por la tormenta invernal Fern que quisiera destacar?

Bueno, diría un par de cosas. El canal Waha-Houston Ship Channel nos aporta algún beneficio modesto. Pero nuestra preferencia y práctica, en ese sentido, ha sido vender capacidad de transporte a nuestros clientes a largo plazo. Por lo que diría generalmente sobre las tormentas invernales es que lo que ocurre es que simplemente hay un pico en la demanda y, por lo tanto, los servicios que prestamos a nuestros clientes aumentan en valor. Y ya sea que se trate de servicios de almacenamiento o de servicios de transporte, cuando hay incrementos en las bandas, hay una alta volatilidad y tienes un sistema que funciona con los altos niveles de utilización de los que hablamos, eso simplemente crea oportunidades para nosotros. Así que creo que eso es lo que están viendo en los resultados del primer trimestre.

Nuestra próxima llamada es de Olivia Foster con Goldman Sachs.

Quería empezar con el conjunto de oportunidades de transporte de gas de cara al futuro. Cuando pensamos en los diversos proyectos bajo discusión comercial y el backlog en la sombra, entiendo que la mayor parte de las oportunidades están relacionadas con el crecimiento de la demanda de energía. ¿Hay alguna forma de detallar otros aspectos sobre el tamaño general o el alcance de estos proyectos y, potencialmente, también las geografías desde las cuales están viendo la mayor demanda? Vimos avanzar varios proyectos hoy, pero cuáles son...

Puedo describirlo de manera genérica. No creo que describirlo de forma genérica responda realmente a su pregunta. Y la razón por la que no damos más detalles al respecto es porque la mayoría de estas son situaciones competitivas. Por lo tanto, queremos asegurarnos de que, a medida que nos comunicamos antes de que estos proyectos se cierren, no digamos algo que nos cause un perjuicio competitivo. Pero en general, quiero decir, lo que hay en el conjunto de oportunidades de proyectos más allá del backlog, hay mucha energía y también un poco de LNG. Hay algo de industrial, y abarca todo el sur de Estados Unidos. Así que hay oportunidades que van desde Arizona hasta Florida.

Añadiría que es fundamental entender, como estoy seguro de que usted lo hace, que nuestra red de gasoductos se relaciona muy bien geográficamente con donde se encuentran los grandes motores de demanda en este país. Por lo tanto, creo que estamos enormemente favorecidos por el tamaño y la ubicación de nuestros gasoductos.

Esa es una información muy útil. Agradezco los detalles. Quizás para mi segunda pregunta, me gustaría preguntar sobre la macro por un momento. ¿Están viendo alguna señal de cambios en el volumen en su sistema en respuesta a los mayores precios de las materias primas, ya sea desde la perspectiva de G&P o potencialmente de productos refinados?

Los productos refinados en el trimestre han bajado un poco, pero no creemos que sea una función de los precios más altos. Como dije anteriormente, no pensamos que los precios más elevados estén teniendo aún un impacto notable en el consumidor, pero es algo que seguiremos vigilando.

Y en cuanto a los volúmenes de G&P, la mayor parte de nuestra actividad es gas en el lado de G&P. Esos volúmenes subieron considerablemente en el trimestre; aumentaron un 15% en el trimestre. Y nuestros volúmenes de KinderHawk en Haynesville subieron un 34%. Así que ahí hubo un buen desempeño.

Nuestra posición de recolección de crudo se encuentra principalmente en Bakken y está funcionando bien. Continental redujo el número de torres de perforación a principios de este año, pero los precios son mejores. Por lo tanto, con suerte, en algún momento, algunos de nuestros productores podrían aumentar las torres, pero hasta la fecha no hemos visto eso.

Nuestro próximo interlocutor es Jeremy Tonet con JPMorgan.

Solo quería volver, supongo, al hecho de que estamos por encima del presupuesto en más de un 3%. Y solo quería precisar eso y ver cuánto de eso es de naturaleza puntual frente a lo recurrente. Es decir, si pensamos en las perspectivas para '27, ¿deberíamos considerar cuánto de ese 3% volvería el próximo año de forma regular frente a lo que podría ser de naturaleza puntual?

Bueno, creo que con respecto a la compra de las terminales, obviamente, eso es algo de carácter puntual. Y en cuanto al balance, creo que será en cierta medida una función de los precios de las materias primas porque, en el margen, obtenemos algún beneficio de los precios de las materias primas y de si hay inviernos en el futuro. Por lo que respecta a que se tengan buenos inviernos, el sistema se mantendrá ajustado durante un tiempo; nuestro activo —el valor que nuestros activos proporcionan a nuestros clientes— seguirá siendo sólido en esas situaciones.

Entendido. Entonces, ¿es justo considerar que ese segmento es más bien un evento puntual por el clima y que los precios de las materias primas son los principales motores en ese aspecto?

Sí. Quiero decir, creo que los volúmenes de CO2, los volúmenes de producción, han subido. Eso es positivo. Y el RNG funcionó mejor. Creo que ya hemos pasado por eso. Así que el negocio basado en productos es muy estable y funciona bien. Creo que el negocio base está rindiendo muy bien. Y luego tienes este aumento en la demanda, el aumento de la volatilidad y el aumento de los precios de las materias primas que, en el margen, simplemente están impulsando un rendimiento extraordinario.

Entendido. Y de hecho, solo quería dar un paso atrás. No hemos escuchado muchas conversaciones sobre la captura de carbono desde hace tiempo. Y solo quería saber si en el mercado ven alguna demanda para eso, ¿o es que eso ha desaparecido por completo en este momento?

Yo diría que en su mayor parte ha desaparecido en este momento. Estamos analizando algunas cosas, pero diría que mayoritariamente ha desaparecido ahora. No obstante, diría que tenemos la experiencia aquí. Y si la oportunidad se presenta de nuevo y podemos hacerlo con viabilidad económica, entonces es algo que consideraremos.

Nuestra próxima llamada es de Elvira Scotto con RBC Capital Markets.

Dados los precios actuales de las materias primas, ¿podría revisar su estrategia de cobertura de petróleo y cómo planean cubrirse durante el próximo año aproximadamente?

Sí. Quiero decir, estamos cubiertos en un 90% para el resto de este año. Y creo que nuestro movimiento de $1 en los precios es un poco menos de $4 million. Creo que son unos $3.5 million. Y para el próximo año, estamos cubiertos en un 70%, 75%, cubiertos en un 76% para 2027. Por lo tanto, y creo que es aproximadamente a unos $60-ish $65 por barril. Así que nuestra estrategia de cobertura permanece igual en términos de, diría yo, el corto plazo; intentamos cubrir la gran mayoría, diría, más del 80% del año en curso. Y normalmente, para cuando llegamos al transcurso del año, estamos cubiertos en un 90%. Y con respecto al segundo año, cubrimos más a medida que nos acercamos a él. Por lo tanto, creo que en este momento, estar cubiertos en un 70% —76% para 2027— es coherente con cómo lo hemos hecho históricamente. A partir del tercer año, normalmente esperamos para establecer más coberturas porque parte de su estructura de costes está impulsada por el precio de las materias primas. Por lo tanto, queremos asegurarnos de que esas dos cosas coincidan. Así que, un flujo de caja muy estable en el corto plazo, sin grandes cantidades de exposición a las materias primas, con algo de exposición en el margen, creo que es donde queremos estar.

Y, por supuesto, en la medida en que superemos nuestro plan, esos porcentajes se basan en los volúmenes previstos. Y en la medida en que, como dijimos antes, estamos teniendo un año muy bueno en cuanto a volúmenes, obviamente los venderemos en el mercado abierto.

Nuestra siguiente llamada es de Jason Gabelman con TD Cowen.

Primero, me gustaría volver a Western Gateway. Supongo que tengo dos preguntas aclaratorias sobre eso. Una, ¿está en su cartera de proyectos? Sé que no ha llegado a este punto, pero quiero confirmar si todavía no está incluida. Y dos, al pensar en los pasos que necesitan completar para alcanzar la FID del proyecto, ¿diría que son menos difíciles que completar la 'open season'? ¿O todavía ven un riesgo considerable para lograr que este proyecto llegue a buen puerto?

De acuerdo. Con respecto a la primera pregunta, no, no está en nuestra cartera de $10.1 billion. Por lo general, no incluimos ningún proyecto hasta que esté aprobado o tenga la FID, pero ustedes pueden pensarlo como prefieran. Pero —y luego dejaré que Mike aborde si —qué es lo que él considera lo más difícil.

Sí. Creo que entrar en estos —a medida que se sale con una 'open season'— hay mucho que entender en el mercado. Y creo que esa fue probablemente la parte más difícil. Al mirar hacia adelante para la ejecución y alcanzar la FID, están, por supuesto, los aspectos regulatorios que debemos considerar. Pero tenemos experiencia en todos los estados en los que operamos. Tenemos experiencia con esos reguladores y confianza en seguir adelante con ello.

Entendido. Genial. Y mi pregunta de seguimiento es sobre el comentario acerca del crecimiento futuro y la perspectiva más constructiva para la demanda de gas en este país, donde mencionan que están siendo agresivos en su búsqueda de crecimiento adicional. Pensando en el oleoducto de Permian hacia el oeste que no ganaron, ¿hubo alguna lección aprendida en ese proceso que vayan a aplicar al competir por futuras oportunidades de crecimiento en este país, particularmente al considerar la posición competitiva de su base de activos?

Creo que abordamos ese proyecto de la misma manera que todos los demás. Por lo tanto, no creo que haya habido lecciones específicas aprendidas en ese caso.

Nuestra siguiente pregunta es para Zach Van Everen con TPH.

Quizás pensando en la demanda de gas natural en la Costa del Golfo. Me genera curiosidad saber cuánta capacidad disponible tienen en el NGPL Southbound si pudieran abastecer más gas a ese gasoducto.

Mire, quiero decir, estamos —una vez más, como ya escucharon, estamos operando con factores de carga muy altos. Creo que las opciones más fáciles están prácticamente descartadas. Estamos analizando cierta capacidad de expansión. Verán algunas reservas que se extienden por allí. Claramente, estamos trabajando en un conjunto de oportunidades bastante sólido en ambas direcciones. Cuando piense en el lado de la demanda, piense en la energía, piense en la agregación de la oferta y piense en el movimiento para llevar la oferta hacia los mercados de uso final; creo que el conjunto de oportunidades allí es bastante fuerte. Pero en cuanto a capacidad específica, quiero decir, tenemos... hay tantos nichos de capacidad por allí en el EBB. Están ahí, si es que hay alguno, pero me sorprendería si hubiera alguna capacidad significativa en las áreas clave donde la necesiten.

Entendido. Tiene sentido. Y luego —sobre KinderHawk, parece que los volúmenes siguen rindiendo bien allí. ¿Han incorporado una parte de ese proyecto de expansión y, quizás, cuál es el ritmo para el resto del año en el que planean poner en marcha esa capacidad?

Sí. Mire, primero, estamos operando prácticamente al límite de nuestras capacidades, y los volúmenes están ahí. Aún no hemos incorporado la expansión, pero planeamos ponerla en marcha a medida que la integremos durante el resto del año para añadir un Bcf incremental de capacidad de procesamiento, y estamos en camino de lograrlo.

Y por el momento, no tengo más preguntas.

De acuerdo. Muchas gracias a todos.

Gracias. Con esto concluye la conferencia de hoy. Pueden desconectarse en este momento.