Hola a todos. Gracias por acompañarnos y bienvenidos a la conferencia de resultados del segundo trimestre del año fiscal 2026 de National Fuel Gas Company. [Instrucciones del operador] Cedo ahora la palabra a Natalie Fischer, Directora de Relaciones con Inversores. Adelante, por favor.

Gracias, Karina, y buenos días. Les agradecemos que nos acompañen en la conferencia telefónica de hoy para analizar el informe de resultados publicado ayer por la tarde. Nos acompañan en la llamada, por parte de National Fuel Gas Company, Dave Bauer, Presidente y Consejero Delegado; Tim Silverstein, Tesorero y Director Financiero; y Justin Loweth, Presidente de Seneca Resources y National Fuel Midstream. Al finalizar las declaraciones preparadas de hoy, abriremos el turno de preguntas.

El informe de resultados del segundo trimestre del año fiscal 2026 y la presentación para inversores de abril ya están disponibles en nuestro sitio web de Relaciones con Inversores. Es posible que hagamos referencia a estos materiales durante la llamada de hoy.

Nos gustaría recordarles que la teleconferencia de hoy contendrá declaraciones prospectivas. Aunque las expectativas, creencias y proyecciones de National Fuel se realizan de buena fe y se consideran fundamentadas, los resultados reales pueden diferir materialmente. Estas declaraciones solo tienen validez a la fecha en que se realizan, y pueden consultar el informe de resultados de ayer por la tarde para obtener una lista de ciertos factores de riesgo específicos. Dicho esto, le cedo la palabra a Dave Bauer.

Gracias, Natalie, y buenos días a todos. National Fuel tuvo un sólido segundo trimestre con un beneficio por acción ajustado de $2.71, lo que supone un incremento del 13% respecto al año anterior. Esto mantiene nuestra racha de crecimiento de EPS de doble dígito y nos permite seguir encaminados para alcanzar nuestro objetivo de crecimiento anual medio superior al 10% a largo plazo. También me complace informar que, durante el trimestre, alcanzamos hitos adicionales en todo el sistema que refuerzan aún más nuestras perspectivas de beneficios a largo plazo.

Nuestro segundo trimestre fue un ejemplo claro de la fuerte resiliencia operativa de nuestros activos de gas natural, especialmente durante episodios de clima severo. En enero y febrero, experimentamos una ola de frío prolongada en nuestra zona de actividad, donde las temperaturas mínimas diarias en algunas de nuestras regiones estuvieron bajo cero durante 19 días consecutivos. Un gran agradecimiento a nuestra dedicada plantilla y a los contratistas que trabajaron a pesar de las inclemencias del tiempo para garantizar que el flujo de gas no se interrumpiera durante este periodo crítico. En general, nuestros sistemas funcionaron extremadamente bien, sin problemas notables en nuestros negocios de Utility y de Pipeline and Storage.

En la división no regulada, nuestras instalaciones de producción y recolección funcionaron muy bien, con interrupciones por congelación limitadas. Esto nos permitió aprovechar algunos de los precios fuertes que vimos durante los días más fríos. Sin embargo, experimentamos algunos cierres de carreteras regionales durante varios días debido a las fuertes nevadas. Durante este periodo de mal tiempo, ralentizamos el ritmo de las terminaciones y retrasamos el flowback de una nueva plataforma, lo que tuvo un impacto modesto en nuestra producción del trimestre y afectará de forma similar a la producción de todo el año.

En cuanto a la perforación y terminación, seguimos centrándonos en la optimización de nuestro programa de desarrollo integrado. Hemos logrado avances sustanciales en las pruebas tanto de nuestros diseños de pozos Gen 4 como de nuestras ubicaciones en Upper Utica, y estamos viendo un éxito continuo, lo que mejora aún más nuestras perspectivas a largo plazo. Con décadas de ubicaciones de inventario principal, una cartera de comercialización en crecimiento y mejoras continuas en la eficiencia del capital, nuestro negocio integrado de Upstream & Gathering está posicionado para generar un crecimiento significativo de la producción y del flujo de caja libre en los próximos años. Justin proporcionará más detalles más adelante en la llamada.

Nuestras perspectivas para los negocios regulados también son sólidas. Comenzando con el segmento de Pipeline and Storage, seguimos desarrollando nuevas oportunidades de expansión en nuestro sistema Line N, el cual está bien posicionado para dar soporte tanto a la generación behind-the-meter co-ubicada con centros de datos como a la necesidad más amplia de generación eléctrica dentro de PJM. La semana pasada, ejecutamos un acuerdo precedente para una nueva oportunidad de expansión que denominamos proyecto de actualización del sistema Line N. Este proyecto tiene un doble beneficio para nosotros. Primero, añade 94,000 dekatherms diarios de capacidad de transporte incremental, todo lo cual fue suscrito bajo un contrato a largo plazo con una contraparte con grado de inversión. Y segundo, el proyecto nos permite modernizar un tramo clave de 6 millas de tubería, asegurando la fiabilidad e integridad continuas de esa parte de nuestro sistema. El proyecto tiene un coste de capital estimado de $93 million, aproximadamente el 70% del cual se refiere al componente de modernización, y se espera que entre en servicio a finales del año natural 2028. Asimismo, este trimestre comenzó la construcción de nuestros proyectos de expansión Shippingport Lateral y Tioga Pathway, los cuales avanzan según lo previsto para cumplir con sus fechas objetivo de entrada en servicio en noviembre de 2026.

Por último, hoy, Supply Corporation presentará ante la FERC un nuevo caso de tarifas que busca un incremento de aproximadamente $95 million en nuestro coste de servicio. Además, nuestra solicitud propone un mecanismo de seguimiento de modernización (modernization tracker) para respaldar la inversión continua en la seguridad y fiabilidad del sistema. Esperamos que este procedimiento siga el cronograma habitual y confiamos en alcanzar un acuerdo en algún momento de este otoño, con las nuevas tarifas entrando en vigor a finales del año natural. En conjunto, entre el caso de tarifas y los dos proyectos de expansión, el ejercicio fiscal 2027 debería ser un periodo de crecimiento significativo para nuestro negocio de Pipeline and Storage.

Pasando a la división de Utility. La asequibilidad para el cliente sigue siendo nuestra prioridad, y continuamos trabajando estrechamente con nuestros reguladores para asegurar que podamos seguir invirtiendo en la modernización de nuestro sistema manteniendo tarifas razonables. Nuestras tarifas de distribución son las más bajas en ambos estados, y estamos haciendo todo lo posible para que así siga siendo. En Nueva York, estamos en el segundo año de nuestro plan de tarifas de 3 años, que se extiende hasta finales del ejercicio fiscal 2027. Mirando más allá de 2027, nos queda más de una década de inversiones de modernización pendientes al ritmo de sustitución actual. En los próximos meses, trabajaremos proactivamente en una solución para recuperar estas importantes inversiones futuras.

En Pensilvania, nuestro caso de tarifas progresa según lo previsto. Hace unas semanas se presentaron los testimonios del personal y de otras partes intervinientes. Presentaremos el testimonio de réplica en mayo y esperamos iniciar las discusiones para un acuerdo durante el verano. Dada nuestra modesta solicitud de incremento de tarifas, somos optimistas en que alcanzaremos un acuerdo para el otoño. Espero que las discusiones sean constructivas. Como dije, nuestras tarifas son las más bajas del estado y seguirían siendo las más bajas incluso si recibimos el incremento total de $20 million que hemos solicitado.

Pasando a Ohio. La adquisición de CenterPoint sigue el camino previsto para cerrarse en el cuarto trimestre del año natural. En enero, realizamos nuestra presentación ante la HSR y el periodo de espera requerido ya ha transcurrido, completando así ese proceso regulatorio. Además, hemos notificado la adquisición a la Public Utilities Commission de Ohio y esperamos una orden de la comisión a finales de la primavera o principios del verano. Tim dará más detalles sobre la adquisición más adelante en la conferencia.

Antes de cerrar, unas palabras sobre la política energética en el estado de Nueva York, donde seguimos viendo un reconocimiento creciente del papel práctico que el gas natural debe desempeñar en el futuro energético del estado. Si bien Nueva York mantiene su compromiso con sus objetivos climáticos a largo plazo, las propuestas recientes de la gobernadora Hochul y la adopción del plan energético estatal reflejan un enfoque de sentido común más equilibrado. Los responsables políticos se centran cada vez más en mantener la fiabilidad, proteger la asequibilidad para los clientes y garantizar que el sistema pueda funcionar durante los periodos de máxima demanda, especialmente durante los eventos meteorológicos invernales. Esas discusiones subrayan lo que hemos creído durante mucho tiempo: el sistema de gas natural existente sigue siendo esencial para abastecer a hogares y empresas y para respaldar la fiabilidad de la red eléctrica, y seguirá siendo una parte crítica de la combinación energética de Nueva York durante décadas.

Para concluir, National Fuel está bien posicionada para ofrecer un crecimiento constante en beneficios y flujo de caja en los próximos años. Contamos con un excelente conjunto de activos integrados de Upstream y Gathering con varias décadas de inventario de desarrollo de alta calidad. Nuestra infraestructura de midstream está estratégicamente ubicada para proporcionar un apoyo clave al crecimiento significativo de la generación eléctrica mediante gas natural que se espera en la región. Y contamos con una base creciente de beneficios de utility que se verá aún más reforzada con la finalización de nuestra adquisición pendiente de LDC en Ohio. En conjunto, la propuesta de valor de National es más sólida que nunca. Con esto, cedo la palabra a Tim.

Gracias, Dave, y buenos días a todos. National Fuel obtuvo un EPS récord en el segundo trimestre, impulsado en gran medida por la solidez de nuestra cartera de marketing y cobertura de gas natural. Hemos posicionado intencionadamente esta cartera para capturar un beneficio significativo derivado de los precios más altos en invierno, y vimos cómo eso se materializaba a finales de enero y febrero. Combinando esto con el crecimiento constante de nuestros negocios regulados, el EPS ajustado de National Fuel aumentó un 13% en el trimestre. También generamos aproximadamente $160 million en flujo de caja libre. Esta combinación única de crecimiento del EPS y una generación significativa de flujo de caja libre diferencia a National Fuel de muchos de nuestros pares.

Analizando con más detalle los resultados del trimestre. En primer lugar, en el segmento de Integrated Upstream and Gathering, las realizaciones de precios aumentaron más de $0.50 por Mcf, casi un 20%. Aunque convertimos gran parte de nuestra cartera de comercialización a precios vinculados al NYMEX, mantenemos una mayor exposición durante los meses de invierno a mercados con potencial de precios con prima a medida que la demanda se dispara. Esa exposición proporcionó un gran viento a favor durante el trimestre. Al combinar esto con la inclinación hacia los collars en los meses de invierno, pudimos capturar un buen beneficio durante la prolongada ola de frío.

En cuanto a la producción, los resultados fueron ligeramente inferiores a las expectativas. Como mencionó Dave, el sistema resistió bien durante las condiciones meteorológicas adversas. Sin embargo, el cierre de carreteras afectó nuestras operaciones, lo que redujo la producción del trimestre. En conjunto, esto tuvo un impacto de 5 Bcf en el trimestre.

Por último, nuestros gastos de O&M de gathering por unidad fueron ligeramente superiores a lo esperado. Esto fue resultado de una nueva estrategia de mantenimiento preventivo que implementamos en varios compresores. En condiciones normales, retiramos los compresores de servicio para realizar el mantenimiento. Sin embargo, en ciertos casos, resulta más beneficioso sustituir por un motor nuevo para minimizar el tiempo de inactividad y actualizar la tecnología. El coste de realizar esto es mínimo, pero las normas contables nos obligan a registrar una amortización del valor contable neto restante de la unidad que se sustituye. Como resultado, registramos un gasto mayor de lo habitual durante el trimestre. Ahora esperamos que el O&M de gathering sea $0.01 más alto, situándose en $0.12 por Mcf para todo el año. Pero en la dirección opuesta, se espera que el LOE de upstream sea $0.01 más bajo. De forma combinada, no prevemos ningún impacto en nuestra estructura de costes.

En la parte regulada del negocio, los resultados superaron las expectativas, ya que seguimos observando una sólida ejecución en todos los ámbitos.

Pasando a las perspectivas. El mayor cambio para el resto del año se refiere a nuestra asunción de precios del NYMEX, que ahora proyectamos en $3 por MMBtu, frente a los $3.75 anteriores. Con la reducción de los precios, también estamos observando diferenciales de basis ligeramente más ajustados durante ese mismo periodo, que ahora proyectamos que estarán $0.80 por debajo del NYMEX. Estamos cubiertos aproximadamente en un 75% para el resto del año, con la mayor parte en forma de swaps y ventas a precio fijo. Esto proporciona certidumbre en los precios, lo que mitiga el impacto de la previsión de precios más bajos en nuestro guidance de beneficios, que ahora proyectamos que se situará en el rango de $7.45 a $7.75 por acción. En el punto medio, esto representa un aumento del 10% respecto al año pasado.

En nuestras asunciones también se incluyen otros cambios, como el guidance de producción, que ahora esperamos que sea de 425 a 440 Bcfe para todo el año. Esto es un 3% menos que nuestro rango de guidance anterior, pero en el punto medio sigue siendo superior al del año pasado. A largo plazo, nuestra perspectiva de crecimiento de la producción se mantiene intacta. Como recordatorio, nuestro guidance no asume ningún recorte relacionado con los precios. Hasta ahora, desde el invierno, no hemos recortado volúmenes. Pero en la medida en que veamos caídas materiales de los precios en la cuenca, podríamos decidir hacerlo. En el punto medio del guidance, nuestra exposición al spot se limita a aproximadamente 30 Bcf, lo que minimiza el impacto potencial en los beneficios y el flujo de caja para el año.

Por último, sobre nuestras perspectivas para el ejercicio fiscal 2026, hemos incrementado nuestro guidance para los ingresos del segmento de Pipeline and Storage. Durante el trimestre, a medida que se asentaba el clima más frío, pudimos aprovechar el aumento de la demanda. También vimos mayores ingresos vinculados a un tracker de los costes eléctricos, pero estos se compensan totalmente en el O&M. Hubo un par de ajustes adicionales en algunas asunciones del guidance, todos ellos destacados en nuestro comunicado de resultados y en la presentación para inversores.

Cambiando al tema de capital. Nuestro guidance se mantiene igual. Sin embargo, nos estamos desplazando hacia la parte alta de esos rangos. En las filiales reguladas, hemos tenido un gran éxito con nuestros programas de modernización y vamos adelantados respecto a nuestros planes para el año. Con nuestros procesos de revisión de tarifas pendientes, esperamos obtener una recuperación oportuna de este gasto. Nuestros dos proyectos de expansión de gasoductos también van según lo previsto, tanto en términos de calendario como de presupuesto. La mayor parte de la temporada de construcción aún está por delante, por lo que las cosas pueden variar un poco mientras trabajamos durante el resto del año fiscal. Justin dará más detalles sobre el gasto no regulado en un momento.

En términos generales, nuestro balance general está en excelentes condiciones. Seguimos anticipando la generación de una cantidad significativa de flujo de caja libre, más que suficiente para cubrir nuestro creciente dividendo y reducir el apalancamiento absoluto antes de cerrar la adquisición de Ohio LDC. Esperamos terminar el año por debajo de 2x deuda/EBITDA y acercarnos al 50% de FFO sobre deuda. Esto nos deja en una posición cómoda para alcanzar nuestro objetivo de un ratio deuda/EBITDA de mediados de 2x tras el primer año completo post-cierre.

En cuanto a la adquisición, las cosas avanzan bien. Con el proceso HSR ya superado, nuestro enfoque se centra en la notificación de registro en Ohio. Hemos mantenido varias conversaciones con el personal de la comisión durante los últimos meses y esperamos completar este proceso con bastante antelación al cierre. Nuestros equipos también están trabajando diligentamente para preparar una transición eficiente del negocio, y confiamos en que será un proceso fluido para los clientes.

También estamos tomando las medidas necesarias para posicionarnos y completar la financiación permanente restante antes del cierre. Estamos trabajando para finalizar los estados financieros pro forma necesarios, que prevemos concluir en breve. Una vez que estén listos, empezaremos a evaluar el mercado para encontrar la ventana adecuada para captar los $1 billion restantes que necesitamos al cierre. También planeamos refinanciar nuestro vencimiento de octubre de $300 million y convertir en préstamo a largo plazo una parte del préstamo a plazo que reembolsamos temporalmente con los fondos de nuestra emisión de acciones completada el pasado diciembre. En conjunto, esperamos captar hasta $1.5 billion a través de múltiples tramos. Además, recientemente ampliamos nuestra línea de crédito comprometida, que ahora proporciona una capacidad de endeudamiento de $1.3 billion para respaldar nuestras crecientes operaciones. Esto contó con un sólido respaldo de nuestro grupo bancario y nos proporciona flexibilidad financiera adicional en el futuro.

En conclusión, esperamos que 2026 sea un punto de inflexión clave para National Fuel. Estamos aprovechando nuestros activos de gasoductos interestatales y nuestras relaciones comerciales para expandir significativamente los negocios regulados por la FERC. Tenemos dos proyectos de expansión críticos en construcción y otra expansión anunciada ayer. Nuestra adquisición de Ohio LDC proporcionará una vía adicional para un crecimiento estable y regulado. Por último, nuestro sólido balance general y el significativo flujo de caja libre generado por nuestros negocios no regulados proporcionan la base sobre la cual podemos ofrecer un mayor crecimiento. Combinando esto con nuestro compromiso de devolver de forma constante una cantidad creciente de efectivo a los accionistas, National Fuel está posicionada para crear valor en los próximos años. Con esto, cedo la palabra a Justin.

Gracias, Tim, y buenos días a todos. Nuestro segmento de Integrated Upstream and Gathering tuvo un segundo trimestre sólido, con un EBITDA récord de más de $300 million, impulsado por una producción neta de 102 Bcf y precios de gas natural más altos durante la tormenta invernal Fern. A pesar de las severas condiciones meteorológicas, nuestro equipo y las instalaciones de Integrated Upstream and Gathering funcionaron excepcionalmente bien, con un tiempo de inactividad mínimo debido a los congelamientos (freeze-offs).

Dicho esto, las fuertes nevadas y el frío extremo de enero y febrero provocaron el cierre de carreteras, lo que ralentizó las terminaciones y retrasó el flowback en una nueva plataforma. Estos factores derivados del clima afectaron ligeramente la producción durante el trimestre y se espera que tengan un efecto similar en la producción del año fiscal a medida que los volúmenes se desplacen a periodos futuros.

Además, el otoño pasado, pusimos en línea una plataforma de 6 pozos en el noroeste de Tioga y un bloque de falla separado, que incluía un pozo de Upper Utica y una prueba de Lower Utica Gen 4, junto con 4 pozos de diseño antiguo. Los 4 pozos con diseños de estilo antiguo están rindiendo por debajo de nuestras proyecciones. Esta plataforma se perforó estratégicamente hace unos 18 meses, en parte para mantener una parcela de terreno de casi 20,000 acres, pero antes de nuestra prospección sísmica 3D y de la incorporación de esos datos en nuestro modelo de subsuelo más amplio. Hoy, contamos con el beneficio de un modelo de subsuelo integrado y otros atributos significativos en la gran mayoría de nuestra área de desarrollo principal, lo que esperamos que conduzca a resultados superiores en el futuro. Por el contrario, los pozos Gen 4 y Upper Utica de la plataforma están demostrando una fuerte productividad en línea con nuestras expectativas.

Si bien los pozos de diseño antiguo afectarán ligeramente nuestra estimación de producción para el resto del año fiscal '26, los resultados de Gen 4 y Upper Utica, junto con nuestro profundo conocimiento del subsuelo, refuerzan nuestra confianza en esta zona y en el diseño óptimo de los futuros pozos. En general, estamos reduciendo la guidance de producción para el año fiscal '26 en un 3% en el punto medio, situándola en un rango de 425 a 440 Bcf para tener en cuenta el impacto previsto de estos elementos. A pesar de este modesto ajuste, mantenemos la confianza en un crecimiento de producción duradero de un dígito medio durante los próximos años. En todas nuestras operaciones, seguimos centrados en la mejora continua y estamos avanzando en nuestro programa de pruebas para optimizar aún más el diseño de los pozos y comprender los factores que impulsan la productividad en nuestra área principal.

Durante el trimestre, nuestros dos pads de Tioga Utica con mejor desempeño hasta la fecha, Bauer y Taft, alcanzaron una producción acumulada de 130 Bcf. Los 12 pozos de estos pads, 10 de los cuales incorporaron diseños Gen 3 y Gen 4 y dos de los cuales son pozos de Upper Utica, se pusieron en producción a finales de 2024 y produjeron a niveles limitados por capacidad de 25 millones a 30 millones por día durante un periodo prolongado. Estimamos que aportarán unos 900 millones por cada 1,000 pies en 18 meses, situándose entre los mejores resultados de la cuenca.

Pasando a la actividad de desarrollo durante el Q2. Pusimos en producción nuestro primer pad de codesarrollo en Tioga con 3 pozos de Upper Utica y 3 de Lower Utica, y tenemos planeado otro pad para entrar en funcionamiento hacia finales del año fiscal. En este pad, también utilizamos instalaciones de producción que nos permitieron operar un único pozo de Tioga Utica con una limitación de capacidad de 40 millones por día, muy por encima de los 25 millones a 30 millones por día que mantuvimos en Bauer y Taft. Es pronto, pero es un dato alentador. El equipo está haciendo un gran trabajo ampliando lo que creemos que es posible en cuanto a la capacidad de entrega de los pozos. Finalmente, al cierre del trimestre, comenzamos la producción de nuestro primer pad de Lower Utica Gen 4 totalmente delimitado con un total de 5 pozos. Ampliar la capacidad de nuestros equipos de superficie, comprender las influencias del codesarrollo y generar confianza en el diseño óptimo de los pozos son componentes clave de nuestro enfoque de mejora continua. En conjunto, estos datos informan nuestra planificación de desarrollo a largo plazo, y seguiremos siendo deliberados al probar variables y aplicar lo aprendido para optimizar aún más el programa con el tiempo.

Pasando al capital. Mantenemos nuestra guidance previa de $560 million a $610 million. Nuestro equipo de perforación está impulsando eficiencias que podrían dar lugar a la perforación de más pozos este año. Si bien esto es muy positivo y reduce nuestro coste por pie, tiene el potencial de adelantar la necesidad de capital. En la parte terrestre, hemos estado extremadamente activos, realizando una serie de movimientos estratégicos para reforzar nuestra posición de superficie dado nuestro optimismo respecto al recurso de Utica. También estamos viendo vientos en contra en los costes vinculados al conflicto en Irán, particularmente precios más altos del petróleo y del diésel que repercuten en la perforación, las terminaciones y la logística, especialmente en las actividades intensivas de transporte de larga distancia. En conjunto, estos elementos nos sitúan en la parte alta del rango.

En nuestras operaciones de recolección, las actividades de construcción están bien encaminadas, y se espera que la construcción estacional de gasoductos e infraestructuras continúe durante los meses de verano. La actividad a corto plazo sigue respaldando el crecimiento de la producción de Seneca, al tiempo que avanza las oportunidades de volúmenes incrementales de terceros en el condado de Tioga. Tenemos múltiples proyectos en marcha para ampliar la capacidad de gasoductos y compresión en nuestra zona principal. Y el volumen de transporte continúa siguiendo de cerca la producción de Seneca, con los volúmenes de terceros estables y en línea con nuestras proyecciones para todo el año.

Pasando a la perspectiva general del gas natural. Somos optimistas respecto a la configuración a largo plazo y vemos fundamentos que respaldan precios más altos con el tiempo. Las exportaciones de LNG están cerca de niveles récord de alrededor de 20 Bcf por día, con capacidad adicional que entrará en funcionamiento. Y los acontecimientos mundiales recientes siguen destacando el valor del gas natural estadounidense, fiable y de bajo coste. A nivel nacional, la demanda está aumentando en las regiones del Noreste y del Atlántico Medio, impulsada por la generación de energía mediante gas, los centros de datos y el crecimiento de la carga relacionada con la IA. Al mismo tiempo, la disciplina de los productores está manteniendo controlado el crecimiento de la oferta, particularmente en Appalachia, donde los recortes directos están limitando eficazmente los volúmenes a corto plazo que exceden la demanda. En general, esperamos un mercado más equilibrado y una mejora en la realización de precios a largo plazo para el suministro de alta calidad de Appalachia, especialmente para operadores con un fuerte acceso al mercado y flexibilidad como Seneca.

En este contexto, estamos ejecutando nuestra estrategia de comercialización plurianual para alcanzar mercados premium y obtener mayor flexibilidad, tanto dentro como fuera de la cuenca. Durante los próximos años, esperamos que la capacidad total de transporte firme crezca aproximadamente un 50%, hasta superar los 1.5 Bcf por día. Precisamente este mes, obtuvimos acceso a nuestro nuevo transporte firme de 50 millones por día que llega a la Costa del Golfo. Durante el segundo trimestre, añadimos otros 50 millones por día de capacidad firme a largo plazo por la misma ruta que entrará en servicio en los próximos años, duplicando nuestra exposición a la Costa del Golfo con el tiempo en condiciones igualmente atractivas. Nuestra profundidad de inventario en el noreste de Pensilvania, que es posiblemente mayor que la de cualquier competidor en la región, nos posiciona bien para ser un adquiriente disciplinado de capacidad de transporte a medida que esté disponible. Con el creciente acceso al Golfo, el proyecto Tioga Pathway que entrará pronto en servicio y el Proyecto Stratum de EGT, que llega a mercados premium en el oeste de Pensilvania y al Leidy Hub, estamos tomando medidas estratégicas para respaldar el crecimiento a largo plazo mediante valiosos contratos de capacidad de gasoducto. Vemos oportunidades adicionales por delante y mantenemos la confianza en nuestra capacidad para generar crecimiento con realizaciones de precios premium a lo largo del tiempo.

Para concluir, la fortaleza subyacente de nuestra base de activos es clara. Nuestro programa de pruebas sigue validando la profundidad y calidad de nuestras concesiones y ayudará a optimizar el desarrollo en los próximos años. Hemos mantenido la disciplina en el capital a pesar de los vientos en contra emergentes, y nuestras recientes inversiones en comercialización y midstream respaldan el crecimiento futuro y un mayor acceso a los mercados premium. En general, seguimos bien posicionados para ofrecer un crecimiento de producción duradero, aumentando el flujo de caja libre y el valor a largo plazo para nuestros stakeholders. Con esto, cedo la palabra al operador para abrir la sesión de preguntas.

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