Buen día, damas y caballeros, y gracias por su paciencia. Bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de Ovintiv. Como recordatorio, la llamada de hoy está siendo grabada. [Instrucciones del operador] Se les informa que esta conferencia de resultados puede no ser grabada ni retransmitida sin el consentimiento expreso de Ovintiv. Ahora me gustaría ceder la palabra en la conferencia a Jason Verhaest, de Relaciones con Inversores. Adelante, Sr. Verhaest.

Gracias, Joanna, y bienvenidos a todos a nuestra conferencia de resultados del primer trimestre de '26. Esta llamada se está transmitiendo por internet y las diapositivas están disponibles en nuestro sitio web en ovintiv.com. Por favor, presten atención al aviso sobre las declaraciones prospectivas al inicio de nuestras diapositivas y en nuestros documentos de divulgación presentados en EDGAR y SEDAR+. Tras las intervenciones preparadas, estaremos disponibles para responder a sus preguntas. Cedo ahora la palabra a nuestro Presidente y CEO, Brendan McCracken.

Gracias, Jason. Buenos días a todos y gracias por acompañarnos. Creemos que los pasos estratégicos para que una empresa de E&P genere una creación de valor diferenciada consistirán en construir una cartera con activos de primer nivel y profundidad de inventario, crear una ventaja competitiva mediante una innovación y ejecución sólidas, demostrar una trayectoria probada en la asignación de capital para ofrecer rendimientos superiores y duraderos, y combinar todo ello con un balance general saneado. Estamos muy entusiasmados de haber posicionado a Ovintiv en la valiosa situación de cumplir en todos los frentes. Desde 2023, hemos incrementado nuestro inventario de perforación en Permian y Montney en más de 3,200 ubicaciones. Esta expansión de la vida útil del inventario no ha tenido parangón entre nuestros pares y nos deja con una de las posiciones de inventario más valiosas de la industria. Lo logramos sin diluir a nuestros accionistas y mientras aumentábamos el ROCE y reducíamos sustancialmente la deuda. Y durante todo este tiempo, nuestro equipo ha seguido consolidando su trayectoria de excelencia operativa y comercial, cuya evidencia es observable en los datos públicos. Producimos los pozos de petróleo de mayor productividad en la cuenca de Midland y en Montney. Y lo hacemos como el líder indiscutible en costes en Montney y entre los 2 operadores con menores costes en la cuenca de Midland.

También hemos impulsado la rentabilidad mediante la comercialización estratégica de nuestros volúmenes para obtener precios realizados elevados, reduciendo nuestros costes en efectivo y disminuyendo nuestros gastos por intereses y gastos generales. Estoy sumamente orgulloso de nuestro equipo; han demostrado una determinación tremenda para convertir nuestra empresa en una líder de E&P. Nos complace ver cómo el valor de lo que hemos construido empieza a ser reconocido por el mercado, y estamos entusiasmados porque todavía hay mucho margen de mejora. Hemos tenido un inicio de año productivo con la exitosa integración de los activos de NuVista adquiridos recientemente, la venta de nuestros activos de Anadarko y el significativo desapalancamiento de nuestro balance general. Logramos todo esto manteniendo nuestro enfoque en la excelencia en la ejecución y obteniendo otro trimestre sólido de resultados operativos y financieros. Creemos que la estabilidad tiene un valor real para nuestros accionistas. Hemos reducido fundamentalmente el riesgo de nuestro negocio y nos hemos posicionado para ofrecer retornos duraderos durante muchos años.

Desde la creación de nuestro marco de retribución al accionista en 2021, hemos devuelto $3.7 billion a nuestros accionistas mediante $2.4 billion en recompras de acciones y $1.3 billion en dividendos base. A principios de marzo, introdujimos la siguiente progresión lógica de nuestro marco, diseñada para aportar un valor sustancial a nuestros accionistas, permitiendo al mismo tiempo una mayor flexibilidad. Nos comprometimos a devolver entre el 50% y el 100% de nuestro free cash flow mediante dividendos y recompras de acciones. En 2026, comenzamos el año con el objetivo de asignar al menos el 75% de nuestro free cash flow a la retribución al accionista. El mercado ha cambiado drásticamente desde entonces, con precios del petróleo sustancialmente más altos de lo que esperábamos. Incluso con el fuerte repunte de nuestras acciones en lo que va del año, seguimos observando una brecha sustancial entre nuestro precio de acción y el valor intrínseco de nuestro negocio a precios de mitad de ciclo. Dicho esto, con los precios más altos y un mayor free cash flow, creemos que tiene sentido evitar una sobreindexación en recompras procíclicas. También creemos que es oportuno aprovechar la ocasión para acelerar aún más la reducción de la deuda neta. Por lo tanto, si los precios del petróleo se mantienen elevados, prevemos situarnos en el rango del 50% al 75%. Pero incluso en ese caso, seguiremos asignando más dólares en términos absolutos a las recompras de acciones de lo que habíamos previsto a principios de marzo.

Si los precios del petróleo retroceden, tendremos capacidad para ser oportunistas con recompras incrementales, y esperaríamos volver al rango del 75% o superior en ese escenario. Una vez más, independientemente de los movimientos de precios a partir de ahora, se anticipa que nuestros rendimientos para los accionistas este año superen nuestro plan original en términos de dólares absolutos. Ahora pasaré la palabra a Corey para que analice nuestros resultados financieros.

Gracias, Brendan. Además de nuestra cartera de activos de primer nivel, nuestro balance general es ahora más sólido que en la última década. Con los ingresos de la venta de Anadarko, pudimos reducir significativamente la deuda. Y al 30 de abril, nuestra deuda neta fue inferior a $3.3 billion o menos de 0.8x de leverage. Nuestro perfil de deuda a largo plazo restante no tiene vencimientos antes de 2030.

Esperamos obtener más de $80 million en ahorros de intereses anualizados por la deuda que hemos amortizado desde principios de año. Esto incluye la amortización de las notas de 2026 y 2028, así como el saldo de nuestra línea de crédito. También contamos con una liquidez significativa de $4 billion, lo que refuerza nuestra resiliencia y nos permite ser flexibles y oportunistas a lo largo del ciclo de las materias primas.

Mantenemos nuestro compromiso con nuestra calificación crediticia de grado de inversión, y nuestras transacciones recientes fueron vistas positivamente por las agencias de calificación. Nuestra estructura de capital ha sido dimensionada correctamente y nuestro leverage se compara favorablemente con el de nuestros pares. Y de ahora en adelante, operamos desde una posición de fortaleza. Nuestros resultados del primer trimestre demuestran nuestro enfoque continuo en la excelencia en la ejecución y un sólido desempeño financiero.

Nuestro flujo de caja por acción de $4.62 superó las estimaciones del consenso en aproximadamente un 6%, y nuestro free cash flow totalizó $634 million. Alcanzamos volúmenes en el extremo superior de nuestros rangos de guidance para cada producto, incluyendo una producción de petróleo y condensado de aproximadamente 225,000 barriles por día. Nuestra inversión de capital de $605 million se situó en el extremo inferior de nuestro rango de guidance, al igual que nuestro costo total por unidad. Registramos un deterioro no monetario después de impuestos por pruebas de sellado de $1.2 billion que resultó en una pérdida durante el trimestre.

El deterioro se debió a la debilidad de los precios del petróleo en el primer trimestre, lo que redujo el precio de los últimos 12 meses según la SEC. Con los precios actuales de [ strip ], no prevemos incurrir en más deterioros. Maximizar la eficiencia del capital y la generación de flujo de caja libre es una prioridad absoluta este año. Como señaló Brendan, los impactos de los recientes eventos globales han elevado los precios a corto plazo. Sin embargo, el impacto de la dinámica fundamental de oferta y demanda sigue sin estar claro.

Nuestra cartera cuenta ahora con una duración significativa y capacidad para aumentar la producción. No obstante, creemos que sigue siendo prudente mantener nuestro programa de estabilidad, con una actividad nivelada tanto en Permian como en Montney, y que los precios más altos del petróleo incrementan el flujo de caja libre. Actualmente no observamos una presión inflacionaria significativa en nuestro programa de capital para 2026, fuera de los mayores costes del diésel. Para el resto del año, prevemos compensar en gran medida cualquier inflación de costes adicional con eficiencias operativas. Por lo tanto, nuestro guidance de capital se mantiene sin cambios.

A pesar de las mayores tasas de regalías derivadas de los precios más altos del petróleo y el condensado en nuestras operaciones canadienses, sobre las que Greg profundizará más adelante, mantenemos nuestras perspectivas de producción para el año completo, incluyendo entre 205,000 y 212,000 barriles por día de petróleo y condensado. Se espera que el sólido desempeño tanto en Permian como en Montney compense los volúmenes perdidos por las mayores regalías. En el segundo trimestre, prevemos que la producción promedie aproximadamente 623,000 BOEs por día, incluyendo unos 203,000 barriles por día de petróleo y condensado, y se espera que nuestro gasto de capital se sitúe en torno a $575 million.

Se espera que el ritmo de actividad en ambos activos sea bastante proporcional durante el resto del año. Ahora cedo la palabra a Greg, quien hablará sobre nuestros hitos operativos.

Gracias, Corey. Estoy muy orgulloso de los esfuerzos realizados por nuestros equipos operativos este trimestre. A través de la integración de los activos de NuVista y el proceso de venta de Anadarko, nunca perdieron el enfoque en la seguridad y la ejecución eficiente. Nuestro equipo está comprometido con la mejora continua de nuestra eficiencia de capital, y nuestro excelente desempeño operativo durante el primer trimestre nos da confianza en lo que podemos lograr durante el resto del año.

En Montney, la productividad de nuestros pozos en el primer trimestre fue muy sólida y se sitúa por encima de nuestra curva tipo de 2026. Alcanzamos nuestro objetivo de 85,000 barriles por día en el primer mes tras el cierre de la adquisición, y estamos muy satisfechos con los resultados en toda nuestra superficie. Con los activos de NuVista ya plenamente integrados en nuestras operaciones en Montney, nos centramos en ejecutar un programa de carga de pozos y compensar el impacto de las mayores tasas de regalías.

La estructura de regalías de escala variable es un aspecto único del desarrollo de esquisto en Canadá. Como sugiere el nombre, el porcentaje de regalía que pagamos sube y baja en función de los precios vigentes de las materias primas. Por lo tanto, aunque los volúmenes brutos no cambian, las mayores tasas de regalías implican que nuestros volúmenes netos reportados se reducen. En la Slide 10, hemos proporcionado una ilustración simplificada de los impactos en la producción y los ingresos en un rango de precios del petróleo.

La conclusión clave aquí es que, aunque las regalías más altas resultan en menores volúmenes netos, nos estamos beneficiando de precios más altos donde realmente cuenta en los ingresos. Es un buen problema de tener. Si los precios del condensado promediaran $90 por barril durante el año, veríamos una reducción de 5,000 barriles por día en los volúmenes netos reportados, pero un aumento del 40% en los ingresos. Aunque no nos gusta perder volúmenes, es un equilibrio que estamos dispuestos a aceptar. También cabe señalar que los precios del condensado tendrían que alcanzar aproximadamente los $135 por barril antes de que las regalías estuvieran en línea con las tasas pagadas al sur de la frontera, que rondan el 20% al 25%, independientemente de los precios de las materias primas.

Debido a los impactos de las regalías y a los paros programados de las plantas, se espera que la producción en Montney en el segundo trimestre se sitúe en el extremo inferior de nuestro guidance para el año completo. Si bien estos paros y los cambios en las regalías ejercen presión sobre nuestros volúmenes reportados, seguimos muy satisfechos con el rendimiento de los pozos tanto en nuestros activos heredados como en los de NuVista.

Nuestra prueba de densidad incrementada de 15 o 16 sigue cumpliendo o superando nuestras expectativas, y planeamos probar ubicaciones adicionales con potencial de crecimiento a finales de este año. Sin la mayor participación de regalías debida a los precios más altos de las materias primas, nuestros volúmenes totales de petróleo y condensado de la compañía estarían tendiendo hacia el extremo superior del rango de guidance para el año.

Aunque la rentabilidad de nuestros pozos en Montney está impulsada por el condensado, es importante señalar que nuestra estrategia de diversificación de precios del gas natural sigue generando resultados atractivos. En el primer trimestre, la realización del precio del gas en Montney fue del 175% de AECO. Seguimos buscando oportunidades para asegurar tanto ventas físicas fuera de la cuenca como acuerdos financieros para fijar el precio de nuestro gas fuera de AECO. Estamos expuestos a los precios de AECO en menos del 20% de nuestros volúmenes de gas canadienses para 2026. También tenemos un contrato vinculado a JKM por 100 million cubic feet por día que comenzó durante el trimestre, el cual está esencialmente en condiciones favorables cuando AECO cotiza a menos del 20% de JKM. La contribución al flujo de caja de este acuerdo fue mínima en el primer trimestre, pero con los precios actuales de strip para el resto del año, valdría aproximadamente $60 million.

En general, nuestro activo en Montney está funcionando muy bien. Estamos manteniendo una curva de tipo de programa repetible. Y a pesar de কিছু ruidos en las regalías, el programa está ofreciendo resultados fantásticos.

Nuestro equipo se puso manos a la obra desde el primer día en que asumimos la propiedad de los activos de NuVista, y no han mirado atrás. Iniciamos nuestro primer pad en la superficie de NuVista, el [ Wapiti 62 ], solo 2 días después de cerrar el acuerdo, y ya estamos alcanzando nuestro objetivo de costes de $1 million en ahorros por pozo. Esto alinea los pozos en la superficie de NuVista con nuestra estructura de costes actual en Montney, y nos posiciona para alcanzar las $100 million en sinergias de costes anualizadas que prometimos con la transacción.

Estamos logrando ciclos más rápidos, extendiendo la longitud lateral en pozos que de otro modo estarían limitados por las líneas de arrendamiento, ahorros en las completaciones mediante el uso de [ simul frac ] y arena nacional más barata, y reduciendo a la mitad los costes de las instalaciones del sitio de pozos en comparación con el diseño de NuVista. También hemos integrado plenamente los pozos productores adquiridos con nuestro centro de control de operaciones. Esto nos permite operar los pozos de forma remota y aplicar los mismos flujos de trabajo digitales utilizados en todas nuestras operaciones en Montney. El resultado es una reducción del tiempo de inactividad y menores costes de producción. También vemos el potencial de ahorros futuros significativos en aspectos como la capacidad de optimizar nuestros planes de desarrollo, dada una mayor capacidad de procesamiento disponible, y la oportunidad de optimizar aún más nuestra producción base con una infraestructura más integrada.

Estoy muy orgulloso del equipo y de los esfuerzos que realizaron para integrar los nuevos activos en nuestra cartera. Nuestro equipo en Permian continúa con su historial de rendimiento superior en el primer trimestre. Con volúmenes promedio de petróleo y condensado de 126,000 barrels por día, nuestros pozos más recientes están superando la curva tipo de 2026. Estos resultados continúan respaldando la generación de retornos duraderos a lo largo de nuestros 12 a 15 años de inventario premium en la cuenca.

Nos enorgullece enormemente nuestro enfoque de desarrollo y nuestra capacidad para combinar múltiples innovaciones con el fin de generar resultados líderes en la industria, los cuales se desmarcan de la tendencia general de degradación del rendimiento de los pozos en el shale de EE. UU. Como resultado, somos consistentemente uno de los operadores con mayor productividad y menores costes en la Permian.

El trimestre pasado, hablamos del repunte de productividad que hemos observado al combinar innovaciones, como los surfactantes y nuestros diseños de completado. Los hemos aplicado en más de 300 pozos de la Permian desde 2019, por lo que nuestro conjunto de datos es sólido. En comparación con un grupo similar de pozos sin tratamiento de surfactantes, observamos una mejora del 9% en la productividad de petróleo. Creemos que los surfactantes representan aproximadamente la mitad de la mejora en la curva tipo que hemos observado en nuestros activos de la Permian desde 2022. Con un coste de solo unos $100,000 por pozo, estos aditivos químicos personalizados son altamente económicos.

Pero los surfactantes son solo una parte de la historia. Existen otros factores que han contribuido a nuestra mejora en la productividad de los pozos, incluyendo nuestros enfoques de desarrollo y reocupación por cubos, la arquitectura de las etapas, así como el uso de IA en nuestras operaciones entrenada con nuestro conjunto de datos propio. El resultado ha sido una mejora superior al 10% en nuestra productividad de petróleo por pie en la Permian desde 2023. Y esto ocurre mientras que la cuenca en general lucha contra un declive anual del 2%.

De hecho, utilizando datos públicos de [ Invus ], se puede observar que en 2025, nuestros homólogos en la Midland Basin estaban obteniendo una productividad media de pozos en línea con nuestros resultados de 2023, mientras que nuestros pozos de 2025 continúan rindiendo significativamente mejor. Nuestro reciente informe de Jefferies destacó nuestras repetidas mejoras anuales en el rendimiento de la curva tipo y situó la productividad de petróleo por pozo de Ovintiv como la más alta de la cuenca.

Hemos dicho esto durante un tiempo, pero seguimos viendo nuestra cultura de innovación como una verdadera ventaja competitiva. No es algo que se pueda comprar, es algo que debe cultivarse con el tiempo, y estamos viendo cómo genera resultados tangibles. Ahora devuelvo la llamada a Brendan.

Gracias, Greg. Me gustaría tomarme un momento para reconocer a nuestro equipo por los sólidos resultados del primer trimestre que lograron, y agradecer su enfoque y determinación para hacer que nuestro negocio sea más rentable para nuestros accionistas. Obtuvimos otro trimestre sólido, cumpliendo o superando nuestros objetivos y generando un flujo de caja por acción y un flujo de caja libre por acción por encima de las estimaciones del consenso. Nuestra integración de los activos de NuVista está completa y estamos generando un flujo de caja libre muy por encima de nuestras expectativas al inicio del año. Nuestra trayectoria de anticiparnos a las tendencias está resultando muy valiosa para nuestros accionistas. Durante los últimos años, hemos trabajado arduamente para mejorar la calidad y enfocar nuestra cartera, construir una profundidad de inventario extensa, impulsar la eficiencia de capital y reducir nuestro apalancamiento. En el camino, demostramos que somos administradores disciplinados del capital de nuestros accionistas. Ahora estamos entrando en un periodo de estabilidad donde podemos enfocarnos en maximizar la rentabilidad y la eficiencia de nuestro negocio. Estamos entusiasmados por desbloquear el valor total de lo que hemos construido. Con esto concluyen nuestras intervenciones preparadas y, Joanna, ahora estamos listos para abrir la línea de preguntas.

[Instrucciones del operador] La primera pregunta proviene de Greg Pardy con RBC Capital Markets.

Tal vez solo una pregunta para Corey para empezar: con el énfasis quizás en reducir la deuda neta aquí en el balance general, ¿están cambiando las metas en términos de su apalancamiento financiero óptimo? ¿O se trata simplemente de ser cautelosos con los flujos de caja extraordinarios frente a la compra de acciones en este momento?

Sí, Greg, gracias por la pregunta. Estamos tratando de no establecer un nuevo objetivo de deuda a largo plazo. Obviamente, hemos mantenido ese objetivo de $4 billion durante algún tiempo. Por lo tanto, esto es más bien una elección de asignación de capital y simplemente dejar que el efectivo se acumule en el balance general. Con el tiempo, obviamente, buscaremos oportunidades para amortizar más deuda, pero no tenemos tanto efectivo en este momento como en la cifra de finales de abril. Así que son unos $400 million de efectivo en mano ahora mismo.

De acuerdo. Y Brendan, en los últimos años, has enfatizado que el mercado no busca que entren barriles adicionales al mercado. Más allá de la escalada de los precios del petróleo, que puede persistir más tiempo de lo que pensamos, su mayor enfoque en Montney cambia las cosas porque, al final del día, Canadá tiene escasez de condensado. Así que mi pregunta para usted es, al mirar hacia adelante, ¿existe ahora un argumento más convincente para aumentar el condensado en Canadá? ¿O lo que están considerando es simplemente más temporal desde una perspectiva de precios del petróleo y estratégica?

Sí, Greg, creo que es indiscutible que se ha desarrollado aquí una dinámica de oferta y demanda de fundamentos de condensado más constructiva. Han ocurrido varias cosas a la vez. Volveré sobre la parte macro más amplia, pero si solo tocamos la parte del condensado que has planteado primero. Estamos viendo un crecimiento bastante sólido proveniente de las arenas bituminosas y con la perspectiva de más proyectos de salida en consideración en el oeste de Canadá, lo cual obviamente creemos que es fantástico para Canadá, pero también para nuestro negocio. Y todo eso está presionando los fundamentos de oferta y demanda de condensado e impulsando esa prima al alza. Eso ya ha sucedido, donde hemos pasado de un mercado donde el condensado cotizaba unos pocos dólares por debajo, a un mercado donde ahora parece estar más cerca de la paridad con el TI. Y luego creo que a medida que las dinámicas se desarrollen y llegue más crecimiento en las arenas bituminosas, veremos cada vez más fundamentos de condensado constructivos. Así que esa es la parte específica del condensado.

Solo mencionaré brevemente lo macro en general y cómo estamos viendo que se desarrolla. Hay muchas dinámicas, hay una serie de señales que estamos siguiendo muy de cerca hoy para intentar evaluar cuánta duración en la macro de petróleo más constructiva vamos a ver aquí. Porque claramente, tenemos unas dinámicas de meses delanteros bastante constructivas. Así que esto no va a sorprender a nadie, pero estamos siguiendo de cerca para entender cuándo se va a abrir —reabrir— de manera real el grifo. Qué impacto podrían tener esos barriles que actualmente están detrás de las tuberías o en almacenamiento una vez que eso ocurra. También estamos atentos al grado de destrucción de la demanda que se está produciendo aquí con estos precios más altos del petróleo. Y luego seguimos de cerca la respuesta de la oferta en Norteamérica y las dinámicas entre la OPEP y, obviamente, los Emiratos Árabes Unidos hoy como antiguo miembro de la OPEP, cómo se van a desarrollar esas dinámicas. Y luego, por supuesto, en los principales mercados de consumo, principalmente China, cómo va a evolucionar su panorama de demanda con el tiempo. Así que son muchas cosas diferentes —factores que estamos siguiendo—, pero ciertamente una macro más constructiva de la que esperábamos al inicio del año. Y lo que buscamos ahora es la duración de esa señal.

La siguiente pregunta viene de Doug Leggate con Wolfe Research.

Chicos, me pregunto si podría dirigirme primero a Greg. Solo una pregunta sencilla, Greg, sobre los comentarios de productividad que hiciste. Obviamente, todo es muy impresionante. Todos vemos los datos. Lo que estamos tratando de determinar es, ¿es una mejora en la recuperación? ¿O es adelantar la producción hasta el punto en que tienes suficientes datos para poder tomar esa decisión en este momento? Y luego mi pregunta de seguimiento, si no te importa, Brendan, es para ti, y obviamente estoy encantado de ver el cambio hacia poner efectivo en el balance general, creo que conoces nuestra visión al respecto. Pero tengo curiosidad por saber, cuando hablas de recompras de acciones justificadas por el valor, dijiste que sigues viendo una brecha sustancial en el punto medio del ciclo. ¿Qué ves como tu flujo de caja libre de punto medio que respalda esa afirmación?

Bien. Supongo que empezando, Doug, gracias por tu pregunta sobre la productividad. Quiero decir, en general, seguimos estando increíblemente complacidos con el sólido rendimiento de los pozos que estamos obteniendo tanto en la Permian como en la Montney. Supongo que te refieres al repunte por surfactantes que estamos viendo en la Permian. Hay una serie de factores allí que nos hacen creer que eso no es una aceleración, sino en realidad una mayor recuperación. El primer punto de prueba al que te dirigiría es el hecho de que hemos estado observando este fenómeno durante los últimos 5 o 6 años. Por lo tanto, estamos viendo que ese repunte persiste durante un período de tiempo más largo. No es solo un repunte a corto plazo, sino también como parte de nuestro programa de diagnóstico de surfactantes. Hemos estado realizando mucho trabajo con geoquímica donde en realidad identificamos la huella dactilar del petróleo. Y lo que hemos visto en los pozos en los que inyectamos surfactante es que en realidad vemos que regresa un petróleo diferente que tiene una composición distinta. Y eso nos dice que los pozos tratados con surfactantes no solo están rindiendo mejor, sino que el petróleo regresa ligeramente diferente, y eso nos indicaría que, sí, es petróleo diferente. Es petróleo adicional y no solo una aceleración. Pero todo eso en conjunto nos dice que estamos haciendo algo diferente y ha sido sostenido durante varios años ahora. Así que nos sentimos bastante seguros.

Y luego, Doug, puedo intervenir... Doug, soy Brendan. Puedo intervenir en tu pregunta sobre los precios de mitad de ciclo y los flujos de caja. Cuando analizamos el valor intrínseco de la empresa por acción, nos gusta calcularlo con nuestro precio de mitad de ciclo, que aunque parezca hoy, es conservador, de $55 WTI. Y hemos tenido ese precio de mitad de ciclo durante bastantes años. Por lo tanto, creemos que es una buena disciplina para analizar el negocio, a pesar de que hoy, los fundamentos de oferta y demanda resolverían para un precio probablemente más en los mediados de los 60. Pero, si miramos ese $55 WTI, eso implica una cifra de flujo de caja de unos $4 billion para el negocio. Y así es como nos gusta analizar cuál es el valor intrínseco y cómo estamos cotizando en el mercado en relación con ese referente intrínseco.

La siguiente pregunta la hace Arun Jayaram con JPMorgan.

Brendan, tú y el equipo han dedicado mucho tiempo a realizar movimientos en la cartera con algunas buenas operaciones para limpiar y mejorar realmente la cartera, con el enfoque principal en Montney y Permian. Me preguntaba, ¿cómo deberíamos pensar en los movimientos de gestión de cartera a partir de aquí, dada la posición en la que estará el balance general y el hecho de que están, en cierta medida, largos en inventario en este momento?

Sí, gracias, Arun. Excelente pregunta. Realmente, pensamos en el negocio ahora hacia un periodo de estabilidad donde podemos mantener esa profundidad de inventario que hemos creado. Si piensas en algunos de los movimientos de M&A más importantes que hemos realizado en los últimos años, ese no es nuestro enfoque hoy. Estamos muy entusiasmados de haber alcanzado este tipo de hito con la cartera. Y hoy, nuestro enfoque va a ser impulsar la rentabilidad incremental. Creemos que esa estabilidad tiene un valor real para nuestros inversores y estamos complacidos de haber dejado atrás la necesidad de construir esta posición de inventario premium. Así que realmente nos sitúa ahora en un lugar donde operamos desde una posición de fortaleza. Tenemos la duración y podemos centrarnos simplemente en mantenerla. Supongo que también diría que, con nuestro juego orgánico en el terreno, hemos sido capaces de reemplazar ese inventario de manera muy rentable a medida que avanzamos. Así que, con el primer trimestre ya superado, ya hemos reemplazado nuestro consumo de inventario de todo el año 2026 con la conversión de densidad de unos 130 emplazamientos en Montney que anunciamos el trimestre pasado, y luego la posición de Barnett en Permian reemplaza efectivamente al menos un año de consumo en Permian. Por lo tanto, estamos entusiasmados de estar ya jugando con todas las cartas para 2026.

Y tal vez una pregunta de seguimiento y quizás una de logística para Corey. En la Diapositiva 16, resaltan sus elementos de guidance en la presentación, incluyendo sus visiones actualizadas sobre los impuestos actuales y un entorno de precios de materias primas más altos. Corey, siguen siendo un contribuyente de efectivo en EE. UU. muy mínimo en '26. Si asumimos una especie de precios de strip hoy, ¿alguna idea sobre cómo podrían evolucionar los impuestos en efectivo en EE. UU. en el año calendario '27?

Arun, gracias. A todos nos encanta recibir preguntas sobre impuestos en la conferencia de resultados, así que te lo agradezco. Para EE. UU., si tomáramos este año y lo replicáramos de nuevo, esperaríamos un nivel similar de impuestos en efectivo, por lo que sería bastante mínimo. Y hacia el 28, nos convertiremos en un contribuyente de efectivo pleno en el lado de EE. UU.

La siguiente pregunta la hace Lloyd Byrne con Jefferies.

Podrías empezar, quizás, Brendan, con este concepto de innovación en acciones. ¿Y por qué OVV se siente diferenciada en eso? ¿Y qué significa eso para la eficiencia de capital en el futuro? Sé que hablaste de — o Greg habló de — surfactantes e IA, así que ¿cómo pensamos en la eficiencia de capital continua?

Sí. Sí. No, sin duda. Y situamos la innovación apilada como uno de esos pasos estratégicos críticos que una empresa de E&P necesita alcanzar para generar esta creación de valor diferenciada. Por lo tanto, creemos que es tremendamente importante. Creemos que esto ha sido cierto durante mucho tiempo, pero es cada vez más real, particularmente en el shale de Norteamérica debido a la maduración del recurso. Así que las empresas que puedan demostrar esa capacidad van a demostrar retornos desproporcionados, y eso debería implicar un menor costo de capital y una mayor valoración. Esa es la base de por qué creemos que es importante.

En realidad, se trata de un juego a largo plazo. Esta es una industria donde no existe la propiedad intelectual. No hay secretos comerciales, pero sí existe la capacidad de crear mucha diferenciación en — ya sea que quieras observar los retornos o la eficiencia de capital — debido al método. Y el método tarda años y años en construir el aprendizaje y la capacidad. Requiere mucho trabajo en el lado de los datos para recopilar la información necesaria para obtener resultados causales reales, de modo que se comprenda cómo el cambio en una variable de entrada controla la variable de salida. Por lo tanto, lo que hemos sido capaces de hacer es construir una cultura y una pericia aquí que ha creado ese aprendizaje institucional durante un periodo de muchos años, lo que nos permite operar a la vanguardia de la eficiencia de capital.

Y adoptamos un enfoque que yo llamaría ambicioso pero humilde. Por un lado, somos muy ambiciosos en nuestro intento de liderar esta industria porque hay muchas empresas excelentes haciendo cosas fantásticas. Pero también somos muy humildes porque elegimos aprender de lo que sucede a nuestro alrededor. Por eso, nos hemos centrado intensamente en construir un conjunto de datos privados único que nos permite observar no solo las innovaciones que nuestro equipo está realizando, sino también las innovaciones que todos los demás operadores a nuestro alrededor están adoptando e importar esos aprendizajes en nuestro sistema. Me habéis oído decir que el lema aquí es: la única tasa de retorno infinita es aprender del capital de los demás. Y por eso hemos sido muy agresivos en llevarlo a cabo.

Y cuando observáis cada indicador de cómo nos está funcionando esto, ya sea en los resultados de rendimiento de los pozos o en nuestros resultados de costes, o cuando miráis la cartera de ideas innovadoras que tenemos en marcha en la empresa hoy, o nuestros números de intercambio de datos, las participaciones de conocimiento que realizamos, los modelos predictivos que construimos, todos apuntan a que estamos operando a la vanguardia de la industria en términos de eficiencia. Por eso, producimos los pozos con mayor productividad de petróleo en la cuenca de Midland. Eso no es fácil de lograr. Hay muchas empresas excelentes en la cuenca haciendo un gran trabajo, y estamos orgullosos de haberlo conseguido. Producimos los pozos con mayor productividad de petróleo en Montney, y lo hacemos siendo el operador de menor coste en Montney y uno de los dos operadores de menor coste en Midland.

Así que creo que es una forma larga de decir que esta es toda una serie de actividades y capacidades que hemos ido construyendo durante años y años y que ahora se están reflejando en los resultados.

Y supongo... ¿existe alguna tecnología o cambio que todavía te entusiasme más de aquí en adelante?

Bueno, mirando hacia atrás, la tecnología que ha dado muchos frutos y ha captado mucha atención del mercado han sido los surfactantes. Si observáis nuestros datos de rendimiento de pozos durante los últimos años en Permian, hemos subido más de un 20% por pie en la productividad de petróleo, y aproximadamente la mitad de eso proviene de los surfactantes. Eso es mirando hacia atrás. Mencioné esa cartera de innovaciones que nuestro equipo sigue intentando completar. Y recordad, no son solo las ideas que generamos, sino las ideas que se están probando y poniendo a prueba a nuestro alrededor de las que estamos aprendiendo para completar esa cartera de innovaciones. Tenemos varias otras cosas que nos entusiasman desplegar y probar con el tiempo. Pero no sé, Greg, ¿quieres añadir algo a eso?

Sí. Creo que es una combinación de la mejora en los resultados de los pozos, pero también de la mejora en los costes. Y algunas de las cosas que resultan interesantes en el lado de los costes es que seguimos bombeando más de un pozo a la vez y seguimos bombeando más horas al día. Seguimos bombeando más arena que nuestros pares, pero lo hacemos a un coste menor porque, en muchos casos, es arena húmeda local. Así que es simplemente —como decía Brendan— una combinación de todas estas cosas. Si partís de donde estamos hoy e intentáis imaginar cómo replicar nuestro rendimiento, sería muy difícil si no hubierais recorrido el camino que nosotros hemos transitado en los últimos 5 a 10 años. Así que muchas cosas se han ido sumando. Aún hay cosas en la cola. No hemos terminado todavía.

Y creo que una de las cosas que habéis visto que hemos señalado y mostrado en algunas de las visitas de inversores que hemos realizado recientemente son nuestras capacidades de IA. Y eso, por supuesto, es la gran frontera tecnológica aquí: utilizar la IA, combinarla con ese conjunto de datos privados que hemos construido, desarrollar esos algoritmos internos para desplegarlos, ya sea en nuestros centros de operaciones de producción que impulsan el tiempo de actividad y la optimización del levantamiento artificial, o en nuestros diseños de fracturación y el ajuste de los unos 70 factores de diseño de entrada que entran en cada fractura que bombeamos en tiempo real. Así que sí, la cartera de innovación está tan llena como nunca y estamos entusiasmados con seguir llevándola al campo.

La siguiente pregunta la hace Neil Mehta de Goldman Sachs.

Brendan y equipo, supongo que como la última vez que hicimos una llamada, la conferencia de resultados, que fue hace solo un par de semanas, hemos tenido un gran acuerdo en Montney con una prima significativa. Y simplemente —sin comentar los detalles específicos de esa transacción en particular— tengo curiosidad por saber qué creen que significa eso para la forma en que están pensando en el valor de su negocio de activos candidatos.

Sí, Neil, agradezco la pregunta. Sí, tienes razón. Mira, creo que sigue resaltando el reconocimiento que hemos estado señalando con nuestras acciones y cómo hemos estado describiendo Montney; el capital está empezando a asignarse globalmente hacia Montney, lo cual no es una sorpresa. No participamos en esa transacción de ninguna manera. Ya habíamos anticipado hacia dónde iba el mercado con las 2 transacciones más grandes que hemos realizado en la ventana de petróleo de Montney para construir la posición preferente en la ventana de petróleo de Montney. Así que damos la bienvenida al flujo de capital y al reconocimiento. Y, obviamente, creo que es otra forma de señalar la brecha de valoración que vemos entre el valor intrínseco de nuestra empresa y el precio al que cotiza nuestro capital propio. Y así es otra forma de triangular y observar la repercusión de lo que se pagó por esa otra empresa, combinarlo con cómo cotiza Permian, y obtienes un número mucho más alto que el que aparece hoy en pantalla para OVV.

Sí. No, eso es muy útil. Y luego, solo una pregunta de seguimiento sobre la integración de NuVista. La diapositiva 11 nos es de gran ayuda a los que estamos en Wall Street. ¿Podría explicar esa diapositiva 11, la optimización del pad y cómo los cambios en el diseño se están traduciendo en resultados?

Sí, se lo cedo a Greg. Es una historia bastante convincente para ponerlos en contexto. Ese pad lo asumimos apenas 2 días después de que fuera [ spud ]. Así que fue prácticamente en tiempo real al cierre, y es un logro increíble por parte del equipo lo que hicieron allí. Pero le cedo la palabra a Greg para los detalles.

Sí, agradezco mucho la pregunta y la oportunidad de profundizar un poco más. Empezando por el mapa en la parte superior derecha. Lo que pudimos aprovechar al combinar estas 2 posiciones de superficie es que pudimos tomar lo que serán laterales de longitud bastante modesta y extenderlos hacia nuestra posición de superficie. Y como todos sabemos, los laterales más largos generan un mejor costo por pie. Esto es solo 1 de muchas oportunidades. Si observa a lo largo de esa línea de arrendamiento, puede ver muchas oportunidades para extender los laterales desde las tierras de NuVista hacia nuestra posición o viceversa.

Así que pudimos alargar los laterales. Pudimos conectar los pozos a nuestro centro de conducción, que algunos de ustedes pudieron visitar cuando estuvimos en Calgary el año pasado. Ese es, básicamente, nuestro centro de optimización de perforación en tiempo real. Así que pudimos tomar todos los resultados del equipo de perforación, optimizarlos en tiempo real y perforar esos pozos un par de días más rápido de lo que NuVista planeaba perforarlos con longitudes similares. Así que pudimos perforar más rápido.

Y luego pudimos incorporar algunas de las técnicas que hemos estado utilizando durante mucho tiempo con arena local o doméstica y simul-frac. Pudimos bombear esos pozos más rápido de lo que normalmente se habría hecho, y todo eso se suma a los ahorros. Y finalmente, pudimos implementar nuestro diseño de instalaciones. Utilizamos un diseño de instalaciones mucho más simple que el que estaba utilizando NuVista. Así que estamos ahorrando aproximadamente la mitad de los costos de instalaciones.

Así que es una gran oportunidad para que el equipo demuestre lo que prometimos. Cuando anunciamos la adquisición, dijimos que alcanzaríamos nuestros costes por pozo muy rápidamente. Por eso lo presupuestamos así. Y en este primer pad, estamos operando en o por debajo de los costes por pozo que teníamos previstos. Es una ejecución excelente por parte del equipo, un esfuerzo de integración realmente sólido para empezar a trabajar a pleno rendimiento apenas unos días después del cierre de la adquisición.

La siguiente pregunta la hace Gabe Daoud de Truist.

Esperaba que pudiéramos volver a la Permian, Brendan y Greg, supongo, específicamente, ¿qué parte del programa de este año consiste en la inyección de surfactantes que destacaron? Y también tengo curiosidad, dado el rendimiento superior que han visto con su curva este año, ¿sería prematuro pensar que su guidance de 205,000 a 212,000 de petróleo y condensado para 2026 podría estar en el rango de 'tie in' o incluso más alto? Sé que hay algunos vientos en contra con la escala de firma de regalías en Montney, pero me gustaría saber cómo analizan eso.

Sí, yo... quizás empiece por la segunda pregunta, y luego Greg puede retomar la línea de los surfactantes. Pero Gabe, creo que la gran noticia es que los primeros pozos del programa 26 son realmente sólidos tanto en Montney como en Permian. Y no estamos cambiando la planificación del negocio en este momento. Por lo tanto, la curva de tipo para 2026 se mantiene. Pero siempre es muy agradable jugar con la ventaja. El equipo ha hecho un gran trabajo con eso durante el primer trimestre, y veremos cómo evoluciona a lo largo del año. Pero conocemos la dirección en la que se mueve la industria en general. Y lo que queríamos señalar con los resultados es: miren, los inversores deberían sentirse muy seguros con este mensaje que hemos mantenido durante bastante tiempo, que es que vamos a ser capaces de superar las expectativas y generar resultados diferenciados gracias al trabajo que hemos integrado en el sistema aquí. Es genial ver la señal positiva, pero no hemos cambiado el plan de la curva de tipo a largo plazo para Permian. Le cedo la palabra a Greg sobre los surfactantes.

Sí. En cuanto a nuestra aplicación de surfactantes, hemos avanzado mucho en nuestro enfoque durante los últimos años. Si retrocediéramos en el tiempo, inicialmente solo bombeábamos en un número pequeño de pozos. Nuestros costes eran algo en lo que estábamos trabajando para reducirlos. Pero hemos trabajado para perfeccionar las fórmulas adecuadas para las zonas correctas. He logrado reducir nuestro coste a $100,000 por pozo. Y solo para ponerles en contexto sobre los últimos años, en 2024, aproximadamente la mitad de nuestros pozos recibieron tratamiento con surfactantes. Y en 2025, o el año pasado, fue aproximadamente el 75% de nuestros pozos. Y este año, casi todos nuestros pozos serán tratados con surfactantes. Todavía estamos evaluando algunas zonas, Barnett, por ejemplo, no estoy seguro de qué bombearíamos allí todavía cuando lo hagamos más adelante este año. Pero casi todos nuestros pozos recibirán tratamiento con surfactantes, y lo estamos haciendo a un coste muy bajo. Y como hemos hablado antes, estamos viendo un repunte muy sólido allí. Así que... será esencialmente todo el programa.

Entendido. Entendido. Bien. Eso es útil. Y supongo, como seguimiento, su D&C por pie es bastante atractivo y está bien ejecutado. Y sé que históricamente también destacarían qué es el Pacesetter en ambos casos. Así que, por curiosidad, ¿cuál podría ser ese número hoy? Nuevamente, sé que puede haber algunas presiones inflacionarias en el futuro, pero nada hoy. Así que tengo curiosidad sobre cómo se ven esos pozos Pacesetter en una base de D&C por pie. Y luego, ¿cuál sería una expectativa razonable sobre cuándo el Pacesetter se convierte en el promedio de la operación?

Sí, se lo cedo a Greg, pero ese es un buen ejemplo de esta línea de innovación en acción. Nos encantan los Pacesetters en el lado de los costes porque nos indican qué es posible, y luego vamos a por ello para que lo que es posible se convierta en el resultado promedio. Así que le cedo la palabra a Greg sobre lo que estamos viendo allí en términos de días por pie —pies por día— en el lado de fractura y perforación, lo que nos da confianza de que todavía hay margen de mejora en el coste del pozo.

Sí. Es una excelente pregunta. Es algo que estamos vigilando constantemente. Continuamos en ambos lados de la frontera perforando y completando nuestros pozos más rápido que nunca. Seguimos perforando; se ha dicho que es más difícil eliminar días y semanas como podíamos hacerlo antes, pero seguimos viendo mejoras en el lado de la perforación. Los últimos trimestres han sido algunos de nuestros trimestres más rápidos. Pero estamos trabajando para compensar. Hay un poco de inflación en el sistema ahora mismo con el coste del diésel, principalmente costes de diésel trasladados. Por lo tanto, diría que seguimos recortando medios días y días en el lado de la perforación. Seguimos recortando días en el lado de la completación. Y hoy, eso nos permite decir con comodidad que seguimos por debajo de $600 por pie en el Permian y $500 por pie en el Montney. Pero si seguimos teniendo esos tiempos de ciclo más rápidos, a medida que veamos que la inflación se modera un poco con el tiempo, eso empezará a traducirse en costes de pozo más bajos. Pero ahora mismo, nos sentimos muy cómodos con la guidance que tenemos hoy.

La siguiente pregunta viene de Phillip Jungwirth con BMO Capital Markets.

Quería preguntar sobre cómo ven la opcionalidad de crecimiento de producción en el Permian ahora. Es un activo donde tienen una vida de inventario de entre un dígito bajo y un dígito alto. Es una buena trayectoria, aunque no llega a los niveles del Montney. Con la capacidad de hacer crecer el Montney más de un 5%, ¿cuál es el escenario en el que también buscarían hacer crecer el Permian? Y ¿podría tener sentido un plateau más alto que 120 al día de condensado prudente, teniendo en cuenta que creo que están en 125 en el trimestre?

Sí, Phil, gracias por la pregunta. Creo que veríamos la opción de crecer en ambos lugares, prácticamente de la misma manera. Creo que si optáramos por el crecimiento, algo que hemos analizado con mucho cuidado, probablemente lo haríamos en ambos sitios. La propuesta de rentabilidad es la misma en ambos, y tenemos la capacidad, como bien dices, desde una posición de inventario en ambos. Por lo tanto, creemos que es una opción muy real. Lo que decimos hoy es que vamos a ser pacientes y observar cómo se desarrolla el entorno macroeconómico un poco más. Pero tenemos la opción en ambos lugares, y hemos trabajado duro para desarrollar esa capacidad durante los últimos años. Mientras tanto, seguiremos enfocándonos en el rendimiento para generar barriles adicionales en este entorno de precios y observaremos cómo evoluciona el contexto macro.

De acuerdo. Excelente. Y luego mencionaste antes que la acción todavía cotiza por debajo de su valor intrínseco. Creo que la mayoría de nosotros estaría de acuerdo con eso. S&P está considerando añadir empresas que no tengan su domicilio en Canadá a los índices S&P/TSX para reducir la ponderación en un 50%. Me pregunto si han analizado esto o si tienen alguna opinión en lo que respecta a Ovintiv y la expansión de la base de inversores hacia el norte, simplemente porque estar en el índice [puede] ayudar. Obviamente, hay un elemento fundamental en la historia con la posición líder en Montney y la desaparición de art.

Sí. Phil, creo que la combinación de esas mejoras fundamentales en el negocio, sobre las cuales probablemente ya hemos insistido lo suficiente hoy, así que no las reiteraré de nuevo, pero la combinación de esas con la posible inclusión en el índice sería bastante constructiva. Hemos visto que S&P se ha puesto en contacto con los inversores para pedir comentarios sobre ese concepto y, obviamente, somos defensores entusiastas de la misma. Así que seguiremos atentos a ello. Pero creo que la parte más importante es que el apetito fundamental por poseer las acciones es sólido hoy tanto en Wall Street como en [Bay Street], y lo estamos viendo en el sentimiento e interés de los inversores.

La siguiente pregunta viene de Kevin MacCurdy con Pickering Industry Partners.

Disculpen por seguir con el tema del crecimiento y los retornos a los accionistas. Pero mi pregunta es quizás sobre el cálculo aquí. En el pasado, han visto valor en la recompra de sus acciones frente al crecimiento de la producción. Mi pregunta es, ¿hay alguna actualización sobre cómo calculan cuando citan entre esos dos usos del efectivo? ¿Están utilizando el strip? ¿Están utilizando los precios de mitad de ciclo? ¿Cómo calculan eso exactamente?

Sí, Kevin, buena pregunta. Lo hemos estado analizando en una gama de precios. Ese ha sido el enfoque durante los últimos años para analizarlo. Y en realidad, la intención fundamental que queríamos crear es el crecimiento del flujo de caja por acción y el crecimiento del flujo de caja por acción más eficiente. Y lo que yo diría, y lo hemos dicho durante bastantes años, es que ese cálculo nos seguía indicando que las recompras de acciones eran más eficientes. Hoy en día, eso se ha desplazado mucho más hacia una posición equilibrada. Así que hoy —y de nuevo, depende, que es tu pregunta sobre qué precio, qué precio del petróleo usar—. Pero incluso con un precio del petróleo más modesto, esa relación se ha equilibrado más. Por lo tanto, abre esa puerta un poco más de lo que ocurría en los últimos años. Así que nos gusta. Crea una opción real para el crecimiento del flujo de caja por acción y la creación de valor para nosotros.

Agradezco eso. Y quizás solo como seguimiento, cambiaré de tema hacia OpEx. El T&P de Upstream fue mucho más bajo que lo proyectado en el 1Q. Eligieron mantener su guidance del 2Q al 4Q prácticamente intacto. ¿Podrías hablar sobre las variables de esa partida en vista de todas las transacciones que ocurrieron en el primer semestre del año?

Sí, por supuesto. Yo responderé esa, Kevin. Así que supongo que, lo primero que diría es que el 1Q es realmente un poco ruidoso en cuanto a T&P. Hay un par de factores a considerar. Incluyó nuestros volúmenes de Anadarko, que tiene una tasa de T&P más baja. Incluye algunos, pero no todos, de NuVista. No tuvimos NuVista durante todo el trimestre, que estará a la tasa de T&P canadiense más alta, similar a nuestros otros activos canadienses. Pero también tuvimos algunos ajustes únicos en el trimestre que nos favorecieron. Así que la forma en que debes leerlo es que eso terminó presionando el T&P a un nivel inferior a nuestro ritmo normal en el 1Q. Pero de cara al futuro, nuestro T&P está en línea con lo que hemos esperado. Si lo piensas de forma holística, los activos canadienses suelen tener más de su costo en el lado de T&P de la estructura o, como los activos de EE. UU., es más en el lado de LOE. Por lo tanto, en el futuro, verás que el LOE baja o el OpEx baja, y el T&P subirá ligeramente. Pero todo esto está muy en línea con lo que hemos esperado en general.

La siguiente pregunta viene de Neal Dingmann con William Blair.

Probablemente para Greg, mi pregunta es sobre el plan de la Permian este año. Específicamente, creo que ustedes apuntaron a alrededor de 125 a 135 pozos. ¿Continuará la mayor parte de esto apuntando a Wolfcamp's Spraberry o también están apuntando a algunas zonas más profundas como Barnett?

Sí. Gracias por la pregunta, Neal. Sí, es un programa bastante sencillo. Tenemos un pozo en Barnett dentro del programa. Por lo tanto, el resto de las zonas que apuntaremos serán las capas normales que van desde Spraberry, [ Dean, Jo Mill ], hasta el Wolfcamp. Pero no tenemos una exposición real a Barnett más allá de esa prueba que estamos realizando este año. Y eso es, como hemos dicho antes, que consideramos interesante nuestra superficie en Barnett, pero quizás no tenemos los mismos motores que algunos pares y nuestra superficie en Barnett está retenida por producción. Así que vamos a adoptar un enfoque más pausado. Realmente nos gusta la productividad de la zona, pero la cuestión del coste es lo que todavía estamos intentando resolver. Creo que con el tiempo, a medida que otros y nosotros mismos aprendamos más sobre la zona, mejoraremos, seremos más rápidos y reduciremos los costes. Pero esta es una gran oportunidad, como aludió Brendan antes, aprender de los pares; este es un lugar excelente donde podemos aprender mucho sin gastar dinero. Así que estaremos observando a nuestros pares y aprendiendo de ellos sobre las mejores formas de perforar estos pozos en Barnett de manera más económica.

Tiene sentido. Y en segundo lugar, sobre marketing, para los chicos, específicamente en Perm, ¿están viendo oportunidades de energía a corto plazo o algo que considerarían allí?

Constantemente buscamos intentar reducir nuestro OpEx allí. Pero en cuanto a involucrarnos en otra línea de negocio relacionada con la generación de energía, si a eso se refiere, eso parece estar fuera de nuestro alcance por ahora, pero siempre buscamos formas innovadoras de reducir tanto nuestro OpEx como generar energía para nuestra flota de fracturación eléctrica de la manera más económica posible. Así que estamos analizando cosas interesantes allí, pero probablemente en un alcance más estrecho de lo que podría estar mencionando.

Y la última pregunta vendrá de Chris Baker con Evercore.

Pensé que ya había bajado la mano. Creo que todas mis preguntas han sido respondidas, pero agradezco el tiempo de hoy.

Con esto damos por concluida la sesión de preguntas y respuestas, y devolvemos la palabra al Sr. Verhaest.

Gracias, Joanna, y gracias a todos por acompañarnos hoy. Nuestra conferencia ha terminado.

Damas y caballeros, con esto concluye su conferencia telefónica de hoy. Les agradecemos su participación y les solicitamos que, por favor, desconecten sus líneas.