Por supuesto. Señores, en este momento llevaremos a cabo una sesión de preguntas y respuestas. Si tiene alguna pregunta o comentario, pulse 1 en su teléfono en este momento. Les pedimos que, al plantear su pregunta, levanten el auricular si están escuchando por el altavoz para ofrecer una calidad de sonido óptima. Una vez más, si tiene alguna pregunta o comentario, pulse 1 en su teléfono. Su primera pregunta es de Shahriar Perruza, de Wells Fargo. Su línea está activa.

Buenos días. Como ha señalado, tuvimos un crecimiento de las ventas este trimestre que, incluso ajustando el ajuste del primer trimestre del año pasado, fue de casi 7.5%. Esto fue impulsado por el continuo aumento de nuestros clientes con un factor de carga extra alto, y tenemos varios de ellos que se encuentran en diferentes etapas de su fase de incremento.

El año pasado, pudimos elevar nuestro guidance de crecimiento de ventas a largo plazo hasta 2030 a ese 5% - 7%. Lo que se ha observado en este primer trimestre se asemeja más al límite superior de nuestro rango a largo plazo, en relación con lo que esperamos para este año, que es del 4% al 6%. Se están empezando a manifestar las tendencias a largo plazo en torno a la diversidad de nuestra base de clientes.

Estamos a punto de poner en marcha la Fab 2 en TSMC, como mencionó Ted, y seguimos viendo una incorporación sostenida de clientes en nuestro territorio de servicio, que en este trimestre se situó en la mitad superior de nuestro rango de crecimiento de clientes. Fundamentalmente, prevemos que esa trayectoria a largo plazo de crecimiento de ventas diversificado en el territorio de servicio continúe.

Seguiremos revisando esto, ya que esa tasa de crecimiento de ventas está impulsada por los clientes que ya están comprometidos: los aproximadamente 4.5 gigawatts de clientes que tenemos asegurados. Existe una gran cartera de pedidos de clientes en espera y, a medida que avancemos con el plan de capital y nuestra capacidad para atender a esos clientes, buscaremos oportunidades de inversión para ver un crecimiento de ventas que supere nuestro plan base. Por ahora, nos sentimos cómodos con el 5% - 7% a largo plazo y el 4% - 6% para este año.

En cuanto al EPS frente al CAGR de la base de tarifas y el diferencial de aproximadamente 200 puntos básicos, tendremos que revisar todo esto al concluir el proceso de fijación de tarifas (rate case). Nuestra oportunidad de inversión de capital vendrá determinada por la capacidad de reducir el desfase regulatorio, lo que en sí mismo ayudará a estrechar esa brecha entre lo que gastamos y cómo se traslada al beneficio neto, así como por el potencial de oportunidades de contratación bilateral con algunos de nuestros clientes de gran demanda.

Nuestra expectativa es seguir presionando a esos clientes para que apoyen parte de la financiación inicial, lo que nos permitirá, a lo largo del contrato, adelantar parte de la financiación y reducir la necesidad de financiación externa. A medida que sigamos logrando una conversión de flujo de caja mejor y más predecible, tendremos la oportunidad de financiar más mediante reservas de beneficios. Seguiremos analizando esto, al tiempo que evaluamos la oportunidad de capital para reinvertir en el sistema.

Su siguiente pregunta es de Julien Dumoulin-Smith, de Jefferies. Su línea está abierta.

Gracias por la pregunta. El IRP será una actualización significativa. El equipo está finalizando el análisis y el informe ahora mismo, y trabajaremos con las partes interesadas para participar en los diferentes componentes de la revisión antes de la presentación oficial a finales de este verano.

El análisis del IRP incluirá nuestra visión más reciente a largo plazo en cuanto al crecimiento de las ventas dentro del territorio de servicio en los tres sectores: residencial, pequeñas y medianas empresas e industrial. Es importante destacar que incluirá todo el crecimiento por factor de carga extra alto que hemos comprometido, pero no incluirá nada que aún no hayamos contratado, lo cual seguirá representando un potencial de mejora.

Durante los últimos seis a doce meses, hemos trabajado intensamente para analizar, de cara a los próximos diez a quince años, cómo evolucionarán las tendencias de crecimiento residencial con la generación distribuida y la eficiencia energética, cómo se desarrollarán las tasas de incremento a largo plazo para los 4.5 gigawatts de crecimiento comprometidos con un factor de carga muy alto, y los recursos necesarios para respaldarlo. Dentro del plazo del plan de acción a corto plazo del IRP, se mostrarán algunos proyectos específicos que ya han sido anunciados. Más allá de eso, se detallarán los bloques de generación y transmisión necesarios.

A medida que avancemos con el plan de capital —ya sea al concluir este caso de tarifas o al inicio del próximo año—, dicho plan de capital debería respaldar las necesidades de recursos y transmisión descritas en el IRP, basándose en el crecimiento comprometido incluido en el análisis.

En cuanto al modelo de suscripción, seguimos en negociaciones activas con contrapartes para diversos proyectos. Es demasiado pronto para saber cómo concluirán, pero en cuanto lo hagan, esperamos presentar los acuerdos ante la Comisión, y seguimos en vías de presentarlos este año.

Sí. Seguimos creyendo que nuestra postura en la réplica —y nuestra capacidad para seguir gestionando el desfase regulatorio de cara al futuro— es coherente con nuestra posición actual. El objetivo de la dirección es poder obtener resultados de forma constante dentro de esos 50 puntos básicos, dado que existe un elemento de desfase estructural que seguirá existiendo. El planteamiento más reciente sobre los elementos de diseño para la tarifa por fórmula, sumado a la asunción de un resultado constructivo en el requisito de ingresos del caso de tarifas, nos permitiría lograrlo para 2029 y en adelante.

Su próxima pregunta es de Richard Sunderland, de Truist Securities. Su línea está abierta.

El interés sigue siendo sólido dentro del territorio de servicio. El tamaño de nuestra cola de proyectos sigue siendo elevado, situándose justo por debajo de los 20 gigawatts de demanda no comprometida. Está por determinar qué parte de ello corresponde a proyectos duplicados o meros intereses frente a proyectos listos para ejecutarse, pero el interés en proyectos viables para la contratación está cumpliendo nuestras expectativas originales.

Estos contratos son complejos. Implican detalles sobre las inversiones y la ejecución tanto de la transmisión como de la generación, garantizando que las tarifas se calculen cuidadosamente para asegurar que el crecimiento se autofinancie, que se cubran las necesidades de financiación y que tanto la empresa de servicios públicos proteja a sus clientes en términos de fiabilidad y asequibilidad, como la contraparte obtenga lo que necesita en cuanto a plazos y suficiencia de recursos. Estas negociaciones requieren tiempo, pero están progresando.

Estamos satisfechos con la acogida que el mercado ha dado al modelo de suscripción. Aún no estamos en el punto de presentarlos ante la Comisión, pero la tendencia va en esa dirección.

Agradecemos haber trabajado con el Gobernador, diversas agencias estatales y otras partes interesadas para concienciar sobre las necesidades energéticas que impulsarán el crecimiento de Arizona y cómo abordar dichas necesidades a nivel macro. Fue un conjunto de debates sólidos que culminaron en un informe de orientación que identificó varios factores clave.

Primero, el estado planea invertir y apoyar nueva infraestructura de gas para alimentar el crecimiento de forma fiable, lo que demuestra un amplio apoyo a la infraestructura de gasoductos necesaria. Segundo, el estado seguirá beneficiándose de un conjunto diverso de recursos, anclado por una generación gestionable las 24 horas, al tiempo que aprovecha nuestra sólida irradiación solar.

Y a largo plazo, el estado siempre ha sido líder en generación nuclear fiable y asequible; tanto las empresas de servicios públicos como el estado consideran que es una tecnología a la que merece la pena prestar atención y a la que estar dispuestos a apoyar en el futuro cuando tenga sentido desde el punto de vista de la asequibilidad y la concesión de licencias y permisos.

Ya hemos dicho anteriormente, específicamente en lo que respecta a la energía nuclear, que no estamos en condiciones de poner en riesgo el balance general de la utility. En la medida en que tengamos grandes clientes interesados en ver nueva energía nuclear y dispuestos a ayudar a financiarla, como operadores de la planta nuclear de mayor producción del país, estaríamos muy abiertos a esas conversaciones en su momento.

Su próxima pregunta es de Paul Patterson, de Glenrock Associates. Su línea está abierta.

Claro. Hemos seguido intentando reducir el riesgo del plan de capital. Tenemos un plan de capital de tres años hasta 2028. Es cierto que ese es el escenario base, sin tener en cuenta las expectativas que podrían derivarse de la tarifa regulada o de acuerdos bilaterales de tipo suscripción; es la base de lo que necesitamos con el plan de CapEx que tenemos actualmente.

A través de diversas transacciones de equity forward, hemos acumulado casi $850 million de capital para poner en marcha. Nuestra necesidad declarada para este año es de $650 million de capital, por lo que tenemos casi otros $200 million que hemos obtenido a través de nuestro programa ATM para ayudar también a cubrir las necesidades de años futuros.

Seguiremos evaluando las necesidades de capital frente al proceso de revisión de tarifas y nuestra situación de flujo de caja. Para las necesidades base —aproximadamente entre $1.0 billion y $1.2 billion de capital nuevo desde 2026 hasta 2028— ya hemos empezado a reducir esa cifra en varios cientos de millones de dólares. Estamos intentando reducir el riesgo y hacerlo de forma oportunista sobre la marcha.

Su siguiente pregunta es de Ryan Levine, de Citi. Su línea está abierta.

Evaluamos continuamente cuándo tiene sentido reconsiderar el uso de algunos de nuestros emplazamientos de generación retirados. En este momento, el emplazamiento de Cholla es el único que entraría en esa categoría. En 2015 se realizó un análisis sobre la necesidad de retirar ese emplazamiento como planta de carbón, pero desde entonces hemos realizado análisis continuos para determinar cuándo sería conveniente para nuestros clientes convertirlo potencialmente a gas, utilizar el emplazamiento para nueva generación de gas o incluso para otras tecnologías en el futuro. Ese análisis sigue en curso.

A medida que aumenta la demanda en nuestro territorio de servicio, el gas natural sigue siendo un recurso asequible para nosotros. Dado que el coste de la nueva generación de gas ha aumentado recientemente debido a las exigencias de la cadena de suministro, la conversión a gas parece aún más rentable. Si en algún momento tiene sentido para nosotros realizar la conversión en nombre de nuestros clientes, lo dejaremos claro, iniciaremos esas inversiones y lo incluiremos en nuestros planes de futuro.

En este momento, no hay nada específico que podamos vincular directamente con los beneficios que nos aportaría una reforma. Coincidimos con el presidente Myers en que la necesidad general de agilizar la concesión de permisos federales nunca ha sido tan evidente como ahora, dadas las importantes necesidades de infraestructura para abastecer a los mercados en crecimiento de nuestro país, siendo Arizona uno de los principales.

Ya se trate de la ubicación de líneas de transmisión o de infraestructura de gasoductos, cualquier ayuda para impulsar la eficiencia y agilizar la concesión de permisos federales nos permitirá implementar infraestructuras con mayor rapidez y atender la demanda de los clientes con mayor celeridad. Apoyamos las oportunidades para analizar dichas reformas, pero es demasiado pronto para determinar qué oportunidades específicas beneficiarán nuestros planes de infraestructura.

No contamos con cambios en la reforma para ejecutar nuestro plan y seguimos cumpliendo con nuestros objetivos de inversión en infraestructura.

La mejor oportunidad para seguir analizando ese punto es a medida que concluyamos nuestro análisis previo a la presentación de este IRP. Esto incluirá una visión integral de nuestra combinación de generación para atender el crecimiento y, como parte de ello, un análisis renovado y continuo sobre cualquier potencial de conversión a gas o nueva generación de gas en el emplazamiento de Cholla.

Su próxima pregunta es de Anthony Crowdell, de Mizuho. Su línea está abierta.

El modelo de oferta de suscripción que lanzamos el año pasado y las negociaciones que actualmente mantenemos con las contrapartes reflejarían algunos elementos de que esos 20 gigavatios podrían pasar al grupo de clientes comprometidos. Ese proceso ya está en marcha.

A medida que nos acerquemos a las oportunidades de presentar acuerdos de tarifas especiales ante nuestra Comisión, tendremos la oportunidad de obtener mayor visibilidad sobre cuánto de esos 20 gigavatios podría trasladarse basándonos en esta oferta de suscripción inicial. A medida que avancemos en nuestro plan para nuevas infraestructuras de transmisión y generación, tendremos visibilidad sobre cómo podría ser la próxima iteración del modelo de suscripción para ofrecerla a esa cola de espera. Nuestro objetivo es presentar esos contratos a la Comisión para su revisión este año, que es cuando tendremos una mayor visibilidad.

Además, nuestro IRP proporcionará nuestro análisis más reciente sobre el crecimiento orgánico de la carga —el crecimiento del factor de carga no extra-alta, incluyendo el residencial y el de pequeñas y medianas empresas— y probablemente ofrecerá visibilidad sobre lo que estamos proyectando más allá de la cola de los 20 gigavatios para los próximos diez a quince años.

Contamos con una tarifa existente para un factor de carga extra alto y, como parte de este proceso de revisión de tarifas, hemos propuesto actualizar dicha tarifa para reflejar el entorno actual de oferta y demanda, y asegurar que el precio garantice que el crecimiento se autofinancie. Por lo general, estos grandes clientes asumen la responsabilidad de sufragar los costes asociados a su propio crecimiento.

De cara al futuro, los clientes tendrán dos opciones. La oferta estándar es continuar recibiendo el servicio mediante esa tarifa XHLF, reconociendo que el precio se basará en el coste real del servicio. En la medida en que deseen una oferta acelerada a través del modelo de suscripción —donde contribuyan a la financiación de infraestructuras o potencialmente ayuden a acelerar la provisión de equipos clave— podemos suscribir un contrato especial que se presentará ante la Comisión para su revisión y aprobación. En cualquier caso, la fijación de precios, ya sea mediante tarifa o mediante el modelo de suscripción, debe cubrir la totalidad del coste del servicio. Ese es un compromiso que hemos asumido con nuestra Comisión y con nuestros demás clientes.

Existe un apoyo general. Necesitamos defender la fijación de precios y asegurar que los clientes tengan visibilidad sobre ella. A medida que negociamos con las contrapartes sobre la infraestructura incremental necesaria para darles servicio —transmisión incremental y generación incremental—, se trata de construcciones totalmente nuevas. No queda capacidad adicional en el sistema actual de la que se pueda aprovechar, por lo que se trata de obra nueva en su totalidad.

Como resultado, el precio se ve distinto a cuando se estaba aprovechando la infraestructura heredada ya instalada. Es importante que seamos transparentes sobre lo que requiere su servicio. Existe una aceptación general de que esta es la realidad del entorno operativo actual y lo que se necesitará para lograr una conexión fiable en el mercado de Phoenix. Si bien los precios son significativamente distintos a los de hace años, cuando había un exceso de capacidad en la red, el interés de la demanda según nuestra visibilidad no ha cambiado en absoluto.

Su próxima pregunta es de Steve D’Ambrizi, de RBC Capital. Su línea está abierta.

Es correcto que el dimensionamiento inicial fue impulsado por la infraestructura que habíamos identificado como disponible para una oferta de suscripción. Esto reflejaba la generación y transmisión disponibles que teníamos identificadas en el plazo en el que los contrapartes de la suscripción estaban interesados; en gran parte, de Desert Sun y la transmisión para coincidir con ella. Esto será objeto de una evaluación continua.

No lo vean tanto como una cantidad fija de capacidad, sino más bien como un proceso: evaluamos cuánto de nuestro crecimiento de carga orgánica requerirá infraestructura para los clientes existentes —residenciales y pequeñas y medianas empresas— y luego cuánta infraestructura incremental podemos construir para ofrecer más allá de eso a la cola de suscripción. Posteriormente, contratamos dicha disponibilidad.

Cuando pasamos a la cola de suscripción, comenzamos con esa oferta de 1.0 a 1.2 gigavatios y continuamos las conversaciones con las contrapartes sobre su interés, ya fuera de una sola contraparte o de varias. Esto también abre la puerta a que otras contrapartes que puedan tener acceso a equipos clave añadan capacidad adicional. La premisa es la siguiente: primero, creamos la oportunidad de añadir infraestructura incremental más allá de los requisitos de carga orgánica; después, la ofrecemos a la cola, entablamos negociaciones, finalizamos la capacidad adjudicada y repetimos el proceso con las nuevas oportunidades de infraestructura que creemos para disponibilidad futura.

Su próxima pregunta es de Travis Miller, de Morningstar. Su línea está abierta.

Como se mencionó en las declaraciones preparadas, nuestra inversión en transmisión ha seguido aumentando para atender el crecimiento de la carga. Si retrocedemos cinco años, hemos duplicado y vuelto a duplicar la cantidad que gastamos anualmente en términos de CapEx de transmisión. Para nuestro sistema, esto comienza desde los 69 kV, por lo que también se trata de una cantidad sustancial de infraestructura de área local.

Lo que están viendo —que también se refleja en los resultados del año pasado— es un continuo salto cualitativo al alza en los resultados de las inversiones en transmisión que hemos estado realizando. La inversión tarda tiempo en reflejarse en el beneficio neto, y eso es lo que están empezando a ver interanual a medida que nos involucramos en proyectos más numerosos y de mayor envergadura, y esa tendencia seguirá al alza.

También demuestra el beneficio de una tarifa basada en una fórmula: tener incrementos graduales y una recuperación contemporánea para reducir el desfase. Es también una tarifa que nos permite repercutir los ingresos mayoristas a nuestros clientes minoristas y ha mantenido bastante estables algunos incrementos de la tarifa de transporte a lo largo de los años, produciendo los resultados adecuados para los clientes a medida que seguimos creciendo.

Se ajusta mediante un proceso de 'true-up' y tiene como objetivo obtener nuestra rentabilidad sobre esas inversiones.

Tengan en cuenta que cuenta con una cuenta de compensación, y una cantidad significativa de esos ingresos de transporte también es pagada por clientes mayoristas, lo que compensa el coste para los clientes minoristas. Tiene un ajuste anual de 'true-up'.

El factor determinante en el transporte es más bien un reflejo de nuestras crecientes inversiones de capital dentro del sistema de transporte para respaldar la fiabilidad y el crecimiento, que el clima o cualquier otro factor.

Lo que estamos viendo ahora es el impacto de las tarifas que implementamos a mediados del año pasado, y habrá nuevas tarifas que entrarán en vigor en 2026. El trimestre es coherente con el guidance anual que proporcionamos para el segmento de transmisión.

No se espera ningún impacto. La Comisión adoptó un enfoque lógico: la empresa de servicios públicos ya está superando los objetivos originales establecidos en ese estándar de energía renovable, impulsada por el interés y la demanda general del mercado, así como por el nivel de crecimiento que hasta la fecha ha estimulado una inversión significativa en proyectos de energía solar a escala de servicios públicos y de almacenamiento en baterías en todo el territorio de servicio. Mantener un estándar de política desactualizado que ya estamos superando no tenía mucho sentido. De aquí en adelante, consideramos que es algo impulsado por el mercado.

Sobre las actualizaciones del estándar de eficiencia energética en la gestión de la demanda, esta fue una oportunidad para que la Comisión revisara qué programas tienen mayor valor e impacto para los clientes y cuáles tienen menos. Creemos que han ajustado adecuadamente el tamaño de los programas para centrarse en aquellos con mayor valor, al tiempo que trasladan una reducción de tarifas de aproximadamente un 1% a todos los clientes. Esto preserva el valor de estos programas al tiempo que crea una oportunidad de asequibilidad.

Con esto finaliza nuestra sesión de preguntas y respuestas. Con esto concluye el evento de hoy. Pueden desconectarse en este momento, que tengan un excelente día. Gracias por su participación.