Bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de Phillips 66. Mi nombre es Rob y seré su operador en la llamada de hoy. [Instrucciones del operador] Tengan en cuenta que esta conferencia está siendo grabada. Ahora cedo la palabra a Sean Maher, Vicepresidente de Relaciones con Inversores y Economista Jefe. Sean, puede comenzar.

Hola a todos. Buenos días y gracias por unirse a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de Phillips 66. Los participantes en la llamada de hoy incluirán a Mark Lashier, Presidente y CEO; Kevin Mitchell, CFO; Don Baldridge, Midstream y Chemicals; Rich Harbison, Refining; y Brian Mandell, Marketing y Commercial.

La presentación de hoy se puede encontrar en la sección de Investor Relations del sitio web de Phillips 66, junto con información financiera y operativa complementaria. La diapositiva 2 contiene nuestra declaración de 'safe harbor'. Durante la llamada de hoy realizaremos declaraciones prospectivas. Los resultados reales pueden diferir materialmente de los comentarios de hoy. Los factores que podrían causar que los resultados reales difieran se incluyen aquí, así como en nuestros informes ante la SEC. Dicho esto, le cedo la palabra a Mark.

Gracias, Sean. Los eventos geopolíticos en Oriente Medio impulsaron una volatilidad de precios de materias primas sin precedentes durante el trimestre. Para poner esto en contexto, marzo fue el primer mes en el que los movimientos de precios en los principales índices de crudo, productos refinados y gas natural europeo superaron todos el percentil 95.

Ante esta volatilidad, mantenemos nuestro enfoque en la excelencia operativa. Nuestro equipo está ejecutando de forma segura y fiable. La mayoría de nuestros activos se encuentran en los EE. UU. Contamos con conectividad de oleoductos hacia algunos de los corredores de hidrocarburos más económicos y fiables del mundo. Esto nos posiciona para suministrar energía de manera fiable para respaldar la demanda global.

Debido al cierre del Estrecho de Ormuz, una parte significativa de la capacidad mundial de refinado y petroquímica está inactiva. No obstante, nosotros seguimos operando con una alta utilización para suministrar productos a nuestros clientes. Además, contamos con opcionalidad de colocación global a través de nuestra organización comercial.

Este trimestre ha experimentado un cambio significativo y favorable en los fundamentos del mercado. En primer lugar, la importancia de los hidrocarburos de origen estadounidense ha aumentado debido a la necesidad de diversificación y al acceso a un suministro fiable. En segundo lugar, las paradas no programadas en los activos de refinado globales han reducido las existencias y respaldarán los márgenes. Por último, la reducción de la producción petroquímica a nivel mundial debido a paradas técnicas y a los mayores precios de la nafta ha reducido las existencias y también respaldará los márgenes.

Como recordatorio, el 80% de la capacidad de CP Chem se encuentra en la costa del Golfo de EE. UU. con una materia prima de etano competitiva. Los acontecimientos mundiales recientes demuestran la importancia de un suministro energético nacional fiable. Nuestro proyecto Western Gateway Pipeline abordará las necesidades de productos refinados a largo plazo, mejorará la flexibilidad de suministro y aumentará la fiabilidad para los mercados de la costa oeste.

Estamos entusiasmados con el futuro gracias a nuestra sólida presencia de activos, nuestra cultura de excelencia operativa y las atractivas perspectivas de los fundamentos en todos nuestros negocios. Respaldados por la solidez de nuestro balance general, confiamos en nuestra capacidad para navegar la volatilidad del mercado y capturar oportunidades. Brian profundizará ahora en la Diapositiva 4 sobre cómo nuestra organización comercial es una de nuestras ventajas competitivas.

Gracias, Mark. Contamos con una sólida organización comercial con 6 oficinas en todo el mundo. Nuestro negocio potencia nuestra presencia de activos mediante la optimización de las materias primas, la entrega de productos al mercado y la captura de valor. Capitalizamos las deslocalizaciones geográficas y convertimos la volatilidad en oportunidad. Gracias a nuestra experiencia en la dinámica del mercado global, llevamos la delantera; disponemos de un modelo de trading respaldado por activos y podemos aprovechar nuestra presencia física para sacar partido de las oportunidades. Comercializamos más de 6 millones de barriles de hidrocarburos líquidos cada día. Esto genera opcionalidad y valor económico.

Los mercados son fluidos en este momento y es probable que la volatilidad persista hasta el próximo año. Las recientes perturbaciones han creado múltiples oportunidades. Por ejemplo, trasladamos crudo de Bakken a nuestra terminal de Beaumont en la costa del Golfo de EE. UU. y luego, aprovechando la exención de la Jones Act, lo llevamos a nuestra refinería de Bayway. Sustituimos crudos internacionales por grados nacionales en nuestro sistema de refinación y vendimos los barriles internacionales en mercados exteriores ajustados. Colocamos gasolina de nuestras instalaciones comerciales de mezcla en la costa del Golfo de EE. UU. en la costa oeste utilizando la exención de la Jones Act. Aprovechamos nuestra presencia global para suministrar GLP y nafta producidos en nuestro centro de Sweeny a clientes petroquímicos de todo el mundo. El desempeño comercial está incluido en los resultados de nuestros segmentos operativos, mejorando sus márgenes y optimizando la captura de mercado.

Pasando a la Diapositiva 5. El reciente choque en el sistema energético global ha sido universal. La capacidad de refinación se ha visto afectada, la logística se ha desplazado y las rutas de arbitraje han cambiado. Estamos vigilando de cerca estos y otros indicadores para capturar valor adicional. Los diferenciales entre los índices globales y los mercados físicos se han disparado y los mercados de futuros presentan un fuerte backwardation. Esta dinámica refleja un ajustado equilibrio global de crudo. Las perspectivas para los mercados de productos parecen aún más ajustadas, y esperamos que los márgenes de refinación sean constructivos durante el resto del año.

Nuestro análisis de mercado, capacidades comerciales y presencia global nos permiten optimizar el flujo de moléculas en todo nuestro sistema. Nuestro equipo maximiza el incremento de margen en todas nuestras cadenas de valor. Aquí hay 2 ejemplos de cómo estamos optimizando nuestro sistema. Primero, hemos sumado 2 docenas de originadores en todo el mundo. Ellos hablan el lenguaje, conocen la cultura y saben cómo captar operaciones que desbloqueen más valor y opcionalidad, proporcionando acceso a largo plazo a mercados globales clave.

Segundo, hemos triplicado nuestros buques en fletamento por tiempo (time charter) en los últimos 2 años, asegurando aproximadamente la mitad de nuestra cuota de crudo transportado por vía marítima. La flota mundial de petroleros se ha tensionado, con una disponibilidad limitada en el mercado spot y una gran proporción de buques sancionados. Esto ha provocado que las tarifas de flete aumenten a niveles históricos; al asegurar nuestras tarifas de flete con antelación, redujimos el coste del crudo para nuestras refinerías. Optimizamos en torno a nuestras refinerías, oleoductos y terminales para asegurar que estamos aprovechando cada molécula e impulsando valor adicional a partir de nuestro conocimiento fundamental de los mercados globales. Respaldados por activos de clase mundial, encontramos oportunidades en la volatilidad para generar un mayor valor para el accionista. Ahora cedo la palabra a Kevin.

Gracias, Brian. En la Diapositiva 6, los beneficios reportados del primer trimestre fueron de $207 million o $0.51 por acción. Los beneficios ajustados fueron de $200 million o $0.49 por acción. Como resultado de un fuerte aumento en los precios de las materias primas durante el primer trimestre, los resultados financieros de la compañía se vieron afectados por pérdidas de mark-to-market de $839 million relacionadas con posiciones cortas en derivados utilizadas como coberturas económicas para gestionar el riesgo de precio en ciertas posiciones físicas. Tuvimos un uso del flujo de caja operativo de $2.3 billion. El flujo de caja operativo, excluyendo el capital de trabajo, fue de aproximadamente $700 million. El gasto de capital (CapEx) del trimestre fue de $582 million. Devolvimos $778 million a los accionistas, incluyendo $269 million en recompra de acciones y $509 million en pagos de dividendos. Incrementamos el dividendo trimestral un 7% de forma anualizada.

A continuación, presentaré los resultados por segmento en la diapositiva 7. El beneficio ajustado total de la compañía fue de $200 million. Los resultados de Midstream disminuyeron principalmente debido a menores volúmenes, debido en gran medida a los impactos de la tormenta invernal, menores márgenes asociados a la renegociación de contratos con clientes y la amortización acelerada asociada a una planta de gas en la Permian Basin. En Chemicals, los resultados aumentaron principalmente debido a mayores márgenes de polietileno. En refinado, marketing, especialidades y combustibles renovables, los resultados disminuyeron principalmente por impactos de mark-to-market. En Corporate and Other, la pérdida antes de impuestos aumentó debido, primordialmente, a la inclusión de costes asociados al desmantelamiento y la reurbanización del emplazamiento de la refinería de Los Ángeles, que se encuentra inactiva.

La diapositiva 8 muestra el flujo de caja del trimestre. Comenzamos el trimestre con un saldo de caja de $1.1 billion. El flujo de caja de las operaciones, excluyendo el capital circulante, fue de aproximadamente $700 million. Hubo un uso de capital circulante de $3 billion, que refleja principalmente una acumulación de inventario y un aumento en las garantías en efectivo de las posiciones de derivados, compensado parcialmente por el beneficio neto en nuestras posiciones de cuentas por pagar y cobrar asociado al aumento de los precios de las materias primas. Financiamos $582 million de CapEx y devolvimos $778 million a los accionistas mediante la recompra de acciones y dividendos. Nuestro compromiso de devolver más del 50% del flujo de caja operativo neto a los accionistas se mantiene sin cambios.

La compañía incrementó su deuda en el primer trimestre. Dada la fuerte subida de los precios de las materias primas, emitimos un préstamo a plazo e incrementamos los préstamos en líneas a corto plazo para gestionar los requisitos de garantías de margen. Terminamos el trimestre con $5.2 billion en caja. Estamos bien posicionados para gestionar una mayor volatilidad de los precios de las materias primas gracias a una liquidez significativa, que incluye un elevado saldo de caja y el efectivo generado por las operaciones. La diapositiva 9 muestra la trayectoria proyectada desde el nivel de deuda actual hasta la deuda de finales de 2026 y 2027. Mantenemos nuestro firme compromiso de alcanzar un saldo de deuda total de $17 billion para finales de 2027. El consenso del flujo de caja de las operaciones para 2026 y 2027 es de aproximadamente $8 billion.

En lo que queda de 2026, esperamos que el flujo de caja operativo, los beneficios del capital circulante y la reducción de los saldos de caja, a medida que los mercados se estabilicen, nos permitan reducir la deuda a aproximadamente $19 billion. En 2027, esperamos que el flujo de caja operativo nos permita reducir la deuda otros $2 billion hasta alcanzar los $17 billion. Esto es coherente con el marco de asignación de capital que hemos presentado anteriormente, con aproximadamente $2 billion para cada concepto: dividendos, recompra de acciones, CapEx y amortización de deuda. De cara al segundo trimestre, en la diapositiva 10: en Chemicals, esperamos que la tasa de utilización global de O&P se sitúe en el rango bajo de los 80, impulsada por la incertidumbre de los niveles operativos en las joint ventures de CPChem en Oriente Medio.

En Refining, esperamos que la tasa de utilización mundial de crudo se sitúe en el rango de los 90 bajos a medios. Se espera que los gastos de parada de planta (turnaround) se sitúen entre $120 million y $150 million. Anticipamos que los costes de Corporate and Other se sitúen entre $430 million y $450 million. Pasando a la diapositiva 11, Mark ofrecerá ahora algunas reflexiones finales. A continuación, abriremos la sesión de preguntas.

Las grandes cosas suceden cuando la preparación se encuentra con la oportunidad. El entorno actual es atractivo en todos nuestros negocios. Nos hemos preparado centrándonos implacablemente en lo que controlamos: costes, cultura, competitividad y capital con disciplina, todo ello al servicio de operaciones seguras y fiables que generen sólidos rendimientos para el accionista.

Nuestros equipos están rindiendo y estamos aprovechando y capturando esas oportunidades. Estamos totalmente preparados y comprometidos para ejecutar y ganar; cuando nosotros ganamos, ustedes ganan.

[Instrucciones del operador] Steve Richardson de Evercore ISI.

Me preguntaba si podría empezar por los ajustes de valoración a precios de mercado (mark-to-market) y si podría darnos más detalles sobre algunos de estos impactos por segmento, si fuera posible. Sé que ya abordó esto en el 8-K, pero ¿podría profundizar un poco en cómo la volatilidad que experimentaron se situó fuera de los rangos de expectativas? ¿Y podría también asegurarse de mencionar cómo perciben esa demanda de liquidez y qué significa de cara al futuro? ¿Y tendría algún impacto en sus compromisos de retorno para el accionista?

Sí, Steve, habla Kevin. Permíteme detallar algunos de esos puntos. Tal como expusimos en el primer trimestre, registramos una pérdida por valoración a precios de mercado (mark-to-market) de $839 million en la cuenta de resultados que afectó a refinado M&S y renovables, y los importes específicos por segmento se detallaron en la nota de prensa. Esto es, en términos generales, coherente con lo que comunicamos en el 8-K. Dijimos aproximadamente $900 million. En aquel momento, esa era nuestra mejor estimación.

Y por ello, creo que es importante dejar claro que se trata de impactos de valoración a precios de mercado (mark-to-market) sobre coberturas financieras que tenemos implementadas para compensar las compras físicas; esas compras se valoran a precios de mercado al cierre de cada mes, pero el inventario físico no. Por lo tanto, existe un impacto neto en la cuenta de resultados. Considero fundamental enfatizar que hacemos esto para proteger el valor económico. Se trata de una herramienta de mitigación de riesgos. Llevamos tiempo haciéndolo; es una práctica estándar. En condiciones normales, los impactos de estas transacciones de valoración a precios de mercado no son tan significativos ni materiales. Pero, como mencionó Mark en sus comentarios, experimentamos una volatilidad sin precedentes en los mercados de materias primas en los que participamos, lo que, por supuesto, se traduce en un impacto desproporcionado.

Al mirar hacia el futuro en cuanto a lo que se puede esperar de ahora en adelante, depende en gran medida de cómo se muevan los precios de las materias primas desde finales de marzo hasta, digamos, finales de año. Y si utilizáramos la curva de futuros (forward curve) al cierre de ayer, recuperaríamos hacia finales de año aproximadamente $500 million de esos $893 million. Se trata de un cálculo por cada materia prima y trimestre a trimestre. Así pues, basándonos en la curva de futuros, si esto se cumpliera en la realidad, eso es lo que se vería recuperado en ese contexto.

Desde el punto de vista del flujo de caja, al cierre del trimestre teníamos un total de $3.2 billion en garantías (margin) asociados a toda esta actividad. Esto difiere del efecto en la cuenta de resultados porque hay otros barriles que se valoran a precios de mercado donde efectivamente realizamos un impacto correspondiente para reflejar la ganancia física. Por tanto, hay más actividad financiera que no está sujeta a la valoración a precios de mercado relacionada con la cuenta de resultados. Ese impacto en el flujo de caja se recuperará de dos maneras. Primero, directamente con la caída de los precios, se verá el efecto inverso. Pero en condiciones normales, dado que este es un proceso continuo, a medida que la volatilidad disminuye, consumimos eficazmente este efectivo a través de la actividad normal de compras. Para dar algo de contexto: $3.2 billion en garantías al cierre de marzo; al cierre de ayer, eran $2.1 billion, a pesar de que los niveles de precios absolutos son bastante similares a los de finales del primer trimestre. Así que veremos que esa cifra disminuye a medida que avancemos en el año.

Y luego, entrando en materia de qué significa esto en términos de asignación de capital, reducción de deuda y recompra de acciones en términos generales. Lo mencioné en los comentarios anteriores y en la diapositiva que incluimos en la presentación sobre los objetivos de deuda; creemos que podremos utilizar tanto los beneficios del capital de trabajo como el flujo de caja operativo del resto del año y, a medida que el mercado se estabilice, no necesitaremos mantener tanto efectivo, que es lo que mostramos al cierre del trimestre y seguimos haciendo. Pero podemos reducir ese efectivo, bajar la deuda hasta unos $19 billion a finales de este año y luego hasta nuestro objetivo de $17 billion el próximo año, todo ello manteniendo la devolución del 50% de nuestro flujo de caja operativo mediante dividendos y recompras de acciones. Sinceramente, para ese cálculo utilizamos las estimaciones del mercado para la generación de caja, pero me siento bastante optimista de que también hay potencial de mejora y cumpliremos con ello. Así que, un 50% de vuelta a los accionistas y el resto del exceso se destinará simplemente a acelerar la reducción de la deuda.

Excelente. Gracias por la respuesta tan detallada, Kevin. Me preguntaba si también podría abordar el tema de CPChem. Creo que los consultores sitúan los márgenes de la cadena completa en $0.33 para el segundo trimestre, según el último dato que revisé.

¿Podría hablarnos de lo que está observando en su negocio y de su visión sobre cómo capturar esto, teniendo en cuenta una tasa de utilización muy alta en la costa del Golfo de EE. UU. durante el segundo trimestre y el resto del año?

Sí, por supuesto, Steve. Habla Mark. CPChem está bien posicionada para salir a capturar esos márgenes. Puede haber algunos incrementos contractuales, pero sin duda están presionando agresivamente en esa dirección; habéis visto cómo la situación de oferta y demanda se ha tensionado drásticamente debido a las limitaciones que surgen de Oriente Medio. Además, habéis visto limitaciones para los productores en Asia; francamente, algunos países asiáticos están desviando selectivamente los hidrocarburos de la producción petroquímica hacia el uso energético para proteger ese sector. Y eso tensiona aún más las cosas.

Y la curva de costes se ha desplazado drásticamente a medida que el precio del petróleo ha subido frente al etano de bajo coste en Norteamérica; se observa cómo ese suelo de precios sube, impulsando el aumento de los márgenes. Además, está el factor de que, antes de lo ocurrido en Venezuela y antes de las actividades en Irán, China accedía a crudo con grandes descuentos, lo que convertía en nafta con grandes descuentos y luego volcaba ese polietileno al mercado mundial. Creemos que existía una ventaja de entre $0.05 y $0.06 por libra respecto a lo que debería haber sido la curva de costes. Ahora, eso se ha eliminado debido a lo que ha estado sucediendo.

Por tanto, es muy constructivo para CPChem. Pueden operar desde la costa del Golfo de EE. UU. a tasas elevadas y más del 80% de su capacidad cuenta con acceso en EE. UU. a materias primas de etano ventajosas, cuyo coste se ha mantenido estable frente a lo que ocurre en el resto del mundo. Así que están muy bien posicionados para salir a capturar esos márgenes.

Neil Mehta, de Goldman Sachs.

Sí. Mark y equipo, la cifra más destacada de este trimestre ha sido realmente la captura de mercado mundial, que subió hasta el 138%. ¿Podría explicarnos esto con un poco más de detalle? ¿Podría darnos un par de ejemplos de las dinámicas que impulsaron específicamente esa fortaleza?

Y luego, cuando pensamos en una tasa de captura de mercado de mitad de ciclo, usted ha hablado de un tipo de utilización en torno al medio de los 90. Creo que hay muchos inversores en la llamada que pensaban que el 2Q podría ser inferior a esa cifra de mediados de los 90, debido precisamente a la backwardation de la curva. ¿Cuál es su perspectiva sobre si esto es realmente alcanzable de cara al Q2?

Sí, Neil, es una excelente pregunta. Brian fue... fue bastante modesto en sus palabras iniciales, pero siempre hablamos de la opcionalidad y de crear opcionalidad, y lo que él y su equipo comercial han demostrado en el Q1 es cómo aprovechar esa opcionalidad.

Si pensamos en trasladar el crudo de Bakken a New Jersey sin utilizar un tren y aprovechando la logística de transporte que tienen, al menos con antelación. Así que tenemos una ventaja en el transporte mediante el uso de las exenciones de la Jones Act; todo eso se alineó para que Brian y su equipo pudieran aprovecharlo plenamente e impulsarlo.

Y eso es lo que impulsó esa cifra de captura tan extraordinaria, y estamos muy orgullosos de lo que han estado haciendo. No se quedaron de brazos cruzados viendo cómo el mundo entraba en crisis. Estuvieron moviendo activos para aprovechar la opcionalidad que hemos creado y para la que estamos preparados. Así que, Brian, puedes continuar y hablar un poco más sobre lo que ha estado haciendo tu equipo.

Y como dijo Mark, con la enorme volatilidad del mercado, las dislocaciones del mercado y la propia integración de nuestros negocios, había mucho valor por capturar en el mercado. Por poner algunos ejemplos, nos beneficiamos de una posición larga en RIN, incluyendo RINs, y generamos un RIDEA en una instalación de renovables. También pudimos trasladar algunos RIN de menor coste del año anterior a este año.

Obtuvimos resultados muy sólidos en nuestros negocios de trading en Europa y Asia. Como mencioné antes, y como mencionó Mark, los contratos de fletamento por tiempo (time charters) que suscribimos en los últimos dos años ayudaron mucho en el contexto de un mercado de fletes elevado. Además, redujeron nuestros costes devengados en nuestras refinerías. Y, por último, se vio que algunos diferenciales de producto, como en el octano y el Jet, fueron superiores al indicador. Eso también ayudó.

Para darles algo de contexto de cara al futuro, si utilizamos nuestro indicador de refinado, este ya incluye gran parte de los impactos; están integrados en el indicador. Históricamente, un promedio para el año sería... en el Q1, capturamos —nos beneficiamos de— todas las oportunidades comerciales que acabo de mencionar. Normalmente, en el Q2, al inicio de la temporada de conducción de verano, pensaríamos en mediados de los 50, así que, considerando algunos de los vientos a favor y en contra: vientos a favor, cosas como la mezcla de butano. Creemos que habrá más mezcla de butano debido a las exenciones de RVP. Los diferenciales fuertes de Jet y octano pueden ayudarnos ahí, además del valor comercial adicional. Y creo que seguiremos viendo parte del mismo valor que vimos en el Q1.

Pero también hay algunos vientos en contra, como usted dijo: la backwardation, los impactos en inventarios e incluso las paradas de mantenimiento (turnarounds); si tuviéramos algunas en el Q2, afectarían a la captura. Así que yo empezaría con mediados de los 90 y pensaría en cómo creen que estará el mercado en el Q2, y a partir de ahí iríamos avanzando.

Sin embargo, ¿es justo decir que mediados de los 90 es un buen punto de partida, basándonos en más [ininteligible]?

A mediados de los 90 sería un buen punto de partida. .

De acuerdo. Muy bien. Y luego, Kevin, ¿podrías volver a mostrar la diapositiva 9, quizás con un poco más de detalle? Porque esto ha sido un tema recurrente desde que se publicó el 8-K; sé que tanto tú como nosotros hemos recibido preguntas sobre si el apalancamiento en las tiendas PSX es bastante elevado. Y creo que parte de eso se debe a que simplemente están manteniendo exceso de caja. Así que, si pudieras dedicar un poco más de tiempo a analizar esta diapositiva, creo que es importante.

Sí. Y ese es un punto realmente importante: que, efectivamente, desde el punto de vista de la deuda y la caja, de alguna manera incrementamos el balance general al endeudarnos más de lo que necesitamos para el día a día, pero para estar posicionados en caso de que veamos una volatilidad más extrema y tengamos una necesidad, por ejemplo, de llamadas de margen en caso de aumentos significativos de precios. Da la sensación de que, desde el final del primer trimestre, esa dinámica se ha calmado un poco. Quiero decir, los mercados siguen fluctuando. Pero hemos estado en este rango, si observas el crudo, de unos $90 a $110 aproximadamente durante ese periodo. Por tanto, nuestra expectativa es que, a medida que las condiciones del mercado se estabilicen, podremos reducir esa caja. Y claramente, eso tendrá un efecto compensatorio en la deuda.

Del mismo modo, con respecto al capital de trabajo. Tuvimos un gran uso de capital de trabajo en el primer trimestre. Esperamos que esto se recupere con creces durante el resto del año mediante la combinación de las tendencias anuales normales. El primer trimestre suele ser un periodo de uso de capital de trabajo para nosotros. Este año se vio agravado por las llamadas de margen, pero esperamos recuperarlo y nuestra proyección es que haya un ligero beneficio de capital de trabajo para el año completo. Esa es nuestra hipótesis.

Y luego, el flujo de caja operativo. Esperamos tener un flujo de caja operativo saludable, que se destinará a la reducción de deuda. Y al avanzar hacia el próximo año, seguiremos teniendo ese flujo de caja operativo de unos $8 billion, de los cuales un par de miles de millones pueden destinarse a la reducción de deuda con bastante comodidad. Todo eso nos llevará a nuestro objetivo proyectado de $17 billion. Y quiero enfatizar que, si vemos una continuación de condiciones de márgenes sólidas en refinación y productos químicos, eso mejorará aún más la generación de caja, lo que nos permitirá amortizar la deuda más rápido y también permitirnos devolver más caja a los accionistas.

Manav Gupta, de UBS Financial.

Tengo una pregunta más bien teórica. Lo que intento esclarecer, basándome en sus comentarios preliminares, es que su sistema de refinado, que se encuentra principalmente en los EE. UU., parece estar relativamente aislado de estas interrupciones en el suministro de crudo y otros sucesos que están ocurriendo en el mundo, donde ciertos activos de refinado pueden ser muy buenos, pero no pueden operar. Ustedes están relativamente aislados de estas cuestiones.

Y lo que intento entender es si eso significa que alguien como Phillips 66, o incluso cualquier refinador estadounidense en este entorno, está estructuralmente en una mejor posición que sus homólogos globales. Y si ese es el caso, en su opinión, ¿es este el momento de ser alcistas con el refinado en EE. UU.? ¿O es momento de ser bajistas con el refinado? Si pudiera ayudarnos a responder eso.

Hola, Manav. Habla Brian. Tiene toda la razón. Este es el momento de ser alcistas con el refinado en EE. UU. Si observamos lo que ha sucedido en el mercado, comenzó en Asia y se trasladó a Europa, pero EE. UU. ha estado relativamente aislado en cuanto al suministro. Los niveles de actividad de las refinerías son sólidos y la demanda de los consumidores es saludable. La producción de crudo es relativamente estable. Esto pone de relieve cómo somos inmunes a la crisis, aunque no a los precios más altos.

Pero, en gran medida, nuestro crudo —por ejemplo, en Phillips 66, solo compramos alrededor del 1% de nuestro crudo en Oriente Medio. Nuestro crudo proviene generalmente de Canadá, de los EE. UU. y de Latinoamérica. Y, por supuesto, el de Canadá y los EE. UU. llega todo a través de oleoductos. Así que estamos en una posición muy, muy buena.

Y me gustaría añadir a los comentarios de Brian: si pensamos en las actividades que llevaron a cabo en el primer trimestre, estas interactúan con el resto del mundo, por lo que pueden desplazarse y aprovechar el suministro nacional para orientar las importaciones normales hacia lo que demandan los mercados globales.

Y, además de esa excelente posición en la refinación norteamericana, CPChem es sólida como una roca en el sector petroquímico de Norteamérica y en la cadena de valor del polietileno de alta densidad. Por tanto, todas nuestras líneas de productos y todos nuestros negocios cuentan con vientos a favor en este entorno. Y creemos que esos vientos a favor persistirán durante un tiempo considerable.

Estamos totalmente de acuerdo. Cambiando rápidamente de tema... a veces la gente olvida que ustedes poseen una capacidad significativa de diésel renovable en los EE. UU., y que nunca llegaron a formar una JV para repartir dicha capacidad.

Los márgenes del diésel renovable fueron negativos. Todo el mundo estaba perdiendo dinero, pero nosotros nos encontramos en un entorno muy diferente. Dada la magnitud de su presencia, ¿sería acertado decir que, en términos interanuales, podrían ver una inflexión material en el flujo de caja libre de su negocio de diésel renovable, considerando nuestra situación actual?

Pues absolutamente. Incluso si solo pensamos en que el valor del RIN de la mezcla actual es más del doble de lo que era en 2025. Solo por el valor del crédito. Y actualmente estamos operando muy, muy bien, de hecho, por encima de la capacidad nominal. Así que debería verse una diferencia sustancial respecto al año anterior.

Doug Leggate, de Wolfe Research.

Brian, me gustaría dirigirme a ti. Tenemos márgenes extraordinarios, como has señalado en varias ocasiones, que están fuertemente sesgados hacia el pasado, y entiendo la cuestión sobre la perspectiva alcista a corto plazo, la duración y qué factores podrían alterarla.

Estamos viendo que muchas aerolíneas están recortando capacidad o equilibrando la demanda mediante la interrupción de la misma, se podría decir, en lugar de por restricciones físicas de la oferta. ¿Cuál es tu respuesta a esto? Los márgenes son excelentes, pero ¿cuál es tu visión sobre la duración? Y después tengo una pregunta de seguimiento para Kevin, por favor.

Gracias, Doug. Nuestra visión es que esto se mantendrá durante el resto de este año y hasta principios del próximo. Si analizas lo que está ocurriendo, no se trata tanto de una destrucción de la demanda, sino más bien de una constricción de la demanda, en un intento de gestionar la necesidad de productos. Y lo vemos como una carrera hacia arriba.

Estamos observando mercados de alimentos muy ajustados y los precios del crudo siguen subiendo: hoy estamos en $106 en WTI y 118 en Brent. A medida que los precios del crudo suban, los productos tendrán que subir aún más para ampliar el margen de refinación y permitir que los refinadores sigan produciendo los productos que el mundo necesita.

Claramente, el mercado mundial está ajustado. Y como ha mencionado, el combustible para aviación es el que presenta mayor escasez. Por tanto, los márgenes de refinación tendrán que seguir ampliándose.

Y lo vimos, por ejemplo, en nuestra refinería europea recientemente, donde el crack de la gasolina fue algo débil en comparación con el crack del destilado, lo que parecía estar frenando a las refinerías europeas. Y, de repente, la gasolina, de hecho, experimentó un gran movimiento al alza, ampliando los márgenes para que los refinadores europeos pudieran producir los productos que necesitan. Así que creo que seguiremos viendo esto durante este año y durante la primera parte del próximo, incluso si se abren los estrechos en el próximo mes o en los dos meses siguientes.

2 Brian, ¿consideraría esto como... [ininteligible] o lo trataría como un beneficio extraordinario?

¿Cuál era la pregunta?

¿Lo convertiría en una anualidad? ¿O lo trataría como un beneficio extraordinario?

En otras palabras, ¿se van a mantener los márgenes? Sí, creo que veremos que se mantienen durante más tiempo de lo que duran los vientos de cola. Convertirlo en una anualidad... No sé si estamos en el punto en el que convertiríamos algo en una anualidad, pero vemos que esto es algo más que un fenómeno de unos pocos meses.

Así que esta es mi pregunta de seguimiento, dirigida a Kevin. Kevin, el precio de su acción está un 5% por debajo de su máximo. Y creo que Mark acaba de decir que no convertiríamos esto en una anualidad. Si esta es la oportunidad de trasladar permanentemente este viento de cola al valor de su capital social mediante la reducción de deuda en lugar de la recompra de acciones, ¿por qué no sería esa la respuesta correcta si, de hecho, se trata de un viento de cola?

Sí, Doug. Tienes razón en que la reducción de deuda también crea valor para el accionista. Y la reducción de deuda es una prioridad; el objetivo de $17 billion que planteamos es un objetivo. Si generamos un exceso de caja significativo, reduciremos la deuda por debajo de ese nivel.

No voy a llegar al extremo de decir que dejaremos de recomprar acciones para destinarlo todo a la reducción de deuda. Creo que es necesario mantener cierto equilibrio en la asignación de capital a lo largo del ciclo. Hemos sido bastante claros con el retorno del 50%, del cual, a los niveles actuales, aproximadamente la mitad corresponde al dividendo y la otra mitad a las recompras de acciones.

Pero a medida que el nivel absoluto de generación de caja aumenta, por definición, si se devuelve el 50% a los accionistas, esa cantidad que también va al balance general es mayor. Por tanto, lo vemos como un equilibrio general.

A día de hoy, aunque solo estemos a unos pocos puntos porcentuales de nuestro máximo, seguimos pensando que nuestro precio de la acción ofrece un buen valor. Por tanto, nos sentimos cómodos con ese plan y con la asignación de capital.

Joe Laetsch, de Morgan Stanley.

Quería empezar por el macroentorno, dado el nivel actual de los precios de los productos. ¿Podría hablarnos de las tendencias de la demanda que están observando en su sistema en EE. UU.?

¿Están viendo algún signo de destrucción de la demanda en la gasolina y el diésel? Dado que los niveles de existencias de productos en EE. UU. han caído hasta situarse en el rango de los 5 años o por debajo, la situación empieza a parecer bastante ajustada.

Joe, habla Brian. No hemos visto mucha destrucción de la demanda, probablemente un 1% o menos para los productos, tanto en gasolina como en diésel.

Y en cuanto a nuestro sistema, la verdad es que nos ha ido muy bien. El año pasado añadimos más de 500 tiendas de franquicia en marketing. Así que estamos viendo mucho valor gracias al buen trabajo que ha realizado el equipo de ventas en marketing. Pero no hemos visto una interrupción de la demanda en los EE. UU.

Eso es útil. Y luego quería preguntar sobre la parte de refinación. Las tasas de utilización del 95% en el trimestre fueron sólidas, incluso con algo de mantenimiento y algunos impactos de oleoductos de terceros. ¿Podría hablar de algunos de los factores que impulsaron el rendimiento durante el trimestre

y, como parte de ello, los costes operativos siguen tendiendo en la dirección correcta. Reconozco que hay variabilidad trimestre a trimestre con el procesamiento y los costes del gas natural. Pero, ¿podría mencionar en qué etapa cree que se encuentra en cuanto a los esfuerzos de reducción de costes y el camino hacia los $550 por barril?

Sí, Joe, habla Rich. Gracias por la pregunta. Sí, primer trimestre, empezaré con el coste por barril y luego quizás analicemos algunas de las oportunidades de rendimiento regional que vimos el trimestre pasado. El coste por barril en el 1Q fue de $6.21. Eso supone, de hecho, una mejora de $0.80 por barril interanual. Así que es un buen avance. Estoy muy contento con lo que el equipo ha logrado en ese frente. Trimestre a trimestre, como usted indicó, fue ligeramente superior. Y eso se debe principalmente a que se procesaron menos barriles en el trimestre. Fue una combinación de la actividad de mantenimiento planificada, así como el hecho de que hay menos días en el trimestre y en el primer trimestre del año, lo cual tiene un efecto material. Los inputs totales de procesamiento bajaron aproximadamente un 2% trimestre a trimestre.

Estacionalmente, el mayor precio del gas natural también fue un factor importante; los precios subieron considerablemente. Creo que promediaron unos $4.87 por MMBtu en el Henry Hub. Si lo normalizamos de nuevo al precio anual del gas natural de $3, que es la base que hemos utilizado para el objetivo de $5.50, la cifra se sitúa en los 5.80 bajos en términos de OpEx por dólar por barril. Esto indica que estamos en una posición muy favorable para alcanzar ese objetivo de $5.50 por barril en 2027. La organización está trabajando muy duro. De hecho, tienen más de 200 iniciativas que estamos persiguiendo activamente ahora mismo y que se prevé que reduzcan entre $0.15 y $0.20 por barril de los costes operativos base. Se trata de cambios estructurales en nuestro perfil de costes y de la continuación de una tendencia que iniciamos hace ya más de 4 años.

Y quizás un ejemplo de uno o dos de estos. Uno de ellos está cambiando realmente nuestro enfoque sobre cómo limpiamos las calderas FCC. No suena como algo muy exótico, pero, una vez logrado, reducirá nuestros costes anuales en más de $3 million. Otro ejemplo es realmente el consumo de ácido en nuestras unidades de alquilación de ácido sulfúrico, y estamos trabajando en ajustar los controles de proceso y los controles de temperatura en ellas; se proyecta que esa estrategia ahorre otros $2 million al año. Así que estamos acumulando estas victorias una a una en todo el sistema, y el equipo ha realizado un trabajo fantástico al hacerlo.

En cuanto al resto del cierre, preveo que seguiremos aumentando la disponibilidad y la utilización de los activos, la continua maduración de nuestros programas de fiabilidad, así como algo que ya he mencionado anteriormente, que es el aumento de nuestros inputs de proceso totales al completar las unidades de downstream, detrás de las unidades de crudo, aplicando a las unidades de downstream toda la disciplina que implementamos en el lado de las unidades de crudo. Por tanto, esto sigue siendo una historia de ejecución continua, y estoy muy contento con la forma en que la organización lo está progresando, y vemos un potencial adicional en ello.

En cuanto a la parte del negocio de captura de mercado y rendimiento regional, Brian cubrió gran parte de ello de forma general a nivel macro. Pero lo que vimos en el lado de la refinación fue que los precios de los cargamentos nos resultaron un poco más bajos en refinación. Parte de eso es simplemente una anomalía de precios, con los precios del mes anterior aplicándose a las entregas de crudo, y un trabajo realmente bueno de la oficina europea para capturar resultados sólidos. Y especialmente en el lado de los combustibles para aviación del negocio, los precios del queroseno se desconectaron de los niveles tradicionales vinculados al destilado.

En la Costa del Golfo, vimos lo mismo; una historia similar, la producción de combustible para aviación allí fue muy alta intertrimestral. Eso fue positivo para nosotros, y también fue muy oportuno dado que los precios del combustible para aviación se dispararon al salir del área de la Costa del Golfo. Luego, en el corredor central, es donde concentramos gran parte de nuestra actividad de paradas de mantenimiento durante el trimestre. Por lo tanto, vimos que la captura de mercado disminuyó un poco allí, y eso se debió a la actividad de mantenimiento en las instalaciones de Wood River y Borger, así como a algunos impactos de mark-to-market que Kevin había señalado anteriormente en la llamada. Y por último, pero no menos importante, la Costa Oeste se encontraba en una posición bastante buena. Como mencionasteis, hubo cierto impacto con las operaciones de oleoductos de terceros que ralentizó nuestras operaciones en el Pacífico Noroeste. Pero aparte de eso, el equipo hizo un trabajo fantástico capturando el mercado.

Philip Jungwirth de BMO Capital Markets.

En cuanto al midstream, ¿cómo cambia el alza de los precios del crudo su visión sobre las oportunidades de inversión? Si queda claro que habrá una mayor demanda de shale, y vemos que las empresas públicas aumentan su CapEx, ¿estarían dispuestos a centrarse más en el crecimiento orgánico? Si es así, ¿en qué partes de la cadena de valor se enfocarían: en el pipeline, en el fracking o en las exportaciones?

Y por último, ¿qué nivel de sensibilidad existe respecto al objetivo de EBITDA de $4.5 billion en midstream para finales de 2027 si vemos mayores volúmenes en EE. UU.?

Phil, habla Don. Cuando pienso en los precios del crudo y la actividad, lo primero que diría es que la disciplina de capital y los rendimientos son fundamentales para nosotros. Es decir, ciertamente, a medida que evolucionan las oportunidades, ya sea mediante el crecimiento de volúmenes en el yacimiento donde podamos añadir capacidad de recolección y procesamiento para servir a nuestros clientes y completar nuestra cadena de valor, sin duda perseguiremos esas oportunidades.

Tenemos planes de crecimiento establecidos. Verán que seguiremos añadiendo capacidad a medida que evolucionen las necesidades de los clientes. Creo que ese es el camino a seguir para nuestros planes de crecimiento en midstream. Verán que intentamos mantener una cadena de valor equilibrada. Con esto me refiero a añadir capacidad de recolección y procesamiento, asegurándonos de contar con la infraestructura de downstream, pero también siendo conscientes de qué capacidades requiere el mercado.

Nuevamente, volviendo a mantener el enfoque en la disciplina de capital y en los rendimientos que podemos generar con esas oportunidades de crecimiento orgánico. En cuanto a nuestro objetivo de $4.5 billion, nos sentimos muy seguros de esa meta y del camino que estamos recorriendo. Ciertamente, los fundamentos son sólidos. Sumado a nuestra ejecución y a nuestros éxitos comerciales, nos sentimos muy cómodos con nuestra posición en esa trayectoria, así como con la capacidad de mantener ese crecimiento más allá de 2027.

Perfecto. Volviendo a la división de Chemicals. Una vez que el estrecho se abra, ¿cómo prevé la progresión para que CPChem vuelva a la normalidad en sus operaciones, dado que sus perspectivas apuntan a una utilización inferior en el 2Q, pero obviamente se beneficiará en cuanto a márgenes en la Costa del Golfo?

Y si también pudiera comentar sobre el sector en general, sería de gran ayuda, concretamente sobre cómo se perfila ese escenario, qué pasos hay que dar y cuánto tiempo llevará volver a la normalidad.

En lo que respecta a CPChem, creo que los activos en Oriente Medio que están fuera de servicio se encuentran en buen estado. La cuestión de mayor calado es la infraestructura general en Oriente Medio y los posibles desafíos que esto pueda plantear. Creo que probablemente haya un mayor sentido de urgencia por movilizar el crudo y los productos refinados, y que la petroquímica sea el siguiente nivel.

Por tanto, creo que la recuperación del Golfo irá con un poco de retraso respecto a la recuperación energética, y después veremos que el sistema necesitará repoblar la cadena de inventarios y la cadena logística, lo cual llevará tiempo. Así que creo que esto tendrá recorrido. Además, tenemos dos grandes proyectos en marcha.

Y esos proyectos, el Golden Triangle en EE. UU. y el RPP en Qatar, avanzan según lo previsto. No ha habido interrupciones en el progreso del proyecto LPP. A pesar de la situación actual, todo el mundo ha estado seguro y todos están haciendo lo necesario para poner en marcha dicho proyecto.

Ambos proyectos entrarán en funcionamiento por completo en 2027; verán que Golden Triangle Polymers comenzará con la puesta en marcha de instalaciones a finales de este año y están progresando de forma excelente. Por tanto, creo que aportarán capacidad en un momento en el que será realmente necesaria. Así pues, CPChem experimentará avances positivos desde múltiples dimensiones a medida que se resuelva esta crisis.

Lloyd Byrne, de Jefferies.

Mark, Kevin, equipo, gracias por la invitación. ¿Puedo empezar dando seguimiento a la pregunta de Neil sobre el capture? Sé que habéis comentado lo bien posicionada que está vuestra logística de transporte, pero ¿cómo afecta esto al capture del segundo trimestre o incluso al tercero si las tarifas siguen esta tendencia?

Deberíais ver un beneficio; dado que fijamos nuestras tarifas de transporte durante los últimos dos años y las tarifas de flete están tan elevadas, deberíais seguir beneficiándoos de las tarifas de transporte, especialmente en nuestra región de la cuenca del Atlántico.

De acuerdo. Permítanme hacer una pregunta de seguimiento; no sé si Don está presente, pero quizás Mark pueda responderla. Podéis comentar sobre Western Gateway y, obviamente, sobre una muy buena temporada de ofertas (open season). ¿Cuáles son los obstáculos que quedan y cuál es el cronograma para el FID?

Lloyd, habla Don. Te agradezco la pregunta sobre Western Gateway. Estamos muy entusiasmados con el estado del proyecto Western Gateway, el progreso que hemos logrado hasta la fecha y la situación en la que nos encontramos al cierre de la segunda temporada de ofertas.

La hoja de ruta que veo para avanzar consiste en completar los acuerdos de la JV con Kinder Morgan, así como ejecutar los acuerdos de transporte con terceros transportistas; tenemos un equipo trabajando intensamente para lograrlo. Diría que, con la conclusión exitosa de ese trabajo en los próximos meses, espero que estemos en condiciones de alcanzar la FID de este proyecto a mediados o finales de verano, con una fecha de puesta en servicio para 2029.

Y uno de los puntos en los que quiero hacer hincapié respecto al progreso realizado y lo que hemos aprendido durante la temporada de ofertas es que tiene una doble vertiente. Primero, creo que existe un fuerte interés del mercado en construir un nuevo gasoducto hacia Phoenix para poder suministrar combustibles de transporte fiables y seguros al oeste. Segundo, hay un sólido apoyo por parte de grupos, agencias y funcionarios estatales y federales para que este gasoducto entre en servicio lo antes posible. Esto me da mucha confianza en que Western Gateway es el proyecto adecuado en el momento oportuno y que generará los retornos adecuados.

Jason Gabelman, de Cowen.

Sé que has reiterado los $4.5 billion de EBITDA en midstream, que obviamente en el 1Q disminuyeron de forma secuencial, especialmente en el negocio de NGL trimestre a trimestre.

¿Podría ayudarnos, supongo, a explicar la caída respecto al trimestre anterior y recordarnos cómo llegamos a esos $4.5 billion y, tal vez, dada la situación de Western Gateway y el potencial de actividad continua, qué tipo de potencial alcista ve por encima de esos $4.5 billion?

Claro, Jason. Gracias por la pregunta. Y, para resumir al principio, sin tener en cuenta el impacto del volumen derivado de la tormenta invernal, estamos exactamente donde esperaba que estuviéramos en cuanto al desempeño del primer trimestre. Seguimos teniendo un gran éxito comercial, no solo en el crecimiento, sino también en la renegociación de contratos, lo cual tuvo cierto impacto en el Q1, y quizás pueda explicarlo un poco más. Cuando pensamos en nuestras renovaciones, somos bastante proactivos en la forma en que lo hacemos. Tendemos a renovar con un año de antelación a sus fechas de vencimiento. Los contratos que vencían este trimestre ya los habíamos renovado, y lo emocionante de esto es que lo hicimos con plazos de más de 10 años. Para mí, esto valida realmente el éxito de nuestro servicio al cliente y el éxito de nuestras relaciones con los clientes; esa ejecución me da mucha confianza en nuestra capacidad para seguir creciendo hacia nuestro objetivo de $4.5 billion para 2027. Si los fundamentales son sólidos, la ejecución del equipo es fuerte. Y al analizar Western Gateway, ya sea mediante alguna de las expansiones posteriores de las que hablamos sobre plantas de gas adicionales, eso me da la confianza de que podemos mantener esta tasa de crecimiento más allá de 2027.

Entendido. Y olvidé preguntar sobre la oportunidad del ARB de exportación de LPG en el entorno actual. Así que, si pudiera hablarnos de cómo lo está planteando...

Claro. A corto plazo, la mayoría de nuestras ventanas ya están comprometidas, ya sea con nuestros clientes de contratos a plazo o por nosotros mismos mediante nuestros time charters; donde hemos tenido éxito es realmente en nuestro mercado de time charter con entrega, donde el equipo en Singapur ha podido optimizar las entregas y aprovechar la volatilidad, de forma muy similar a lo que acaba de comentar Brian.

Creo que, en general, esto demuestra la importancia y la fortaleza de la capacidad de exportación de LPG de la Costa del Golfo. Por tanto, creo que esto seguirá siendo un buen viento a favor para las exportaciones de la Costa del Golfo, y esperamos que Freeport se beneficie de esas perspectivas.

Bien. Mi pregunta de seguimiento es simplemente sobre algunos de los activos que tienen en la Costa Oeste. Primero, dado lo de Western Gateway, ¿hace eso que Ferndale represente una mayor o menor parte del negocio de lo que representaba anteriormente?

Y quizás también podría hablar sobre la oportunidad de vender parte de la participación en la planta de diésel renovable, tal como han hecho sus homólogos y a medida que ese mercado se ha fortalecido aquí.

Sí. Absolutamente. Desde la perspectiva de Ferndale, esta se está integrando bien en el mercado de California, y vemos que ambas cosas son complementarias. Ferndale está más enfocada en el norte de California, mientras que Western Gateway es una oportunidad en el sur de California. Por tanto, seguimos viendo fuertes vientos a favor para Ferndale a medida que mejoran su capacidad con CARB, el combustible de aviación sostenible y la mezcla; están en una posición sólida, y Western Gateway aportará cierta estabilidad en el sur de California.

La otra pregunta sobre el renovable... sí, creo que veremos qué hace el mercado. El activo está funcionando con fuerza. Siempre estaríamos abiertos a cualquier interés, pero es un activo excelente, un activo de clase mundial que funciona con la precisión de un reloj suizo, y hoy estamos obteniendo un gran valor de ese activo.

Theresa Chen, de Barclays.

En cuanto al segmento de midstream, dado que las perspectivas del precio del crudo probablemente presenten un riesgo al alza a medio plazo y ante una potencial reacceleración de la actividad en cuencas de segundo nivel, ¿podría hablarnos de la utilización y de la capacidad para ampliar su trayectoria de activos de NGL que ya están, o pronto estarán, conectados a la conversión de doble edad de Kinder, que ahora es una superficie de NGL? ¿Existe un crecimiento renovado? Si hay un crecimiento renovado en el gas asociado, ya sea en el Bakken o en las propias Rockies, ¿cuánta capacidad de tubería incremental podría tener en su sistema de NGL de Rockies a Sweeny? ¿O requeriría eso una inversión significativamente mayor?

Teresa, le agradezco la pregunta. En las Rockies, actualmente, de hecho, en nuestra producción de DJ, estamos viendo volúmenes récord. Así que es muy emocionante ver el volumen en esa zona. Y ciertamente, como usted ha aludido, existen oportunidades, ya sea en la cuenca de Powder River o en el Bakken, para un desarrollo adicional.

Ciertamente contamos con una red de NGL bien posicionada en Colorado que fluye a través de nuestro sistema por múltiples rutas diferentes y alimenta nuestro complejo de Sweeny. Recientemente hemos reiniciado nuestro gasoducto de NGL de Powder River para poder recibir algunos barriles tempranos del Bakken.

Si hay crecimiento en esa zona, sin duda buscaríamos oportunidades para ampliar la capacidad y poder abastecer las tuberías de downstream que tenemos en las Rockies. Así que es, ciertamente, un área a la que estamos siguiendo de cerca.

Y en relación con Western Gateway, ahora que el proceso de comercialización ha concluido, ¿podría compartir en este momento qué rango de CapEx total y de inversión prevista para la construcción se espera sobre una base del 100%, independientemente de cómo se repartan los beneficios económicos entre los socios?

Aún tenemos que terminar de pulir algunos detalles finales con nuestro socio en cuanto al alcance y las conexiones con nuestra perspectiva de los transportistas. Por tanto, probablemente sea prematuro dar esa información a conocer, pero se hará pública en breve.

Matthew Blair, de TPH.

Solo una pregunta para mí. ¿Podría hablar sobre el mercado de crudo canadiense? Parece que el WCS Hardisty es uno de los crudos más atractivos que existen. ¿Se deben los mayores diferenciales respecto al TI a alguna restricción en los oleoductos que salen de Canadá?

Y, por otro lado, los impactos en la estructura del mercado que mencionó anteriormente para los barriles de interior de EE. UU., ¿se aplicarían también a los barriles canadienses? ¿O no se ven afectados por ello?

Digo que, claramente, los diferenciales WTI-WCS se han ampliado debido a niveles muy ajustados a principios de este año. Ahora, para el próximo mes, están a casi $18 de diferencia. Y esto se debe a un par de razones. La primera es que los crudos ligeros dulces de EE. UU. se están desviando hacia Asia. Esto está tensionando el suministro de crudos ligeros dulces y medios agrios.

Y la segunda razón es que los barriles venezolanos en el mercado, así como algunas paradas programadas y no programadas en las refinerías, han presionado los crudos pesados. Esto ha ampliado el diferencial entre WTI y WCS, y nuestra visión es que se mantendrán amplios durante algún tiempo.

Estamos en una posición muy sólida con nuestra cartera de Mid-Con y nuestra posición en oleoductos, lo cual es una ventaja competitiva para el suministro de crudos canadienses a nuestras refinerías. Y nos beneficiamos de esa ampliación de los diferenciales, como usted mencionó. Actualmente, a modo de recordatorio, nuestra sensibilidad es de $140 million de beneficios adicionales por cada dólar que se amplíe el diferencial.

Con esto concluye la sesión de preguntas y respuestas. Cedo la palabra a Sean Maher para sus comentarios de cierre.

Gracias por su interés en Phillips 66. Si tienen alguna pregunta o comentario tras la llamada de hoy, por favor diríjanse a Kirk o a mí. Gracias y que tengan un excelente día.

Con esto finaliza la conferencia telefónica de hoy. Gracias por su participación. Ya pueden desconectarse.