Bienvenidos todos a esta presentación de los resultados del ejercicio 2025 y los objetivos para 2026. Estamos en Londres. Hace un día soleado, tal como el sol para las acciones de TotalEnergies hasta que hablemos. Ya lo veremos después de esta llamada. Estoy encantado de estar hoy aquí con los miembros del Comité Ejecutivo. Ya los conocen a todos, excepto a Catherine. Catherine, si pudieras ponerte de pie; ella es nuestra nueva integrante a cargo de personas, compromiso social y todos los servicios globales, ella es Catherine. Y hay otra persona junto a nosotros que deben conocer, Arnaud Le Foll. Arnaud es nuestro Deputy CFO. Hoy tendrán la oportunidad de escucharlo.

Realizaremos una presentación dividida en dos grandes bloques, con un enfoque intermedio para cambiar de tema. Jean-Pierre hará la introducción; primero, por supuesto, tendremos el momento de seguridad. Se llevará a cabo y, yo diría, la parte de Seguridad y Sostenibilidad estará a cargo de Nicolas Terraz, nuestro Presidente de Upstream. Después intervendrá Jean-Pierre, quien hará un repaso de los resultados de 2025. Luego tendremos dos breves puntos de enfoque: uno sobre Namibia, a cargo de Arnaud, ya que antes de ser deputy CFO, él estuvo al frente de la negociación de Namibia. Así que aprovecharemos la oportunidad para escucharlo.

Después, Stephane intervendrá con un enfoque en los centros de datos y la IA, tanto como una vía de negocio para nosotros como para lo que hacemos internamente. Solo para centrar el tema. Finalmente, yo tomaré la última parte sobre cuáles son los objetivos para 2026. Normalmente, si respetamos los tiempos previstos, debería durar 1 hora o 1 hora y 5 minutos, ya veremos. Pero les pido paciencia para cuando llegue el momento de hacer sus preguntas. Así que, Nicolas, el turno es suyo para comenzar.

Buenas tardes a todos. Primero, permítanme tomarme un minuto para el momento de sostenibilidad. Para este momento, queremos compartir con ustedes una ilustración muy concreta de lo que estamos haciendo para combatir las emisiones de metano. Y para combatir las emisiones de metano, el primer paso es detectarlas. Lo que hicimos el año pasado fue instalar en todos nuestros sitios una red de sistemas de detección y monitoreo fijo y continuo. Lo que ven en las imágenes es una foto o un video tomado en Neuquén, Argentina, donde estamos poniendo en marcha una cámara infrarroja. Esta cámara infrarroja detectó lo que no es un fuego, sino metano. De hecho, es metano que proviene del subsuelo, de una tubería que tenía un poro; era un orificio muy pequeño y estaba filtrando metano en cantidades bastante modestas. Aun así, fue detectado. Por supuesto, se reparó de inmediato: se excavó la tubería y se arregló la fuga. Pero esto ilustra realmente el papel y el beneficio de la detección permanente de metano para alcanzar un nivel cercano a cero emisiones de metano, que es nuestro objetivo para 2030.

Ahora paso a la seguridad. Como pueden ver en las diapositivas, estamos en un proceso de mejora continua en seguridad, tanto en seguridad laboral como en seguridad de procesos. En cuanto a la seguridad laboral, pueden ver en la parte izquierda de la diapositiva nuestra tasa de incidentes registrables (TRIR), que ha ido disminuyendo continuamente. El año pasado estuvimos por debajo de 0.5 eventos por millón de horas-hombre, por lo que creo que estamos satisfechos de estar por delante de nuestro grupo de pares. Donde no estamos satisfechos, de hecho, es que tuvimos una fatalidad el año pasado. Esto ocurrió en Angola durante la descarga de tuberías de perforación desde una plataforma hacia un buque de suministro, donde una persona que trabajaba a bordo del buque de suministro fue aplastada por esas tuberías de perforación. Manoj Kumar tenía 51 años; estaba casado y tenía un hijo. Tras el accidente, lo que hicimos fue lo que le debíamos: tomar medidas muy contundentes para reforzar la seguridad de las operaciones de muelle a bordo de nuestros buques de suministro, mediante la instalación de más barreras físicas, como estructuras de acero para las operaciones de descarga de tuberías, pero también mediante la implementación de medidas organizativas muy estrictas en cuanto a la supervisión de las operaciones de muelle a bordo de nuestros buques de suministro.

En cuanto a la seguridad de los procesos para la prevención de riesgos mayores, pueden ver ilustrado en la parte derecha de la diapositiva la reducción del número de pérdidas primarias de contención en nuestros emplazamientos, que han disminuido un 60% desde 2020. Por tanto, seguimos trabajando en ese frente. Y hoy, más que nunca, queremos garantizar que todos los que trabajan en nuestros emplazamientos, ya sean empleados o contratistas, puedan volver a casa sanos y salvos, y nuestro objetivo es alcanzar cero fatalidades en nuestras operaciones.

Paso ahora a las emisiones. En este punto, nos complace que en 2025 hayamos alcanzado e incluso superado todos nuestros objetivos de reducción de emisiones. Acabo de hablar del metano. Actualmente nos encontramos en un -65% en nuestras emisiones de metano en comparación con 2020, cuando teníamos un objetivo del -60%. Y, como he mencionado, estamos supervisando esto muy de cerca para alcanzar emisiones cercanas a cero en 3 o 4 años. En cuanto a los gases de efecto invernadero, observando nuestras emisiones de gases de efecto invernadero de Alcance 1 y 2, verán que el año pasado, en las operaciones de petróleo y gas, redujimos las emisiones en 1 millón de toneladas en comparación con 2024, y tenemos una reducción acumulada del 38%.

Asimismo, la evolución gradual de nuestro mix de ventas está reduciendo la intensidad de carbono del ciclo de vida de nuestros productos. Es decir, de los productos que vendemos. Y pueden ver la cifra aquí: un -19% en 2025 en comparación con nuestra situación en 2015.

En el último punto, que no es el menos importante, saben que hemos invertido $1 billion en un programa de mejora de la eficiencia energética entre 2023 y 2025. Esto está dando sus frutos. Está dando resultados mediante una reducción de nuestras emisiones, ya que las acciones implementadas a través de este programa resultaron en una reducción de 2 millones de toneladas de emisiones equivalentes de CO2. Pero también está dando resultados en términos económicos, ya que este programa ha generado alrededor de $200 million anuales en ahorros de energía y CO2 en nuestros diversos emplazamientos. Así que esto ha sido sobre las emisiones; ahora le cedo la palabra a Jean-Pierre.

Muchas gracias. Buenas tardes. Voy a presentarles los resultados de 2025 y lo que considero el logro clave del año. Como saben, tenemos una estrategia bastante equilibrada e integrada, anclada en dos pilares: el primero, petróleo y gas; y el segundo, gas y GNL. Permítanme repasar los principales logros de 2025. Empezando por el petróleo y el gas, y el petróleo en particular. Verán que hemos puesto en marcha dos importantes proyectos de petróleo y gas: uno en los EE. UU. con Ballymore y otro desarrollo de aguas profundas en Brasil con Mero-4. Namibia es un logro muy claro del año 2025, al entrar en el bloque que hasta ahora operaba Galp, apoyando el descubrimiento de Mopane. Entrar en ese bloque es, por supuesto, un logro muy evidente que confirma que Namibia es una nueva, diría yo, provincia dorada para TotalEnergies. Arnaud volverá a este tema para darles más detalles al respecto.

Para prepararnos para el futuro, hemos renovado nuestra cartera, nuestra cartera de exploración. Aquí pueden ver las diferentes geografías en las que estaremos muy activos en 2025. En el segmento de gas y GNL, Rio Grande. Sancionamos la FID del proyecto Train 4 en Rio Grande, con una capacidad adicional de 1.5 million tonnes per year de GNL. Adquisición de una participación adicional en Malasia. Como saben, entramos en Malasia muy recientemente, lo que confirma la voluntad de TotalEnergies de ser el hub perfectamente posicionado para abastecer al mercado de gas en Asia en los próximos años. Y continuando con la integración, la integración del upstream de gas en los EE. UU. con la adquisición adicional de gas seco en la cuenca de Anadarko. Además de eso, a finales de 2025, anunciamos el acuerdo con NEO NEXT para fusionar nuestros activos de upstream con los de NEO NEXT, creando uno de los mayores actores de petróleo y gas en el Reino Unido con el objetivo de generar sinergias.

En resumen, sí, crecemos, somos una empresa en expansión. Aquí pueden ver las cifras de 2025, un crecimiento del 4% en upstream. Saben que el guidance era superior al 3%. Por lo tanto, estamos considerablemente por encima del guidance. Al mismo tiempo, mantenemos la disciplina. Volveré al tema del CapEx; aquí ven la cifra del OpEx por barril. Tenemos el mejor OpEx por barril entre nuestros pares: $5 per barrel. Por supuesto, es muy importante para nosotros mantener esta ventaja para hacer frente a un posible entorno de precios bajos y, algo muy importante en nuestra opinión, el hecho de que hemos sido capaces de alcanzar tasas de reposición de reservas probadas del 120%. Esto significa que las reservas probadas que tendremos al cierre del año, al cierre de 2025, cubrirán 12 años de la proyección de 2025.

Y el otro pilar, la energía integrada. Otro año de ejecución de nuestra estrategia, con un crecimiento de la producción neta de energía superior al 20%, proveniente tanto de renovables como de CCGT mediante activos flexibles. Mencionamos aquí tres logros principales del año. El acuerdo que firmamos con EPH, que de hecho acelerará nuestra integración de gas a electricidad en Europa, cuya conclusión se prevé para mediados de 2026. Stephane volverá sobre este punto. Podría decir que aprovechamos la ola generada por los centros de datos [ininteligible] para firmar PPAs de 6 terawatt per year con impacto de centros de datos. Y aplicando nuestro modelo, como saben, reciclamos el CapEx, el capital, y así firmamos con éxito diferentes farm downs en el Reino Unido, Grecia, Portugal y Francia en 2025, reciclando el equivalente a $2 billion.

Cuadro de mando para 2025: claramente somos una empresa en crecimiento que cumple sus objetivos. Primero, más energía: el crecimiento energético, considerando la producción de energía, fue del 5% al combinar el crecimiento de petróleo y gas con el de electricidad. Más específicamente, en petróleo y gas, ya mencioné que logramos un crecimiento cercano al 4%. Saben que los objetivos eran superiores al 3%. Y en cuanto a la producción neta de electricidad, aumentamos la producción casi un 20% entre 2024 y 2025, alcanzando aproximadamente 50 terawatt hour en 2025. Tasas de utilización de refinería: fuimos claros en que durante el primer semestre, ASC tuvo que enfrentar algunos problemas técnicos de fiabilidad en algunos activos en Francia o en los EE. UU. En el segundo semestre, esto se ha solucionado. Y dada esta evolución durante el segundo semestre, ven que, en conjunto, durante todo el año, la tasa de utilización de refinería estuvo en línea con los objetivos establecidos. Las ventas de GNL crecieron un 10% más en comparación con el año pasado, en línea con el crecimiento de la producción.

Y finalmente, sobre este tema, más energía. Crecimiento de la capacidad instalada de renovables: 24 gigawatts de crecimiento en capacidad renovable al cierre del año. Estábamos en 26 gigawatts a finales de 2024. Esto significa que, en el transcurso de 2025, hemos sido capaces de poner en producción 8 gigawatts de capacidad renovable adicional, y es el ritmo necesario para alcanzar los 8 gigawatts por año y cumplir el objetivo que tenemos para 2033. Más energía, menos emisiones. No volveré a las cifras porque Nicolas ya las presentó. Solo para resumir, somos capaces de reducir las emisiones y mantener Scope 1 y Scope 2 en nuestras operaciones, siendo al mismo tiempo una empresa en crecimiento, con un 5% más de energía producida en 2025.

Más energía y menos emisiones es positivo, pero lo ideal, por supuesto, es aumentar el flujo de caja libre para financiar la retribución al accionista. Existen, lógicamente, dos motores principales. El primero es mantener la disciplina en el OpEx y preservar nuestra ventaja competitiva, manteniendo el OpEx por barril en $5. En cuanto al CapEx, volveré a ello más adelante. Nos mantuvimos, por supuesto, dentro de la guidance de $17.1 billion. Así pues, a nivel global, en comparación con el CFFO, creo que no estamos exactamente en el valor que anticipamos cuando fijamos el objetivo para 2025, pero no nos alejamos mucho, situándonos en $28 billion. Por tanto, en nuestra opinión, estamos generando un flujo de caja sólido para 2025.

Pasemos ahora a algunas cifras sobre este desempeño en 2025. Comenzando por la parte izquierda de la diapositiva, el flujo de caja y la contribución de las diferentes unidades de negocio a este resultado. Se generaron $28 billion de flujo de caja mediante nuestras operaciones. Se pueden observar las distintas contribuciones: exploración y producción; la producción está impulsando el flujo de caja, algo sobre lo que comentaré más adelante. El flujo de caja es acrecentador y el crecimiento también lo es. La segunda parte es energía integrada; sufrimos en 2025 en mercados de baja volatilidad, pero compensamos la caída de los precios con producción adicional. Como mencioné, hubo un crecimiento del 10% en producción y ventas. El segmento de energía integrada alcanzó los $2.6 billion, en línea con nuestras expectativas, ya que nuestro objetivo era tener un flujo de caja superior a $2.5 billion para 2025. En downstream, la cifra fue de $6.2 billion. Tanto en ARC como en Marketing & Services, creo que esto demuestra la resiliencia de la compañía y la integración entre ambos. Una vez más, con una mejor tasa de utilización durante el segundo semestre, en downstream, ARC fue capaz de capturar el buen margen del que nos beneficiamos en la segunda parte del año.

En cuanto a los usos, que es la parte amarilla del gráfico, destinamos algo más de $17 billion al CapEx. Esto incluye tanto el CapEx orgánico como las adquisiciones menos las desinversiones, además de la retribución al accionista con dos componentes: el primero son los dividendos, con una salida de caja de $8.1 billion vinculada al dividendo, teniendo en cuenta las operaciones realizadas durante 2025. Por tanto, los dividendos están creciendo. Asimismo, ejecutamos el programa de recompra de acciones por un importe de $7.5 billion en el total del año. El beneficio neto ajustado alcanzó los $15.6 billion, por lo que seguimos ofreciendo una rentabilidad líder en su clase. El ROE se situó en $13.6 billion y el ROACE, también líder en su clase, en un 12.6%. El beneficio neto IFRS, tras tener en cuenta los ajustes no recurrentes, es de $13.1 billion para 2025. Todo esto se ha logrado manteniendo un balance general sólido; el ratio de apalancamiento (gearing) al cierre del año fue inferior al 15%, situándose en un 14.7%.

En resumen, la retribución total al accionista fue de $15.6 billion (dividendo más recompra de acciones), lo que representa un payout cuando se compara esta retribución con el flujo de caja generado en 2025 cercano al 55%. Ahora, sobre el CapEx, como ya he mencionado, la disciplina se mantuvo durante todo el año 2025. La guidance fue del 15% al 15.5%, y la cifra final fue de $17.1 billion. En la parte derecha [ininteligible] se ven los desgloses por los diferentes negocios: aproximadamente un tercio se destinó a nuevos proyectos de petróleo y gas, y cerca de $3.5 billion a energía baja en carbono, siendo el principal componente Integrated Power.

Esta cifra es el resultado de los $16.8 billion invertidos en CapEx orgánico, es decir, el gasto en la cartera existente y estos activos, más $3.9 billion destinados a adquisiciones, menos $3.6 billion en desinversiones. Esto significa que las operaciones de M&A fueron bastante equilibradas en 2025. Si se suman ambas cifras, el resultado es de $7.5 billion. Esto significa que seguimos siendo muy activos en nuestra cartera, desinvirtiendo en activos maduros para sustituirlos por activos con mejor rendimiento e implementando nuestra estrategia, especialmente en Integrated Power. La principal adquisición que realizamos para Integrated Power fue VSB, el operador alemán de renovables. Ya he mencionado EE. UU. y Malasia y, por el contrario, en las desinversiones, se trata de activos maduros en Nigeria, en Congo, N'Kossa, por citar estos dos ejemplos, y en Argentina, con activos en Vaca Muerta. Además de todos los países que ya he mencionado en relación con la implementación de la estrategia y la recirculación del CapEx para Integrated Power, vimos desinversiones en EE. UU. y en Europa.

Pasemos a analizar con más detalle el desempeño de upstream en 2025. Una vez más, hubo un crecimiento del 4% compensado, por supuesto, por un ligero descenso. Nos beneficiamos de nuestra cartera con un descenso de alrededor del 4% anual. Además, como saben, contamos con una cartera muy profunda. Así, en 2025, pudimos poner en producción barriles adicionales que contribuyeron globalmente a 150,000 barriles equivalentes de petróleo al día. Y esta producción es accretiva; es la prueba de ello. Aunque aumentamos la producción un 4%, en un entorno constante, incrementamos el flujo de caja de upstream en un 10%. ¿Qué significa esto? Significa que la base de nuestra cartera, en este entorno, con el Brent a $70 por barril y el gas a $12 por MBTU, genera $19 por barril de CFFO. Y los nuevos proyectos, por cierto, aparecen en la parte derecha de la diapositiva. Estos 150,000 barriles equivalentes de producción adicional han generado, de media, no en CFFO, sino más de $30 por barril. Esto significa que, por supuesto, con la nueva producción, aumentamos el valor de la cartera. La diferencia entre estos $30 por barril y los $19 por barril de la base generó unos $700 millones adicionales en 2025 en cuanto al CFFO.

En cuanto al negocio integrado de LNG, está claro que en 2025 el diferencial entre los mercados asiático y europeo se ha estrechado. El diferencial entre el JKM y el TTF es inferior al anterior; la mayor parte se sitúa por debajo de $0.5 por millón de BTU. ¿A qué se debe? A que el mercado es más eficiente. Por razones obvias, ahorrando costes de flete, el LNG de EE. UU. se dirigió en 2025 principalmente a Europa y, por el contrario, el LNG de Oriente Medio se destinó mayoritariamente a Asia. En ese mercado, por supuesto, se generó menos posibilidad de arbitraje entre ambos mercados. Además, tuvimos una baja volatilidad. En conjunto, gracias al crecimiento —un crecimiento del 10% en producción y ventas, como ya mencioné para el negocio integrado de LNG— pudimos compensar más o menos el entorno de precios bajos y de baja volatilidad, registrando para el CFFO de LNG integrado en 2025 $4.7 billion, es decir, solo un 4% por debajo del CFFO de 2024.

En el negocio integrado de energía, continuamos con la ejecución de la estrategia. Creo que aquí tienen la cifra, la progresión, el incremento entre 2021 y 2025. Hemos más que duplicado la producción y multiplicado por 3 o por 4 el CFFO y el resultado operativo neto. A finales de 2025, tuvimos un ROACE cercano al 10%. Así ejecutamos la estrategia. Una vez más, hemos desinvertido en diferentes activos para reciclar el CapEx, el capital. Firmamos la adquisición de EPH, acelerando nuestra integración en Europa. Y hemos escalado el negocio de centros de datos con relaciones adicionales, como la firma de PPAs con centros de datos para el suministro de electricidad. Es un buen logro que confirma el objetivo que tenemos para este segmento de negocio en 2025.

Sobre las acciones ordinarias. Como saben, el 8 de diciembre de 2025 creo que abrimos un nuevo capítulo en la historia de TotalEnergies en el NYSE en EE. UU. Ahora nuestra acción ordinaria —la misma acción que cotiza en París— cotiza también en el NYSE, lo que permite a los inversores comprar la misma acción, ya sea en París o en EE. UU. De hecho, al hacer esto, tenemos una cotización casi continua desde las 9:00 hora de París hasta las 4:30 hora de Nueva York. El objetivo es claro: facilitaremos la vida de nuestros inversores al hacer esto. Por supuesto, intentaremos llegar a nuevos accionistas que no pueden o no quieren invertir en TotalEnergies [ininteligible], por lo que nuestro objetivo para los próximos meses es intentar captar inversores adicionales a través de gestores de patrimonios y asesores financieros. Además, al hacerlo, tenemos la opción de utilizar esta cotización, estas acciones listadas en Nueva York, como moneda para posibles operaciones de M&A en EE. UU.

El scorecard compara el desempeño de TotalEnergies con el de nuestros pares mediante cuatro métricas principales. La primera es el ROACE. Una vez más, somos los mejores de su clase en términos de ROACE, creo que por cuarto año consecutivo. Desde nuestro punto de vista, es una clara demostración de que podemos ser líderes en la transición manteniendo una rentabilidad de primer nivel en el ROACE. En segundo lugar, el TSR, es decir, el retorno total para el accionista, que en 2025 fue el mejor con un 28%. Esto significa que si hubiera invertido en acciones de Total el 31 de diciembre de 2024, al cierre de 2025, considerando la reinversión del dividendo, tendría una ganancia del 28%. El índice de vida de las reservas probadas es muy bueno y es un factor de diferenciación, principalmente frente a las acciones de Chevron y BP. Mantenemos las reservas a 12 años, lo cual es un gran logro, lo que significa que, con los resultados que tenemos en nuestra cartera, nos sentimos cómodos para financiar el crecimiento más allá de 2030. Y el coste de producción de upstream, el coste real, es de $5 por barril. Es una ventaja competitiva clara que queremos mantener.

Creo que terminaré la presentación con esta diapositiva. Ya he comentado el TSR. Por lo tanto, conocen bastante bien la política de TotalEnergies con respecto al dividendo. En cuanto a la contribución a este TSR, en 2025, el rendimiento de la acción fue de los mejores del sector, con un +20%, por lo que creemos firmemente que nuestra acción sigue estando infravalorada; pero esto es, a nuestro entender, una muestra de que la estrategia de TotalEnergies ya es bien comprendida por el mercado. En resumen: crecimiento con valor añadido (accretive), disciplina en los costes para mantener el CapEx según lo previsto y manteniendo el OpEx por barril en niveles bajos; y, además de eso, logrando todo el crecimiento que tenemos previsto tanto en un pilar, el de petróleo y gas, como en el otro, el de energía integrada.

Gracias, Jean-Pierre. Eso es para el '25. Eso es el pasado. Así que hablemos de —como puente entre el '25 y el '26— Namibia, que fue —no hicimos una sesión especial como la de EPH porque llegó tarde en diciembre, pero es nuestra oportunidad para retomar lo que hemos construido con este acuerdo con Galp en Namibia, lo cual será, obviamente, un nuevo gran impulso para nuestro futuro. Arnaud, es suyo.

Gracias, Patrick. Señoras y señores, permítanme empezar contextualizando nuestros progresos en Namibia. En los últimos años, nuestros esfuerzos de exploración y desarrollo de negocio en la cuenca de Orange han dado lugar a descubrimientos significativos que ahora constituyen la base de una nueva provincia de aguas profundas de primer nivel para TotalEnergies. Por ello, hoy me complace mucho detallarles los pasos que ya se han dado y lo que nos espera.

Aquí tienen el núcleo de nuestra posición. A través de dos licencias, PEL56 y PEL83, ya hemos confirmado recursos descubiertos sustanciales, y partimos de dos proyectos operativos en aguas profundas, Venus y Mopane. Volveré a ellos con más detalle. En conjunto, lo que ya hemos incrementado son $1.5 billion de recursos descubiertos. Y vemos importantes prospectos adicionales en fase de maduración actualmente.

Estos dos proyectos forman la base de un nuevo hub de aguas profundas para TotalEnergies, lo que nos permite planificar el desarrollo futuro, por supuesto, pero en torno a una infraestructura compartida, optimizando la logística y las economías de escala. Así que este es realmente el comienzo, y la materialización del inicio de nuestra presencia en esta cuenca de gran potencial.

Volveré a este hito importante, que fue la transacción con Galp. El pasado diciembre concluimos esta transacción sin intercambio de efectivo con Galp, la cual esperamos cerrar para mediados de este año, hacia el verano. En primer lugar, para nosotros, este acuerdo materializa el valor de nuestros descubrimientos. Refuerza nuestra posición operativa y, por supuesto, abre nuevas oportunidades en el país.

Por nuestra parte, con la transacción, aseguramos una participación operativa del 40% en PEL83, que es donde se encuentra Mopane, con recursos ya identificados para su posterior desarrollo y más de $1.5 billion en oportunidades de potencial de exploración en el mismo bloque. A cambio, lo que entregamos a Galp es una participación del 10% en PEL56, que alberga a Venus, y una participación ligeramente menor en el bloque de exploración colindante PEL91; además, asumiremos el 50% de sus gastos de exploración, evaluación y del primer desarrollo en el bloque.

Como resultado, TotalEnergies se convierte en el actor principal en una de las cuencas más dinámicas del mundo, con una mayor alineación en toda la cadena de valor, tal como se ilustra en esta diapositiva. Muestra cómo Venus y Mopane posicionan definitivamente a TotalEnergies como el operador de referencia en Namibia. Como saben, con 10 FPSO ya operados en toda África y uno nuevo actualmente en construcción, nos beneficiamos claramente de una amplia experiencia en proyectos de aguas profundas en la región.

Esto nos permite ofrecer una ejecución rápida y fiable, un desarrollo de bajo coste contrastado, una sólida relación a largo plazo con los contratistas y un escalado eficiente de compras, logística e ingeniería. Esta experiencia fue, sin duda, un factor importante en nuestra selección como operador de PEL83 y para que las autoridades de Namibia brindaran todo su apoyo a la transacción. Definitivamente nos ven como un socio creíble en la cuenca.

En la parte izquierda, el perfil de producción muestra nuestro Venus y cómo, posteriormente, Mopane podría aumentar su producción de forma secuencial a partir de 2030 hasta alcanzar unos 350 kb/d, con un potencial adicional a partir de entonces. Nuestro objetivo es claro, y ya lo han captado: queremos establecer un hub sostenible de múltiples FPSO en Namibia para maximizar las sinergias en beneficio de todos los grupos de interés.

Pasando a analizar Venus con más detalle. Venus es nuestro primer desarrollo. Venus está totalmente evaluado con unos 750 million barrels de recursos. La ingeniería está muy avanzada. El FEED está completado. Y hoy, con las recientes licitaciones de EPC, tenemos confianza en la visibilidad de los costes, un parámetro clave del proyecto. Se trata de una producción de meseta de 150 kb/d con costes por debajo de $20 por barril.

En cuanto a la intensidad de emisiones de Alcance 1 más 2, estamos en torno a los 15 kg por barril, con el mismo diseño de bajas emisiones que en nuestro [ininteligible] FPSO; es decir, arquitectura totalmente eléctrica, generación de energía centralizada, para [ininteligible] jugadores, unidades de recuperación de vapores, etcétera. Actualmente estamos plenamente comprometidos con las autoridades namibias para avanzar hacia una FID para mediados de 2026, lo que permitiría la primera producción de petróleo en 2030. Así, se espera que Venus se convierta en el primer desarrollo de FPSO en el país y sea realmente el proyecto que abra la cuenca como una nueva región productora.

El segundo proyecto es Mopane, que progresa de forma paralela. Tenemos estimaciones actuales de entre 800 million y 1,100 million barrels de recursos, lo que permitirá una producción superior a 200 kb/d. A corto plazo, planeamos una campaña de exploración y evaluación en el 26 y el 27 para perfeccionar el concepto de desarrollo y confirmar el tamaño de la primera fase, incluyendo en 2026 el pozo de extensión de Mopane y, posteriormente, dos pozos de evaluación.

Al igual que con Venus, en Mopane nuestro objetivo es una intensidad de emisiones inferior a 15 kg por barril y un coste inferior a $20 por barril, aprovechando por supuesto al máximo las sinergias con Venus. Con una posible FID en 2028, Mopane es el segundo pilar de nuestra estrategia en Namibia, que contribuirá significativamente a la producción más allá de 2030 y con el potencial adicional de prospectos como, como pueden ver en el mapa, Quiver o Sobreiro en la misma licencia.

Por último, permítanme ampliar la perspectiva y echar un vistazo a nuestra cartera de exploración más amplia en la cuenca. Más allá de Venus y Mopane, vemos alrededor de 10 billion barrels de potencial de exploración en múltiples prospectos. Al sur, con nuestras licencias DWOB y 3B/4B y prospectos materiales bien definidos en Sudáfrica, y al norte, con la reciente firma de nuestra entrada en PEL104, lo que amplía nuestra superficie operada en Namibia.

Como pueden observar, gracias a los recursos descubiertos, el potencial de crecimiento y nuestras sólidas capacidades operativas, creemos que estamos bien posicionados para liderar el próximo ciclo de desarrollo en la Cuenca de Orange. En resumen, Venus y Mopane son proyectos de aguas profundas de gran competitividad y bajas emisiones. Para Namibia, estos proyectos son fundamentales; representan los primeros pasos hacia el establecimiento de una industria petrolera nacional en el país.

Y con una cartera de exploración más amplia, tenemos un potencial de crecimiento significativo en el futuro. Todo esto constituye la base de una nueva provincia dorada para TotalEnergies, con un centro multi-FPSO de gran potencial a largo plazo, todo operado por TotalEnergies.

Gracias, Arnaud. Creo que tendrán algunas preguntas, pero les daremos más detalles más adelante. Yo mismo estuve en Namibia la semana pasada y hablamos con las autoridades, y lo que dice Arnaud es cierto. Ahora se nos considera un actor principal allí, lo que nos ha dado un buen impulso para avanzar con estos proyectos. Ahora cedo la palabra a Stephane, quien se centrará en otra de nuestras principales actividades, que es, por supuesto, sacar provecho de la evolución de la IA y los centros de datos. Stephane, tienes la palabra.

Gracias, Patrick. Buenas tardes a todos. Vamos a tratar dos temas: primero, cómo vamos a alimentar la revolución de la IA con nuestro suministro eléctrico integrado; y segundo, cómo planeamos potenciar nuestra operativa mediante el uso de la IA. Empezaré con el primer tema con un mensaje sencillo: estamos creando valor adicional al proporcionar soluciones para centros de datos adaptadas a sus necesidades. ¿Cómo lo hacemos? ¿Qué les vendemos? Existen tres tipos de productos con distintos niveles de sofisticación.

El primero es el PPA corporativo habitual tal cual. Es rápido de construir y de conectar para ellos, pero no es de carga base (baseload). Es simplemente 100% verde y bastante competitivo. El segundo producto consiste en proporcionarles energía limpia y firme. ¿Qué significa esto? Significa un perfil de carga base que se ajuste exactamente a lo que necesitan y a lo que van a consumir. Suministrado principalmente por renovables, de modo que el 100% del volumen de energía consumida provenga de producción verde, pero al mismo tiempo, coincida con su perfil de consumo.

Y el tercer producto, que es nuevo y muy específico para centros de datos, es de hecho el hecho de que también podemos proporcionarles la solución para acceder a terrenos para construir su centro de datos; y no cualquier terreno, sino un terreno específico que esté cerca de una red donde tengamos acceso a la conexión y donde les resulte rápido construir su centro de datos y obtener el suministro eléctrico que necesitan. Les daré un ejemplo de ello. Normalmente, el primer tipo de producto es lo que hemos vendido a Microsoft y Amazon AWS en '25.

El segundo tipo de proyecto es lo que estamos haciendo, por ejemplo, con Casa dos Ventos en Brasil. Y el primero es lo que acabamos de firmar con Google en Texas y con [ prospects ] notablemente en España. ¿Por qué es esto importante? Porque con este tipo de ofertas, el centro de datos es capaz de crear más valor porque tendrá un tiempo de comercialización (time to market) más rápido. Y, en segundo lugar, tendrá un menor coste de suministro. Y cuando creas valor, puedes compartir al menos una parte de este.

Y así es como podemos aumentar el nivel del PPA que vendemos, extrayendo una pequeña prima, de alrededor de un 10% de prima sobre lo que venderíamos si estuviéramos vendiendo el mismo electrón a cualquier tipo de industria. Por tanto, hay un impacto directo que nos ayuda a mejorar nuestro retorno de doble dígito sobre nuestro CapEx. Y también hay un impacto indirecto, ya que atraes el consumo localmente, lo que ayuda a desarrollar su cartera de proyectos. Eso es uno.

Y en segundo lugar, elevar el precio de la energía en la zona donde operan, lo que beneficia a sus otros activos. Así que todo esto no es una ambición. No está solo sobre el papel. Es una realidad. Nosotros y nuestro socio, a través de nuestra JV, hemos firmado 4 gigawatts de proyectos respaldados por la demanda de centros de datos en 2005 y -- en '25 y '26. Pueden ver la dispersión geográfica: un tercio lo hicimos directamente nosotros, otro parte lo hizo Clearway y con -- Casa dos Ventos en Brasil con una variedad de tipos de actores, los grandes GAFA, pero también algunos desarrolladores específicos de centros de datos.

Todo ello generará $250 million de -- por año de EBITDA cuando todos los proyectos se materialicen. Voy a centrarme en dos proyectos específicos. El primero es el que acabamos de firmar con Google en Texas. Es un acuerdo que llega tras lo que hicimos en Malasia. Así que vamos a construir la planta de 1 gigawatt, que ya ha comenzado. Vamos a venderles los 2 terawatt hour producidos por esa planta de 1 gigawatt. Así que diría que es algo bastante clásico.

Pero además, Google tiene la opción y podría ejercerla para instalar un centro de datos cerca de nuestra producción de paneles solares, es decir, en nuestras tierras. Y lo que vamos a proporcionarles es acceso directo a nuestra producción solar, así como acceso directo a la red, ya que hemos solicitado poder retirar cierta potencia de la red y deberíamos obtenerlo pronto, además de la posibilidad de instalar baterías para suavizar el perfil de carga. Con todo ello, podrán salir rápidamente al mercado el próximo año y también reducir su coste de suministro, principalmente porque reducirán la tarifa de red que tendrán que pagar.

Ese es un ejemplo en el que, gracias a ello, podemos vender a Google un PPA a un precio ligeramente superior al precio medio del mercado. Un segundo ejemplo interesante es lo que hacemos en Brasil. Allí, estamos combinando energía solar y eólica de nuestra cartera con energía hidroeléctrica que compramos en el mercado para suministrar a los centros de datos energía limpia y firme. Es decir, un suministro de carga base 24/7, 100% verde. Y no solo hacemos eso, sino que con Casa también estamos proporcionando al centro de datos terrenos cercanos al punto de conexión, donde hemos asegurado dicha conexión a la red para que puedan construir su centro de datos rápidamente.

Además, en Brasil, por un lado, se beneficiarán de una situación de ventajas fiscales. Y, por otro lado, al participar también en el equity de nuestro proyecto, se beneficiarán de otras subvenciones. Todo esto conforma una oferta muy, muy competitiva. Y, una vez más, ¿cuál es la ventaja para nosotros? Mejoramos nuestra rentabilidad, encontramos el consumo para desarrollar el pipeline de varios gigavatios que tenemos y, además, creamos demanda en una región de Brasil donde, de otro modo, parte de los activos se desarrollarían en varios años. Ahora podemos desarrollarlos ya y tener un ritmo de desarrollo más rápido.

Paso ahora a mi segunda parte sobre qué vamos a hacer con la IA para nuestra propia operación. La primera idea es que no existe un programa de IA si no se dispone de una plataforma de datos sólida. Por ello, hemos dedicado mucho tiempo y esfuerzo en 2025. [ Namita went ] y, de hecho, dedicamos mucho esfuerzo y tiempo a construir los cimientos de nuestra plataforma de datos con dos ideas en mente. Primero, queremos multiplicar, y vamos a multiplicarlo por 10, los puntos de datos que tenemos de nuestros activos, porque la IA trata realmente de tener muchos datos y datos muy precisos. Ese es un aspecto.

Y segundo, queremos disponer de ellos en tiempo real, porque queremos ser capaces de actuar en tiempo real cuando gestionamos nuestros activos. Para lograrlo, hemos firmado un gran contrato con AspenTech, que se implementará en todos nuestros -- 40 de nuestros emplazamientos de upstream y 16 de nuestros emplazamientos de Refining & Chemical. Ya se había realizado para el aspecto de Integrated Power. Esa es la capa de cómo obtener los datos. Y luego también hemos firmado con Cognite para saber cómo transformar, enriquecer, almacenar y exponer esos datos, de modo que podamos añadir la última capa, que se basará en la IA para, al fin y al cabo, aumentar nuestra producción y nuestra disponibilidad.

Esto sigue en marcha y debería estar totalmente implementado para finales del próximo año. Ese es un aspecto. El segundo aspecto es que, cuando se tienen los datos, hay que hacer algo con ellos. Por ello, hemos centrado nuestros esfuerzos, esta vez más en un enfoque top-down que luego pasa a un bottom-up en los tres programas. Uno consiste en utilizar lo digital para HSE. Ya han visto el ejemplo del 'safety moment', donde utilizamos lo digital para mejorar la monitorización y reducir las emisiones. Hay otros dos programas: uno sobre la planta digital, para mejorar la forma en que operamos nuestra planta, y el último programa sobre modelización integrada de energía.

Existe una revolución enorme en materia de modernización. Por poner un ejemplo, con la IA se puede reducir a la mitad el tiempo necesario para pronosticar el tiempo de forma bastante convincente. Pueden imaginarse la ventaja que supone para la comercialización de energía a corto plazo poder anticiparse al realizar el pronóstico meteorológico. Y esto es solo el principio. Obviamente, para lograrlo, necesitamos aumentar nuestra capacidad, y hemos optado por hacerlo apostando por la India, mediante la creación de un Global Competency Center en la India para poder desarrollar esos programas. No hace falta que explique por qué la India, pero nuestra idea es que sea nuestro centro con nuestro propio personal.

Segunda idea: queremos gestionar todo ello, asignándoles tareas de extremo a extremo, lo que significa que serán plenamente responsables de todos esos programas, y deberíamos alcanzar una masa crítica de al menos 500 ingenieros para 2027, algo que ya ha comenzado. Ese es el camino. Así pues, planeamos utilizar la IA para transformar nuestra forma de actuar. Aunque, una aclaración, mi presentación aún no ha sido realizada por un agente. Así que eso probablemente sea para el próximo año. Gracias. Y con esto, cedo la palabra a Patrick.

Gracias, Stephane. Porque esta semana —la próxima—, cada ejecutivo de la compañía será formado para tener al menos un agente con él. No sé cuál tendré yo. Le será difícil seguirme el ritmo, pero ya veremos. Así que tomaré la última parte de la presentación ahora. Gracias, Stephane. Y gracias, Namita, por cierto, porque la segunda parte está liderada en gran medida por Namita. Ella conoce muy bien la India, por cierto. Pasemos ahora al objetivo de 2026. No vamos totalmente a tiempo, pero intentaré recuperar el ritmo. Sé que me gusta hablar, así que no estoy seguro de si lograremos ponernos al día por completo. En realidad, el 26 es un año de continuación muy claro respecto a 2025. El programa es el mismo. Seguimos impulsando nuestro crecimiento. Crecimiento en petróleo y gas, crecimiento en Integrated Power. Este crecimiento, como verán, también es acrecentador. Los nuevos barriles continúan y nuestro flujo de caja operativo crecerá más rápido que el propio crecimiento.

Y al mismo tiempo, dado que creemos que el entorno podría ser, diría yo, más desafiante en 2026, hemos —como saben, se lo comunicamos en septiembre— lanzado un programa de ahorro de caja para fortalecer la resiliencia. También diría que verán en la presentación que el negocio de Integrated Power está creciendo. Alcanzamos los $3 billion de flujo de caja y, de hecho, al ser independiente de los ciclos de petróleo y gas, por sí solo refuerza la resiliencia del modelo global de la compañía.

En cuanto a lo que se dice en el mercado, no les diré cuál es el precio; por cierto, estamos planificando todo a $60, y ahora estamos a $71 o $72. Así que las cosas están [ininteligible] [$72]. Pero los fundamentales, lo que creemos es que, sí, hay demanda. No más -- en '23 y '25, un poco menos de 1 millón de barriles de petróleo al día. Así que es un poco menos del 1%, pero continúa. No vemos ningún pico de demanda acercándose en esta etapa, independientemente de cuánto llegue.

Vimos -- y de hecho hemos visto, en '25, lo que, de hecho, bastante estable, alrededor de $70. La gente habla de volatilidad, la realidad es que bajó, pero se movía bastante alrededor de los $69 por barril. Hemos visto al principio del año que los fundamentales que consideramos, que son una buena oferta y los eventos en Venezuela, bajamos a $60, pero luego las reacciones son dobles, y la OPEP decidió no -- dejar de [ininteligible] más petróleo en el mercado.

Y también empezamos a ver en los EE. UU., a los productores de shale oil de EE. UU. empezando a reducir la perforación, ese equilibrio de $60 aún no está ahí. Además de eso, hubo otros eventos geopolíticos; creo que el más importante para mí quizás no sea Irán, sino el hecho de que la mayoría de los países se toman en serio la aplicación de sanciones contra el petróleo ruso de forma más estricta. Hemos visto eso. Y esto tiene un impacto en el mercado. Hoy en día, hay cada vez más petróleo ruso en el mar que no encuentra comprador. Los indios no están comprando, refinando -- los refinadores indios, crudo ruso para marzo, abril.

Así que ven el impacto, creo, en el mercado, recuerden, pero la exportación de petróleo ruso en el mercado es de 3 millones a 4 millones de barriles de petróleo al día. Así que es realmente una cuestión importante. Seguimos manteniendo la visión de que los fundamentales son de una buena oferta, a pesar de lo que acabo de decir, y una buena demanda, pero sigue habiendo oferta. Planificamos a $60 por barril, y esto explica una serie de decisiones que les presentaré.

En cuanto al gas, diría que el '26 es más un año de transición. Teníamos una capacidad de LNG de 400 millones de toneladas por año en '22. En '25, estábamos en 435 millones de toneladas. Así que en 3 o 4 años, solo 30 millones de toneladas, lo cual ni siquiera fue suficiente para absorber el aumento de la demanda europea. La demanda europea subió de 70 millones -- 65 millones de toneladas en '22 a 115 millones de toneladas, por lo que ha aumentado en 50 millones de toneladas.

Y este año, en el '26, sí, hay algo de capacidad que entrará en funcionamiento en EE. UU. y en Qatar, pero creemos que vendrán unos 35 millones de toneladas adicionales. Es un año de transición, lo que significa que lo hemos reflejado al pasar el TTF de $12 por millón de Btu el año pasado a $10, pero aún no a niveles inferiores. Por cierto, hoy, con la temporada de invierno, seguimos en $12, pero hemos visto que podría bajar.

Creo que también es una transición porque hay un evento, que es el hecho de que la UE ha decidido prohibir el gas ruso a partir del '27, y esto generará una demanda adicional en la UE de 115 millones a 150 millones de toneladas. Tenemos unos 35 millones de toneladas anuales adicionales de GNL entrando en el '27, lo que es casi el incremento de capacidad del '26. Así que sí, veremos que este mercado, con seguridad, verá la capacidad global pasar de 400 millones a 600 millones para el '29 o 2030, pero el impacto en el precio, en nuestra opinión, será gradual.

Y creo que el '27 aún no será el ciclo bajo de este precio del gas, del precio del GNL. Dicho esto, sabemos que hemos tomado medidas para afrontarlo. Objetivos para el '26. De nuevo, el crecimiento: un 5% de crecimiento energético global, un 3% en petróleo y gas. No creo que alcancemos el 4%. Y, por cierto, le dije a Nicola: 'si quieres alcanzar el 4%, dímelo ahora', porque el mercado se basa en el futuro o no, solo en los resultados pasados, así que dímelo ahora; pero no me lo dijo, así que [ veamos ]. En electricidad, la producción neta debería crecer un 25%, unos 60 teravatios hora. Por supuesto, hay un vínculo con cuándo cerraremos el acuerdo de EPH, pero me siento cómodo con este objetivo.

En cuanto a la tasa de utilización de refinación, el objetivo real de [ Vincent ] y su equipo es dejar de tener problemas en activos importantes y lograr una disponibilidad de más del 2%. Por tanto, la tasa de utilización de refinación quizá no sea el mejor factor para traducirlo en términos económicos. En ventas de GNL, seguiremos aumentando nuestra producción un 6%. Esto se traducirá en ventas. En las ventas de GNL de Stephane y sus equipos, hay algunos volúmenes spot. Por eso mantenemos -- mantengamos por encima de los 44 millones de toneladas. Y en la capacidad instalada bruta de renovables, de 34 a 42 gigavatios. Esta es la hoja de ruta de los equipos de Integrated Power.

Menos emisiones. En metano, creo que alcanzaremos antes de lo previsto el -80%. Tenemos un objetivo del -70%, pero cada año avanzamos un 5% más. Así que seguiremos -- continuamos desplegando todo el programa. Y somos la única empresa que ha desplegado 11,000 dispositivos para realizar un monitoreo permanente. Por lo tanto, tenemos un liderazgo claro. Y creo que es una contribución directa y real al clima. El poder de calentamiento del metano es mucho mayor que el de otros gases de efecto invernadero. Así que creo que este es un buen enfoque para toda la empresa y para nuestra capacidad de demostrar resultados.

En cuanto a los demás parámetros, seguimos reduciendo las emisiones de Alcance 1 y 2 de las instalaciones operadas y la intensidad de carbono del ciclo de vida de nuestras ventas, pasando de un -19% a un -20%, dependiendo, por supuesto, de la producción; estamos en camino de alcanzar el -25% que queremos lograr para 2030, continuando con el despliegue de la estrategia y el crecimiento del negocio de Integrated Power.

Sobre el parámetro superior para aumentar el flujo de caja libre, volveré a ello porque es importante. He leído sus comentarios esta mañana, ya que algunos se sorprendieron por la cifra de más de $26 billion. Creo que les explicaré por qué hemos pasado de los $27.8 billion en '25, con un precio de $69 por barril y $12 por millón de Btu, a los $26 billion. Si tomamos un escenario con el entorno a $60 y $10, encontrarían algo más cercano a los $25 billion. Existen diversas razones por las que creemos que alcanzaremos más de $26 billion.

De hecho, está vinculado a la capacidad de generación de valor de este crecimiento de la producción de petróleo y gas. En dos años, y volveré a este punto, habremos compensado, de hecho, los $10 de caída en el precio del barril de petróleo gracias al crecimiento, pero también porque este crecimiento es acrecentador en términos de flujo de caja por barril en comparación con lo que era hace dos años.

Y por último, pero no menos importante, un objetivo crucial para todos nosotros y que debatimos en el Consejo es que queremos mantener un gearing del 15%, lo que guiará la gestión del flujo de caja de la compañía. Sé que antes dijimos menos del 20%; he visto su reacción. Hemos escuchado a todos los inversores para 2025. Tenemos un modelo, que consiste en mantener este 15%, y tenemos las vías para lograrlo. Volveré a tratar este tema.

Podríamos tener algo de volatilidad durante el año debido a la estacionalidad del capital circulante, pero por favor, no entren en pánico, terminaremos en el 15%. Cumplimos lo que decimos, confíen en nosotros. Lo hemos demostrado año tras año.

Una palabra sobre nuestro programa de ahorro de efectivo, el cual, de hecho, está contribuyendo directamente al flujo de caja libre de la compañía. En septiembre mencionamos $7.5 billion. Lo hemos incrementado a $12.5 billion porque, como saben, el guidance que les dimos en septiembre de alrededor de $16 billion en CapEx se ha reducido a $15 billion, tal como vemos para '26, debido a que, mientras tanto, hemos anunciado la operación de EPH, que es mediante acciones, pero al fin y al cabo, es un esfuerzo de inversión.

Por lo tanto, ahorraremos ese efectivo mediante la emisión de sus acciones. Se trata, de hecho, de una especie de aumento de capital que estamos realizando. Así que no queremos contabilizarlo dos veces. También estamos trabajando en la parte de OpEx.

Así que para '26, ya que sé que en septiembre les dimos objetivos sin entrar en detalles. Este es un programa; tenemos un ahorro de $500 million. Parte de este proviene de Integrated Power, debido a que los farm downs nos permiten racionalizar parte de los activos y la forma en que nos organizamos, por lo que ahorraremos $200 million en costes fijos en esa parte, y también, tanto en upstream como en downstream. Muchas iniciativas en marketing y servicios, reorganización de servicios centrales y optimización de la sede central. Es decir, revisar la organización tal como estábamos cuando se fijó el precio en 2016, '17.

Mientras tanto, el precio subió. Así que parece haber un ligero incremento. Por ello, lo hemos optimizado, junto con iniciativas en todos los ámbitos. Eso es para '26. También hemos trabajado para lanzar nuevas iniciativas con el fin de seguir alimentando este programa de ahorro de efectivo para años futuros.

Algunas de ellas se mencionan ahí. Una ya ha sido mencionada. Queremos que el crecimiento en Integrated Power y digital AI esté respaldado por este Global Competence Center en la India, que, por supuesto, ofrecerá costes competitivos, pero principalmente es porque nos dará acceso a talento y acelerará el crecimiento, y necesitamos tener, digamos, más personal para ejecutar estos diversos programas de manera eficiente. Así que esa es una iniciativa.

La segunda es que estamos revisando todos los servicios de la compañía que no dependen de la proximidad para trasladarlos, por así decirlo, a países de bajo coste. Tenemos una serie de servicios, tanto en IT como en ingeniería en diferentes áreas, que estamos revisando. Es necesario revisar permanentemente lo que se hace. Algunos de ellos, que no dependen de la proximidad a [ininteligible] de nuestra propia gente, siguen siendo prestados por contratistas de servicios de alto coste, y podríamos trasladarlos; los trasladaremos. Creemos que hay más de $100 million de ahorros, probablemente más. Aplicaremos la misma filosofía a todos estos segmentos.

Otra iniciativa es que ya hemos establecido lo que llamamos las fábricas de compras en Rumanía, que de hecho son capaces de realizar compras bajo ciertos contratos marco. Hemos negociado con multitud de proveedores. Esto ya ha sido probado y ahora será obligatorio para todas las LBUs. Vamos a trasladar, y cuando digo todas, sé que es mucho y tenemos que ser pragmáticos, 20 de ellas para el '27 y luego más. Existe un potencial bastante bueno para centralizar el abastecimiento de equipos y beneficiarse del tamaño de la compañía. Así que probablemente, al menos, el 10% de los $2 billion, y habrá más en el futuro. Esta es la tercera iniciativa.

Y la última es ver cómo podríamos mutualizar algunos servicios de soporte entre algunas LBUs a nivel regional; por ejemplo, en África o incluso en Francia, donde seguimos teniendo todos los servicios de soporte en cada sitio en las diferentes refinerías, y probablemente haya algunos beneficios. Probablemente habrá algunos beneficios. Así que, de nuevo, aprovechamos la oportunidad de revisar nuestra forma de trabajar para seguir siendo más eficientes y resilientes.

El CapEx para '26 es de $15 billion, tal como se anunció, $15 billion, con el desglose correspondiente. En Integrated Power, baja en carbono, en efectivo, son $3 billion. Si se añade 1... yo diría, 1 año de acciones de EPH, el esfuerzo equivale a $4 billion. $3 billion. Y en las otras áreas, creo que es bastante similar a 2025. Seamos claros, no hay una reducción de la ambición de crecimiento. Todos los proyectos que se han lanzado se cumplirán dentro del presupuesto.

Se trata de ser eficientes en nuestra forma de trabajar. En septiembre lo revisamos de $17 billion a $16 billion, y ahora de $16 billion a $15 billion debido a EPH. En esta cifra, tenemos previsto desinvertir $1 billion más de lo que adquiriremos. Solo para que quede claro. Y tenemos una flexibilidad, ya identificada, para bajar hasta los $14 billion, concretamente, yo diría, en la parte de adquisiciones, si estuviéramos dispuestos o si nos enfrentáramos a un entorno de menos de $50 por barril. Ese es el programa de CapEx.

Crecimiento, mencioné un 3% para petróleo y gas. Esto vendrá no solo de parte del crecimiento derivado de las puestas en marcha de '25 que alcancen su meseta de producción, como Anchor, que aún no ha alcanzado su meseta, o Mero 4. Así pues, parte de esto proviene de lo iniciado con las puestas en marcha del año pasado.

Para las nuevas puestas en marcha de este año, hemos identificado cinco proyectos, o incluso seis. Uno es Lapa Southwest en Brasil, Mabruk en Libia; no son muy grandes. Ratawi es más importante, Ratawi Fase 1. Incrementaremos la producción de Ratawi en Irak a 120,000 barriles por día. Luego tenemos Tin Fouye Tabankort, una mejora de la producción en Argelia, de alrededor de 55,000 barriles por día. North Field East en Qatar, lo tenemos previsto para el Q3. Y Uganda, lo teníamos previsto para el Q3, ahora es para el Q4. Pondremos en marcha la primera unidad antes de que termine el '26.

Este 3%, y esta es probablemente la diapositiva más importante, de hecho, se traducirá en términos de flujo de caja en un crecimiento del 7%. Así que, de nuevo, como les dijo Jean-Pierre, en '25, el crecimiento de producción del 4% se tradujo en un crecimiento del flujo de caja del 10% debido a este mayor CFFO por barril de los nuevos proyectos. En '26, ese 3% se traducirá en un 7% según nuestra planificación, quizás un poco más, ya veremos.

Pero esto, por supuesto, nos ayudará y, de hecho, al hacer los cálculos al final de esta combinación, tendremos un flujo de caja operativo de upstream de $60 por barril en '26, lo que equivaldría a lo que habríamos obtenido en '24 a $70 por barril. Así que hemos compensado $10 por barril gracias a este crecimiento y a este crecimiento acrecentador. Creo que este es un mensaje sólido de esta presentación. Quizás esta era una cifra que no tenían en mente o no tenían tan clara. Tuve la pregunta en septiembre y, mientras tanto, hemos logrado consolidar todo ello.

No nos detenemos aquí. Nunca dejamos de explorar. Sé que es una música nueva, explorar [ininteligible] sitio. Durante los últimos 10 años, hemos gastado $1 billion por año en exploración y evaluación. Hemos realizado dos grandes y excelentes descubrimientos en los últimos 10 años, en particular, GranMorgu y Venus, en los que trabajaremos para aprobar el proyecto, tal como Arnaud les explicó, en '26.

Hemos estado muy activos para obtener acceso a nuevas licencias en '25: EE. UU., Argelia, Liberia, Congo, Nigeria, Namibia, Malasia e Indonesia. Tenemos un programa de pozos interesantes, diría, para '26, concretamente en Nigeria, Congo y Namibia, pero también en Malasia. Y después, algunos pozos más de frontera, como en PNG e Indonesia, que se perforarán este año.

Así que los esfuerzos continúan, y Nicola Mavilla ha tomado el liderazgo de todos estos equipos para mantener, espero, la tasa de éxito de la compañía en exploración.

En cuanto al segmento de LNG Integrado, nos enfrentaremos a un año en el que, por un lado, tenemos un crecimiento de la producción de LNG del 6%. Por cierto, tenemos dos proyectos que entrarán en fase de puesta en marcha en '26. Uno es North Field East en Qatar. El otro es el conocido Energía Costa Azul en Baja California. Estamos a la espera, se ha retrasado un poco, pero está previsto también para el Q3 con un nivel de offtake bastante bueno para ambos. Estos contribuirán al crecimiento de las ventas del equipo de Stephane.

Así que, por un lado, tenemos este crecimiento. Por otro lado, hemos reducido la previsión del precio del gas, con el TTF bajando de $12 a $10, por lo que, naturalmente, esto tiene un impacto, diría, en el -- y también en el precio del LNG.

Si estuviéramos a $60 por barril y con un TTF de $10, el precio energético medio de nuestras ventas sería de $8. Hemos anunciado $8.5 para el Q1. Ese es el cálculo que nos da la comparativa frente a los $9 de '25. Así que, cuando aplicas este descenso del 10%, 12% en las ventas y, por otro lado, un incremento del 6% en el crecimiento.

Prevemos que el flujo de caja operativo de Integrated este año ronde los $4.5 billion. Este año fue de $4.6 billion, $4.7 billion, creo, por lo que se mantiene más o menos estable; estabilidad, pero con el crecimiento compensado por un entorno menos favorable.

En cuanto a Integrated Power, por supuesto, el año, pero... no volveré sobre esto, estará dominado por el cierre de este acuerdo con EPH, que nos proporcionará... hay que tener en cuenta sus cifras.

En términos anuales, 15 teravatios-hora por año de producción neta de energía y $750 million por año de flujo de caja disponible. Por lo tanto, estas cifras deben integrarse, por supuesto, y es un paso importante para nosotros con capacidad potencial de crecimiento adicional, ya que hay una cartera de proyectos en marcha con los campos de energía de gas de 14 gigavatios.

Para 2026, esto se traducirá en una producción de unos 60 teravatios-hora. Se espera que el flujo de caja supere los $3 billion. Dado que prevemos un CapEx neto de entre $2.5 billion y $3 billion, normalmente, el 26 debería ser, por primera vez, contributivo al dividendo, con una actividad de flujo de caja libre positiva.

Como es habitual, debido a la incertidumbre sobre la fecha de cierre, no estamos completamente alineados, pero estamos seguros de que, si no es en el 26, será en el 27; este negocio tendrá un flujo de caja libre positivo.

Y creo que es, obviamente, un punto de inflexión en la forma en que se podría valorar el negocio dentro de la compañía. Contribuirá al dividendo.

En Refining & Chemicals, les informé en septiembre que teníamos tres puntos débiles, que eran Port Arthur, Donges y Normandie. Ahora, la buena noticia es que esos puntos débiles están en mejor situación; si me permiten, ya se han identificado los problemas tanto en el reformador como en la caldera de vapor.

Hubo un gran proceso de parada y arranque (turnaround), que se completó a tiempo, y ahora Port Arthur ha recuperado su trayectoria con un desempeño positivo.

La refinería de Donges ha sufrido durante varios años. Vamos a poner en marcha el proyecto Horizon, que es una inversión para poder producir gasolina bajo especificación y no para el mercado de exportación. Eso será en febrero o marzo, está cerca. De nuevo, alcanzamos una tasa de utilización mucho mejor en noviembre. Podemos considerar que Donges volverá a su disponibilidad normal.

Y los problemas del craqueador en Normandie ya se han reparado. Así que, una vez más, esta plataforma en Normandie ha vuelto a tener, diría yo, una buena disponibilidad.

Por cierto, como habrán visto en los resultados del cuarto trimestre, la división de Refining & Chemicals está siendo capaz de capturar un margen muy bueno, de $11 por barril. Así que la buena noticia es que lo hemos logrado, lo que significa que, efectivamente, las plantas ya están disponibles, y creo que es una buena noticia.

El programa global que [ Vincent ] y sus equipos están implementando, denominado Boost27, tiene como objetivo aumentar la disponibilidad en 2 puntos; seguiremos estos KPIs muy de cerca a lo largo del año y se lo informaremos.

Lamentablemente, ahora los márgenes han vuelto a bajar, pero ustedes saben muy bien que esto es parte de la integración cuando el precio del petróleo sube a $72. Nuestros márgenes actuales rondan los [ 4 a 5 ], por lo que tenemos un [ entorno ] menos favorable. Pero, de nuevo, es parte de la dinámica: ganamos por un lado y perdemos por el otro. Por esto es por lo que creemos que es positivo estar integrados.

Marketing & Services está creciendo de forma constante, con $100 million de flujo de caja al año. Así, pasaremos de $2.3 billion en '24 a $2.4 billion en '25. Planeamos alcanzar los $2.5 billion en '26.

A pesar de ello, les recuerdo que hemos optimizado algunas de las redes en Europa y África.

Allí tenemos un enfoque especial en los lubricantes. Hemos reorganizado la unidad de negocio de lubricantes en lo que yo diría que es una unidad de negocio independiente. No hay... no creo que haya ningún plan para desinvertir en ella. Nos encantan los lubricantes. Es una auténtica vaca lechera, genera muchísimo efectivo, requiere muy poco capital empleado, es un buen negocio y tiene una cuota de mercado estable.

Y no hay que intentar apresurarse para ganar cuota de mercado; es mejor gestionar los márgenes y mantener unos buenos márgenes. Así que estamos bien. Y creo que el enfoque en estas unidades nos está aportando ideas sobre cómo desarrollarnos.

Hoy estamos muy centrados en el mercado de automoción para dar más énfasis a los mercados industriales. Esa es la idea detrás de esta nueva organización.

En cuanto a las redes, el enfoque se centrará en avanzar realmente en el desarrollo de los ingresos no derivados del combustible, que es una fuente de efectivo potencial.

Para concluir, el panorama global para '26 es que —como dije, con el barril a $60, $10 por millón de Btu y un margen de refinado de $5, generaremos unos $26 billion e invertiremos $15 billion.

Así pues, disponemos de un flujo de caja libre de $11 billion. El dividendo será de aproximadamente [ EUR 0.8, EUR 0.85 ], dependiendo del tipo de cambio, y [ $3 billion ] de recompra de acciones. Ahí pueden ver la ecuación.

La noticia que -- lo que queremos ilustrar es que entre '25 y '26, si reajustamos '25 al mismo precio de entorno, disponemos de un flujo de caja libre adicional de $4 billion, de los cuales $2 billion provienen del CapEx.

Y los otros $2 billion provienen de — algo más de $1 billion del crecimiento de la rentabilidad en upstream, $1.1 billion; alrededor de $500 million de Integrated Power, y luego Marketing & Services con $100 million. Y así tendrán — y luego Refining & Chemicals, que está planificando en el mismo entorno debido a una mejor viabilidad, para obtener entre $300 million y $400 million adicionales.

Por eso tendremos, de nuevo, esta resiliencia y seremos capaces de mantener el mismo flujo de caja libre a $60 en '26, cuando en '25 tuvimos $69 por barril. Eso es lo que he dicho. La compañía es más resiliente y capaz de distribuir dividendos.

Así pues, los dividendos se mantienen. El consejo de administración ha decidido ayer volver a lo que era la forma tradicional en TotalEnergies.

Y para que quede claro, hasta el '22, donde tuvimos el último —quiero decir, el dividendo final, porque en el modelo francés no se habla de dividendos trimestrales, sino de un dividendo final. En el sistema francés distribuimos dividendos intermedios trimestralmente, y el final equivale a la suma de los tres anteriores. Hemos dejado atrás esta tradición en los últimos 2 años porque teníamos una visibilidad clara sobre el alto precio del petróleo, por lo que estamos confiados.

El Consejo prefiere ser un poco más cauteloso, pero no hay ninguna señal al respecto. Por cierto, esto supone un crecimiento del dividendo del 5.6% anual en euros y del 13% en dólares. Cuando comparo esto con nuestros pares, estamos en una buena posición en cuanto al crecimiento del dividendo.

Y, por supuesto, anunciaremos cuál será el crecimiento del dividendo trimestral a finales de abril. El Consejo ha decidido esperar a tener una mejor visión de un trimestre y observar el mercado. Así que —no hay un mensaje concreto, pero la idea no es mantenerlo en el mismo nivel.

Es simplemente una cuestión de volver a la forma tradicional de gestionar este dividendo. Ese es el punto. Y creo que ese 5% es probablemente una buena guidance.

En cuanto a la recompra de acciones, ya anunciamos entre $3 billion y $6 billion, de nuevo, con el petróleo entre $60 y $70 por barril en septiembre. Hemos reajustado esa guidance de recompra.

Estamos añadiendo -- porque durante mi road show recibí muchas preguntas sobre si, a $50 por barril, no habría recompra de acciones. Así que la respuesta es bastante sencilla.

No intento establecer -- entre medias, no me pregunten, no hay una fórmula matemática. Y hoy, en esta etapa, el Consejo ha tomado la misma magnitud, y queremos ser capaces de recomprar de 3 a 6.

No sabemos dónde se situará el precio del crudo. Por lo tanto, hemos adoptado, diría yo, un enfoque flexible al comenzar el primer trimestre en el extremo inferior de la guidance.

Y luego, si vemos que el precio se mantiene en torno a esos $70, tendremos la oportunidad de, diría yo, incrementarlo. Pero creo que es mejor aumentar que disminuir; mi visión es que en los mercados en vivo, las buenas noticias son mejores que el valor. Así que nos mantendremos conservadores en la guidance.

Hemos tomado el rango bajo porque, de nuevo, no tenemos una visibilidad completa al respecto.

También diré que el segundo mensaje importante es el relativo a la prioridad del apalancamiento. Hemos escuchado a los inversores alto y claro. Por tanto, este 15% ha quedado claramente establecido como un punto de referencia.

Y pueden ver en el mapa que coincide, más o menos, con unos $3 billion en recompras de acciones a un precio de aproximadamente $60. Pero la idea, diría yo, de que no aumentaremos la deuda neta para financiar las recompras formará parte de la ecuación sobre cómo asignaremos el flujo de caja de 2026 en adelante.

Así que, diría de nuevo, el CFFO es resiliente. Tenemos una inversión clara y ejecutaremos los $15 billion. El dividendo ahora será... bueno, hay un poco de incertidumbre, por supuesto, sobre el tipo de cambio, sobre si continuará debilitándose o no, pero ya veremos. Esto tiene un impacto en nosotros.

Y de nuevo, como dije, tengan en cuenta la sostenibilidad del apalancamiento, que podría subir hasta un 3%, es decir, $3 billion de capital circulante. Anticipamos entre 2 y 3 millones para el primer trimestre. Eso representa fácilmente entre un 2% y un 3%, o un 2,5% a 3%, de apalancamiento. Así que, repito, nada de pánico.

Para terminar esta presentación, ya conocen esta diapositiva, acabamos de actualizarla.

Creo que ofrecemos, y seguimos ofreciendo, una estrategia clara y coherente que, si bien se diferencia de nuestros pares, lo hace en ambos sentidos.

En el sector de petróleo y gas, generamos crecimiento y un crecimiento que aumenta el valor por acción; mantenemos, y creo que es importante la visión a medio y largo plazo, una visión que se mantiene. Una vez más, hemos renovado nuestras reservas probadas en más de un 100%. Les recuerdo que en los últimos 3 años fueron el 140%, 150% y 120%. Por tanto, la capacidad para seguir identificando nuevos recursos y sancionar proyectos está ahí.

Y tengo mucha confianza en el pipeline que tenemos ante las decisiones finales de inversión (FID) que se tomarán en '26 y '27, y mantendremos este historial.

Creo que esta es probablemente una de las mejores bases para los inversores dentro de TotalEnergies.

Y la otra diferenciación reside en este pilar de energía integrada, que vuelve a beneficiarse de la buena demanda de electricidad incluso en nuestros países occidentales. También se beneficia de este crecimiento y contribuirá a los dividendos, si no en '26, en '27 sin duda alguna.

Gracias por su atención, estamos listos para sus preguntas.

Pasemos a la sesión de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] ¿Biraj?

Es Biraj Borkhataria, de RBC. La primera es sobre Namibia, tras su visita allí. Sabemos que, para Venus, buscaban una extensión de la concesión. ¿Podría hablarnos de [Mopane] y de si las condiciones fiscales actuales son suficientes para tomar la decisión de inversión final (FID) y si esperan alguna mejora al respecto? Cualquier comentario será bienvenido. La segunda pregunta es sobre su cartera de energía y, específicamente, sobre Yamal; hoy se ha mencionado algo sobre las sanciones y la falta de capacidad para desviar los cargamentos. En el pasado, creo que mencionó que podían desviar algunos a Asia o mantener otros. ¿Cuál es su visión actual sobre cómo se aplicarán dichas sanciones?

De acuerdo. Namibia. Primero, de nuevo, la buena noticia es que, al haber realizado esta transacción con GAAP, las autoridades nos conocen; nos perciben, diría yo, como un socio inevitable. Así que estamos allí, y seremos la compañía que les ayudará a establecer la industria del petróleo y el gas. Por tanto, el diálogo, incluso sobre Venus, ha sido mucho más, diría yo, constructivo; es una nueva administración. Es un país nuevo en el sector del petróleo y el gas, así que tenían que aprender. Pero nos ven como el motor de capacidad para lograrlo.

Y diría que les explicamos que tenemos una oportunidad porque ya hemos recibido las licitaciones. Y, sinceramente, estamos dentro de los márgenes del CapEx que anticipábamos, lo cual es una buena noticia porque también hay un mayor interés por parte de los contratistas para volver a operar con TotalEnergies. Así que este acuerdo ha generado lo que yo diría que es un buen círculo virtuoso para nosotros. Quizá sea optimista, pero también tenemos ante nosotros que las autoridades ya se han organizado para poder colaborar con nuestros equipos. Así que estamos trabajando en equipo.

Así que la idea de que podríamos dar la aprobación para mediados de año, veremos si podemos cumplirlo. Pero claramente, forma parte del programa establecido por el Presidente, y veremos si podemos llegar al punto en el que podamos dar la aprobación. En Mopane, la situación es muy distinta. Mopane tiene una permeabilidad que lo hace mucho más fácil. De nuevo, nos enfrentamos a un desarrollo que, yo diría, es más bien un desarrollo de gran envergadura. Por tanto, no... y de nuevo, encaja con el CapEx que tenemos previsto para el ejercicio; encaja sin tener que negociar multitud de elementos.

El punto sobre Mopane es más que sabemos que es grande. No sabemos si es muy grande o simplemente grande. Por tanto, la idea del programa de preventa. ¿Son 800 millones, 700 millones, 800 millones de barriles? ¿O son 1.1, 1.2? Así que necesitamos... porque, de hecho, los últimos pozos que perforaron en el suroeste descubrieron claramente una extensión. Así que necesitamos ver hasta qué punto llega esta extensión, ya que esto podría influir en la forma en que desarrollamos el yacimiento. No queremos cometer errores; esa es la idea de los 3 pozos, que por cierto han sido completamente productivos, en línea con la ayuda del programa.

Así que, de nuevo, la idea es que seremos capaces de lograrlo. Y si lo hacemos, deberíamos poder dar la aprobación para el '28 y luego seguir adelante. La idea es tener un proyecto y que el otro vaya a continuación. Y, obviamente, existen sinergias. Y para TotalEnergies, por cierto, también ayudará en todas estas discusiones de negocio porque tenemos la perspectiva de que nuestro Venus estaba un poco limitado, pero tenemos más que eso. Así que, en cuanto a la forma en que abordaremos esta discusión fiscal, ayuda a todos.

Y creo que nos hemos involucrado de una manera inteligente y acertada. Así que, para nosotros, el '26 será sin duda un año importante para centrarnos en Namibia. Y, de nuevo, tenemos la oportunidad de desplegar nuestra competencia allí de una manera muy eficiente. Yamal, lo primero es que el '26 será el '26. Por tanto, en el '26 no hay aprobación a corto plazo, pero no, no tenemos acuerdos a corto plazo con ellos. Solo realizamos contratos a largo plazo. Así que el '26 será según lo previsto. Para el '27, hay... una cosa que está clara: no más importaciones en la UE.

Por lo que este contrato será objeto de debate. De hecho, hoy en día, legalmente, tenemos un signo de interrogación porque, tal como está redactado, existe la duda de si se trata solo de importaciones para vosotros o si es la importación en todo el mundo. Esto significa si a una empresa europea como TotalEnergies se le prohíbe gestionar cualquier tipo de GNL ruso. La intención inicial no era esta, según lo que entendimos del texto, pero tal como está redactado hoy, estamos obligados a haber entrado. Nos hemos comunicado, por así decirlo, con el Tesoro francés y con la nueva Comisión. Así que, una aclaración.

Por lo tanto, no puedo responder completamente a sus preguntas. Quizás tengamos que renunciar por completo a la comercialización de cualquier LNG oceánico y, obviamente, tendremos que obedecer. No era nuestra interpretación, pero tal como está redactado, así es como debemos entenderlo, por lo que estamos dispuestos a aclarar ese punto. En esta etapa, no puedo darles más detalles al respecto. Lo que queda es que, incluso si no podemos comercializar, podemos seguir siendo accionistas de Yamal, lo cual es otro tema para nosotros, ya que Yamal representa una fuente de negocio al ser accionistas de la propia compañía; incluso si es difícil obtener algunos dividendos, sigue siendo una actividad y luego está nuestra parte de comercialización.

Lo segundo solo cubre la parte de comercialización hoy en día. Por lo tanto, no hay fuerza mayor, no hay, quiero decir, reglas que nos obliguen a salir de Yamal. Así es como estamos con Yamal.

Matt Lofting de JPM. Dos preguntas, por favor. Primero, ha mencionado varias veces los beneficios de los barriles de mayor margen y eso es algo que ayuda a cerrar la brecha de los $10 por barril entre 2026 y 2024. No todos los barriles son iguales. Por ello, me preguntaba si podría profundizar un poco en ello, desde el punto de vista geológico, fiscal, tamaño de los activos, etc., cuando piensa en el crecimiento frente a la cartera base. Y, en segundo lugar, quería preguntarle sobre M&A. Noté durante los comentarios de JP que hizo referencia a las acciones cotizadas en EE. UU. y que esto podría ser potencialmente una fuente para respaldar M&A en EE. UU. en el futuro; es evidente que es un ámbito en el que, históricamente, la compañía ha sido bastante prudente respecto a las valoraciones. Cualquier comentario al respecto sería de agradecer.

No hay sorpresas. Tenemos eso contemplado, pero queremos aumentar nuestro upstream de gas en EE. UU. Así que está bastante claro. Hemos realizado diferentes operaciones. Todavía tenemos, diría yo, una brecha de casi 1 Bcf. Podemos lograrlo mediante muchas operaciones pequeñas o de otras formas. Lo estamos estudiando. Lo que no les dice GP es que lo haremos. Solo les he dicho que tenemos una moneda con la que podríamos realizar algunas M&A en EE. UU. Y cuando se analiza EE. UU., es mejor realizar operaciones con acciones. El potencial de revalorización es superior al 10%; si se hace una operación en efectivo, es mucho más cara debido al régimen fiscal. Esa es una de las ideas. Veremos si funciona o no. No tenemos más comentarios al respecto. Pero la idea de seguir buscando acceso al upstream de gas en EE. UU. es una prioridad clara para nosotros. Estaba en el plan para 2025 y sigue siendo una prioridad clara.

Y sobre el alto margen, sí. Pueden consultar la diapositiva 10. Donde estaba el famoso [ininteligible]. Estaba seguro de la pregunta. No les daré todos los detalles, pero tienen algunos yacimientos de petróleo y otros de gas. En general, los márgenes de los yacimientos de petróleo son mucho mejores que los de los de gas, puedo decírselo. Y los yacimientos de petróleo que tenemos son dos en el Golfo de México. Así que no es ninguna sorpresa. El crecimiento en EE. UU. está ofreciendo márgenes bastante altos porque las condiciones fiscales son bajas en comparación con otras. También tienen Brasil, que también está aportando una buena parte de caja. Esos eran los dos. Y luego, el gas generalmente tiene márgenes más bajos o más tradicionales. También es cierto que, aunque no figure en la combinación, estamos sustituyendo barriles del Mar del Norte o barriles de Nigeria, SPDC, que honestamente no tienen un margen alto. Así que sustituimos este tipo de barriles por otros con márgenes mucho más altos; incluso algunos de los barriles de gas tienen un mejor margen que los que teníamos en la cartera. Así que esto es también, diría yo, una combinación de barriles que estamos haciendo crecer en la cartera.

Irene Himona, Bernstein. Si vuelvo a los barriles que generan caja —si pensamos en el valor no como flujo de caja, sino como flujo de caja—, ¿podemos decir algo sobre el CapEx de los nuevos barriles y, combinándolo con el petróleo y gas heredado, sobre la generación de flujo de caja libre de los nuevos barriles? Y mi segunda pregunta es sobre la energía integrada. Es decir, obviamente, será un hito muy, muy importante convertir un negocio relativamente joven y de crecimiento muy rápido en uno con flujo de caja libre positivo este año o el próximo. Cuando observo el subsector de renovables de las utilities, todas tienen flujo de caja negativo, y siguen teniendolo, quizás con una excepción. Por tanto, quería entender qué habéis hecho de forma tan diferente a las empresas que llevan en ese negocio mucho más tiempo que vosotros, algunas de las cuales son mucho, mucho más grandes que vosotros.

Puedo invertir la pregunta: ¿por qué no actúan como nosotros? No lo sé. Pero conozco mi cifra; no tengo una experiencia enorme y nuestro Consejo nos pide permanentemente que establezcamos comparativas con estas grandes empresas, pero el tamaño del negocio hace que nos resulte bastante difícil hacerlo.

Sinceramente, quiero decir, quizá Stephane tenga una receta. Es una mezcla de... quiero decir, de nuevo, la integración genera una caja global. En '26, los 3 billion, consideramos que el 6% provendrá de lo que llamamos upstream, que son renovables y centrales de gas, y el 40% del downstream, que son clientes B2B, B2C y el trading. Solo para que tengan una idea de la fuente de la caja.

En la parte de renovables, seguimos invirtiendo. Pero en términos de flujo de caja libre, el hecho de que reciclamos el CapEx, ya saben, reciclamos mucho. Este año, hemos vendido 2 billion en renovables, lo que nos permite financiar, de hecho, casi... no todo, pero el 70%, 80% del CapEx orgánico.

Así que ahora los 8 gigawatts están estabilizados. Ahora estamos creciendo más en construcción cada año. El flujo es de 8 gigawatts. Tenemos una especie de modo permanente en el que, de hecho, financiamos más o menos el 80% del CapEx de renovables mediante el reciclaje del CapEx.

Y eso ayuda mucho porque, quiero decir, se trata de unos $500 million, y generamos más de eso con nuestra cartera de renovables. Para que quede claro. Así que creo que esa es la disciplina. Sé que la pregunta es si realmente se puede reciclar, y en este caso hemos logrado hacerlo de una manera bastante propia.

Y ahora creo que estamos empezando a establecer algunas plataformas, por ejemplo, en los EE. UU. con algunos grandes socios para [ininteligible], tal vez en las que empecemos a ver si podríamos dar continuidad y seguimiento, diría yo. Y así, los farm downs de 2026 podrían realizarse con una de estas plataformas. Por lo tanto, empezamos a industrializar esta parte del modelo.

Pero, de nuevo, es porque tenemos una visión, una visión a largo plazo; nos estabilizamos en 8. Y quizás mis homólogos tengan... no lo sé, tenemos otras ideas para desarrollar. No sé si así es como lo vemos. Pero entiendo su punto sobre la generación de free cash a nivel global. No lo habíamos visto de esa manera, pero esto es lo que ocurre en la parte de renovables.

Así que, al final, por cierto, este año no hemos gastado 4 billion. Solo hemos gastado 3.5 billion. Parte de ello, pero en la parte de renovables, el CapEx de los proyectos ha sido un poco más lento, pero hemos sido capaces de gestionarlo y de gestionar el crecimiento con menos.

Creo que también somos más selectivos, estamos más enfocados. Sé que empezamos en '26; uno de los planes en la parte de renovables es dejar de operar en muchas geografías con productos pequeños. Y eso, sinceramente, cuando tienes muchos proyectos pequeños en muchos países, es ineficiente. Tenemos dificultades para hacer el seguimiento. Tienes demasiados equipos por megavatio.

Así que ahora, prefiero concentrarme en menos países, pero creo que los equipos que son más eficientes en, diría yo, megavatios por persona en la primera mitad del año. Esa es también la clave de la variedad.

Quisiera hacer dos preguntas. Hemos visto cómo se han abierto varios países o, al menos, se han operado con mejores condiciones fiscales en el pasado, desde Venezuela hasta Siria, Kuwait, etcétera. Ya hemos visto el éxito que han tenido en Irak y Libia, lo que ha dado lugar a nuevos proyectos. ¿Cómo ven estas oportunidades? Y luego quería preguntarles sobre Tilenga. Comienza a finales de este año y es una parte fundamental del crecimiento del próximo año. ¿Cuándo esperan que alcance sus fases de plena producción?

Para ser claros, la meseta de producción debería alcanzarse a mediados de '27. Primero, con el inicio este año, [segundo tren] en la primera mitad, por lo que la meseta sería a mediados de '27. Para ser sinceros, hay un retraso; no es un desempeño sólido en cuanto a la construcción. Ahora, honestamente, es cierto que es bastante complejo... la principal dificultad que enfrentamos fue movilizar personal sobre el terreno. No había tantos, diría yo, con las competencias adecuadas a nivel local, y nos hemos visto obligados, y uno de los principales contratistas como parte central de su negocio, a que uno de los subcontratistas buscara y trajera personal. Así que tenemos mucho más personal chino sobre el terreno de lo que habíamos planeado y todo eso hace que... creo que perdimos un año en toda la movilización sobre el terreno. Así que ahora estamos por debajo. El progreso se ha reincorporado a su curso. Nicolas lo sigue personalmente cada semana. Así que estamos de vuelta, pero hay un retraso, es un cargo. Tenemos otras fuentes de crecimiento, por lo que se sentirá el próximo año.

Sobre la primera pregunta. Primero, nos gusta lo que hemos hecho en Irak. Podemos hacer más en Irak. Hemos abierto la puerta. Algunos de esos procesos están en marcha. Pero las autoridades iraquíes recuerdan que hemos abierto la puerta. Así que somos bienvenidos y trabajaremos con ellos. Se establecerá un nuevo gobierno. Creo que tenemos una asociación sólida con los qataríes, también con Qatar y QE. Y hemos establecido los equipos, honestamente, para haber sido capaces en 2 años de firmar todos estos contratos en Irak. Es un desempeño enorme para los equipos haber podido navegar todo el sistema y también tener una buena relación con la Basrah Oil Company. Así que todo eso es un ecosistema, por lo que sigamos con Irak.

Libia... no es como las montañas rusas, pero no lo sé, vivir en las montañas. Gestionamos junto con Conoco la obtención de estos nuevos términos fiscales. Así que ahora podemos... tenemos mejores términos en la carga, que se aplicarán a la producción existente. Pero tenemos un incentivo para invertir. Queremos invertir en el proyecto North Gialo, donde el principal desafío será movilizar contratistas porque Libia aún no es, diría yo, un país totalmente estable. Veo mucho entusiasmo, pero todavía es... y por eso necesitamos convencer a buenos contratistas y contratistas sólidos para que vengan y construyan en Libia. Pero, de nuevo, en ambos casos, el petróleo es muy barato. En cuanto a la renovación de reservas, hay un gran potencial allí. Es bueno. La producción de Waha hoy es de alrededor de 400,000 o 350,000 barriles de petróleo al día. Podemos aumentar eso fácilmente a 500,000 o 600,000 barriles de petróleo al día. Hay un potencial enorme, que se ha identificado, para ejecutar proyectos más allá de esto.

Mencionó algunos países interesantes, muy diferentes. Kuwait, estaba en Kuwait. Así que tengo interés en Kuwait. Tengo un sueño, que es llevar a TotalEnergies a cada país de Oriente Medio. Así que sigo adelante. Han anunciado que estaremos abiertos a socios internacionales para desarrollar offshore o no, ya veremos. Lo analizaremos. Necesitan ciertas competencias, mientras lo evaluamos. Obviamente, no somos los únicos, pero es una oportunidad. Podría serlo. ¿Cuáles son las condiciones fiscales? No lo sé. Necesito ver si, al final, vale la pena, porque todo es una cuestión de riesgo y recompensa. En esta zona, la participación es quizá no tan alta, de hecho. Por eso nuestros equipos de exploración están colaborando con otros para ver qué opinamos sobre la calidad de las rocas, y no quiero juzgarlo ahora. Les hemos pedido que lo revisen. Pero sabemos que en onshore estábamos produciendo, pero la participación es bastante pequeña, diría yo, para nuestro tamaño. Así que, al final, también es una cuestión para nosotros. No tenemos recursos infinitos, ni de capital humano ni de competencias. Por lo tanto, no podemos estar en todas partes.

Y ahora tenemos este nuevo medio. Claramente, veo hoy mucho más potencial de beneficios en Namibia que en el país en cuestión, así como potencial para el futuro. Y Venezuela, ya respondí, no está en mi lista de prioridades. Porque somos coherentes, lo hemos dicho en el pasado y... pero concentramos nuestras inversiones en petróleo de bajo coste, por debajo de los $20 por barril; el petróleo en Venezuela no encaja con eso porque no es solo upstream, sino también el upgrading en todo el sistema. Estamos allí. Así que creo que... no es una prioridad. Y creo que todo eso necesita estabilizarse antes de llegar a todo ello. Eso es lo que hay.

¿Chris?

Dos preguntas, Patrick. He notado que el vínculo con el payout del CFFO ha desaparecido. Y me pregunto, con la inflexión del free cash flow proveniente de integrated power, si están considerando cómo cambia su vinculación en términos de políticas de payout de cara a 2027. Y finalmente, integrated power ayuda de hecho a financiar algunas de las recompras de acciones y dividendos. Esa es la primera pregunta. Y la segunda es, de nuevo, sobre M&A. Supongo que EPH fue un gran ejemplo de una operación no competitiva. Pero Namibia fue muy competitiva, y parece que debería estar en una buena posición para decirnos cómo es el entorno de M&A hoy en día para, llamémoslos, recursos no desarrollados. ¿Cómo ve el mercado en ese ámbito?

La mención de un payout de más del 40% estaba en la última diapositiva, si mal no recuerdo. Así que no ha desaparecido. Es simplemente... es el 40%. De nuevo, creo que quedará claro que este año Jean-Pierre dijo que un payout del 40% o 55% es demasiado alto. Esto es una opinión de la junta. Con un 55%, llegamos a un punto en el que estamos en niveles altos. Y de hecho, el payout ha sido elevado y lo financiamos con deuda. Fundamentalmente, cuando se analizan las finanzas de 2025, la recompra de acciones se ha financiado con deuda, lo cual es posible.

Para mí, mi visión al respecto es que en '22 nos beneficiamos de una caja increíblemente alta, lo que, por cierto, redujo el apalancamiento de deuda neta al 7%, 8%. Así que, tener un año en el que devolvemos parte de este exceso de caja que obtuvimos en '22 y '23 mediante esta recompra en '25 es una buena forma. Lo hemos hecho a través de un dividendo especial. Lo hacemos mediante recompra. Volveremos a lo que yo diría que es un apalancamiento normal, en torno al 15%. No podemos repetir aquello. No podemos repetirlo.

Por tanto, el guidance del 40% probablemente era adecuado cuando se lo comunicamos, ¿de acuerdo? Veremos que la energía integrada es una buena noticia debido a EPH; aceleraremos y es posible que para finales de '26 tengamos caja neta positiva. Así que esto cambiará. En nuestros planes, no estaba del todo claro que lo lograríamos. Estamos acelerando. Estamos cada vez más seguros, aunque entiendo la duda de Iran, ¿qué es lo que ha encontrado? ¿Hay algo mágico que pueda desaparecer de repente? Por eso soy cauteloso. Sigo monitorizando paso a paso para observar los resultados, el flujo de caja y entonces tendremos más confianza. No puedo simplemente cambiar el guidance solo porque tengamos una perspectiva. Quiero que esto se materialice y entonces podremos construir sobre ello con ustedes y ver... para darles más guidance, incluyendo este negocio de productos integrados.

Y el desarrollo de recursos es fundamental. Siempre tenemos que tener acceso a desarrolladores, tal como hemos logrado renovar nuestras reservas en los últimos 3 o 4 años. Cuando analizamos lo que hemos hecho, parte proviene de una mayor exploración en Morgu, Namibia y Kaminho. Pero, por supuesto, hubo otras dos grandes fuentes: primero, la parte de LNG, los acuerdos en Qatar, obviamente, están dando resultados bastante importantes. Y también la parte de los Emiratos o las concesiones de los EAU que compramos en 2015. De hecho, planeamos producir 4 millones de barriles por día. Hoy vamos hacia los 5 millones de barriles por día, lo cual es un incremento enorme. Nos beneficiamos de ese evento. Si solo tenemos un 10% o 20%, más allá de eso, tienes un recurso bastante grande. Y creo que esto es una lección, por cierto. Cuando adquieres una licencia en este tipo de países, no deberías limitarte a lo que vas a obtener inmediatamente, sino al potencial de crecimiento posterior. Así que sí, seguimos trabajando en esto, como hemos hecho en Irak o Libia, y eso es parte del negocio. Y podrías tener acceso a ello con costes muy, diría yo, bajos.

En [ininteligible], logramos conseguirlo. No sé si fue competitivo. Fue una competición larga que, en cierto punto, y aun sin saber hacia dónde íbamos... Al final, teníamos una cobertura; para ser sincero, fuimos los únicos capaces de ofrecer un swap en esta posición en Namibia en Venus. Y esto les resultó muy atractivo. Así que es gracias a nuestra exploración, pero en cierto modo nos embarcamos en el acuerdo con Gal. Así que hay implicaciones. Creo que eso es lo que... hoy en día, el mercado sigue alto, sigue caro. Así que hay que ser inteligente. No quieres pagar en efectivo. El coste es elevado; la gente todavía espera $70 por barril. Los acuerdos de M&A son bastante caros. Así que esto no es lo que hemos hecho. Tienes que... pero le di una restricción a Arnaud cuando vino a verme: si conseguimos algo, está bien, es estupendo, pero sin efectivo. Así que busca una buena idea. Encontraste la idea del swap. Sin efectivo. Sigamos.

Bien. ¿Lydia?

Soy Lydia, de Barclays. Tengo dos preguntas, ambas relacionadas con la IA. Sobre la idea de vender a centros de datos, respecto a si el consumo pasa de 60 teravatios-hora a 100 teravatios-hora, ¿qué parte de ese incremento creen que pueden vender a los centros de datos? Y sobre ese sobreprecio del 10%, ¿es realmente suficiente? Porque, en última instancia, el valor que tiene el dato al disponer de energía de inmediato debería permitir, posiblemente, obtener primas más altas. Solo planteo el desafío. Y la segunda pregunta es sobre la propia IA de TotalEnergies. Patrick, mencionaste que recibiréis agentes la próxima semana. Pero, ¿en qué consistiría la sorpresa aquí? ¿Se trata de un aumento en la producción, del 1% o 2% anual? ¿Son los índices de recuperación? No quiero retenerte, pero me refiero a esa ambición que hay detrás.

De acuerdo. He oído que tenéis un agente, así que tendréis que enseñármelo. No, claramente, pero le cederé la palabra a Namita y a Stephane para que respondan a la pregunta. Sobre la segunda, sí, estamos atentos a la disponibilidad de las plantas. Me refiero a los índices de recuperación, tal vez. En cuanto al subsuelo, todavía no... no estamos muy seguros. Hay trabajo en ello, pero no está claro. Se trata más bien de la forma en que operamos estas máquinas para ser más eficientes, para ganar un 1% o 2% de disponibilidad adicional gracias a un mejor mantenimiento. Pero en lo que respecta al subsuelo, soy escéptico. Aunque, de nuevo, estamos trabajando en ello. Así que Jean, responde a la primera pregunta. Namita, puedes complementar, y Nicolas, ¿la primera? ¿La otra?

Sobre la primera pregunta, respecto al potencial, está claro que en EE. UU. lo vemos, especialmente en Texas, donde tenemos nuestra producción. Eso representa un tercio del crecimiento del mercado. Por tanto, es una indicación de lo que podríamos imaginar para nosotros en EE. UU., algo que aún no se ha materializado en Europa, pero vemos lo de Brasil y la discusión en curso sobre el primer acuerdo. Así que creo que eso llegará. Y en Europa, está claro que podría ser incluso mayor porque no vemos la misma demanda industrial. Por lo tanto, podría ser incluso superior a eso.

Luego debemos ser cautos con la prima porque son... como intento explicar, son fuentes de ingresos. La primera es la prima adicional que se puede vender a través del PPA. Esa es una. Y, sinceramente, no espero que sea mucho más alta de lo que es hoy.

Pero, en segundo lugar, el hecho de que podáis proporcionar terreno y que podáis darles acceso a la conexión a la red se puede vender. Eso no está incluido en el PPA, y puede ser un valor que aún no se ha contabilizado y que puede representar un valor significativo.

Y el último punto que debemos tener en cuenta, especialmente en un mercado como el de Texas, por ejemplo. Todos sabemos que los precios están vinculados al nodo. Es decir, a donde te encuentres. Y puede haber cierta diferencia entre el precio en el nodo, el precio en el punto de entrega y el precio global. Si eres capaz de aportar demanda adicional, vas a mejorar el equilibrio entre oferta y demanda en tu ubicación. Y eso tiene una fuerte implicación, no solo en el contrato que estás vendiendo, sino que si tienes un conjunto de activos, vas a mejorar no solo lo que vendes, sino que mejorarás lo que vendes en el resto de tus activos. Y esa parte indirecta también es muy importante.

Una de las razones por las que vemos tantos grandes combinadores y por las que intentamos atraerlos es también para mejorar globalmente el nivel del mercado. Así que, si empiezas a acumular la idea de que esto supone una mejora significativa de tu rentabilidad. Namita, ¿quieres comentar algo?

Sí. Estoy de acuerdo con lo que dijo Patrick, nuestro objetivo principal es, por supuesto, aumentar la producción. Y puedo darles algunos ejemplos concretos. El primero es la digitalización en general; si observamos algo como el control de procesos, que era algo que hacíamos mucho en nuestras refinerías, pero que ahora puede realizarse en nuestros activos de exploración y producción con algunas de las pruebas que hemos hecho, incluso un aumento de entre el 1% y el 2% de la producción en nuestros activos es, por supuesto, enorme. Pero si a eso le sumas cosas como menos averías —nuevamente, nos centramos tradicionalmente en equipos muy grandes como nuestras turbinas, pero nos hemos dado cuenta de que tenemos muchas averías con equipos muy pequeños—, la idea de lograr conectividad en más del 70% de nuestros equipos es tener menos averías. Esa combinación es algo que, obviamente, aumenta la producción. En la parte de subsuelo, probablemente estamos en las fases iniciales de si podemos lograr una mayor recuperación, pero donde realmente puede ayudar es en la aceleración. Eso significa la aceleración de los FID, si puedes analizar más rápido. Y si puedes perforar más rápido y con más precisión, lo que también significa tiebacks más rápidos, no solo en proyectos grandes, sino también en los pequeños. Así que creo que esos son dos de los principales enfoques donde creo que en exploración y producción podemos utilizar la IA de manera efectiva.

Bien. ¿Alessandro?

Alejandro Vigil, de Santander. La primera es que me interesa su regulación en Europa. Tras la adquisición de EPH, van a ser uno de los mayores generadores de Europa. Entiendo su opinión sobre que el sistema necesita algunos cambios, etcétera. Y la segunda pregunta es que también estamos viendo un proceso de consolidación en todos los servicios y perforación, y parece que hay una nueva ola de inversiones en el negocio upstream. ¿Qué opinan sobre la posible inflación de costes en la inversión en el upstream?

Como punto de partida, depende del mercado. Depende del mercado. Pero si tienes un mercado que ya está limitado a 3 o 4 actores y pasas a 2, esto se convierte en un problema. No, lo tengo claro. Hay ciertas conciliaciones que no apoyamos porque, al final, vemos el impacto. Por cierto, hoy creo —y lo observamos en las licitaciones, en las ofertas que acabamos de recibir para Namibia— que vemos una estabilización del mercado. Creo que está vinculado al precio del petróleo. Ahora estamos más cerca de los $80, bajando a $70, y podría caer más. Así que creo que, de hecho, tiene un impacto en la industria de servicios.

Pero —y para ser sincero, incluso algunas empresas, algunas compañías de servicios, han intentado combinar sus ofertas vinculando pozos y subsea. Honestamente, en las ofertas que recibimos no vimos ninguna ventaja en ello. Intentan vendernos una integración. Quizás sea bueno para ellos. Pero como cliente, yo diría que no hemos visto mucho valor en este tipo de enfoque de integración entre subsea y pozos, o cosas por el estilo.

Hemos trabajado mucho. Y aunque estamos dispuestos a fijarnos específicamente en la perforación, hoy estamos desarrollando un enfoque en el que ofrecemos contratos más integrados, en lugar de ir tomando las distintas piezas por separado para entregárselas a una sola compañía. Lo hemos hecho en Irak, por razones obvias de eficiencia. Queremos hacer lo mismo con los pozos en Surinam. Allí vemos un valor añadido para nosotros al seleccionar a uno que integre; es bueno para ellos, pero también es bueno para nosotros. Por tanto, en este caso, habrá que demostrarlo, pero nosotros, como clientes, nos estamos beneficiando realmente de este tipo de consolidación o integración.

Así que, fundamentalmente, me gusta la competencia. Es mejor mantener la competencia. Por cierto, es lo normal en el mundo [ del petróleo liberal ].

La regulación de CO2 en Europa. Es una pregunta interesante para Stephane, porque Stephane es alguien que constantemente me decía que debía promover el precio del CO2 debido a las renovables. Ahora tiene algunas centrales eléctricas de gas. Así que veamos qué hará... tendremos que arbitrar entre ambas partes. Así que la pregunta es para ti, Stephane.

No, creo que hay varias cuestiones. Primero, tenemos el sistema ETS 1, donde existe la incertidumbre sobre la rapidez con la que vamos a reducir el nivel de cuotas y cuál será la consecuencia en el precio del CO2. Como se mencionó, Patrick, somos compradores de CO2 para nuestra industria de refinado. Y, al mismo tiempo, los precios de la electricidad están vinculados al precio del CO2; tenemos las CCGT, que ganan más valor cuando el precio del CO2 es más alto, y las renovables, que también ganan más valor cuando el precio del CO2 es más alto. Por tanto, está claro que la parte de generación eléctrica integrada se beneficiará de un aumento del CO2. Hoy existe la incertidumbre sobre hacia dónde se dirige ese mercado, dado el equilibrio entre la velocidad de la reducción y el potencial aumento de la demanda. Estamos bastante satisfechos con la forma en que funciona el mercado actualmente y con este equilibrio. Al fin y al cabo, si queremos que la transición se produzca, tendrá que ser con un precio del CO2 más alto. Al mismo tiempo, debemos ser cautos con lo que pueda ocurrir para la industria, porque también necesitamos mantener la demanda industrial; ese es un aspecto. Luego está el sistema ETS 2 y demás, pero eso, sinceramente, tiene una consecuencia marginal en nuestra actividad. Así que nos centramos más en el ETS 1, con el cual, como he dicho, estamos bastante satisfechos con la situación actual.

Así que, fundamentalmente, nos gusta el precio del CO2, para que quede claro. De lo contrario, no habría transición. Así que depende de Europa decidir qué es lo que quiere. Si se quiere hacer una excepción para los grandes emisores o la industria pesada, hay otras formas de hacerlo si se quiere apoyar a estas industrias sin necesidad de hacerlo a través del precio del CO2, que son dos temas distintos. El debate mezcla ambos, pero se pueden tener otras formas de apoyar a la industria pesada que no sean simplemente reducir el CO2 o detener la disminución de las cuotas, etcétera, etcétera. Creo que esta es una cuestión fundamental para los responsables políticos. Y hoy en día, el debate es difícil.

[ Matt de UBS. ] Dos preguntas. La primera es sobre los FIDs para '26, '27. Mencionó Venus para mediados de '26; ¿qué otros proyectos ve quizás con mayor probabilidad de seguir adelante en los próximos dos años, y cuáles presentan mayores desafíos en petróleo y GNL? Y, en segundo lugar, sobre el GNL, durante la presentación mencionó el riesgo de retrasos en nuevos proyectos en '26. ¿Cómo ve el riesgo para los proyectos en los que está involucrado en Qatar?

Nuevamente, para nosotros el tema principal era el NFE en Qatar. Estuvimos en Doha; toda la industria estuvo en Doha la semana pasada. Y discutimos —de nuevo, discutí no solo con qataríes, sino también con Technip Energies, que es un contratista principal. Ellos dicen segundo trimestre, nosotros decimos tercer trimestre. Somos un poco cautos, por lo que el tercer trimestre es probablemente más realista. Veo que el trabajo sobre el terreno progresa bien. Veremos cómo avanza la finalización. Pero, de nuevo, no veo eso como un riesgo en este caso.

En cuanto a ECA, creo que hemos estado esperando mucho tiempo, pero ahora, de nuevo, Technip está trasladando la instalación para mayo, creo, y nosotros dijimos tercer trimestre. En este podríamos enfrentarnos a algunos problemas de calidad. Nos preocupa la calidad del trabajo que se ha realizado, por lo que esto debe ser verificado. Pero, de nuevo, tercer trimestre para ambos.

La aprobación de la inversión en '26. Tenemos Venus. Tenemos un proyecto en Nigeria llamado IMA, que es un proyecto de gas para seguir abasteciendo a esta Train 7, la famosa Train 7. Hemos progresado mucho. Ya hemos lanzado las licitaciones. Tuvimos una reunión la semana pasada al respecto. Así que hemos dado luz verde. La idea es aprobar los proyectos en '26, y es importante. Es un proyecto sencillo, pero en Nigeria, aunque sea sencillo, siempre es un poco lento. Nos enfrentamos a algunos obstáculos, obstáculos locales, pero parece que este será el caso.

Luego tenemos la cuestión de Papua LNG. O aprobamos la inversión o tendremos un problema. El plan es aprobarla en '26. Veremos, hay diferentes líneas de trabajo que deben coordinarse porque se trata de CapEx, de la parte fiscal, de financiación y de comercialización. Así que hay diferentes líneas de trabajo. Diría que deberíamos converger todas para mediados de año. No está terminado. Pero si no logramos hacerlo, ahora que creo que hemos optimizado el CapEx, no vemos qué podríamos hacer mejor de lo que ya tenemos. Estamos en torno a $14 billion, $15 billion, no en $18 billion, pero tampoco en $12 billion. Por eso hablo en esta llamada.

Así que tenemos una discusión clara, un compromiso claro con el gobierno y con los socios. Veremos dónde aterrizamos y tendremos que tomar la decisión en '26. Pero, ¿qué más tienes? ¿Nicolas?

Tenemos el límite de gas en los EAU.

Sí, pero es una licencia que hay que obtener, por lo que aún no es una decisión.

[ininteligible]

Oh, es desarrollo de negocio. No, no. Vas demasiado rápido. No, no, no. De ninguna manera. Ese es el optimismo del upstream. No, no, no. No hay forma de que consigamos la FID para Marsa Train 2 en el '26 o '27, de ninguna manera. Hay que perforar un pozo de evaluación. Vale, conozco nuestro proceso. Pero es bueno tener ese impulso por parte del presidente de Upstream, pero después de eso, simplemente pediré que informemos al respecto. Así que no, no. Esto sigue siendo desarrollo de negocio. Estamos trabajando con [ Omani ] para plantear que, más allá de la primera unidad, podríamos construir otra y beneficiarnos de ello. Hemos identificado algo de gas. Necesitamos estar seguros de que disponemos de suficientes recursos de gas. No vamos a... no construiremos una unidad sin estar seguros de tener el gas. Para mí, eso es algo fundamental cuando hablamos de LNG. Muy bien. ¿Qué más?

Soy Kim Fustier, de HSBC. Dos preguntas rápidas sobre el upstream, por favor. La primera es sobre Mozambique LNG. Ya habéis reiniciado la construcción. ¿Podríais hablar sobre el cronograma revisado del proyecto en cuanto a la removilización y el primer suministro de LNG? Y, en segundo lugar, quizás solo una palabra sobre la transacción NEO NEXT+ en el Mar del Norte del Reino Unido. ¿Cuál es... supongo que cuál es el impacto allí en la producción, el CapEx y, tal vez, el crecimiento futuro? ¿Y veis una estructura similar que pueda aplicarse potencialmente en otras partes del mundo?

Perdone, ¿la segunda pregunta?

NEO NEXT+.

Oh, NEO NEXT+. De acuerdo. En primer lugar, hemos sido claros. Hemos reiniciado las operaciones. Hoy he visitado —estuve con el Presidente de Mozambique— en Afungi. Así que ya tenemos casi 5,000 personas sobre el terreno, 4,000 locales y 1,000 expatriados. Necesitamos llegar a 15,000 para alcanzar la plena capacidad. Por tanto, el proceso de aceleración se pondrá en marcha.

De hecho, reitero que toda la ingeniería está completada al 90% o 95% y se ha realizado la adquisición de todos los equipos de largo plazo. Así que ahora es una cuestión de construcción sobre el terreno. El plan es entregar el proyecto para el '29, quizá en el '28, pero digamos el '29 para asegurar. Este es el plan en el que estamos trabajando hoy.

Y de nuevo, la removilización; los contratistas están alineados. Así que, adelante. Y creo que es realmente una cuestión de construcción. La mayor parte de las adquisiciones, todo está listo porque, de hecho, no nos hemos quedado de brazos cruzados durante estos años. Intentamos avanzar en el proyecto tanto como pudimos.

Sobre la transacción de North Sea, sí, al final tenemos un impacto —un impacto positivo— en la producción; el 47.5% de la producción global es más de lo que representa nuestra participación, que creo que ronda los 10,000 barriles por día. Tenemos un impacto positivo en el CapEx porque tenemos algunas sinergias allí. Así que reducimos el CapEx en $100 million o algo parecido.

Y luego veremos qué haremos juntos. Creo que, claramente, habrá sinergias en el OpEx, eso está claro. Ya lo están haciendo actualmente entre Hitech y Repsol. Así que integraremos nuestros equipos. Y, de nuevo, queremos optimizar. Es una fase madura. Es mejor hacerlo juntos que por separado.

Existe otro impacto positivo en la operación respecto al coste de abandono en el lado del CapEx, ya que la idea de fondo es tener una especie de 'fábrica de abandono', por así decirlo, de manera eficiente. Sin embargo, en cada compañía —y, por cierto, desde esta perspectiva, no estoy seguro de que nuestros ingenieros sean los más económicos del planeta para el abandono de pozos— son muy cautelosos.

Así que creo que contar con eso —y queda mucho trabajo por hacer y planificar, incluyendo la coordinación con las autoridades de una forma más inteligente que si estuvieras obligado a hacerlo solo— también supone una ventaja desde este punto de vista.

¿Queremos desarrollar el mismo modelo en otros lugares? No. No veo dónde. Es decir, sé que tenemos esa oportunidad. Y, sinceramente, todo esto también se impulsó, como saben, debido al aumento fiscal en el Reino Unido. Estábamos atentos a eso y a la madurez de los activos; obviamente, los activos maduran.

Y cuando analizamos estos activos desde un punto de vista puramente de TotalEnergies, al mirar el plan de negocio del equipo de Nicolas, dije: 'pero no nos queda nada más en 3 o 4 años'. Así que tendríamos una organización enorme con poco que gestionar, o bien realizamos esta ralentización y el coste de abandono.

Por tanto, nos dimos cuenta de que era el momento de considerar, por así decirlo, la fusión con grupos más grandes que sean más eficientes en costes, de nuevo, que permanecer solos, algo que sinceramente no tenemos en otro lugar, y no veo esa situación en absoluto, particularmente en los países vecinos. Si su pregunta era sobre Noruega, en Noruega para nada. No es para nada un mercado maduro. Seguimos creciendo y generando caja, y todo va bien. Estoy satisfecho con los activos noruegos.

Así que nosotros... esto es para responder preguntas específicas. Como bien saben, no pronuncié la palabra sinergias fiscales, pero existen algunas. El gobierno del Reino Unido lo sabía, es una consecuencia.

Henry Tarr, de Berenberg. Dos preguntas, por favor. La primera es sobre los volúmenes de EPH cuando entren en su cartera. ¿Están ya preventas, por así decirlo, o cómo tienen previsto comercializarlos cuando lleguen? Y la segunda pregunta es sobre el guidance de CapEx neto, $15 billion para el año. ¿Es un número orgánico? ¿Hay adquisiciones y desinversiones más allá de lo que ya han mencionado en términos de farm downs que debamos tener en cuenta en esa cifra?

Su segunda pregunta, ¿es para integrated power o a nivel global?

Global.

A nivel global, mencioné que el neto entre adquisiciones y desinversiones es de menos $1 billion. Es decir, $1 billion más en desinversiones que en adquisiciones. Para que quede claro, lo orgánico está en $16 billion y el neto en $15 billion, lo cual es factible. Es decir, sabemos qué es lo que tenemos que cumplir. No sé cuál será la cifra exacta, pero lo ajustaremos al final. Siempre tenemos un amplio abanico de desinversiones. Si queremos alcanzar el objetivo de desinversión, si queremos llegar a los $1 billion, hay que planificar $2 billion o $1.5 billion. De lo contrario, puede haber dificultades, ya que los cierres a veces son complicados. Por tanto, es mejor tener un pipeline de desinversiones amplio para lograrlo. Así, monitorizamos las adquisiciones en relación con lo que anticipamos en las desinversiones. El programa de desinversiones está hoy bien encaminado en upstream. Veo al menos $1 billion o $1.5 billion que están muy claros y que son cuestión de cerrar los acuerdos, incluso en Nigeria. Y, sinceramente, en cuanto al [ farm down ] por su parte, con lo que hemos hecho y la capacidad de seguimiento, también tenemos una idea bastante clara de cómo progresar. Sobre si el volumen de EPH está preventas, la respuesta es no, pero puede explicar...

No, no están preventas. De hecho, lo que sucederá es que, tras el cierre, absorberemos el 50% de la producción. Normalmente, esos volúmenes se venden en el mercado mayorista, por lo que no es necesario buscar un cliente para ello. Y en cuanto a EPH, no se trata de [ tolling ] a un tercero, es un CGG. Además, existe un programa normal de cobertura (hedging) para esos activos. Se moverá con el volumen de EPH, pero nada distinto a lo que haría un operador normal. Y como dije, tras el cierre, nosotros seremos quienes absorban esos volúmenes y gestionemos, notablemente, el programa de cobertura de dichos volúmenes.

Lucas Herrmann, BNP. En primer lugar, Patrick, quiero decir que, cada vez, o todos ustedes cada vez, no nos dejan mucho margen para las preguntas, para ser sincero. Y felicidades por un año mucho mejor de lo que muchos de nosotros anticipábamos. Lydia ha dicho todo lo que queríamos saber, así que continuamos. Me alegró leer el titular, tiene razón. Entrando en materia, y probablemente con dos preguntas para el final, una cosa que no se ha mencionado en absoluto es la de productos químicos, y ustedes son un actor importante. Supongo que mi pregunta se refiere, en parte, a pensar cuál podría ser el potencial de revalorización (upside) si el ciclo químico llegara a normalizarse en algún momento, junto con su opinión sobre cuándo ocurrirá esa normalización; es decir, si estamos viendo señales de que podríamos estar llegando a un punto en el que los operadores digan: 'vale, ya basta de pérdidas, tenemos que empezar a reducir la producción porque esto no puede seguir así para siempre'. Y la segunda, antes de que responda a eso, muchas gracias, quizás para Stephane, es simplemente sobre el GNL. En términos de contratación y de la construcción de la cartera actual, prácticamente han alcanzado ese excedente (length) de entre 8 y 10 millones que querían en Brent. ¿Hemos terminado, a grandes rasgos, con la fijación de contratos? Sé que es una observación tonta porque es un proceso continuo. Pero, simplemente, ¿están cómodos con la situación actual?

Stephane le responderá. Para que todos lo sepan, tenemos previsto proponerles una visita a Rio Grande durante la CERAWeek, tal como hicimos el año pasado para el [ Alpha ] Day, y dedicar este [ Alpha ] Day al GNL porque sé que tienen muchas preguntas. Así que, si algunos de ustedes están allí, les llevaremos con nosotros, si aceptan, desde Houston...

La invitación ya se envió, sí.

Asegurando el transporte, pero la idea es dedicar, yo diría, tal como hicimos el año pasado con renovables y energía, este [ Alpha ] Day al GNL. Así, Stephane tendrá tiempo de sobra para explicarles todo sobre nuestra cartera. Pero creo que es el momento; tenemos muchas preguntas para intentar tratar un punto específico. Pero Stephane le responderá.

No se trata solo de la primera cuestión, la de productos químicos. En nuestro caso, cuando hablamos de productos químicos, nos referimos principalmente a que manejamos grandes volúmenes, pero no somos una empresa química real. Somos simplemente un polímero más un cracker más otro. Fabricamos el gran polietileno y polipropileno. Por tanto, no cubrimos toda la cadena de valor.

Está claro que hoy en día el sector se enfrenta a grandes excesos de capacidad procedentes de China. Todo el mundo lo sabe, lo que afecta, en particular, a nuestra plataforma en Corea, que era una de las mejores hace 5 años. Hoy se enfrenta a enormes dificultades porque el mercado natural de las plataformas coreanas se exportaba a China. Y, por supuesto, esto es de puertas cerradas, lo cual es también un tema para todos estos crackers de EE. UU., que se construyeron con la idea de que no eran para el mercado doméstico, sino con la idea de exportar a China.

No sé por qué todo el mundo ha cometido el mismo error. Nadie ha visto o comprendido que los chinos —y es un problema real, probablemente porque de repente, el año pasado, descubrimos que los chinos han construido tanta capacidad que han pasado a ser casi autosuficientes, de hecho, han alcanzado su propia autonomía. Y ellos mismos, por cierto, tienen un problema de demanda interna en China; todo el sector inmobiliario civil, todo eso está cayendo. Así que ellos mismos se enfrentan a un exceso de capacidad para su propio mercado.

Así que nos encontramos ante una situación que no es buena. Dicho esto, veo en nuestra cartera dos tipos de petroquímicos; para ser claros, he sido constante. Tengo el de Europa basado en nafta. Este, por mucho que lo intentes, por mucho que seas el mejor, nunca será competitivo frente a los petroquímicos y el polietileno fabricado con etano, ya sea en EE. UU. o en Oriente Medio. La brecha de competitividad es imposible de cerrar.

Así que, en este caso, se trata de gestionar el daño, diría yo. O bien tienes algunos crackers, pero este año hemos decidido cerrar el cracker de Amberes. Otros han decidido cerrar un cracker en Normandía; no nosotros, sino uno vecino, lo cual es una buena noticia para nosotros. Realmente es una cuestión de... así que hoy, en términos de crackers, nos quedamos con Amberes y Normandía.

Tenemos una pequeña en Feyzin, pero es muy pequeña y tiene lo que yo diría que un mercado dedicado. Pero dejamos Lavera, vendiéndola a INEOS. Cerramos el cracker. Así que, para ser sincero, estoy bastante contento de salir de ahí paso a paso. Y realmente es un problema. La compañía es grande. Cuando tienes la integración del cracker con la refinería, puedes ver formas de gestionarlo. Pero en lo que respecta a los polímeros, estamos perdiendo dinero con los polímeros.

Luego miro el panorama global porque, si estoy operando mis crackers, necesito tener una salida para ellos. Y hoy en día nadie va a comprar mi etileno en Europa. Por tanto, necesito transformar mi etileno para llevarlo a los clientes y así capturar el margen del cracker. Si no lo ves como una integración, entonces estás... si solo tienes un negocio de polímeros, ¿por qué continúas?

No, tenemos una unidad de negocio de polímeros y Vincent intentó convencerme de fusionarla con los crackers; yo le dije que no, no, no, que quiero conocer el negocio. De lo contrario, no sabremos exactamente por qué estamos incurriendo en pérdidas, pero quiero saber qué podemos arreglar y cuáles son los puntos críticos. Esa es la situación.

Luego tenemos los otros petroquímicos basados en etano, ya sea en EE. UU., Arabia Saudita o Qatar. Este, sinceramente, es competitivo porque tenemos una ventaja en la materia prima. Esa ventaja en la materia prima absorbe, diría yo, incluso si vuelves a perder en el polímero, la absorción es incluso más fácil de realizar. Así que, cuando veo esta integración entre los crackers de etano y los polímeros, diría que está bien. Estamos bien.

¿Genera beneficios o simplemente...

No, no, genera dinero. Genera dinero. Genera dinero.

Dinero en términos de beneficios.

Dinero, beneficios y caja. Me refiero a beneficios y caja. No, de lo contrario, no te diría eso, Lucas; te diría que es un desastre y que tenemos que solucionarlo. No, para que quede claro, aún no estamos en modo pánico. Estoy seguro de que tendremos que tomar medidas. La cuestión para nosotros es la parte europea. ¿Existe una forma o no? Y es cierto. Por eso, por supuesto, Vincent no está muy contento cuando Stephane dice que quiere un precio alto del CO2. Para él, se trata simplemente de cómo podemos preservar este negocio. Por mi parte, lo que pienso es que no hay forma de invertir en capacidad en crackers de nafta y todo eso con la duda de cómo vamos a reducirse, seguramente, pero no es fácil porque creo que otros competidores tienen la misma visión sobre nosotros. Incluso si algunos actores como INEOS compraron el cracker de Lavera porque tenían una visión general del mercado, está bien. Es decir, me parece bien. Si encontramos en algún momento buenas oportunidades, estoy dispuesto a hacerlo. Tenemos un tercer polímero, que es el poliestireno, el cual nos gustaría, en particular en los EE. UU., intentar poner en proceso de desinversión. Así es como lo veo. Es etano, así que es Qatar, Arabia Saudita, los EE. UU., pero incluso en los EE. UU., creo que tenemos uno. No estoy seguro de que estemos preparados para construir otro. Seremos cautelosos al respecto. Hay que absorber estos excesos de capacidad. Podría llevar tiempo. Pero, de nuevo, como empresa química, no veo todo lo que está sucediendo detrás en la cadena de valor.

Sí. Como mencionaste, Lucas, vendimos algo más de 8 millones de toneladas entre 2023 y principios de 2025 sobre la base del Brent en Asia. Así que estamos contentos con lo que hemos hecho, y considero que la cartera está bien equilibrada hasta 2030. Después de eso, es un trabajo continuo porque hay contratos que vencen y hay producción adicional que vendrá del crecimiento del GNL. Por lo tanto, tenemos que trabajar en la cartera para el periodo posterior a 2030. Tenemos tiempo para hacerlo y no me preocupa demasiado. Pero deberían esperar ventas adicionales de GNL con la fórmula Brent en ese horizonte temporal.

Tal vez podamos tomar una pregunta online.

Les voy a revelar un secreto. El resultado neto de la división de Chemicals en '25, en términos de beneficio neto, fue de $500 million, positivo, a nivel global. Representa solo una pequeña parte del resultado neto de Refining and Chemicals, pero es positivo globalmente. No está nada mal comparado con lo que leo en los periódicos. No está nada mal.

De acuerdo. Doug, puedes proceder con tu pregunta, si estás ahí.

Lo siento.

¿Hemos perdido a Doug?

Hemos perdido a Doug. Prefiere estar con un competidor en Nueva York.

Quizá podamos tomar otra pregunta de forma remota. Adelante, Jason Gabelman. Tal vez tenemos un problema con...

[ No tienes tanta suerte. ]

Muy bien. De acuerdo. Entonces, una pregunta presencial; Anish, adelante.

Soy Anish Kapadia, de Palissy Advisors. Tenía una pregunta sobre las perspectivas del gas global. Claramente, algunos de los movimientos estratégicos que han realizado en los últimos años se basan en su visión de que habrá una especie de convergencia entre los precios globales del gas y el Henry Hub. Así que simplemente quería conocer su punto de vista: si los precios del gas caen más de aquí en adelante, situándose por debajo de su supuesto de 10 TTF, ¿qué medidas han implementado? ¿Y cómo puede el negocio de energía integrada, como la adquisición que realizaron en Europa, ayudar a mitigar esa caída en los precios del TTF?

Como ya expliqué, hemos intentado equilibrar la cartera para vender nuestro gas más bajo la fórmula Brent que al contado (spot). En ese sentido, no estamos tan expuestos a una disminución en los precios del gas TTF o TKM; esa es la primera cuestión. En segundo lugar, está claro que con el precio del gas se producirán dos efectos. Uno es que encontrarán una demanda asiática que limitaría esa tendencia. Y el segundo es que mejorará la competitividad del gas en Europa para la producción de energía. Por tanto, deberíamos tener una especie de efecto parcial gracias a nuestra flota de CCGT y deberíamos poder beneficiarnos de ese movimiento gracias a la plena integración en Europa a lo largo de la cadena de valor entre el gas y la electricidad. Esa es la forma en la que, de hecho, hemos mitigado esa posible caída del precio del gas.

Bien. ¿Alguna otra pregunta en la sala? ¿Jean-Luc?

Jean-Luc, de CIC Market Solutions. Tenía una pregunta sobre las nuevas áreas de exploración que acaban de adquirir en Namibia. Es una cuenca diferente, probablemente de mayor riesgo y menos explorada. ¿Cómo comparan el potencial, o cómo comparan sus geólogos el potencial de esta cuenca con la cuenca de Orange?

Me refiero, de nuevo, a la cuenca de Orange. Está fuera de la cuenca de Orange, así que es una cuenca. Claramente, es una exploración. Ha sido positiva. Encontramos bajo carbono en la cuenca de Orange. Por tanto, la idea es que no debemos detenernos, incluso si la probabilidad de éxito es menor. Obviamente, tuvimos la oportunidad de entrar en esa licencia. A los exploradores les encanta, pero no solo los de TotalEnergies, sino también los de Petrobras porque, de hecho, hemos unido fuerzas. En realidad, estamos compitiendo. Así que decidimos que era mejor. Por eso me gusta la competencia hasta cierto punto. A veces es bueno asociarse para tener acceso a la licencia. Creo que ambos equipos de exploradores y geólogos han visto el mismo potencial, diría, el mismo interés. Así que es bueno realizar la sísmica y luego, potencialmente, proceder; ya veremos. Pero, de nuevo, creo que hay una cierta lógica. Y creo que el hecho de que estemos estableciendo una presencia sólida en Namibia anima a nuestros equipos a buscar otras licencias que puedan estar disponibles. Muy bien. ¿Hay preguntas?

Sí, Maurizio.

Maurizio Carulli, de Quilter Investment Management. En primer lugar, felicidades por los buenos resultados. Tengo una pregunta sobre el negocio de la electricidad, incluyendo las renovables, por supuesto. Han logrado crecer muy bien y con una rentabilidad superior a la de la mayoría de las empresas de servicios públicos tradicionales. Mi pregunta es: mientras puedan seguir teniendo buenas oportunidades de expansión, buena rentabilidad, buen retorno sobre el capital y buen flujo de caja libre, ¿tienen algún límite estratégico para la expansión de su negocio eléctrico a largo plazo?

No, es una cuestión que será objeto de debate en el Consejo, exactamente la cuestión, en el próximo seminario estratégico porque ahora estamos -- de hecho, tras estos 5 años, tenemos más convicción sobre el modelo. Tenemos -- así que -- en 2020 dijimos comprometámonos a 10 años. De lo contrario, nunca lo gestionaremos. Si no mantenemos ese horizonte, le dije al Consejo: o nos dais 10 años para hacerlo, o es mejor no comprometerse, porque este tipo de negocio requerirá, obviamente, diversificación. Podemos cometer algunos errores, pero necesitamos ver si establecemos un negocio.

No, tenemos más confianza. Y en el último seminario estratégico, cuando revisamos la parte de móvil integrado, se trataba más de aumentar la rentabilidad. Analizamos la cuestión de Irene. ¿Por qué hacéis eso?, etcétera. No, tenemos una idea mejor. Así que entonces dije: bueno, es hora de discutir entre nosotros hacia dónde vamos más allá de 2030. Cuánto queremos hacer crecer este negocio o no. Así que esto es, yo diría -- y sé que tengo una buena pregunta de su parte. Por supuesto, también está vinculado a la capacidad que tendremos para ver el valor de este negocio dentro de la compañía global, diría yo.

Y como bien han dicho uno o dos de ustedes, muy bien dicho por Irene, creo que hay un punto de inflexión cuando se empieza a generar flujo de caja libre positivo, porque entonces la perspectiva será distinta; mientras sea una especie de sumidero de caja, ¿por qué hacen eso? Si empiezas a generar caja, y creemos que incluso si es positivo para el '26, podríamos pasar rápidamente a $1 billion - $3 billion por año, entonces el apetito podría aumentar. También veo, para ser sincero, una integración cada vez más fuerte entre el gas y la electricidad. Y creo que para responder a la siguiente parte de la pregunta, la integración de gas a electricidad es una forma de -- si tienes un precio del gas más bajo, podrías recuperar parte del valor a lo largo de la cadena en la parte eléctrica.

Así que veo cierto valor. Y creo, por cierto, que coincido en que el mercado ha reaccionado claramente mejor a la transacción de EPH porque era de gas a electricidad y no solo renovables. Así que tengo los ojos abiertos, tengo claro que, por cierto, esto nos está ayudando a discutirlo en el Consejo; estos son elementos muy importantes -- es importante. Así que el Consejo está mirando cada vez más hacia eso, en cierto modo. Y probablemente podré responder mejor a su pregunta en un año, pero hoy... tenemos claro que queremos alcanzar una especie de tamaño del 20%. Qué hacemos más allá y a qué ritmo, eso es objeto de debate.

Las oportunidades podrían seguir llegando, de hecho, en este negocio. Y creo que llegará un momento en que el debate que tenemos en los países europeos sobre el presupuesto sea clave. Hoy en día, en Francia, estoy defendiendo que se dejen de dar todos los CFD. Es increíble lo que ocurre hoy en 2025. Los Estados están asumiendo el riesgo de mercado. Aseguran los ingresos para los promotores, así que es un sistema muy extraño. ¿Por qué los Estados deberían asumir el riesgo de mercado del valor de la electricidad y no los promotores y los inversores? En los EE. UU., nosotros asumimos el riesgo de mercado. Tenemos algunos incentivos fiscales, pero fundamentalmente, es una filosofía y un régimen muy diferentes.

Estas tecnologías ya son lo suficientemente maduras hoy en día, al menos para que la energía solar terrestre evolucione hacia algo distinto. Si este tipo de evolución se produce, la competencia no será la misma, ya que veremos cómo los grandes operadores recuperan su ventaja frente a la gran cantidad de pequeños actores que, de hecho, operan hoy en el negocio de infraestructuras sin riesgo. Sinceramente, no creo que los gobiernos europeos puedan seguir financiando durante mucho tiempo un negocio sin riesgo, donde, por supuesto, la rentabilidad no es muy alta porque no puede serlo. Así que, de nuevo, este es un debate en el que no puedo profundizar, pero llegará pronto. Es el momento de abordarlo, y el Consejo de Administración ya tuvo su sesión independiente, siendo este el tema principal. Así que ahora trabajamos para ellos.

De acuerdo. Tenemos un problema técnico, pero tomaré la pregunta de Duke.

Sí, quiero que Duke quede satisfecho.

Sí. Me envió un correo electrónico diciendo que nuestra tecnología no funciona. Nada de IA en Total, me refiero en TotalEnergies. La primera cuestión es sobre Namibia. Tienen Galp, pero ¿reciben la participación de Galp en Coastal? Esa es la primera pregunta.

Por supuesto. De lo contrario, no lo haría.

La segunda cuestión es cuál es el punto de equilibrio del dividendo tras la operación con EPH y una vez que esta se haya cerrado.

El punto de equilibrio del dividendo es bastante sencillo. $3 billion representan $10. Así que son $50 por barril. El punto de equilibrio del dividendo es de $50 por barril. Tras la operación con EPH, nada cambiará drásticamente. Así que serán $1 billion. Por tanto, $1 billion equivalen a $3 por cada $3. Así que serían $48 o algo parecido. $48, $47 por barril. La participación costera, sí, por supuesto, nos llevamos el 50% de... de hecho, más o menos... teníamos un esquema en Surinam, y para ser sinceros, este es un poco mejor para nosotros. Pero no, sí, nos llevamos la participación costera.

De acuerdo. ¿Hay alguna pregunta en la sala? No hay más preguntas en la sala.

Si están satisfechos, gracias. Gracias por su asistencia. Gracias por sus comentarios. Y gracias a todos los equipos de TotalEnergies que han obtenido estos resultados, incluyendo, por supuesto, a los diferentes ejecutivos presentes en la sala. Así pues, la próxima reunión con ustedes podría ser potencialmente en Houston para quienes deseen participar en este viaje de campo a Rio Grande. Y, de nuevo, con un enfoque en el GNL y la cartera, y en cómo gestionamos todos estos tiempos que tenemos por delante. Gracias por su asistencia.