Buenas tardes y gracias por esperar. Bienvenidos a la conferencia de resultados del tercer trimestre de 2026 de Kinder Morgan. Sus líneas estarán en modo de solo escucha hasta la sesión de preguntas y respuestas de la conferencia de hoy. En ese momento, podrán pulsar la tecla estrella seguida del número uno para hacer una pregunta. Por favor, activen el audio de sus teléfonos e indiquen su nombre cuando se les solicite. La conferencia de hoy está siendo grabada. Si tienen alguna objeción, pueden desconectarse en este momento. Es ahora un placer para mí ceder la palabra al Sr. Rich Kinder, Presidente Ejecutivo de Kinder Morgan.

Gracias, Michelle. Antes de comenzar, como de costumbre, me gustaría recordarles que el comunicado de resultados de KMI de hoy y esta llamada incluyen declaraciones prospectivas dentro del significado de la Ley de Reforma de Litigios sobre Valores Privados de 1995 y la Ley de Valores y Bolsa de 1934, así como ciertas medidas financieras no GAAP. Antes de tomar cualquier decisión de inversión, les recomendamos encarecidamente que lean nuestras declaraciones completas sobre declaraciones prospectivas y el uso de medidas financieras no GAAP establecidas al final de nuestro comunicado de resultados, así como que revisen nuestras últimas presentaciones ante la SEC para conocer supuestos materiales importantes, expectativas y factores de riesgo que puedan hacer que los resultados reales difieran materialmente de los anticipados y descritos en dichas declaraciones prospectivas.

Permítanme comenzar compartiendo algunas proyecciones de terceros creíbles que, una vez más, respaldan nuestra creencia de que la demanda de gas natural está destinada a aumentar drásticamente tanto en Estados Unidos como en el resto del mundo en los próximos años e incluso décadas. Shell proyecta que la demanda mundial de GNL crecerá hasta casi 750 millones de toneladas por año para 2050, lo que representa un aumento del 65% desde 2025. Ese es un aumento enorme y uno que creemos beneficiará especialmente a los EE. UU., dada la preferencia de los clientes internacionales por abastecerse aquí. En el frente nacional, la North American Electric Reliability Corporation predice que la demanda máxima de electricidad en este país crecerá entre 225 y 245 gigavatios para 2035 y, obviamente, gran parte de ese asombroso crecimiento será cubierto por la generación de gas natural. Estas 2 estimaciones solo refuerzan y fortalecen lo que creemos que es una historia alcista para el gas natural.

Permítanme pasar a nuestra propia historia en Kinder Morgan. El tercer trimestre fue otro buen trimestre para nosotros, con resultados que superaron tanto el periodo comparable de 2025 como nuestro presupuesto para este año. Quizás más importante aún, realizamos adiciones sustanciales a nuestra cartera de nuevos proyectos. Nuestras adiciones constituyen uno de los mayores aumentos en cualquier trimestre de nuestra historia corporativa, y nuestra cartera de proyectos de gas natural en EE. UU. se sitúa ahora en un récord histórico. Añadiría que esperamos que estos nuevos proyectos conduzcan a aún más oportunidades de expansión durante los próximos meses y años.

En un sentido más amplio, creo que los nuevos proyectos existentes que anunciamos demuestran la fuerza que proviene de una gran huella de midstream nacional. Esa huella, que estamos expandiendo y extendiendo constantemente, nos permite ofrecer una conectividad más diversificada a nuestros clientes a medida que buscan fuentes de suministro alternativas y ampliadas. Para poner en perspectiva el tamaño y la utilización de nuestra red de gas natural, les recuerdo que suministramos aproximadamente el 40% de todo el gas natural en Estados Unidos, incluyendo aproximadamente el 40% de todo el gas de alimentación de GNL y más del 50% de las exportaciones de gas a México. Nuestra red conecta casi todas las cuencas productoras con la gran mayoría de las ubicaciones de demanda en todo el país. Tengo plena confianza en que nuestros activos nos permitirán seguir atendiendo las necesidades multifacéticas de nuestros clientes y, al mismo tiempo, ofrecer un valor real y sostenible a nuestros accionistas.

Como he dicho antes, pero sin duda merece la pena repetirlo, nuestra estrategia no es complicada. Tenemos activos que generan grandes cantidades de flujo de caja recurrente. Estamos en un negocio que necesita una infraestructura adicional sustancial. Debido al tamaño y alcance de nuestro sistema, estamos en una posición única para captar una parte sustancial de esa necesidad mediante el desarrollo de proyectos respaldados por acuerdos de 'take-or-pay' a largo plazo con entidades solventes. Nuestro sólido flujo de caja nos permite construir esa infraestructura utilizando principalmente nuestro propio efectivo sin un apalancamiento indebido. Somos capaces de obtener buenos rendimientos de estas inversiones, aumentando así nuestro EBITDA y EPS en los años venideros. Para mí, es difícil pensar en una mejor estrategia que combine un crecimiento constante con un riesgo mínimo. Ahora le cedo la palabra a Kim.

De acuerdo. Gracias, Rich. Este ha sido otro trimestre excepcional para Kinder Morgan. El EPS ajustado aumentó un 21%, el EBITDA ajustado creció un 9% y cada uno de nuestros segmentos de negocio contribuyó a ese crecimiento. Esos resultados reflejan tanto la solidez de nuestros activos como la excelente ejecución de nuestros empleados.

Para el año completo, esperamos que el crecimiento del EPS ajustado supere el presupuesto en más de un 13% y que el EBITDA supere el presupuesto en más de un 6%. Nuestra posición financiera también continúa fortaleciéndose. Cerramos el trimestre con aproximadamente 3.5x de deuda sobre EBITDA, el extremo inferior de nuestro rango objetivo. Combinado con nuestros aproximadamente $3 billion de flujo de caja anual disponible para financiar el CapEx de expansión, tenemos una flexibilidad significativa para financiar nuestro crecimiento orgánico manteniendo un balance sólido.

Esa flexibilidad es importante porque nuestro carterado de proyectos aumentó de $9.6 billion a $14.4 billion este trimestre. Añadimos $5.4 billion en nuevos proyectos y pusimos en servicio $700 million en proyectos. El múltiplo del carterado sigue siendo muy atractivo en 5.7x.

En los $5.4 billion de adiciones se incluyen 2 proyectos de joint venture altamente estratégicos, el Southeast Connector de SNG y el Permian Link de NGPL. Juntos, la participación de Kinder Morgan en estos proyectos es de aproximadamente $4.7 billion. Ambos proyectos están respaldados por contratos de 'take-or-pay' de al menos 20 años con transportistas solventes, proporcionando el tipo de flujo de caja estable a largo plazo que buscamos crear. Es importante destacar que el Southeast Connector está contratado con servicios públicos de alta calificación de inversión, mientras que el Permian Link está contratado con un hyperscaler con calificación A.

Estos proyectos también resaltan la calidad de las oportunidades que vemos ante nosotros. Southeast Connector es un proyecto transformador que conecta diversos suministros con una de las regiones de demanda de gas natural de más rápido crecimiento en el país. Las solicitudes de interconexión de carga a gran escala en el sureste ahora superan los 200 gigavatios, lo que podría representar aproximadamente 8 Bcf al día de demanda de gas natural si todo se hiciera realidad y si fuera atendido por generación a gas. Southeast Connector está diseñado para satisfacer esa necesidad entregando aproximadamente 2.6 Bcf al día de gas natural a la región. Además, esperamos que este proyecto, como muchos de nuestros otros proyectos de gran envergadura, impulse futuras oportunidades de expansión.

Permian Link aprovecha una oportunidad similarmente atractiva al trasladar el abundante y de bajo costo gas natural de Permian hacia el norte para satisfacer las crecientes demandas de energía en el Panhandle de Texas. Juntos, estos proyectos demuestran cómo nuestra red está posicionada de manera única para conectar cuencas de suministro en crecimiento con centros de demanda en expansión.

En términos más generales, como mencionó Rich, las perspectivas a largo plazo para el gas natural siguen siendo excepcionalmente sólidas. Wood Mackenzie proyecta que la demanda de gas natural en América del Norte aumentará en aproximadamente 46 Bcf al día para 2035, impulsada principalmente por las exportaciones de GNL y la demanda de generación de energía. Proyectos de esta magnitud y calidad no ocurren por accidente. La creatividad comercial, las relaciones con los clientes, la gestión de proyectos y la experiencia legal, así como la paciencia y la perseverancia requeridas para unir estas oportunidades son notables, y no podría estar más orgulloso de lo que nuestro equipo ha logrado.

Finalmente, estos proyectos amplían nuestra trayectoria de crecimiento visible. Antes de este trimestre, se esperaba que la mayor parte de nuestro EBITDA de nuestro carnet de pedidos estuviera operativo para finales de 2025. Con la entrada en servicio de Permian Link y Southeast Connector entre 2030 y 2032, hemos ampliado significativamente el periodo de crecimiento de flujo de caja de alta calidad respaldado por proyectos aprobados con contratos de take-or-pay a largo plazo. En pocas palabras, estamos entregando resultados sólidos hoy mientras continuamos construyendo una trayectoria más larga para un crecimiento futuro de alta calidad. Con eso, le cedo la palabra a Dax para que les dé detalles sobre nuestro desempeño empresarial.

Gracias, Kim. Comenzando con la unidad de negocio de gas natural, los volúmenes de transporte subieron un 3% en el trimestre en comparación con el tercer trimestre de 2025. La demanda incremental fue principalmente resultado del aumento en las entregas de gas de alimentación de GNL en Tennessee Gas Pipeline y la demanda incremental en nuestro sistema interestatal. Los volúmenes de recolección de gas natural subieron un 14% en el trimestre respecto al tercer trimestre de 2025, con la mayor parte del aumento proveniente de nuestro sistema KinderHawk en Haynesville, que subió un 40%.

Como hemos seguido diciendo, la demanda de gas en nuestras tuberías sigue siendo alta y nuestro sistema sigue estando altamente utilizado. Si bien hoy hemos anunciado la sanción de 2 proyectos muy importantes, mirando hacia adelante y en consonancia con los comentarios de Kim, seguimos viendo oportunidades significativas de proyectos incrementales en toda nuestra red de gasoductos de gas natural, impulsadas principalmente por la electricidad y el GNL, y seguiremos buscándolas agresivamente.

En nuestro segmento de productos, los volúmenes de productos refinados bajaron un 3% en el trimestre en comparación con el tercer trimestre de 2025, y los volúmenes de condensado crudo bajaron un 11%. Más de la mitad de la disminución en los volúmenes de crudo se explica por la retirada de Double H del servicio para la conversión de NGL a principios del tercer trimestre de 2025, y la disminución restante resulta de menos conexiones de pozos en Hiland Crude.

Como se anunció anteriormente, nosotros, junto con nuestros socios, estamos orgullosos de haber alcanzado una decisión final de inversión sobre nuestro proyecto Western Gateway durante el tercer trimestre. El proyecto, que cambiará fundamentalmente la forma en que se entregan los productos limpios al suroeste del desierto y al sur de California, garantizará la disponibilidad de estos productos para los consumidores durante las próximas décadas. La inversión total en efectivo de $300 million de Kinder Morgan, que incluye nuestra contribución de $250 million a la JV y una inversión de $50 million en nuestros activos no aportados, se ha añadido a nuestra cartera de proyectos y se espera que entre en servicio en 2029.

En nuestro segmento de negocio de terminales, nuestra capacidad de arrendamiento de líquidos sigue siendo alta, en casi el 93%. Las condiciones del mercado siguen siendo favorables para tarifas sólidas, y la utilización de los tanques disponibles para su uso es de poco menos del 96% en nuestros centros clave en el Houston Ship Channel y en Carteret, Nueva Jersey. Si bien la exención temporal de la Ley Jones ha añadido cierta incertidumbre al mercado, nuestra flota de petroleros sigue estando excepcionalmente bien contratada.

Asumiendo que las opciones probables se ejerzan, nuestra flota está arrendada al 100% para el resto de este año, al 97% hasta 2027 y al 80% hasta 2028. Hemos fletado oportunamente un porcentaje significativo de la flota a tarifas de mercado más altas y tenemos una duración media de compromisos de contratos firmes de casi 3 años.

La escasez mundial de suministros de productos refinados y las dislocaciones de precios asociadas han sido factores positivos significativos para nuestras terminales de exportación en el Houston Ship Channel Hub. En el tercer trimestre, vimos 427,000 barriles al día moverse a través de nuestros 11 muelles, lo que representó un aumento del 39% respecto al tercer trimestre de 2025 y un récord histórico.

El segmento de CO2 registró volúmenes de producción neta de petróleo un 8% superiores en comparación con el tercer trimestre de 2025, liderados por un aumento del 11% en la producción en SACROC. Los volúmenes de NGL fueron un 9% superiores y los volúmenes de CO2 un 3% inferiores. Finalmente, los volúmenes de RNG aumentaron un 18% a medida que las operaciones significativamente mejoradas, que impulsan tanto un mayor tiempo de actividad como la recuperación de hidrocarburos en nuestras instalaciones, continuaron en el tercer trimestre. Le cedo la palabra a David.

De acuerdo, gracias, Dax. Estamos declarando un dividendo trimestral de $0.2975 por acción, lo que supone $1.19 por acción anualizado, y un aumento del 2% respecto a 2025. Hemos logrado un trimestre récord una vez más, con el beneficio neto atribuible a KMI y el EBITDA ajustado alcanzando niveles récord para el tercer trimestre. Nuestro rendimiento en el tercer trimestre también estuvo por encima de las expectativas internas, con un EPS un 15% por encima del presupuesto y un EBITDA ajustado un 6% por encima de nuestro presupuesto. Esto sigue al primer semestre del año, durante el cual logramos un rendimiento superior similar.

Pasando al rendimiento financiero trimestral, tuvimos otro trimestre muy sólido. Para el tercer trimestre, generamos un beneficio neto atribuible a KMI de $764 million y un EPS de $0.24. Estos son un 22% y un 21% superiores que en el tercer trimestre de 2025, respectivamente. El EPS ajustado fue de $0.35, lo que supone un aumento del 21% respecto al año pasado. El EBITDA ajustado creció un 9% hasta alcanzar los $2.18 billion para el trimestre. Es importante destacar, como mencionó Kim, que la solidez fue generalizada, con los 4 segmentos de negocio logrando beneficios ajustados superiores interanuales.

El gas natural tuvo mayores contribuciones de EPNG, KinderHawk, TGP y nuestro sistema interestatal de Texas. Este rendimiento fue impulsado por un mayor volumen y tarifas en las ventas de capacidad, contribuciones de park and loan, contribuciones de proyectos de expansión y mayores volúmenes recolectados. Nuestro segmento de productos se benefició de precios favorables de materias primas, así como de mayores volúmenes de mezcla de butano, compensados parcialmente por menores volúmenes de crudo y productos refinados. Nuestro segmento de terminales se benefició de los proyectos de expansión puestos en servicio, precios más altos de las materias primas, una mayor actividad de manejo de carbón y coque de petróleo, y tarifas más altas de los buques bajo la Jones Act. Nuestro segmento de CO2 se benefició de precios más altos de las materias primas y un fuerte crecimiento del volumen, particularmente en SACROC, que aumentó un 11% respecto al año pasado.

Alejándonos del trimestre, nuestros resultados en lo que va del año han sido excepcionalmente sólidos. En lo que va del año frente a 2025, el EBITDA ha crecido un 13% y el EPS ajustado ha subido un 32%. Como mencionó Kim, ahora prevemos que nuestro EBITDA ajustado para el año completo esté más de un 6% por encima de nuestro presupuesto y el EPS ajustado más de un 13% por encima de nuestro presupuesto. Eso representa mucho más de $515 million de EBITDA adicional. Como hemos señalado anteriormente, durante 2026, nos hemos beneficiado de un puñado de partidas importantes que podrían no ser recurrentes. La tormenta invernal Fern y el frío prolongado en el noreste, una compra de contrato de terminales, un ajuste favorable de tarifas de la FERC, un diferencial inusualmente favorable de Waha a Houston Ship Channel. En conjunto, estos elementos contribuyen aproximadamente con $225 million a nuestro desempeño superior en 2026. Además, los precios favorables de las materias primas han contribuido con $175 million adicionales frente a nuestro presupuesto. Si recuerdan, nuestro precio presupuestado de WTI era de $60 por barril. Al mismo tiempo, la escasez continúa en toda nuestra infraestructura en EE. UU., y eso nos brinda oportunidades para capturar margen adicional cuando ocurran interrupciones. Prevemos que esas condiciones persistirán.

Pasando al balance, nuestra relación deuda neta sobre EBITDA ajustado cerró el trimestre en 3.5 veces, lo que representa una baja desde las 3.8 veces al principio del año. A pesar de haber gastado más este año debido a nuestra adquisición de Monument y a un CapEx superior al presupuestado, prevemos cerrar el año con un apalancamiento de 3.6 veces. Esa es una mejora respecto al presupuesto de 3.8 veces, impulsada por el desempeño superior del EBITDA. Eso nos sitúa muy por debajo del punto medio de nuestro rango objetivo de apalancamiento. En lo que va del año, la deuda neta aumentó $513 million, y aquí está la conciliación de ello. Generamos $5.04 billion de flujo de caja por operaciones. Hemos gastado $1.98 billion en dividendos. Hemos gastado $3.07 billion en capital, y eso es para el mantenimiento del crecimiento y nuestras contribuciones a nuestras empresas conjuntas (JVs). La adquisición de Monument fue de aproximadamente $500 million, y eso te acerca bastante al aumento de deuda de $513 million para el año. Le devuelvo la palabra a Kim para la sesión de preguntas y respuestas.

De acuerdo, Michelle, si puedes entrar, tomaremos preguntas.

Gracias. En este momento, si desea hacer una pregunta, puede pulsar la tecla estrella seguida del número 1. Para retirar su pregunta, puede pulsar la tecla estrella 2. Por favor, activen el audio de sus teléfonos y digan su nombre cuando se les solicite. Nuestra primera llamada es de Theresa Chen con Barclays. Su línea está abierta.

Buenas tardes, y felicidades por estos importantes hitos comerciales. Quiero preguntar primero sobre TGP. Tras una exitosa temporada abierta no vinculante para el proyecto 219 South, ¿puede hablar sobre el progreso realizado en la consolidación de clientes o compromisos en este momento?

¿Cómo están pensando en el tamaño y alcance final de este proyecto, dado el elevado nivel de interés más allá de la mitad de mil millones ofrecida, así como las oportunidades de crecimiento posterior, especialmente tras la FID del Southeast Connector? ¿Creen que TGP desempeñará un papel significativo en la atención de esta demanda incremental de SNG?

Theresa, soy Sital. ¿Cómo estás? Bueno, primero, voy a dividir esta pregunta en varias partes. La convocatoria abierta que tuvimos, la convocatoria abierta no vinculante, en términos de interés, hubo más de 2 Bcf de interés en esa convocatoria abierta.

Donde estamos ahora con nuestros clientes, claramente, hemos estado indicando al mercado, y a ustedes, que hay una ecuación de demanda aquí y que, en última instancia, tendrá que resolverse con moléculas incrementales. Sentimos que 219, de alguna forma, va a ayudar a contribuir a esa escasez de moléculas.

Cuando pensamos en cómo se verá finalmente el proyecto, eso dependerá de quién firme en la línea final. Una de las cosas que estamos viendo ahora mismo es el cronograma. Hay algunos clientes que están más avanzados que otros. Estamos gestionando eso para intentar ver cómo podemos estructurar estos proyectos. Podrían presentarse en múltiples formas.

Si tuviera que estimar dónde veo que aterrizará el CapEx, aproximadamente alrededor de $1.5 billion. Dependiendo del interés final, podríamos ajustarlo desde ahí. Hay un fuerte interés. Vemos la necesidad.

Creo que cuando se piensa en el Southeast Connector aguas abajo, Tennessee está bien posicionado para atender eso. No solo eso, también es ese corredor de energía del sistema medio del que hablé en la última llamada. Vemos ese corredor desde Ohio, Kentucky, West Virginia hasta Tennessee, que es un centro de demanda creciente. En general, creo que el conjunto de oportunidades allí para el suministro incremental es prometedor.

Gracias por esa respuesta detallada, Sital. Sobre el Southeast Connector, el comunicado de prensa mencionaba que el proyecto puede ampliarse más con compromisos adicionales de clientes. ¿Cuál es el potencial realista aquí más allá de los $3.1 billion netos para KMI? ¿Qué tan más grande puede ser este proyecto?

Bueno, todavía es un poco pronto. Estamos en medio de la temporada de ofertas abiertas. Les diré que tuvimos un interés significativo en la temporada de ofertas abiertas, y esta fue una temporada de ofertas vinculantes.

Todavía estamos en el proceso de trabajar en los acuerdos precedentes, el interés en el lado comercial, así como en el crédito, que es muy importante, asegurándonos de tener el crédito respaldado. Estamos trabajando en esos detalles. Pero no hace falta decir que podemos ampliar esto a 3.5, 3.5 Bcf es plausible.

Gracias, Sital.

Teresa, solo para dar contexto. Tenemos suficientes compromisos firmados hoy para respaldar la decisión de proceder con la FID del proyecto. Hay otros clientes que entraron durante la temporada abierta que están interesados, con los que estamos trabajando en los PA, y podrían entrar más adelante, lo que nos obligaría a ampliar el proyecto.

En última instancia, depende de quién firme, ¿verdad? Quiero decir, ese es siempre el factor determinante.

Entendido. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Julien Dumoulin-Smith con Jefferies. Tiene la línea abierta, señor.

Hola, buenas tardes, equipo. Bien hecho. Hay que reconocerlo. Impresionante aquí. Sigamos enfocándonos en el Southeast Connector mientras sea un tema relevante aquí.

Tal vez solo para volver a ese punto que mencionabas sobre el sistema medio aquí en el corredor de energía, ¿qué opinas sobre el tamaño y el alcance de esa oportunidad, la oportunidad del momento? Aludes a tener algunas temporadas abiertas pendientes aquí, pero ¿cuál es exactamente el alcance de lo contemplado allí? Hace un momento hablaste de escalarlo a 3.5 Bcf al día en paralelo, pero ¿podrías detallar quizás algunos otros parámetros y matices al respecto?

Si te centras en el Southeast Connector, tenemos esa temporada abierta. Se cerrará. Obtendremos algo de claridad al respecto.

En cuanto al sistema medio, hay varios proyectos de energía que han estado evaluando la capacidad, y esto es particularmente sobre nuestro proyecto 219 South. Realmente el cronograma es de lo que estamos hablando. Hay algunos que están más avanzados que otros.

Lo que tendremos que hacer es posicionarnos realmente para sancionar partes del proyecto para poder acomodar la demanda inmediata. El equipo sigue pensando creativamente en cómo podemos acomodar el interés más amplio en términos de alcance incremental. Eso va a llevar unos cuantos trimestres para concretar de alguna forma u otra. En última instancia, como de costumbre, sancionaremos cuando tengamos clientes que firmen el resultado final.

Genial. Excelente. En una perspectiva un poco más amplia, después de añadir $5 billion este trimestre, ¿cómo cambia el comentario o el conjunto de oportunidades de más de $10 billion?

¿Deberían los inversores considerar el Southeast Connector y el Permian Link como una conversión del backlog en la sombra a un backlog más formal? ¿O, como usted aludió hace un momento, como una actividad continua de los clientes que repone efectivamente ese embudo?

No quiero hablar por usted, pero me encantaría escuchar cómo enmarca ese backlog en la sombra hoy.

El backlog en la sombra hoy, todavía queda un backlog en la sombra sustancial. Yo diría que, como comentamos en nuestros remarks, la adición de estos grandes proyectos genera más oportunidades. Creemos eso, y hemos hablado de algunos de ellos en esta llamada, pero como resultado de registrar estos proyectos, este proyecto registrado, creará cuellos de botella en otros lugares que tendremos que aliviar y que darán lugar a más proyectos.

Creo que los fundamentos de la industria del gas natural, como también comentamos en nuestros remarks iniciales, siguen siendo muy sólidos. Confiamos en que habrá adiciones significativas, conversiones, por así decirlo, al backlog con el tiempo.

Muy bien. Es justo. Lo dejaré pasar. De hecho, solo rápidamente, por último, sobre el Southeast Connector en particular, ¿cómo encaja en el régimen más amplio de reforma de permisos? Solo rápidamente, si puede comentar sobre eso.

¿Cómo encaja en la reforma de permisos?

Creo que sí. Sí. Adelante.

¿El proyecto de ley que está en el Congreso?

En efecto.

¿Eh?

Dijo que sí.

De acuerdo. El proyecto de ley que está en el Congreso obviamente no ha sido aprobado todavía. Con el régimen de permisos actual, creo que estamos muy cómodos y tuvimos mucho éxito trabajando con la FERC para obtener ambos permisos de MSX y South System 4 por parte de la FERC en un año, que es lo más rápido en tiempos recientes para permisos de este tamaño. Creo que, con el régimen de permisos actual, podremos completar esos proyectos. No hay preocupaciones al respecto.

Creo que el proyecto de ley sobre permisos que está en el Congreso es bueno. Creo que hace algunas cosas que podrían ayudar en los lugares donde hemos visto que ciertos proyectos, no los nuestros, han tenido problemas. Por un lado, elimina la capacidad del estado para lo que yo llamaría manipular el permiso de agua 401. Elimina la vacatur como remedio judicial y fortalece el programa Nationwide Permit 12. Creo que sería genial si se aprobara. Pensamos que sería muy útil y lo apoyamos mucho, pero estamos muy cómodos completando estos proyectos bajo el permiso actual en el entorno de permisos actual.

Excelente. Se lo agradezco. Gracias, chicos. Bien hecho.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Jeremy Tonet con JPMorgan.

Hola, buenas tardes.

Buenas tardes, Jeremy.

Solo quería dar seguimiento al conjunto de oportunidades de capital que ha estado describiendo aquí. Ha anunciado algunos proyectos bastante considerables. Me pregunto, supongo, mientras piensa en lo que podría presentarse aquí, ¿ve otros proyectos de este tipo de tamaño, o fueron estos los 2 grandes que había visto?

¿Cómo ve el run rate de CapEx en este momento?

De acuerdo. Permítame decir que es difícil proyectar exactamente lo que va a entrar, pero Sital acaba de hablar de otro proyecto de $1.5 billion. Hemos hablado de otros proyectos que creemos que surgirán como resultado de Southeast Connector.

Creo que la razón del backlog en la sombra al principio fue porque la gente no creía en el conjunto de oportunidades que estábamos viendo en el gas natural. Estábamos proporcionando esta cifra para intentar ayudarles a comprender el conjunto de oportunidades. Creo que, en este momento, con un backlog de $14.4 billion, espero que hayamos establecido cierta credibilidad sobre nuestra capacidad para llevar estas cosas a buen término.

Con respecto a la tasa de ejecución, creo que probablemente rondará los $4 billion aproximadamente durante los próximos años en términos del CapEx que esperaríamos gastar.

Entendido. Eso es de gran ayuda. Gracias. Dave, quería retomar, creo, algunos de los comentarios que planteaste al mirar hacia 2027, sobre alguna optimización de beneficios puntual que imagino no está incluida en la guía para el próximo año. Parece que, en cuanto a los proyectos importantes que entrarán en funcionamiento, es más Trident, pero eso es a finales de 2027, más orientado a 2028. Sé que es prematuro preguntar, pero ¿alguna otra idea mientras pensamos en 2027 cuando lo estemos modelando, el EBITDA?

Sí. Vamos a evitar dar cualquier adelanto de la guía de 2027 por ahora.

Sí, creo que es importante señalar que es poco probable que volvamos a experimentar algunos de esos elementos que vivimos este año el próximo año. El clima invernal siempre es difícil de predecir, pero no vamos a presupuestar un invierno más frío o severo de lo que solemos hacer.

La parte del incremento del precio de las materias primas, de la que simplemente depende. Todos ustedes tienen su propia matriz de precios de materias primas, así que pueden incluirla allí. Nosotros les daremos las sensibilidades que tendremos en el presupuesto.

Permítanme abordar el crecimiento a más largo plazo, más allá de 2027. Como dijo David, estamos en medio de nuestro proceso presupuestario. Superaremos eso. No hay preocupaciones aquí sobre nuestra capacidad de crecer a largo plazo durante los próximos 3 a 5 años.

Como pueden ver, tenemos $14.4 billion en proyectos que generarán bastante flujo de caja. Pero es cierto que, debido a que esos proyectos no se distribuyen uniformemente en todos los años, el crecimiento no va a ser constante cada año.

Un ejemplo de ello es Trident, donde solo el 30% del EBITDA contratado se produce en 2027. 2026, debido a que tiene algunos de estos elementos, va a ser un año difícil de replicar, pero el negocio subyacente aquí, todos nuestros negocios subyacentes aquí, siguen siendo muy sólidos. Los proyectos van a generar enormes beneficios a medida que entren en funcionamiento.

Entendido. Gracias. Lo dejaré ahí.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Praneeth Satish con Wells Fargo. Tiene la línea abierta, señor.

Gracias. Buenas tardes, y felicidades por un trimestre increíble aquí con las FIDs del proyecto.

Quizás volviendo a TGP 219 South. Supongo que nos sorprendió un poco la estimación de CapEx de $1.5 billion. Parece más baja de lo que habríamos pensado.

¿Esos $1.5 billion le permiten llegar a un proyecto de 2 Bcf por día, o se basa en la temporada abierta de 500 MMcf por día con la que salieron? Supongo, ¿en qué punto este proyecto pasa de brownfield a greenfield?

Bueno, mire, en última instancia depende de las entregas de recepción del transportista, ¿verdad? Puedo decirle que, si escalamos a una cifra de 2 Bcf a 3 Bcf, sería superior a los $1.5 billion. En este momento, estamos muy centrados solo en el componente de brownfield, y luego finalmente ajustaremos en consecuencia con las adiciones de volumen incremental. Así es como yo pensaría en ello.

Vale, eso tiene sentido. Entonces, quizás cambiar a la Permian aquí. Así que Permian Link añade otros 2.8 Bcf por día de transporte. Supongo, ¿cómo ve el riesgo de sobreconstrucción en la Permian?

Sé que están protegidos en este proyecto debido a los contratos de take-or-pay, pero supongo que estoy pensando más en algunas de las otras tuberías, algunas de sus tuberías más antiguas como Gulf Coast Express, y cuando estas finalicen sus contratos.

¿Ve algún riesgo allí en el lado de la recontratación, o cree que somos todos demasiado conservadores con nuestras estimaciones de crecimiento de suministro en la Permian aquí en el lado del gas, y habrá suficiente gas para llenar todas estas tuberías?

Así es como veo esas tuberías. Nuestro sistema interestatal, hablé de esto en la última llamada, Permian Highway y GCX, están en el corazón de los centros de demanda que están llegando y desarrollándose más. Nuestro enfoque se ha desplazado a centrarse realmente en estos tirones de demanda.

Lo que vemos allí, especialmente en nuestro sistema de tuberías PHP, es que vemos la formación de un corredor de centros de demanda de energía. En la medida en que haya algún retroceso por parte de cualquiera de los productores que sustentan el proyecto, vemos un tirón de demanda.

Lo mismo ocurre en nuestros sistemas de la Costa del Golfo. Ambas tuberías fueron de las primeras construidas, por lo que, desde una perspectiva de costes, están en el extremo bajo del espectro de costes. Lo que vemos allí es GCX. Aún queda muchísima demanda incremental de GNL por venir. Creo que nos sentimos bastante bien al respecto.

En general, nuestro enfoque ha estado en la demanda del mercado. Vemos que estas están respaldadas por contratos a largo plazo. Desde la perspectiva de la cartera, nos sentimos bastante bien.

Sí. Como dice Sital, tenemos unas 6,000 millas de tuberías interestatales y 145 Bcf de almacenamiento, y esas tuberías se conectan a eso, son parte de ese sistema y se conectan con mucha demanda. Nos sentimos bien desde el punto de vista de la demanda de mercado en que esas tuberías seguirán teniendo oportunidades.

Entendido. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Manav Gupta con UBS.

Buenas tardes. Solo para que conste, siempre consideramos muy creíbles sus afirmaciones sobre el backlog en la sombra de $10 billion, y usted dijo que los 2 proyectos añaden más credibilidad. Incluso si no se hubieran anunciado, habríamos estado muy seguros de que su backlog superaría con creces los $10 billion antes de fin de año. Solo quería dejar eso claro.

Una pregunta rápida. Quería pasar un poco a Trident. Hay mucho gas llegando a la Costa del Golfo y ustedes tienen la capacidad de moverlo eventualmente. ¿Podría darnos una actualización sobre cómo se ven la fase 1 y la fase 2 de Trident y cómo podrán ayudar a otras empresas industriales y productores de GNL al poder mover el gas por la Costa del Golfo?

De acuerdo. Permítame hablar. Trident está a tiempo y dentro del presupuesto, y debería entregarse en febrero del próximo año. Sital, ¿quieres hablar del mercado?

Sí. Mira, hemos hablado de esto cuando sancionamos el proyecto. Con Trident, vimos una necesidad. Hay un corredor industrial desarrollándose alrededor de Trident, tanto desde una perspectiva energética como en el lado industrial.

Más allá de eso, finalmente nos retiramos. Cuando llegas al corredor de GNL, vimos la necesidad de ir desde allí más hacia el oeste hasta el corredor de la Costa del Golfo, y vemos una demanda incremental.

Eso, sumado a nuestro cabezal de Texas, nuestro cabezal de KMLP y las expansiones de KMLP que tenemos, nos da la capacidad de dar servicio a Texas, Luisiana y la costa del Golfo, y vemos que allí también se está desarrollando una demanda significativa.

Como mencionó Rich antes, cuando se obtienen estos troncos y se consiguen expansiones auxiliares, secundarias y terciarias a partir de esos troncos. Nos sentimos bastante bien al respecto y creemos que podemos ayudar en el lado de la demanda a medida que esta se desarrolle.

Perfecto. Mi breve seguimiento estuvo un poco centrado en el mercado de gas de Florida. Es un mercado de gas en crecimiento constante. Si pudiera comentar al respecto y, obviamente, hablar un poco sobre su próxima fase de expansión en FGT, cómo está progresando. Gracias.

Bueno, hablaré en términos generales. Como saben, no somos el operador de FGT. Dejaremos que Energy Transfer hable de los detalles. Pero les diré esto: hemos estado hablando de esto temáticamente en el sureste. Vemos una fuerte demanda en Florida, sí la vemos. FGT ya ha sancionado algunos proyectos. Obviamente estamos en conversaciones con otros clientes sobre futuras expansiones potenciales. Vemos el perfil de la demanda como fuerte. Me limitaré a decir eso.

Como saben, no somos el operador allí. Trabajamos con el operador, pero también nos sentimos bastante bien con el activo. No es solo SGT, sino que tenemos SNG, que también puede ayudar a dar servicio a parte de ese mercado en crecimiento.

Muchas gracias.

Gracias. Nuestra próxima llamada es con Jean Ann Salisbury de Bank of America.

Hola. Felicidades por el gran trimestre. ¿Podría hablar sobre si el hyperscaler ancla de Permian Link planea estar en línea antes de que Permian Link comience, y ustedes lo reemplazarán como fuente de gas? ¿O planean aumentar la capacidad juntos, y por lo tanto su cronograma está básicamente vinculado al de ellos?

Bueno, sin entrar en detalles de los clientes, les diré que estamos intentando acomodar a múltiples clientes en este proyecto. Tenemos un hyperscaler ancla, pero hemos tenido un interés significativo. También estamos hablando con esos otros clientes.

Creo que el inquilino ancla obviamente está impulsando la necesidad de velocidad. Creo que uno de los beneficios que Permian Link aporta al mercado eléctrico, como hemos hablado antes, es el vínculo con el almacenamiento y la flexibilidad y fiabilidad que ayuda a estos hyperscalers a lograr sus 7 nueves de fiabilidad. Creo que ese es un verdadero diferenciador aquí.

Como siguiente fase, analizamos todas nuestras instalaciones de almacenamiento para ver dónde podríamos mejorar el servicio y la flexibilidad, y eso es lo que creo que diferencia a esto.

Eso tiene sentido. Gracias. Siguiendo la pregunta anterior de Theresa, ¿prevén que todo el gas que alimenta Southeast Connector provenga, por así decirlo, sustancialmente de Appalachia? Si ese es el caso, ¿requerirían potencialmente una expansión incluso mayor de la que solo puede proporcionar TGP?

Bueno, miren, una de las ventajas de las ubicaciones que hemos elegido es que tenemos acceso a múltiples corredores de tuberías, ¿verdad? Tennessee. Por interés propio, queremos hacer crecer Tennessee, pero tenemos interconexiones con Columbia Gas.

Tenemos interconexiones con TETCO. Tenemos interconexiones planificadas con varias otras autopistas importantes allí. En última instancia, esas tuberías también tienen capacidades de transporte de ida y vuelta.

Así que cuando piensen en de dónde podría provenir el suministro, siempre hemos dicho que necesitamos moléculas incrementales para mover, no solo competencia de gas contra gas. Básicamente, podrían obtener una molécula desde la costa del Golfo hasta ese punto a través de todas estas tuberías troncales principales, incluyendo Tennessee, y también desde Appalachia, Marcellus, Southwest Utica, hasta ese punto. Por lo tanto, son múltiples cuencas que pueden, por así decirlo, abastecer ese punto de salida. Esa es la belleza de ello.

Eso es útil. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Brandon Bingham con Scotiabank. Tiene la línea abierta, señor.

Hola, gracias por responder a las preguntas. Quería quizás volver a la dinámica del GNL en la costa del Golfo de EE. UU., y en particular en lo que respecta a Permian y Haynesville como fuentes de suministro. Obviamente, hay pros y contras en ambos. Solo con la tasa de cambio en el gas de Permian aquí y quizás no las señales de precio más favorables para el desarrollo más amplio de Haynesville, ¿cómo ve usted cómo se desempeñarán esas 2 cuencas en la lucha por la capacidad de la costa del Golfo de EE. UU., y quién podría ser el motor principal allí?

Bueno, hemos dicho todo el tiempo que creemos que será todo lo anterior. Vemos el perfil de demanda con el que Rich empezó. Es significativo. Es un crecimiento significativo, y se va a necesitar más que esas cuencas para satisfacer ese crecimiento. Creemos que hay recursos de sobra. La clave va a ser la construcción de esa infraestructura en el medio, en la que estamos muy enfocados. Entonces, en última instancia, el precio se regulará solo.

Sí. Si mira los números de Wood Mac, y creo que son bastante similares a nuestros números internos. Tienen a Haynesville creciendo en 13 Bcf, Permian creciendo en un poco más de 10, y Marcellus creciendo en 13. Así que esas son las 3 grandes cuencas productoras que están ayudando a alcanzar esos 46 Bcf de crecimiento que mencionamos entre ahora y 2035. Los necesitamos a todos.

De acuerdo, genial.

Sí.

No, es, sí, absolutamente justo. Entonces, quizás solo volver rápidamente a esas cifras de Wood Mac o a cualquiera que haya recopilado la imagen de la demanda total de gas a más largo plazo, estaría curioso por escuchar sus comentarios y perspectiva sobre, por ejemplo, una tasa de captura para Kinder Morgan de todo eso. Mirando el SNG, los comentarios que han hecho y simplemente los proyectos que tienen en marcha en el Sur.

Movemos alrededor del 40%.

Vale.

No hay ciencia detrás de esto más que el hecho de que movemos alrededor del 40% del gas en el mercado de EE. UU. Movemos alrededor del 50% del gas a México, el 40% va a GNL y el 45% de la demanda de energía en todo el Sur. Creo que esa es una cifra tan buena como cualquier otra.

Genial. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Keith Stanley con Wolfe Research. Tiene la línea abierta, señor.

Hola. Buenas tardes. Primero, quería aclarar el proyecto SEC que están autorizando hoy, ¿incluye eso la línea de extensión de la SEC hasta el área de Nashville?

¿Podría comentar algo sobre el cronograma tanto para SEC como para Permian Link? Comienzan en el cuarto trimestre de 2030. ¿Cuándo alcanzarían el múltiplo de construcción objetivo?

De acuerdo. Sí, SEC incluye la línea Greenfield. En Permian Link, entra en funcionamiento en 2030, y en SEC, entra en 2030, 2031 y 2032. Se completa a lo largo de 3 años.

Entendido. Gracias por eso. El segundo es sobre Western Gateway. Están invirtiendo $250 million y aportando SFPP para su participación, y creo que PSX está construyendo la mayor parte. ¿Cómo funciona el reparto de riesgos en esa JV para la inversión en caso de que hubiera sobrecostes o retrasos durante la construcción? ¿Tendrían que financiar su parte de eso, o existe un mecanismo separado dado cómo están contribuyendo a la JV?

Permítanme decir un par de cosas al respecto. Una es que creo que estamos siendo muy prudentes en la forma en que estamos abordando este proyecto en cuanto al gasto de capital hasta que tengamos más seguridad sobre la capacidad y nos aseguremos de que podemos superar los estados por los que tiene que pasar.

En segundo lugar, lo que diré, y no voy a entrar en muchos detalles al respecto, es que sí tenemos ciertas protecciones de costes contra los sobrecostes en ese proyecto.

Eso es útil. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es John Mackay con Goldman Sachs. Tiene la línea abierta, señor.

Hola, equipo, gracias por el tiempo. Quería retomar un poco el tono general de esto, y Kim, tú lo respondiste un poco, y ciertamente el aumento del backlog es una respuesta. Pero ha habido al menos una percepción de una especie de desaceleración en la actividad de contratación más amplia, cierta volatilidad en los mercados. Me encantaría escuchar de ustedes, ¿ha cambiado mucho el tono con los clientes en los últimos meses en comparación con, digamos, principios de este año?

No. John, no hemos visto un cambio. Creo que nuestros clientes siguen participando y nosotros seguimos buscando nuestras oportunidades. Creo que ven esto a medida que nos convertimos en un mercado cada vez más conectado globalmente. Creo que ha habido más enfoque en cómo gestionar parte de la volatilidad a través de nuestros activos de almacenamiento, por lo que simplemente hemos visto que el diálogo continúa. Ha sido bueno.

No, eso es genial. Cuando miramos los rendimientos implícitos de estos nuevos proyectos por debajo de 6 veces, o si miras algo como los números de CapEx por billones de Bcf de capacidad que aumentan con el tiempo, ¿podrías comentar un poco sobre la disposición de los clientes a aceptar algunas de estas tasas implícitas más altas, y qué significa eso quizás desde la perspectiva del productor frente al cliente del lado de la demanda? Gracias.

De acuerdo. Un par de cosas. Uno, creo que a lo que te refieres es que el coste por milla de tubería o lo que sea ha subido, y eso va a ser función de un par de cosas. Uno, los precios del acero, o sea, los precios de la tubería han aumentado, los costes de compresión han aumentado. Eso es lo que estás viendo en las cifras de costes.

No hemos visto rechazo por parte de los clientes. No cambiamos nuestros umbrales de rendimiento, ¿verdad? Seguimos teniendo como objetivo los mismos umbrales de rendimiento. No los hemos aumentado ni disminuido y, de nuevo, variarán según el riesgo y el rendimiento. Pero no hemos visto mucho rechazo por parte de los clientes como resultado del aumento en el coste de los materiales que hemos visto.

¿Algún comentario sobre la mezcla de clientes en términos de la disposición del productor a participar frente al lado de la demanda? Gracias.

Bueno, en general, todos los proyectos que estamos autorizando hoy son por tracción de la demanda, y esa es nuestra preferencia cuando realizamos estos proyectos porque creo que la demanda puede ser... Las cuencas pueden aparecer y desaparecer hasta cierto punto.

Ahora bien, algunos de ellos han estado allí durante mucho tiempo, pero la tracción de la demanda ha estado ahí durante décadas. Nos sentimos muy bien con los clientes de estos proyectos.

Agradezco su tiempo. Gracias.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Spiro Dounis con Citi. Su línea está abierta, señor.

Gracias, operadora. Buenas tardes, equipo. Quiero empezar primero con el cronograma del proyecto. Hablaron de añadir flujo de caja después de ese periodo de 2032, pero parece que todavía están proyectando algo de crecimiento para 2029 y 2030.

Kim, también mencionaste un ritmo de gasto de $4 billion a partir de aquí, y según mis cálculos, TGP 219 South debería llevarte prácticamente a ese nivel una vez que tenga el FID. Quería entender cómo estás pensando en, supongo, lo que se necesita para completar más crecimiento en 2029 y 2030, o si deberíamos esperar que la mayoría de los anuncios de proyectos importantes a partir de aquí, más allá de TGP, por supuesto, estén quizás más ponderados o añadidos al periodo de 2030 en adelante.

Bueno, en 2029 y 2030, South System 4 entrará en funcionamiento en el cuarto trimestre de 2028 y el cuarto trimestre de 2029. Eso impulsará el crecimiento en 2029 y 2030. Luego creo que MSX, la segunda fase es a mediados de 2028, así que eso impulsará crecimiento adicional en 2029.

Luego estos proyectos, los obtendrás en el cuarto trimestre, probablemente, aproximadamente tendrás el enlace de Permian. Como dije, no va a ser exactamente la misma tasa de crecimiento cada año. Variará de un año a otro.

Con este carnet de pedidos y un múltiplo de 5.7 veces, eso son $2.5 billion de flujo de caja que nos llegarán tan pronto como construyamos estas cosas, porque estas están, de nuevo, respaldadas por contratos de 'take-or-pay' con entidades solventes o que tienen garantías significativas depositadas.

Entendido. Segunda pregunta, hablemos de Trident, pero quiero ir al otro lado de Permian y dirigirme a Arizona.

Escuchando más por el lado de la empresa de servicios públicos sobre la posible necesidad de otra tubería, dados algunos planes de servicios públicos en Arizona, West Valley, y algo de desarrollo de centros de datos allí. Usted, por supuesto, tuvo Copper State Connector en un momento dado. Solo tengo curiosidad por las perspectivas que ve para realizar otro movimiento en Arizona.

Bueno, mire, en el lado oeste, sí vemos oportunidades. Tenemos ambas piernas, tuberías tanto hacia Arizona como hacia México. Lo describiría como que vemos una demanda de energía significativa allí.

También vemos la conversión tradicional, la conversión de plantas de carbón, como oportunidades en el lado oeste. Pero es demasiado pronto para comentar dónde y cómo llegarán a competir. También tenemos discusiones en curso en el oeste.

Genial. Lo dejaré ahí. Gracias a todos.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Gabe Moreen con Mizuho. Su línea está abierta, señor.

Hola, buenas tardes a todos. No estoy seguro de si está permitido, pero me gustaría hacer algunas preguntas sobre sus negocios que no son de gas natural.

Sí.

Correcto.

Nuestros analistas están aquí.

Correcto.

Les encanta responder a sus preguntas.

De acuerdo. Gracias, Kim. Una que iba a preguntar, dado que la curva forward del petróleo crudo ha subido bien aquí en 2027 y más allá, es si eso pone algunas expansiones de CO2 de nuevo en juego, potencialmente.

Además, creo que puede haber algunas oportunidades inorgánicas allí en RNG. Solo tengo curiosidad por sus pensamientos sobre expandir potencialmente ese negocio también.

Sí. Gabe, gracias por darme una oportunidad.

No hay problema.

Sí, no. Como saben, los proyectos de EOR tardan algo en desarrollarse, ¿verdad? La curva futura ha subido, pero sigue estando bastante atrasada. Yo diría que sí, estamos analizando todos los proyectos que podemos realizar y nuestra capacidad de aceleración, pero en realidad no hay ninguna diferencia en cuanto a cómo vemos la inversión en ese negocio a lo largo del tiempo.

Vamos a observar esa curva, y también la analizaremos en función de precios más bajos del petróleo en caso de que surjan. Obviamente, en cuanto a los precios del petróleo, hay mucho riesgo geopolítico asociado a ello. Existe cierta preocupación sobre dónde terminarán los precios del crudo si la guerra termina. Pero como dije, somos bastante cautelosos en cuanto a cómo vemos nuestras inversiones en EOR. Exigimos rendimientos más altos que en los negocios basados en comisiones, para tener en cuenta ese riesgo.

Sobre el RNG, no creo que podamos hablar realmente de procesos continuos de terceros. Somos conscientes de que existen y seguiremos analizando si tiene sentido ampliar esos negocios. Hemos tenido algunos problemas operativos en ese negocio. Creo que seremos cautelosos en cuanto a que queremos tomar una participación mayor allí, y también tendrá que venir con un rendimiento más alto.

Sí. La otra cosa que diría sobre el negocio de RNG es que sí tuvimos algunas dificultades, pero tenemos un equipo que ha aprendido y que sabe cómo operar estos activos en este momento. Creo que hemos desarrollado cierta experiencia allí. También tenemos muchas lecciones aprendidas que tendríamos en cuenta si tuviéramos que analizar algo.

Luego, sobre el punto de Anthony acerca de los temas de CO2, cuando miramos esos proyectos, son a largo plazo. Tendemos a aplicar algún tipo de precio fijo del petróleo para asegurarnos de obtener nuestro rendimiento. No nos lanzamos a proyectos solo porque el precio actual sea de $85.

Gracias, Anthony. Gracias, Kim. Si pudiera añadir solo una más al final, tengo curiosidad, en el lado de Double H, sobre la actualización de Hiland; parece que hay algunos cambios en el panorama de G&P en la parte final, solo me pregunto si eso les inclina más o menos a invertir más capital allí.

Miren, hemos invertido un capital significativo allí. Creo que estamos bastante bien posicionados para lo que vemos que viene. Siempre podemos ajustar si vemos que el entorno macro cambia un poco. Creo que lo que diría es que estamos en un buen lugar. Tenemos la infraestructura necesaria para acomodar cualquier crecimiento que pueda surgir.

Genial. Gracias a todos.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Zack Van Everen con TPH Research. Tiene la línea abierta, señor.

Hola a todos. Gracias por responder a mi pregunta. Volviendo quizás al suministro de gas, ya sea en Waha, la Costa del Golfo o el Sureste, definitivamente parece que hay una lucha por el gas.

Como parte de cualquiera de estos proyectos, ¿han ayudado a los clientes o dependía de que ellos también firmaran acuerdos de suministro con los productores solo para asegurarse de que pudieran llenar su FT?

La respuesta a su última pregunta es no. No hacemos nada condicional, pero miren, explicamos el entorno macro. Ellos tienen que tomar sus propias decisiones al respecto. Creo que hay recursos suficientes. Es una función de precio. Hay una ventana de gas seco, hay una ventana de gas asociado y luego hay otras cuencas en y alrededor de las que pueden ayudar a satisfacer la demanda.

Una vez más, es una función de oferta y demanda, y hay otras cuencas que pueden alimentarse a través de nuestras redes y, en última instancia, llegar para abastecer los gasoductos que tenemos desde diferentes áreas. Por ejemplo, el Eagle Ford también puede ir en la otra dirección. Así es como yo lo dejaría. Creo que es lo suficientemente amplio. Creo que la gente entiende que necesitan asegurar una molécula. Creo que nos aseguramos de que eso quede claro, y el resto depende de ellos.

Entendido. Eso tiene sentido. Quizás una breve nota aclaratoria. Cuando menciona los 200 gigavatios en el sureste que equivalen a unos 8 Bcf al día, ¿es esa una cifra de riesgo? Porque me parece un poco más bajo que los 150 MMCF al día por gigavatio que usa la mayoría de la gente.

Sí. Para mantener mi mente sencilla. Simplemente dividimos por 5. Digo plantas ineficientes. ¿Qué tal? Plantas ineficientes.

Correcto. Plantas ineficientes, sí. Mira, Vale, es probable que todo eso ocurra, ¿verdad? Esas son todas las solicitudes de conexión, asumiendo que todas se aprueben, y todo eso es gas natural. Será alguna combinación.

El punto es que hay un enorme crecimiento de la demanda en el sureste, y eso es parte de lo que Southeast Connector está abordando.

Entendido. Agradezco su tiempo. Gracias a todos.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Jason Gabelman con TD Cowen. Tiene la línea abierta, señor.

Sí. Hola, gracias por responder a mi pregunta. Quería preguntar sobre Permian Link y sus TIR objetivo. Ustedes hablan de, creo, TIR después de impuestos de mediados de la década de 2010. Me pregunto, dado que este proyecto con un solo transportista ancla tiene cierta percepción de mayor riesgo, ¿requirió eso que estructuraran el proyecto para una TIR más alta, o sienten que el perfil de riesgo de este proyecto es similar al de su negocio actual?

Miren, abordamos este proyecto de la misma manera que todos nuestros otros proyectos. Lo que diré es esto, que podemos subir y bajar en el umbral de riesgo-retorno o en la propuesta de valor. Es decir, si un cliente está dispuesto a compartir parte del coste, entonces podemos bajar un poco el umbral de retorno. Si el cliente no está dispuesto a compartir el sobrecoste, necesitamos un retorno más alto. Tenemos cierta flexibilidad en cómo abordamos eso.

A medida que negociamos, nuestros clientes a veces tienen una preferencia entre: "Oye, no quiero compartir costes. Quiero que ustedes asuman el riesgo del coste", y eso es una tarifa, y les ofrecemos esa tarifa. Si están dispuestos a compartir el riesgo del coste, hay otra tarifa.

Lo otro que diría es que Permian Link tiene la capacidad de aumentar su tamaño añadiendo compresión. Podemos añadir más transportistas a lo largo del tiempo. Eso conducirá a retornos aún más altos.

Sí, es importante. Cuando hablamos del alcance de este proyecto, tenemos capacidades para servir de forma incremental. Estamos hablando con clientes incrementales para, básicamente, completar el resto de la cesta, por así decirlo.

Entendido. Gracias por eso. Mi otra pregunta es un poco aparte. Mientras buscan la conectividad para mover más gas desde el Marcellus, me pregunto si hay algo que se pueda ganar al moverse más hacia la cabecera en Marcellus G&P. ¿Obtendrían algo? ¿Existe algún valor comercial en controlar más gas en la cabecera de sus tuberías o no realmente en este momento?

Miren, tenemos algunos clientes muy sofisticados en la realización de eso. Creo que nos limitamos a lo que mejor hacemos, que es construir infraestructura a gran escala. Muy similar a la historia de la energía. No estamos centrados en la energía. Estamos centrados en construir infraestructura de tuberías. Creo que colaboraríamos con nuestros clientes para hacer eso, y creo que ese es probablemente el mejor camino para nosotros.

Sí. Creo que hay actores maduros y muy establecidos en eso.

Sí. Normalmente tendrán una ventaja como operadores establecidos.

Genial. Gracias por su tiempo.

Gracias. Nuestro próximo interlocutor es Harry Mateer de Barclays. Tiene la línea abierta, señor.

Hola. Gracias. Buenas tardes. Tanto Southeast Connector como Permian Link se están desarrollando mediante JVs. Tengo curiosidad por saber cómo planean equilibrar la aportación de capital a esas JVs desde KMI, al menos inicialmente, frente al uso de lo que me parece que es una capacidad de balance bastante decente en ambas JVs durante la fase de construcción.

Sí. Creo que va a ser una combinación de la financiación de una parte por la JV y nuestra aportación de capital. Creo que esas JVs tienen flujos de caja interesantes que pueden destinarse a financiar una parte del CapEx. Podemos asumir deuda incremental en esas JVs.

Si hacemos eso, sin embargo, nuestro plan es hacerlo de manera que se mantengan las calificaciones existentes en esos gasoductos de las JV. Habrá algo de capital requerido por encima de eso, en cuyo caso realizaremos aportaciones de capital por parte de los propietarios. También tenemos la flexibilidad, dada la situación de nuestro balance y nuestro flujo de caja, de que si quisiéramos o necesitáramos, podemos financiar eso al 100%. Podríamos financiar ese CapEx al 100% desde KMI.

Entendido. Muy bien. Gracias.

Gracias. Sr. Kinder, en este momento, no tenemos más preguntas, señor.

Bien. Bueno, permítanme concluir con 2 observaciones. Una vez más, quiero decir, y Kim mencionó esta cifra, que si observan los rendimientos esperados en estos $14.4 billion de pedidos pendientes, eso representa $2.5 billion de EBITDA adicional. Si observan eso en términos de dónde estamos actualmente, nos sitúa entre $11.5 billion y $12 billion de EBITDA.

La otra cosa que mencionaría es que en la última llamada hubo algo, déjenme llamarlo escepticismo sobre si realmente podríamos sacar adelante estos proyectos. Creo que hice el comentario: "Bueno, tenemos que meter a los caballos en el corral". Solo quiero decir que ahora tenemos muchísimos de esos caballos en el corral con las sillas puestas, pero tenemos más caballos justo fuera del corral, y creo que los van a ver.

Quieren entrar.

Quieren entrar. Ese será el mensaje para el futuro. Gracias a todos por sus buenas preguntas. Lo agradecemos. Ha sido un gran trimestre y esperamos traerles más buenas noticias en el futuro. Gracias.

Gracias. Con esto concluye la conferencia telefónica de hoy. Pueden desconectarse en este momento y que tengan un excelente resto del día.