Gracias, Jim. Y Latif, con eso, estamos listos para abrir la llamada para preguntas.

Nuestra primera pregunta es para Jean Ann Salisbury de BofA.

Jean, soy Tyler Cott. Yo me encargo de esa. Sí, tienes razón. Ha entrado en funcionamiento y entrará en funcionamiento una cantidad considerable de capacidad de exportación, incluyendo nuestro proyecto y otros proyectos en el mercado durante los próximos 12 a 18 meses. Y, obviamente, el mercado tardará un poco de tiempo en absorber esa capacidad. Por lo tanto, es posible que veamos un periodo en el que tengamos menos volatilidad en las terminal fees y, en general, tarifas más bajas de las que hemos visto en los últimos dos años.

Desde nuestro punto de vista, hemos sido muy deliberados a la hora de contratar nuestra capacidad. Por lo tanto, nuestra expansión de EHT y, en realidad, toda nuestra capacidad en todo el sistema en torno a la exportación de LPG, como ya hemos mencionado, está contratada en un 90% aproximadamente. Por lo tanto, tenemos una exposición relativamente limitada a ese escenario. Nos sentimos tranquilos con nuestra situación actual dado el panorama de los próximos dos años.

Terrance Hurlburt y Jean, les habla Terry. Solo añadiré que NRT ha incorporado volúmenes adicionales de etano y, con esa capacidad, vamos a aumentar la producción de etano transitando hacia el PDH de propano.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Spiro Dounis de Citi.

Soy Corey. Cuando hicimos nuestro pronóstico, diría que nuestro pronóstico realmente no ha cambiado mucho; observando la cadencia de los productores, no ha cambiado mucho para el sector público grande y, para los privados que se incorporan, ha cambiado un poco más debido a parte de la volatilidad de precios que hemos visto.

y añadir racks de gas natural porque los gasoductos han avanzado un poco más rápido de lo que creo que el mercado esperaba. Por lo tanto, hemos tenido precios de Waha bastante sólidos.

Con el paso del tiempo, creo que terminaremos completando esos precios con el gas que entre en servicio, tal como hicimos con parte de lo que mencioné anteriormente a principios de año, y también, con el tiempo, algunas de estas plataformas de gas empezarán a llenar la capacidad de los gasoductos.

Spiro, habla Randy. Creo que a corto plazo, los 3.000 millones de dólares podrían ser el nuevo nivel, y parte de ello se debe simplemente al ritmo de crecimiento que seguimos viendo en el Permian y a lo que necesitamos allí.

En cuanto a lo que pensamos sobre la recolección de gas natural, pero también la compresión en la generación de energía. Parece que, especialmente en Delaware, cualquier cosa que vayas a construir, tienes que generar tu propia energía. Así que creo que eso también aumenta los niveles.

En cuanto a la proyección para 2027, de esos 3.000 millones de dólares, probablemente más del 80% ya esté comprometido, solo con los proyectos que hemos sancionado y anunciado.

Nuestra siguiente pregunta proviene de la línea de John Mackay de Goldman Sachs.

Natalie, adelante.

John, soy Natalie Gayden. Cuando estábamos estimando la cantidad de gas retenido, fue una combinación de los productores que sabíamos que estaban cerrados. Normalmente, son los productores con un GOR más alto los que están expuestos a Waha. Y así, a medida que ese gas vuelve a entrar en funcionamiento y como tú preguntaste si no se ha hecho un seguimiento, etcétera, gran parte de ello simplemente se ha estado estrangulando.

Pero yo diría que, a medida que ese volumen vuelva a estar operativo, lo vemos como algo más positivo a largo plazo que la volatilidad a corto plazo que es mayor que los spreads. No todos los productores necesitan un precio del gas Waha positivo para poner en marcha 2 Bcf al día. Necesitan un precio del gas saludable, un precio del gas Waha saludable que siga estando expuesto a Waha.

[indiscernible] hemos estado analizando los márgenes y eso es cierto. Nos beneficiamos en el valor del spread...

Nos beneficiamos de nuestra producción de gas propia. Así que todo va bien.

[indiscernible] sobre los próximos dos trimestres, pero lo que puedo destacar es lo que vimos en el segundo trimestre. Así, durante los meses de abril y mayo, observamos una aguda demanda global de energía de EE. UU. Hubo una tracción de demanda significativa en todo el barril de crudo, LPG, etano y olefinas ER docs. Lo vimos en forma de volumen adicional y mayores márgenes.

Y para el trimestre, esto resultó en unos 200 millones de dólares asociados a esa necesidad global de energía. Si desglosamos esos 200 millones, digamos 1/3 NGL, 1/3 crudo y luego 1/3 petroquímicos y otros. Así que, si miramos el día de hoy, esos diferenciales de efectivo —esos fuertes diferenciales de efectivo— se han normalizado en gran medida.

Y en los próximos dos trimestres [ininteligible] ¿cuándo se abre el stride?

Sí. Y mire, quiero decir, lo hemos hablado en el pasado, una y otra vez, pero si hay volatilidad, el equipo actuará y reclutará una y otra vez.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Julien Dumoulin-Smith, de Jefferies.

Sí. Así es. Intentaré darles un poco más de contexto. Pero si observan las cifras brutas a un nivel general, nos beneficiamos de los mayores diferenciales de transporte de Midland a Houston, y también nos beneficiamos de los mayores márgenes que pudimos aplicar en el muelle gracias a esas sólidas primas en efectivo.

Y, por otro lado, en cuanto a la parte de contratación, Jay y su equipo han hecho un trabajo increíble manteniendo un alto nivel de contratos en nuestro ecosistema Midland y consiguiendo contratos adicionales de forma continua.

Andrew, soy Justin Kleiderer. En cuanto a ATEX, sigue siendo una conversación dinámica con nuestros clientes transportistas; realmente estamos evaluando a un nivel general cuál es el uso más alto y óptimo de la tubería. Pero eso tampoco es tan alto debido a que los aranceles vigentes hoy a menudo superan el valor del producto que transportan. Por lo tanto, habrá cierto grado de reajuste de tarifas. Simplemente estamos trabajando con nuestros clientes para determinar cuál es el mejor y más alto uso de la red de tuberías, y qué es lo que les proporciona la seguridad que desean. Así que estamos participando en esas discusiones. Habrá más información a medida que esto avance.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Keith Stanley, de Wolfe Research.

Keith, realmente no incluimos el capital circulante en eso cuando pensamos en el flujo de caja libre discrecional, porque el capital circulante va a fluctuar en torno al proceso de materias primas, pero también están las oportunidades desde un punto de vista comparativo. Realmente, las dos piezas clave son el EBITDA y el CapEx de crecimiento.

Y si me permiten, aunque hemos visto un aumento de más de $700 millones en el CapEx de crecimiento debido únicamente a excelentes oportunidades de proyectos, al mismo tiempo, nuestro flujo de caja ha subido en esa misma cantidad, o incluso no tanto, lo que básicamente ha compensado casi todo lo que hemos visto en términos de crecimiento.

Natalie Gayden, yo esperaría que una tendencia más cercana a 2 sea probablemente la respuesta correcta. Y, por supuesto, a medida que los productores cambiaron su -- ya sea la cadencia o quizás alcanzaron zonas de GOR más altas, esto obviamente cambia nuestras suposiciones.

Pero 5 en los próximos, digamos 3 años porque 1 arranca en el 4Q 2026, lo que nos sitúa en una cadencia de unos 1,7 por año. Y ni siquiera hemos hablado de nada para el '29 todavía.

Sí, creo que un punto a tener en cuenta es que, desde 2022, probablemente hemos estado aumentando nuestra capacidad con una CAGR del 15%. Y luego, si se observa desde finales de '25 hasta finales de '28, la vamos a hacer crecer aproximadamente un 11%.

Y tal como han podido observar en este segundo trimestre de este año frente al segundo trimestre del año pasado, nuestros volúmenes de entrada en Permian aumentaron un 14%. Esto es —quiero decir— esto es, de nuevo, como dijo Jim anteriormente en sus comentarios, consiste en captar y aportar más de ese extracto de entrada en cada una de las plantas, con un seguimiento de 45,000 barriles diarios de líquidos que fluyen hacia [indiscernible] Bahia y directamente hacia nuestro complejo de frac, y luego hacia nuestros activos de downstream más allá del frac. Así que es un desarrollo positivo realmente bueno.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Theresa Chen, de Barclays.

Theresa, Tyler Cott. Sí, creo que la última vez dijimos que teníamos un gran interés antes de este conflicto, y seguimos teniendo un interés muy sólido. Pero en cuanto a su punto, ha habido un ligero aumento del interés por parte de países que quizás eran un poco más dependientes del Medio Oriente y que buscan trasladar parte de su suministro a largo plazo a los U.S., lo cual es una función de esa exposición y simplemente del hecho de que las exportaciones de los U.S. están creciendo, y también estamos entrando en nuevos mercados.

Theresa, soy Justin. Yo me encargaré de la parte del producto de esa pregunta. Es decir, creo que en general, si miramos nuestro sistema TE, movemos productos desde la Gulf Coast hasta el Mid-Con en Chicago. Por lo tanto, la tendencia allí ha sido que, a medida que el icono se ha debilitado, los volúmenes en ese sistema han seguido desplazándose más hacia el sur.

Y, por lo tanto, cualquier factor que elimine los cuellos de botella o despeje la sobrecarga en esa zona de Mid-Con y Chicago con los proyectos actualmente en desarrollo, creo que nuestro sistema se verá beneficiado. Así que, en términos generales, queremos ver precios que respalden un mayor movimiento de productos desde la Gulf Coast hacia mercados más profundos.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Gabe Daoud, de Truist.

Natalie Gayden. Yo diría que la demanda se ha mantenido sólida. Yo diría que el sistema estaba esencialmente completo antes de la ramificación o antes de entrar en servicio.

Tenemos 5 en construcción. Como saben, el tercer AGI está bien encaminado y actualmente estamos evaluando el Train 6, principalmente porque la actividad y el interés de los productores siguen aumentando allí.

Por tanto, dadas estas circunstancias, espero que tanto los volúmenes como los márgenes sigan creciendo.

Sí, ya lo habíamos... hablamos de esto en la llamada del primer trimestre. Y creo que Jim introdujo la palabra "modesta". Realmente esperábamos un crecimiento modesto del EBITDA de 2025 a 2026. Pero esa expectativa se basaba en un mercado energético sobreabastecido con precios benignos. Obviamente, este conflicto en Oriente Medio ha generado mucha volatilidad y ha impulsado considerablemente la demanda de energía en EE. UU. Por lo tanto, para cualquier comentario sobre 2026 y 2027, necesitaríamos una bola de cristal para saber qué sucederá con este conflicto en el futuro. Así que es realmente difícil entrar aquí y, supongo, intentar predecir o especular sobre lo que podría ser.

Nuevamente, si vuelvo al comentario que hicimos a principios de año sobre que el crecimiento del EBITDA este año sería modesto y que se debía principalmente al crecimiento de volúmenes en todo nuestro sistema. Y luego a lo que dijimos sobre el paso de '25 a '27, donde vimos el potencial de un crecimiento del 10% en el área de EBITDA. Una vez más, esto fue en gran medida como resultado de la entrada de más volúmenes en el sistema, ya fuera por volúmenes en nuevos activos o por el hecho de que habíamos realizado la adquisición del sistema Oxy Rock en el que realmente no estábamos viendo volúmenes. Desde la adquisición hasta finales de este año, empezaremos a captar volúmenes en ese sistema a principios de 2027. Eso también ayuda.

Así que, en realidad, cuando dijimos que sería modesto en '26 con un potencial de subida del 10% en '27, nos referíamos a que, una vez más, no se trataba de ningún margen ni beneficio por los precios de las materias primas, sino estrictamente de volumen. Es decir, creo que es ahí donde seguimos pensando en cuanto a esa trayectoria, y cualquier volatilidad o demanda incremental en el muelle, o cualquier oportunidad de optimización que tengamos, se suma a eso. Ha sido una respuesta larga, pero era una pregunta difícil.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Jeremy Tonet, de JPMorgan.

Gracias, Jeremy.

Comenzaré yo [indiscernible] y tal vez Tyler pueda intervenir. No creo que intentemos predecir el precio de Waha, pero es probable que veamos un estrechamiento de Waha de nuevo antes de '27, a medida que parte de ese gas en inactividad regrese y entre en funcionamiento parte de la producción diferida.

Pero, de nuevo, preferiríamos ver un Waha saludable que respalde la rentabilidad de nuestros productores, el crecimiento del volumen y parte de ese desarrollo de infraestructura a largo plazo para nosotros, porque el crecimiento sostenido de los volúmenes en todo nuestro sistema integrado es realmente más valioso que las dislocaciones de la base externa a corto plazo.

Sí. Creo que, obviamente, hay mucho gas en la Permian y el precio reflejará cómo llega la infraestructura al mercado y el cronograma, y probablemente seguirá habiendo un poco de volatilidad.

[ininteligible] sobre la extensión adicional?

Sí. Creo que eso depende de su previsión de gas húmedo; nuestra convicción es que los GOR más altos son absolutamente ciertos. Por lo tanto, depende realmente de la comunidad de productores y de lo que decidan perforar y dónde coloquen la plataforma, asignen las rutas a usted [ininteligible] o realicen cualquier otra construcción de tuberías que no se haya anunciado.

Soy Graham. El segundo trimestre fue un buen periodo para nosotros en las PDH y la PDH 2 mantuvo esas condiciones de diseño durante todo el trimestre con un buen rendimiento. En la PDH 1, hubo un problema menor en el segundo trimestre.

En cuanto a las perspectivas del tercer trimestre, tuvimos un problema en julio en el que la PDH2 estuvo fuera de servicio. Ya está operativa de nuevo. Y la PDH 1 funciona con estabilidad, como se esperaba para el trimestre.

Nuestra siguiente pregunta proviene de la línea de [indiscernible].

Diría que si su pregunta se refiere a los volúmenes fuera de la Permian, yo diría que son relativamente moderados, si es que esa es la palabra adecuada.

El crecimiento de la capacidad de -- en la Permian sigue siendo ligeramente ajustado, pero hay una cantidad significativa de capacidad de procesamiento entrando en funcionamiento en la cuenca, no solo con nuestros proyectos, sino también con algunos de nuestros competidores.

Como se ha mencionado, hay una cantidad considerable de gas de producción detenido debido al precio de Waha que se distribuyó por toda la cuenca. Por lo tanto, creo que a medida que parte de eso regrese, verán que tanto el nuestro como el de otras personas entrarán en funcionamiento y pasarán por nuestras plantas.

En [indiscernible] debería considerarse bastante estable.

[indiscernible] bastante estable, Eddie. Hay altibajos, por supuesto. Pero, por lo general, es una base muy sólida.

Nuestra siguiente pregunta nos la hace Manav Gupta, de UBS.

Manav, habla Tyler Cott. Sí, tienes razón, hay un repunte bastante significativo de VLECs entrando en el mercado, unos pocos más este año y bastante más el próximo, y deberías ver que nuestros volúmenes correlacionan con bastante fuerza con esos CLECs que entran en servicio a medida que nuestros clientes reciben sus buques y comienzan a cargar bajo los contratos que hemos ejecutado contra nuestra capacidad.

Ciertamente hay más demanda de la que podemos gestionar. Por eso, estamos en conversaciones con muchas personas diferentes en muchas partes del mundo que están viendo lo que usted menciona sobre el atractivo de U.S.

Estoy reflexionando sobre su pregunta, ¿se refiere realmente a lo que prevemos para Haynesville?

Vale. Creo que [ininteligible] a, como saben, la cuenca de gas seco, realmente depende. Es muy dependiente del precio [ininteligible]. Y sí, veremos picos cuando esa cuenca entre en el mercado con el suministro disponible.

Pero también sabemos que Permian es un [ininteligible] en crecimiento, así que creo que simplemente verán a Haynesville como la cuenca que siempre ha sido.

Soy Randy. Una cosa que añadiría es que en nuestro sistema de [indiscernible] en Louisiana para la extensión de Haynesville, estamos viendo —seguimos viendo— una gran demanda de esa tubería y esa tubería se ha agotado.

Y luego lo mismo para, si me permiten, la línea lateral que baja hacia los acuerdos para abastecer los mercados de LNG, que está operando, llamémoslo, entre 800 millones y 1.000 millones de pies cúbicos al día, y que está totalmente vendida.

Así que, de nuevo, vemos una buena tracción de la demanda en ese sistema interestatal, pero como dijo Natalie, Haynesville va a depender mucho de los costes.

Manav, añadiré una cosa, soy Corey, hemos visto que el crecimiento de la producción de gas natural en Haynesville ha ido aumentando lentamente a lo largo del año. Estamos muy cerca de los 16 Bcf. Y si esa tendencia continúa, creo que nuestro pronóstico es bastante acertado. Por lo tanto, lo que los productores están haciendo en Haynesville ahora mismo es muy constructivo.

Gracias. Ahora me gustaría devolver la palabra a Joe Theriac para las conclusiones. ¿Caballero?

Gracias, Latif, y gracias a nuestros participantes por acompañarnos hoy. Con esto concluyen nuestras intervenciones. Que tengan un buen día.

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