Buenos días, señoras y señores. Gracias por su espera y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados financieros del segundo trimestre de 2026 de AltaGas. Mi nombre es John y seré su operador en la llamada de hoy. [Instrucciones del operador] Como recordatorio, esta conferencia telefónica se está transmitiendo en directo por Internet y se está grabando. Ahora me gustaría ceder la palabra a Aaron Swanson, Vicepresidente de Relaciones con Inversores. Adelante, Sr. Swanson.

Buenos días y gracias por unirse a la conferencia telefónica de resultados del segundo trimestre de 2026 de AltaGas. Esta llamada se está transmitiendo por internet y les recomendamos seguirla junto con las diapositivas de apoyo que pueden encontrar en nuestro sitio web.

Quienes hablarán esta mañana serán Vernon Yu, Presidente y Chief Executive Officer; y Sean Brown, Executive Vice President y Chief Financial Officer. También nos acompañan Randy Toone, President of Midstream; Corine Bushfield, President of Utilities; y Jon Morrison, Senior Vice President of Corporate Development and Investor Relations.

Haremos referencia a información prospectiva durante la llamada de hoy. Esta información está sujeta a ciertos riesgos e incertidumbres, tal como se describe en la declaración de información prospectiva en la Slide 2 de la presentación. Tras las intervenciones preparadas, habrá una sesión de preguntas y respuestas. Ahora cedo la palabra a Vernon.

Gracias, Aaron. Buenos días. Voy a empezar revisando los aspectos más destacados del trimestre, incluyendo nuestro sólido desempeño financiero y operativo. Después, explicaré los avances en nuestros proyectos de crecimiento en Midstream y Utilities. Terminaré analizando el estado del mercado global de LPG y cómo este está generando oportunidades de crecimiento para AltaGas. Tras esto, Sean cubrirá nuestros resultados financieros por segmentos y proporcionará más detalles sobre nuestro incremento en las previsiones para 2026.

Me gustaría empezar presentando a Corine, quien ahora lidera nuestra división de Utilities. Corine ha estado en AltaGas durante más de una década y es un miembro valioso de nuestro equipo ejecutivo. Nos entusiasma que Corine asuma este cargo, dada su trayectoria demostrada en excelencia operativa y su sólido liderazgo financiero.

Comencemos con la Diapositiva 4. Hemos obtenido resultados financieros récord en el Q2, lo que refleja un sólido desempeño tanto de Midstream como de Utilities. Debo señalar que los resultados financieros de Midstream en el Q2 se vieron beneficiados por diferenciales de exportación globales históricamente altos y primas por ventas físicas. Generamos un EBITDA normalizado de $391 millones y un EPS normalizado de $0.31, incrementos del 14% y 15% respecto al Q2 2025.

Nuestro sólido primer semestre nos da la confianza necesaria para elevar nuestras previsiones para 2026. Hemos incrementado la previsión del EBITDA normalizado en un 4%, a un nuevo rango de 2.000 a 2.100 millones de dólares, y el EPS normalizado en un 6%, a un rango de 2,35 a 2,60 dólares por acción.

Nuestro balance se mantiene sólido durante todo el trimestre, con un apalancamiento que cierra en 4,4x, por debajo del límite inferior de nuestro rango objetivo de 4,5 a 5x.

En el ámbito operativo, exportamos un récord de 144.000 barriles por día de LPG, lo que supone un aumento del 13% respecto al segundo trimestre de 2025. El volumen de transporte de midstream siguió creciendo con los volúmenes de Montney subiendo un 8% interanual, y añadimos 2 asociaciones de alta calidad a nuestra plataforma: la terminal ferroviaria Groundbirch con Tourmaline y la terminal ferroviaria ACE en Fort Saskatchewan con Keyera y CN Rail.

En el sector de Utilities, seguimos avanzando en nuestros programas de modernización de sistemas. En lo que va del año, hemos desplegado más de $200 millones en capital y hemos sustituido 21 millas de tubería.

Pasemos a nuestros proyectos de crecimiento, empezando por REEF en la Diapositiva 5. La construcción de REEF sigue avanzando y el proyecto está ahora completado en un 85%. La ejecución en tierra ha sido sólida y está por delante de lo previsto. En las zonas altas, todo el equipo principal ya está instalado y el comisionamiento debería comenzar a finales de agosto. El corredor ferroviario está entrando en su fase final de construcción y estará terminado antes de fin de año.

Si bien la ejecución en tierra ha superado lo previsto, la construcción submarina ha resultado ser más difícil debido a las condiciones marítimas y a los retrasos meteorológicos. Desde que iniciamos la construcción submarina en REEF en el otoño de 2024, hemos perdido más de 450 rig days debido a condiciones meteorológicas extremas, oleaje extremo y actividad de mamíferos marinos. Estos rig days perdidos superaron significativamente cualquier plan de contingencia normal. Como resultado, ya no se espera que las eficiencias en tierra compensen totalmente los mayores costes de la construcción submarina.

Ahora prevemos que REEF entre en funcionamiento antes de que finalice el primer trimestre de 2027 y hemos incrementado la estimación de costes de capital de REEF en un 12%, situándola en aproximadamente $1.5 billion. Con el muelle y la plataforma de carga ya completados en un 80%, la mayor parte de la construcción submarina está prevista que finalice en las próximas 6 semanas. Consideramos que el cronograma y los costes revisados son muy alcanzables, y entraremos en esos detalles en breve.

REEF Optimization I sigue según lo previsto para su fecha de entrada en servicio en el segundo semestre de 2027. Además, añadiremos 30.000 barriles por día de capacidad incremental de exportación de propano. También estamos avanzando con REEF Optimization II, habiendo asegurado los permisos regulatorios clave y progresando en la ingeniería hacia las estimaciones de costes finales de Clase III antes de que finalice el año.

En la Diapositiva 6, hemos detallado los flujos de trabajo principales restantes de REEF y resaltado lo que se ha completado hasta la fecha. Las obras en el agua han sido las más difíciles, pero estamos casi terminando. Los 48 pilotes para los muelles del muelle han sido perforados y finalizados. Solo quedan 5 pilotes por perforar para la plataforma de carga y eso debería completarse a finales de agosto. Todos los tramos del muelle que cubren 1,2 kilómetros han sido instalados. La plataforma de transición ha sido entregada y colocada. La fabricación de la plataforma de carga principal está terminada y está casi lista para ser cargada para una entrega en agosto. La fabricación del sistema de amarre está cerca de completarse y está programada para entregarse en noviembre e instalarse en diciembre. Con la fase de construcción en el agua, la parte más compleja y desafiante de REEF próxima a su finalización, tenemos plena confianza en que podremos cumplir con nuestra estimación de costes y cronograma revisados. La Diapositiva 6 muestra cómo se instalarán la plataforma y el sistema de amarre en el muelle, lo cual es una instalación de bajo riesgo y forma parte de nuestro diseño modular.

Pasando a la Diapositiva 7. Podrán ver el progreso de la actividad de construcción en tierra. Todos los módulos han sido recibidos y todo el equipo ha sido instalado. La finalización mecánica se encuentra ahora en un 90% y prevemos comenzar la puesta en marcha en tierra a finales de agosto. El lazo ferroviario y el corredor de servicios están ahora finalizados en un 70% y siguen el cronograma para completarse a mediados de noviembre.

La diapositiva 8 muestra el progreso de nuestros otros proyectos de crecimiento. En RIPET, nuestro proyecto de eliminación de metanol sigue según lo previsto para su finalización a finales de año. Nuestras ampliaciones de almacenamiento en Dimsdale están ahora completadas en más del 50%, con las conexiones a las tuberías ya finalizadas. Estamos en camino para comenzar la perforación de los pozos de inyección en el tercer trimestre. La Fase I añadirá 6 Bcf de almacenamiento para finales de 2026 y la Fase II añadirá otros 30 Bcf de almacenamiento para mediados de 2027.

En el Mountain Valley Pipeline, las obras de construcción en Southgate están en marcha. La soldadura de la tubería comenzó a principios de julio y el proyecto va según lo previsto para entrar en servicio a finales de 2026, antes de lo programado. MVP Boost continúa avanzando en sus trámites regulatorios y se espera que esté en servicio para mediados de 2028.

Durante el trimestre, alcanzamos un FID positivo en un proyecto de eliminación de cuellos de botella en Townsend, el cual añadirá 6.000 barriles por día de capacidad de fraccionamiento.

Dentro del sector de Utilities, disponemos de más de 5.000 millas de tuberías anteriores a la década de 1970 que deben ser reemplazadas para mejorar la seguridad y la fiabilidad. Para ello, contamos con 1.500 millones de USD en programas de modernización aprobados por los reguladores en nuestras 4 jurisdicciones.

Se espera que el capital de modernización, la expansión del sistema y las nuevas conexiones de clientes impulsen un crecimiento del 10% en la base de tarifas en 2026. Esta base de tarifas mejorará la seguridad y la fiabilidad de nuestro sistema. Cada milla que reemplacemos reduce el riesgo de fugas e incidentes de seguridad, las interrupciones del servicio y los costes operativos para nuestros clientes.

A pesar de estos grandes incrementos en la base de tarifas, hemos sido capaces de mantener los aumentos en la factura del cliente en torno al 4% anual, gracias a los ahorros en costes operativos derivados de estas inversiones en modernización y otras iniciativas de gestión de costes de O&M.

La demanda de gas natural en todo Estados Unidos continúa aumentando, impulsada por la intensificación de la actividad comercial e industrial, el desarrollo de centros de datos y de grandes cargas, así como el crecimiento demográfico continuo. La región del Mid-Atlantic se encuentra en el centro de esta expansión. Por ejemplo, se prevé que la carga de los centros de datos de PJM se cuadruplique en los próximos 8 años.

Pasando a la diapositiva 9, quiero abordar la interrupción en Oriente Medio y lo que esto significa para el mercado global de GLP y nuestro negocio de exportación global. Las exportaciones de GLP a través del estrecho de Ormuz se encuentran más de un 70% por debajo de los niveles previos al conflicto. Desde que comenzó la interrupción, se han desplazado más de 160 millones de barriles de GLP del comercio mundial. Esto ha tensionado los equilibrios del mercado y ha reforzado el valor de un suministro estable de GLP canadiense.

Estamos observando una demanda muy fuerte en nuestros mercados tradicionales de Japan y South Korea, así como una demanda creciente de China. También estamos viendo una demanda incremental de otros mercados asiáticos que, históricamente, han dependido del suministro de Middle East.

Dadas las favorables dinámicas del mercado, seguimos avanzando con REEF Opti II y vemos la necesidad de una fase adicional de REEF cada 2 o 3 años para satisfacer la demanda del mercado en el oeste de Canadá. También estamos observando un interés significativo por parte de China en las exportaciones de etano canadiense como una forma de diversificar sus necesidades de etano a largo plazo. Actualmente, quedan aproximadamente 500.000 barriles al día de etano en el flujo de gas natural en el oeste de Canadá, mientras que la demanda asiática sigue creciendo. Estamos trabajando activamente en la complejidad de conectar estos mercados, ya que vemos esto como otra oportunidad para suministrar energía canadiense a los mejores mercados globales.

Finalmente, permítanme concluir con los avances que hemos logrado en nuestras prioridades estratégicas para 2026. El futuro de AltaGas es muy prometedor. Hemos ejecutado con constancia, creciendo, reduciendo riesgos y fortaleciendo la empresa durante el primer semestre del año. En el segundo trimestre, logramos volúmenes récord desde nuestra plataforma de exportación global y un mayor rendimiento en toda nuestra cadena de valor de midstream.

Continuamos gestionando activamente el riesgo mediante coberturas, contratos comerciales y la diversificación de nuestros mercados de downstream. Estamos impulsando múltiples casos de tarifas en nuestras Utilities para obtener rendimientos adecuados sobre nuestras inversiones de capital y minimizar el desfase de las tarifas.

Nuestro balance es sólido, con un apalancamiento por debajo de nuestro rango objetivo, lo que nos ha permitido avanzar en múltiples proyectos que impulsarán el crecimiento a largo plazo. En conjunto, estamos extendiendo nuestras ventajas competitivas, mejorando la calidad y visibilidad de nuestros flujos de caja y creando una trayectoria más larga para una expansión disciplinada en toda AltaGas.

Ahora le cedo la palabra a Sean para que analice nuestros resultados por segmentos y la revisión al alza de las previsiones para 2026.

Gracias, Vern, y buenos días a todos. Como se ha mencionado, estamos muy satisfechos con nuestro rendimiento récord en el segundo trimestre. La ejecución continua en toda nuestra plataforma nos ha permitido aumentar nuestras previsiones y nos posiciona para ofrecer un crecimiento del EBITDA superior al 10% interanual. En la llamada de hoy, comenzaré detallando nuestros resultados financieros por segmentos, luego analizaré nuestras previsiones actualizadas para 2026 y el presupuesto de capital, y finalizaré con la solidez de nuestro balance y nuestra propuesta de inversión.

Pasando a la Diapositiva 12. Durante el trimestre, el segmento de Utilities generó un EBITDA normalizado de 142 millones de dólares, lo que supone un aumento del 6% interanual. Este incremento fue impulsado por mayores ingresos derivados de las continuas inversiones en modernización del sistema, las nuevas tarifas en D.C. y las tarifas provisionales en Virginia, así como por un mejor desempeño en el sector minorista. En comparación con el mismo trimestre del año pasado, los resultados se vieron parcialmente compensados por mayores gastos de G&A y una menor actividad de optimización de activos en Washington Gas.

Desde una perspectiva de capital, durante el trimestre, desplegamos aproximadamente $240 millones en el segmento de Utilities, incluyendo $130 millones destinados a programas de modernización, $21 millones en nuevas iniciativas de crecimiento y $86 millones en programas de mejora de sistemas. Cabe destacar que nuestros gastos en modernización han dado como resultado la sustitución de más de 20 millas de tuberías vulnerables en lo que va del año. Estas inversiones se centran en garantizar la seguridad y fiabilidad a largo plazo, al tiempo que ampliamos nuestra red para atender a nuestra base de clientes en expansión.

Además, en junio, iniciamos oficialmente la construcción del Keweenaw Connector Pipeline. La mayor parte de los materiales ya se encuentran en el sitio y se están llevando a cabo las tareas de soldadura, curvado y colocación de tuberías. Seguimos previendo que la construcción finalice para finales de 2026. También estamos progresando sólidamente en nuestros 2 proyectos de conexión de gasoductos para centros de datos en Virginia y Maryland, los cuales se mantienen según lo previsto para su finalización en el cuarto trimestre de 2026. Aunque individualmente no son de gran envergadura, estos proyectos subrayan la creciente importancia de nuestra infraestructura de servicios de gas y la capacidad de garantizar un suministro de energía fiable para clientes con grandes cargas.

De cara al futuro, seguimos viendo una sólida cartera de oportunidades con un interés sostenido por parte de clientes de centros de datos y de grandes cargas industriales que buscan soluciones energéticas fiables, escalables y rentables. Pasamos a la Diapositiva 13. Destacamos nuestras iniciativas regulatorias en curso. Esta semana, hemos recibido una orden definitiva en Maryland, donde la comisión aprobó USD 38 millones en nuevos ingresos, incluyendo ciertos costes que actualmente se recuperan a través del recargo STRIDE, basándose en un ROE permitido del 9,4%. Los casos de revisión de tarifas (rate cases) activos en Virginia y Michigan continúan en curso. En Virginia, las tarifas provisionales siguen vigentes, mientras que WGL busca USD 65 millones en ingresos incrementales, netos de un recargo ARP de USD 39 millones.

En Michigan, estamos solicitando nuevas tarifas y una prórroga del programa de modernización, con una petición de USD 61 millones en ingresos y una propuesta de gasto de USD 284 millones para los programas de modernización de Michigan hasta 2031. Esperamos recibir las órdenes finales en Virginia para finales del Q3 y en Michigan antes de que termine el año.

A finales del segundo trimestre, la Public Service Commission de D.C. aprobó una extensión de 6 meses por un valor de USD 18 millones del programa de modernización existente PROJECTpipes 2 hasta finales de 2026. Esto se produjo después de que nuestro programa District SAFE ARP de USD 150 millones fuera aprobado, pero posteriormente reabierto ya que la comisión determinó que era necesaria una nueva audiencia. La audiencia se llevó a cabo esta semana y prevemos una resolución para el cuarto trimestre.

Es importante destacar que se espera que nuestras inversiones en Utilities impulsen un crecimiento de la base de tarifas del 8% a largo plazo hasta 2030, lo que respaldará la estabilidad de los flujos de caja, el crecimiento de los beneficios, la durabilidad de los dividendos y el valor para el accionista.

Pasando a la Diapositiva 14. La solidez de nuestro negocio Midstream continuó, generando 285 millones de dólares de EBITDA normalizado, un aumento del 33% interanual y por encima de nuestras expectativas. El rendimiento superior del segmento fue impulsado por nuestra plataforma de exportación, que exportó volúmenes récord y generó sólidos márgenes comerciales. El segmento también se benefició del continuo y fuerte rendimiento en el resto de nuestros activos Midstream, particularmente en Montney, donde la actividad de los productores se mantiene sólida y continúa impulsando el crecimiento de la cuenca.

Desde una perspectiva operativa, exportamos un récord de 144.000 barriles diarios de LPG a través de 23 VLGCs en nuestras terminales de Ferndale y RIPET, con un aumento de los volúmenes del 13% interanual. La sólida ejecución en las terminales y la logística respaldaron las exportaciones récord de Ferndale de casi 60.000 barriles al día, impulsadas por una mayor eficiencia en el cambio de vías ferroviarias, junto con mayores volúmenes de ferrocarril, refinería y transporte por carretera. RIPET exportó aproximadamente 84.000 barriles diarios de propano y continúa operando cerca de su capacidad máxima.

En el resto de nuestra plataforma Midstream, la utilización de G&P se mantuvo sólida durante el trimestre, aunque los márgenes se vieron moderados por la menor obtención de spreads de frac debido al impacto de las coberturas. Harmattan estuvo fuera de servicio durante 32 días por mantenimiento planificado. Excluyendo el impacto del mantenimiento de Harmattan, los volúmenes de transporte fueron un 9% superiores interanual.

El crecimiento de Montney siguió siendo un motor clave, respaldado por nuestra huella estratégica en las zonas ricas en líquidos de la cuenca y la continua actividad de los productores. En el Montney de Alberta, nuestro complejo Pipestone siguió rindiendo bien, con una utilización media de aproximadamente el 90% durante el trimestre, a medida que los volúmenes de la zona continúan aumentando. En el noreste de B.C., los fuertes volúmenes persistieron en nuestros activos de Montney, con el rendimiento de North Pine subiendo un 23% interanual, continuando su operación cerca de su capacidad de 25.000 barriles al día. No obstante, al observar todo nuestro sistema, el crecimiento subyacente que estamos viendo refuerza el valor de nuestro noreste de B.C.

proyectos de expansión de líquidos, los cuales están diseñados para liberar valor adicional de Townsend y North Pine al tiempo que profundizan nuestras relaciones estratégicas con los productores.

Mirando hacia adelante, estamos bien cubiertos para el resto de 2026 y hemos reducido considerablemente el riesgo de nuestra exposición del Q4. Aproximadamente el 91% de los volúmenes de exportación global previstos para lo que queda de 2026 están ya bajo acuerdos de tolling o cubiertos financieramente con un diferencial FEI promedio hacia Norteamérica de aproximadamente 21,81 USD por barril en los volúmenes sin tolling, mientras que el 9% de los volúmenes permanece abierto a los precios de mercado. Además, toda nuestra exposición de flete del Báltico para 2026 está cubierta mediante una combinación de time charters, instrumentos financieros y acuerdos de tolling. También seguimos gestionando la exposición al diferencial frac y hemos cubierto el 84% de los volúmenes previstos a un precio promedio de 22 USD por barril.

Para concluir con la discusión sobre nuestros resultados financieros, el segmento Corporate and Other fue inferior interanual, debido principalmente a los mayores costes de incentivos para empleados vinculados al aumento del precio de nuestras acciones.

Pasando a la Diapositiva 15. En lo que va del año, hemos observado un rendimiento superior en ambos segmentos de negocio, con una solidez significativa en nuestro negocio de exportación de LPG impulsando un aumento en nuestras previsiones. Hemos elevado nuestra previsión de EBITDA a un rango de 2.000 a 2.100 millones de dólares, lo que representa un aumento del 4% sobre el punto medio de la previsión original y un crecimiento del 10% interanual. Al mismo tiempo, estamos elevando nuestra previsión de EPS a un rango de 2,35 a 2,60 dólares por acción, un aumento del 6% sobre el punto medio de la previsión original y un 11% por encima de los niveles del año pasado.

Además, dado que el rendimiento superior tiene un mayor peso en nuestro negocio de Midstream, hemos ajustado nuestra estimación de la combinación del EBITDA por segmentos para finales de 2026, previendo ahora que Midstream contribuya con aproximadamente la mitad del EBITDA normalizado, lo que resulta en un rango del 48% al 52% para ambos segmentos.

Como se muestra en la diapositiva 16, también hemos incrementado nuestro presupuesto de capital para 2026, que ahora se sitúa en $1.8 billion, frente a los $1.7 billion anteriores. Este aumento refleja mayores gastos de capital para la construcción de REEF, así como el capital asociado a las decisiones finales de inversión (FIDs) positivas del proyecto de expansión de líquidos de Northeast B.C. y del Groundbirch Rail Terminal. Ahora se espera que el 61% del capital de 2026 se asigne al segmento de Utilities, el 36% al segmento de Midstream y el resto al segmento Corporate.

El capital de Utilities se destina principalmente a iniciativas de modernización y mejora de sistemas, las cuales se espera que impulsen un crecimiento de la base de tarifas del 10% interanual. El capital de Midstream sigue centrado en REEF, incluyendo Opti I, Dimsdale y nuestros nuevos anuncios de proyectos en Northeast B.C., todos los cuales sustentan las sólidas perspectivas de crecimiento del segmento.

Como se muestra en la Diapositiva 17, nuestro programa de capital de 1.800 millones de dólares se mantiene dentro de nuestra capacidad de inversión. Nuestro ratio de reparto de dividendos relativamente bajo, junto con nuestro sólido desempeño empresarial, nos ha permitido aumentar nuestro programa de capital para 2026, manteniéndonos dentro de nuestros rangos de objetivos de deuda y cumpliendo con nuestra CAGR del 5% al 7% en EBITDA y EPS.

De cara al futuro, nuestras prioridades de asignación de capital se mantienen sin cambios, ya que buscamos cubrir los gastos de mantenimiento y avanzar en proyectos clave de crecimiento que posicionen a la empresa para cumplir con sus previsiones de crecimiento a largo plazo.

Como se muestra en la Slide 18, cerramos el trimestre con un ratio de deuda neta ajustada sobre EBITDA normalizado de los últimos 12 meses de 4,4x, ligeramente por debajo de nuestro rango objetivo. Debido al aumento y la estructura de nuestro programa de capital para 2026 y considerando la estacionalidad de nuestro negocio, prevemos que nuestra métrica de apalancamiento tienda hacia el punto medio de nuestro rango objetivo de 4,5 a 5x a medida que avance el año.

En la Diapositiva 19, destacamos la trayectoria constante de AltaGas en la generación de crecimiento por acción en beneficios, EBITDA y dividendos, lo que se ha traducido en un rendimiento superior sostenido del precio de la acción. Las expectativas actualizadas para 2026 han impulsado el aumento de nuestra CAGR de EPS a 5 años al 8% y nuestra CAGR de EBITDA a 5 años al 7%, frente al 6% anterior.

Nuestra propuesta de inversión, que se ha mantenido sin cambios, se destaca en la Slide 20. Una plataforma de infraestructuras resiliente y de bajo riesgo sustenta flujos de caja estables y crecientes, así como una mezcla de negocios diversificada que proporciona visibilidad de beneficios y flexibilidad en la asignación de capital. Las oportunidades de crecimiento orgánico visibles posicionan a la compañía para aumentar los beneficios y el flujo de caja por acción, manteniendo al mismo tiempo la flexibilidad financiera e impulsando un crecimiento sostenible de los dividendos.

Con esto, devuelvo la palabra al operador y abro la línea para preguntas.

Operador, estamos listos para las preguntas, si hay alguna en la cola.