Nuestra primera pregunta nos la hace Devin McDermott, de Morgan Stanley.

Claro, Devin. Gracias por los comentarios sobre nuestra reorganización. Y tienes razón. No se trató solo de eficiencia. También fue una cuestión de rendimiento. Hablaré sobre el rendimiento del TCO y el pipeline. Y Eimear, quizás puedas responder a la pregunta sobre la eliminación de cuellos de botella.

Ha sido un trimestre sólido. Como verán en el waterfall de producción, hemos aumentado 170.000 barriles al día en comparación con el primer trimestre; un rendimiento operativo realmente excelente en el segundo trimestre. Cada mes se situó entre los meses más altos que hemos visto jamás en TCO.

Las distribuciones a las filiales en el trimestre fueron de aproximadamente $3 mil millones, la mayor parte de los cuales provienen de TCO, y quiero reafirmar nuestra previsión de $6 mil millones a $70 por barril de Brent; obviamente, es probable que tengamos un precio más alto para el Brent este año, lo que se traduciría en distribuciones a las filiales aún más elevadas.

El equipo ha estado trabajando increíblemente duro para recuperarse de algunos de los problemas del primer trimestre. Pero, en realidad, lo más emocionante es la capacidad de optimizar ahora en todo el campo. El rendimiento de producción de baja presión del campo ha sido sólido y, a través de este centro de control integrado, podemos tomar cada generación de instalaciones de superficie y analizar la mejor manera de optimizarlas, no solo individualmente, sino colectivamente en todas las capacidades que tenemos en todo el equipo.

La pregunta sobre el oleoducto, han visto los informes de los medios, ha habido cierta actividad en el Mar Negro, que hemos visto principalmente relacionada con el conflicto entre Ucrania y Rusia, y ha tenido durante los últimos trimestres un impacto intermitente en la actividad en y alrededor de overseas. Puedo decirles que, hoy, ambos nuestros SPM están en servicio allí. El tercer SPM ha estado fuera de servicio durante un tiempo, sometido a algunas actividades de renovación, y estará operativo aquí en el tercer trimestre. Por lo tanto, los 3 estarán disponibles a finales del tercer trimestre.

Pero el oleoducto está fluyendo; hemos estado cargando buques esta semana. Y las medidas de mitigación son las habituales. Podemos enviar algo a través del Caspio. Podemos enviar algo por ferrocarril. Tenemos almacenamiento que podemos utilizar para amortiguar algunas de estas subidas y bajadas. Pero como saben, CPC es la principal ruta de comercialización para esa producción para nosotros y para otros en el oleoducto. Claramente somos un gran transportista en él, pero no el único. Y trabajamos con los gobiernos de la región, el gobierno de los EE. UU., el gobierno de Kazajistán, obviamente, y otros gobiernos para asegurar que ese oleoducto siga fluyendo. Es fundamental para el mundo en un momento en el que necesitamos la energía.

Eimear, quizás puedas hablar sobre —específicamente sobre la eliminación de cuellos de botella de FGP y la planta de tercera generación.

Claro. Entonces, Devin, los esfuerzos para eliminar los cuellos de botella, como dijo Mike, se centran en la planta de tercera generación que pusimos en marcha el año pasado. Y su capacidad original de petróleo es de 260.000 barriles de petróleo por día. Por lo tanto, los equipos —realizaron una parada de mantenimiento en el cuarto trimestre de 2025. Y durante la parada, sustituyeron algunos de los componentes internos en una columna principal de ese sistema. Fue un trabajo de modificación o de capital muy bajo.

Y desde el cuarto trimestre del año pasado, han estado probando el rendimiento de esa unidad y su interacción con el resto de las instalaciones del sistema en 3GP de manera muy exhaustiva. Es decir, probando diferentes condiciones de funcionamiento. Y hoy nos sentimos muy cómodos diciendo que hemos aumentado con éxito la capacidad nominal de petróleo de 3GP, o de la planta de tercera generación, desde los 260.000 barriles de petróleo por día originales hasta 320 millones de petróleo... 320.000 barriles de petróleo por día, perdón.

Por lo tanto, y lo que esto significa para la capacidad total de procesamiento de materia prima, la capacidad de procesamiento estatal total asciende ahora a poco más de 1 millón de barriles de petróleo al día. Y estamos muy optimistas al respecto. Confío en que podamos mantener ese nivel de rendimiento. Los esfuerzos del equipo son coherentes con nuestra trayectoria de buscar los límites técnicos en la planta y aumentar la capacidad.

Por tanto, seguirán centrándose en optimizar la planta y la producción de forma segura y fiable, optimizando a través del centro de operaciones integradas, desde el yacimiento hasta el mercado. Así que estamos realmente muy satisfechos con ello.

Pasaremos ahora con Neil Mehta, de Goldman Sachs.

Bien. Bueno, permítanme hacerles un par de comentarios y luego dejaré que Eimear hable sobre la eficiencia de capital en la Permian, en particular. Estamos produciendo alrededor de 1,7 millones de barriles al día a partir de nuestra cartera de shale y tight. Una de las cosas que me satisface mucho en el nuevo modelo operativo es que hemos agrupado todos estos activos bajo una gestión común. Anteriormente, estos activos informaban por zonas geográficas e intentábamos coordinarlos a través de esas áreas, pero no es lo mismo que tener una sola organización responsable de operarlos todos, de aplicar tecnología en todos ellos y de optimizar la actividad en toda la cartera de shale y tight.

Y como saben, tenemos múltiples activos de gran envergadura allí: 1 millón de barriles al día en el Permian, 400 en el DJ, 200 en el Bakken. Argentina es más pequeña que eso, pero está creciendo. Y realmente, dentro de la pieza más grande, la parte de EE. UU., tenemos activos en los que estamos trabajando en fase de meseta para generar flujo de caja libre, que es la lección, creo, que la industria aprendió durante la década anterior cuando esencialmente no generaba flujo de caja libre y todo el dinero se reinvertía en crecimiento. A la escala en la que operamos ahora, podríamos ampliar estos activos aún más, particularmente en el Permian, si así lo eligiéramos, pero estamos trabajando por la eficiencia, la productividad y para generar flujo de caja libre a partir de ellos.

En el Bakken, estamos conociendo mejor el activo. De hecho, la persona que dirige toda nuestra producción de shale y tight proviene de Hess y conoce muy bien el Bakken. Y ya he mencionado algunas de las cosas que estamos haciendo de manera distinta en el Bakken en cuanto a la longitud de los laterales y la eficiencia de perforación: la misma producción con una plataforma menos. Así que estamos conociendo mejor ese activo, tal como ocurrió con el DJ cuando lo integramos. Resulta que, a menudo, las cosas que no conoces son las que no puedes subestimar. Y nos gusta lo que vemos en el Bakken.

Tenemos que resolver este asunto del midstream que nos preguntan en cada una de estas llamadas, y les informaremos en cuanto tengamos nuestras reflexiones y planes definidos al respecto.

Pero ha sido realmente gratificante ver los beneficios en toda la cartera que hemos podido impulsar al ponerlos bajo una gestión común. Uno de ellos es la mejora continua de la eficiencia de capital; justo cuando uno piensa que no habrá mucho más y que podría haber alcanzado el punto máximo de la curva de mejora y empezar a estabilizarse, nos volvemos a sorprender de que todavía hay más margen de mejora. Y creo que parte de ello es resultado de poder centrarnos realmente en el rendimiento de estos activos, en lugar de dejarnos llevar únicamente por el crecimiento. Así que, Eimear, quizás podrías hablar un poco más sobre la eficiencia de capital, en particular.

Sí. Gracias, Mike. Es decir, la Permian ha estado operando durante los últimos 5 trimestres a más de 1 millón de barriles por día. Por lo tanto, están viendo grandes eficiencias con este enfoque en maximizar la rentabilidad de los activos. No se trata de aumentar la producción, sino de aumentar el free cash flow.

Nuestro capital ahora, esperamos que esté por debajo de los $3.5 billion este año. Eso supone una mejora del 25% en la eficiencia del capital. Por tanto, el CapEx por barril de petróleo durante 2025 es una de las razones por las que nos sentimos seguros hoy al decir que esperamos terminar el año en la parte baja de nuestro rango de presupuesto de capital de $18 billion a $19 billion.

Tal vez algunos ejemplos. Ya hemos hablado anteriormente sobre la eficiencia en la perforación y la eficiencia en la terminación. Pero Permian también está experimentando la mayor fiabilidad que ha visto desde 2024. Por ello, hay muchas iniciativas nuevas, incluyendo la optimización del levantamiento artificial, la optimización de instalaciones en tiempo real y un nuevo enfoque para la operación y el mantenimiento mediante una perspectiva de clasificación de activos. Todas estas medidas están ofreciendo una fiabilidad excepcional tanto en superficie como en todas las eficiencias de perforación y terminación de las que les hemos hablado anteriormente.

Estamos muy alentados por lo que hemos logrado. Al unificar todos los activos de shale y tight para gestionarlos como uno solo, y realmente no podríamos —realmente no podríamos hacerlo— sin agrupar todos estos activos porque todos están aprendiendo unos de otros.

Recibiremos la siguiente pregunta de [ John Royall ] de Piper Sandler.

Sí. Claro, John. Gracias por la pregunta. Estamos muy contentos con el hito que alcanzamos en junio con Microsoft, un cliente de alta calidad, con un PPA firme a 20 años. Sin embargo, realmente sirve para más que solo ese proyecto. Vemos un potencial de negocio mayor aquí. Kilby es un buen punto de prueba. Demuestra que existe una demanda de los clientes muy alta y duradera. Demuestra que este modelo, este modelo de energía "behind-the-meter", funciona para los clientes. Y también muestra que aportamos capacidades que están diferenciadas en este mercado.

En mis comentarios, hablé sobre el cambio estructural en la demanda de energía. La demanda supera con creces la oferta. La red no puede seguir el ritmo de la demanda de los hyperscalers y otros actores. Y vemos que esto persistirá durante años.

Nuestras capacidades son profundas. Nuestra amplia cartera de gas natural, nuestra experiencia en los mercados de gas natural en todo el país y nuestra experiencia en generación de energía "behind-the-meter" en zonas muy remotas del mundo donde no existen opciones de red. Es necesario estar "behind-the-meter" y hacerlo con una fiabilidad muy alta. Nuestras capacidades de desarrollo y ejecución de proyectos complejos, que son proyectos a muy gran escala. Nuestras relaciones con clientes, socios y otras partes interesadas; poner todo eso en marcha requiere una larga lista de capacidades, y nosotros las aportamos aquí.

Cuando miramos hacia el futuro, la disponibilidad de turbinas es limitada. Tenemos relaciones sólidas con GE Vernova y otros fabricantes. Ya estamos hablando con ellos sobre sus cuotas. Creo que el anuncio de Kilby refuerza nuestra posición en estas discusiones y demuestra que no solo estamos hablando de proyectos potenciales, sino que hemos convertido una oportunidad en un proyecto ejecutable.

Por lo tanto, buscaremos oportunidades adicionales. Ya tenemos algunas de esas conversaciones bien encaminadas con clientes y socios actuales y nuevos, pero también seremos disciplinados a medida que avancemos en este proceso. Y siempre nos enfocaremos en el valor por encima del crecimiento.

Tomaremos la siguiente pregunta de Doug Leggate, de Wolfe Research.

Sí, Doug, gracias. Escuche, en realidad fue apenas el año pasado cuando llevamos la Permian a una meseta, no hace años. Y si lo observa, ha seguido creciendo. Y podemos —puedo pedirle a Jeanine que le dé seguimiento fuera de línea—, pero en realidad ha subido gradualmente y sigue creciendo. Pero el punto aquí es que realmente queremos orientar la organización hacia las eficiencias y la productividad de las que habló Eimear antes, y estamos viendo eso en la Permian, y también lo estamos viendo en otros activos.

¿Podría crecer la Permian? Al 100%. Pero hemos aprendido que, en algún momento, se busca obtener flujo de caja libre de estos activos y estamos viendo eso en cantidades significativas. Estamos trabajando arduamente en tecnologías que pueden cambiar la ecuación. Y hemos hablado en el pasado sobre productos químicos avanzados; podemos hablar más sobre ello. Hemos hablado de la IA, y hay muchas cosas interesantes sucediendo con la IA. Quizás no hayamos hablado mucho sobre las tecnologías de simulación, pero estamos trabajando en mejoras tanto incrementales como potencialmente novedosas para la estimulación. Estamos dejando el 90% de las moléculas en el subsuelo; existe un enorme incentivo para descubrir cómo desbloquear todo eso.

Y así, a medida que accionamos estas palancas tecnológicas y observamos mejoras en el rendimiento, nuestras opciones cambian. Podemos prolongar la meseta y mantenerla. Podemos generar más valor en una meseta. Podemos generar más valor en el crecimiento. Hoy en día tenemos miles de ubicaciones de pozos, ya que utilizamos la tecnología para desbloquear horizontes o bancos que podrían no ser económicos con la tecnología actual; ese inventario de ubicaciones perforables aumenta. Por lo tanto, este es un activo increíblemente ventajoso dada nuestra larga trayectoria allí y nuestra posición de regalías en la zona. Y vamos a trabajarlo para crear valor, no por un año o dos, ni crecimiento por un año o dos, sino valor a muy, muy, muy largo plazo. Y espero que desbloqueemos opciones como las que he descrito a lo largo de los próximos años.

Permítanme hablar un poco sobre el crecimiento, ya que es realmente a lo que apunta su pregunta, y me lo plantean otros también. Hay tres categorías en las que divido nuestras oportunidades de crecimiento. Una son las cosas que se potencian. Por ejemplo, nuestra masiva cartera de shale y la capacidad de mejorarla aún más. Guyana, de la que hemos hablado. El Mediterráneo Oriental, donde tenemos un proyecto en marcha para expandir Leviathan, y nos dirigimos hacia la FID en otro proyecto en Aphrodite. Argentina, donde seguimos viendo que las políticas avanzan en una buena dirección y existe un potencial de recursos enorme. África Occidental, donde tenemos muchas oportunidades capturadas hoy que generan opciones de crecimiento, no solo para los próximos años, sino bien entrado en la próxima década.

El segundo bloque son los avances en el desarrollo de negocios anunciados en algunas de nuestras zonas de exploración. Por lo tanto, las nuevas entradas en Libya, Suriname, Namibia, nuestra posición de liderazgo continua en términos de superficie en el Gulf of America, y toda la nueva superficie de exploración que hemos añadido durante los últimos años.

Y luego, el tercer grupo son lo que describiría como situaciones especiales sobre las que tenemos cierto control. Venezuela es una de ellas. Estamos en negociaciones ahora mismo para intentar mejorar las condiciones fiscales y permitir una mayor inversión en Venezuela. Una segunda de estas sería la situación en Irak donde, debido a las circunstancias en las que se encontró Lukoil, se ha retirado de West Qurna 2. Con el primer ministro iraquí que estuvo aquí recientemente, hemos firmado algunos acuerdos. Y existe un potencial significativo en West Qurna 2, Nasiriyah y en Irak. Y luego la concesión de TCO, que no mencioné en mi respuesta a Devin, pero estamos -- bueno, estamos bien avanzados en las negociaciones sobre eso. Obviamente, hay un potencial de recursos masivo allí, en un yacimiento que conocemos bien.

Y, en términos generales, disponemos de muchas opciones de crecimiento. Seguiremos las que sean más sólidas. Mantendremos la disciplina de capital y la Permian es una de las muchas opciones que tenemos previstas para el crecimiento durante la próxima década.

Recibiremos la siguiente pregunta de Arun Jayaram, de JPMorgan.

Claro. Por tanto, es evidente que existen recursos potencialmente enormes; los datos de terceros sobre solo West Qurna 2 indican un potencial de petróleo bruto de miles de millones de barriles. Es uno de los yacimientos petrolíferos más grandes del mundo. Estamos avanzando en las conversaciones para llegar a un acuerdo sobre los principios comerciales y económicos clave para los futuros contratos. Se trata de una nueva modalidad de contrato.

Este mes, hemos firmado algunos acuerdos de seguimiento que han hecho avanzar significativamente las negociaciones comerciales tanto en West Qurna 2 como en Nasiriyah. Por tanto, vemos señales muy alentadoras por parte del gobierno iraquí. Los términos parecen que serán competitivos dentro de nuestra cartera. Aún nos queda trabajo por delante para concretar todos los detalles.

Y luego está el concepto de un oleoducto transfronterizo que permitiría rutas alternativas de comercialización, hacia el norte a través de Iraq y potencialmente ya sea por Siria o Turquía, o quizás incluso por ambos, para llegar al Mediterráneo. Tenemos un marco establecido para evaluar eso. Hemos hablado con varias partes interesadas que participarían en ello. Nosotros tendríamos una participación en el proyecto, pero muchos otros también tendrían una participación en lo que estamos comentando.

Todo esto debe llegar a acuerdos finales, pero está avanzando a buen ritmo. El Prime Minister, en particular, se ha involucrado personalmente y ha mostrado un gran apoyo. Agradecemos su liderazgo, que ha hecho posible este progreso. Y esperamos continuar con las conversaciones en los próximos meses; por supuesto, cuando alcancemos cualquier determinación final, se enterarán en ese momento.

Recibiremos nuestra siguiente pregunta de Steve Richardson, de Evercore.

Sí. Gracias, Stephen. Así que sí, estamos absolutamente encantados de poder compartir hoy que hemos logrado la reducción de costes estructurales de 3.000 millones de dólares antes de lo previsto. Es un testimonio del trabajo de todos los equipos en toda la organización. Se han centrado incansablemente en esto y, por lo tanto, han obtenido grandes resultados.

El 70% de los resultados están asociados a ganancias de eficiencia. Y quizás lo que destacaría ahí es que el año pasado pasamos por una reestructuración masiva, una reconfiguración de la organización. Eso está impactando en los resultados en un 35% del 70% que he mencionado. Y el resto está asociado a una combinación de logros tecnológicos, iniciativas de mejora en toda la organización y otros factores.

Así que, quizás, un par de ejemplos para demostrar nuestra confianza en la sostenibilidad de estos ahorros. Lo primero que señalaría sería en las nuevas formas de trabajar o el "rewiring". Hemos centralizado gran parte de nuestro trabajo para unificar funciones y contamos con un centro técnico que nos permite realizar tareas en toda la organización, como, por ejemplo, las órdenes de trabajo de ingeniería centralizadas y estandarizadas. Por lo tanto, eso es algo nuevo y estamos viendo resultados en esa área.

Otro buen ejemplo sería la forma en que estamos abordando la fiabilidad del mantenimiento. Hablamos antes sobre el negocio de shale y tight. Funcionan como una unidad, aprendiendo el uno del otro, y cuentan con un mantenimiento predictivo que no han implementado en todos los activos y que está dando resultados, siendo mucho más proactivo en la detección de anomalías y en garantizar la mínima pérdida de producción.

Y luego, quizás, uno final de los que comentaría es sobre una de las iniciativas de mejora inspirada en el benchmarking y en un benchmarking riguroso, que es la optimización de turnaround y lo que los equipos están haciendo para controlar mejor el alcance, priorizar la secuencia y aprender unos de otros. Estos son algunos ejemplos. Menciono estos ejemplos porque ya son cosas que están integradas en el negocio y estamos muy seguros de que continuaremos así, manteniendo este enfoque que tenemos.

Los costes siempre importan. Siempre lo harán. Nunca estamos satisfechos y nunca terminamos. Y tenemos una cultura muy sólida en toda la organización de prestar atención a esto en todo momento. Así que, gracias por la pregunta.

Tomaremos nuestra siguiente pregunta de Biraj Borkhataria, de RBC.

Sí. Braj, claramente, dado que el CPC es la principal ruta de evacuación, si se cerrara durante un periodo prolongado, eso crearía problemas para todos los transportistas en esa línea. Y hay una cantidad de proyectos diferentes en Kazajistán, y una pequeña parte que proviene también de Rusia. Mencioné nuestras alternativas anteriormente. No creo que las hayamos cuantificado y no tengo la intención de hacerlo. Pero han visto la creatividad en el Estrecho de Ormuz a lo largo de los años; hemos tenido que ser creativos en ocasiones con el CPC.

Pero diré que el compromiso de mantenerlo abierto por parte de todas las entidades que dependen de ello y de todos los gobiernos que dependen de ello es muy, muy alto. Y tengo un gran grado de confianza en que ese compromiso es real y que veremos el CPC. No diré que nunca se interrumpirá, pero no creo que el escenario que plantea sea un escenario muy probable de que se pretendan y prolonguen cierres forzosos.

En cuanto a su segunda pregunta sobre el Estrecho, no estoy seguro de haberla comprendido del todo. Es decir, creo que probablemente sea consciente del tipo de medidas que se han tomado: el trasbordo a través del Estrecho, la carga fuera del Estrecho, los oleoductos... existen diversas alternativas que han ayudado a mantener cierto grado de flujo a través del Estrecho; esas son las acciones a corto plazo, y luego están las acciones a mediano plazo de las que hablé. Una de ellas es el oleoducto que estamos evaluando para trasladar al Mediterráneo. Hay otras ideas similares que están siendo impulsadas por terceros.

Recibiremos la siguiente pregunta de James West, de Melius Research.

Sí. Gracias, James. Empezaré diciendo que este es el conjunto de oportunidades más grande y de mayor calidad que hemos tenido en años, probablemente en todo mi tiempo en este cargo. No habíamos tenido un inventario de oportunidades tan profundo. Estamos construyendo calidad a través de la selección. Hemos aumentado nuestra superficie en un 35% y, durante el último año más o menos, hemos cerrado 10 millones de acres netos solo este año en Sudamérica, el Mediterráneo y principalmente el Golfo de América.

Tenemos una fuerte presencia en Guyana, en la que no me detendré porque creo que está bastante clara, pero aún existe potencial de exploración allí. En África Occidental, las aguas profundas tanto de Nigeria como de Angola están relativamente poco exploradas, y estamos trabajando activamente en ello. Soy muy optimista en el sentido de que cuencas grandes como esas, que cuentan con un sistema petrolífero probado, nos ofrecen más oportunidades. Tenemos otro pozo; tenemos la intención de situarlo en Namibia, donde hemos tenido éxito. Así que África Occidental es un lugar que me entusiasma mucho.

El Mediterráneo es interesante. Hemos tenido cierto éxito frente a las costas de Egipto. Somos socios en un pozo del que uno de los operadores ha hablado en su conferencia de esta semana, donde se ha establecido un sistema petrolífero activo, lo cual es importante en la exploración para comprenderlo. Por tanto, existen oportunidades en el Mediterráneo Oriental que nos interesan.

El Medio Oriente, de nuevo, creo que habla por sí solo. En Irak, tenemos tanto campos operativos como perspectivas de exploración asociadas que hacen que, diría yo, a nuestro equipo de exploración se le abran los ojos cuando empiezas a observar algunas de estas estructuras y los análogos que hay en las zonas circundantes. Por lo tanto, vamos a ser disciplinados en la manera en que avanzaremos a través de esa cartera.

Vamos a empezar a utilizar estas nuevas herramientas. Y esta es un área donde la IA definitivamente marcará la diferencia. El ciclo de tiempo cambiará nuestra capacidad para visualizar aspectos que anteriormente quizás no podíamos ver, y preveo que esto cambiará los resultados.

Y lo último que diré es que ya estamos viendo algunos resultados. En los últimos 5 años aproximadamente, hemos tenido 5 descubrimientos diferentes o pozos de evaluación exitosos en el Gulf of America, en la Partitioned Zone, en West Africa. Y mencioné el pozo de Egypt en el que somos socios recientemente. Por lo tanto, ya estamos viendo las primeras señales de que esta cartera está generando diferentes resultados. Hablaremos mucho más sobre esto en los años venideros.

Recibiremos la siguiente pregunta de Sam Margolin, de Wells Fargo.

Sí, Sam, vemos cierta estacionalidad en Australia. Por lo tanto, el clima más fresco es mejor para las instalaciones de LNG que el clima caluroso. La mayor parte de nuestro LNG en Australia está comprometido con clientes en Asia. Movemos algunas cargas spot, pero representan una parte mucho menor de nuestra producción allí.

En África Occidental, hemos trasladado LNG hacia Europa de manera más constante en algunos contratos a corto plazo y una cantidad considerable en el mercado spot desde África Occidental. Además, tenemos una posición en crecimiento aquí en Norteamérica, donde disponemos de 4 millones de toneladas anuales que entrarán en los próximos años y que se destinarán principalmente a Europa.

Y por lo tanto, yo diría que Australia es probablemente el pozo más largo, por así decirlo, es el más lejano. Lo tenemos bastante consolidado. Y los mercados spot asiáticos también han estado muy fuertes. Por lo tanto, se observa que tanto el JKM como el TTF se han estado fortaleciendo. Y creo que la demanda tanto en el norte de Asia como en Europa probablemente seguirá siendo bastante sólida durante este próximo periodo de tiempo. Así que realizaremos las mejores ventas en cada mercado y continuaremos operando con una alta fiabilidad, que me complace decir que nuestros activos en Australia están manteniendo.

Tomaremos la siguiente pregunta de Manav Gupta, de UBS.

Sí. Quiero decir, creo que usted mismo ha respondido a la pregunta en gran medida. La huella principal de CPChem está en Norteamérica. Hay algo de producción en Oriente Medio, que obviamente está limitada ahora mismo dadas las circunstancias en el Estrecho. Pero CPChem craquea etano principalmente, y principalmente en Norteamérica.

Esos márgenes han estado bajo mucha presión durante los últimos años. Han estado, por decir lo menos, resistentes en los últimos meses, ya que hemos visto cómo el naphtha proveniente de Oriente Medio se ha visto limitado, el cual fluye principalmente hacia el norte de Asia para las plantas de craqueo de naphtha, que normalmente son el mecanismo de fijación de precios en ese mercado.

Y las plantas de craqueo de etano tienen un coste menor, los márgenes tienden a ser mejores y, en un entorno donde la producción se está restringiendo de la manera en que lo está haciendo, CPChem tiene una ventaja en este tipo de contexto. Veremos cuánto tiempo dura. No puedo predecir cuándo se calmarán las cosas en el Strait y volveremos a ver esos flujos. Pero estoy muy satisfecho con el rendimiento de CPChem en este momento.

Recibiremos la siguiente pregunta de Jean Ann Salisbury, de Bank of America.

Jean Ann, yo me encargo de esta. Sí. No, estamos realmente entusiasmados con esto. Mire, el motivo fue simplemente explorar otra vía para la innovación. Los productos químicos avanzados son un enfoque fundamental para nosotros en lo que respecta a la mejora de las recuperaciones, como mencionó Mike antes, para toda nuestra clase de activos de shale y tight.

Y tenemos mucho trabajo en marcha desplegando pilotos, probando diferentes productos químicos y una oportunidad de trabajar con un socio que cuenta con capacidad de fabricación, capacidad de distribución y servicio de bombeo, lo que, francamente, nos permite co-innovar con ellos y acelerar el escalado de esta tecnología con rapidez. Así que, en general, esa es la lógica.

Tenemos un gran volumen de NOJV. Por lo tanto, contar con un socio como ZL nos permite beneficiarnos de esos volúmenes, ofrecérselos a nuestros socios de NOJV y es un beneficio para todas las partes. En general, lo vemos como una forma de acelerar nuestro progreso para duplicar la recuperación de shale y tight en toda la cuenca de shale y tight. Esa es la lógica.

Y Jean Ann, preguntaste sobre la materialidad. Creo que la contribución de las recuperaciones será mucho mayor que los ingresos por licencias. Obtendremos ingresos por licencias de ello, pero en una empresa de nuestro tamaño, la verdadera oportunidad reside en la aplicación de los productos químicos.

Tomaremos la siguiente pregunta de Betty Jiang, de Barclays.

Sí. En cuanto al rango a largo plazo que compartimos el año pasado en nuestro Investor Day, proporcionamos un rango de $18 billion a $21 billion. Obviamente, este año, nuestro presupuesto es de $18 billion a $19 billion. Pero ese rango representa las oportunidades que tenemos a lo largo de los próximos 5 años.

Dentro de eso, esperábamos contar con un proyecto de energía dentro de ese rango de capital. Por lo tanto, el proyecto del que habló Jeff, el producto Kilby, se refleja tanto en la previsión y rango de capital orgánico como en la previsión y rango de capital de las filiales.

Y, al final del día, vamos a mantener la disciplina de capital. Mike ha hablado de todas las opciones de crecimiento que estamos acumulando en todo el mundo, tanto en el sector de la energía como en el upstream. Por lo tanto, seguiremos siendo disciplinados, pero creemos que ese rango nos da margen suficiente para las opciones que tenemos sobre la mesa hoy.

Recibiremos nuestra siguiente pregunta de Nitin Kumar, de Mizuho Securities.

Sí. Seré breve porque quiero darles a todos la oportunidad de hablar durante la llamada. Los destilados medios son realmente el punto crítico en este momento. Inicialmente, parecía ser el combustible para aviones, ahora es el diésel. La demanda de diésel en Europa fue más débil en el segundo trimestre, lo cual creo que es lo que realmente impidió que los inventarios globales bajaran más de lo que lo hicieron. Es posible que esto no se mantenga a medida que entremos en el tercer trimestre.

Se produce una reposición de gasóleo de calefacción antes del invierno, que ya está sobre nosotros o está a punto de llegar. Esto se suma a la prohibición de exportación de Rusia, a las interrupciones en las refinerías rusas y a las evidentes restricciones que existen en el Estrecho. Además, los inventarios de mogas también están bajos. Por lo tanto, los productos están más ajustados que el crudo en todo el mundo, y es por eso que los diferenciales de refinado se han ampliado.

Creo que la pregunta es, ¿cuándo se restablecerán los flujos de crudo? Y ¿cuándo volverán a entrar esos diferenciales? Es difícil de decir. Por lo tanto, creo que vamos a ver cierta presión al alza en los precios de los productos durante el tercer trimestre y, quizás, más allá de este.

No percibo una destrucción de la demanda a una escala significativa. China es una caja negra. Por tanto, la gran pregunta es qué está pasando realmente en China. Es difícil desplazar la demanda con la misma rapidez con la que han caído sus compras de crudo. Creo que tienen cierta flexibilidad para hacerlo.

En otros mercados asiáticos que han experimentado restricciones físicas reales, es probable que se produzca cierta destrucción de la demanda en algunos de ellos, al menos a corto plazo. Pero en cuanto a una destrucción de la demanda estructural a largo plazo, diría que es difícil encontrar pruebas de ello en este momento.

Recibiremos nuestra siguiente pregunta de [ Bob Brackett ] de Bernstein.

Sí. Gracias, Bob. Podría haberlo. Podría haber potencial de expansión en el emplazamiento de Kilby tras la primera fase, una vez que alcancemos estos 2.67 gigavatios. Nada de eso se ha acordado ni negociado todavía con Microsoft. Pero, obviamente, su demanda sigue aumentando y trabajaremos con ellos para ver si podemos suministrarla cumpliendo con nuestros umbrales de rentabilidad.

He hablado sobre el potencial de escalar este negocio aún más. No vemos a Kilby como algo puntual. Se trata de un entorno de demanda macroeconómica muy sólido. Realmente, la profundidad de nuestras capacidades es única y diferenciada en este ámbito. Microsoft ciertamente lo vio con Kilby, y hay otros interesados en saber dónde podemos crecer más allá de esto, tanto en West Texas como quizás en otras partes de los U.S.

Pero miren, a medida que avancemos, siempre seremos disciplinados con esto. Fuimos muy disciplinados con Kilby. Tuvimos un requisito firme sobre lo que necesitábamos hacer por nuestros accionistas, tanto en términos de rentabilidad como de valor. Mantendremos esa postura en el futuro y proporcionaremos información adicional a medida que surjan nuevas oportunidades de crecimiento.

Recibiremos la siguiente pregunta de Jason Gabelman, de TD Cowen.

Vale, Jason, quizás intente responder a esta. En cuanto a la recuperación de deuda, estamos continuando con el proceso de cobro. Prevemos que para principios de 2027, dicha deuda estará totalmente recuperada.

En cuanto a nuestras JVs, hoy operamos 3 JVs con mucho éxito. Hemos incrementado la producción en los últimos años de 40.000 a 250.000. Con el modelo actual que tenemos en marcha, hemos aumentado la producción de esas 3 JVs un 15% en los últimos 6 meses hasta alcanzar los 280.000 barriles de petróleo por día, y prevemos que seremos capaces de crecer hasta un 50% entre ahora y finales de 2028. Por lo tanto, todo con Venezuela a nivel operativo va bien y es coherente con lo que habíamos comunicado.

En cuanto a las oportunidades, obviamente, hemos estado en Venezuela durante 100 años. Nos quedamos allí por el potencial del país y por sus activos. Nos encantan los activos, el petróleo pesado que hay allí. Tenemos mucha experiencia en este sector. Por tanto, estamos trabajando activamente con el gobierno para analizar otras oportunidades. Seremos disciplinados. Al fin y al cabo, los términos que estamos negociando son confidenciales, pero tienen que ser competitivos y tienen que competir por el capital dentro de nuestra cartera. Pero quiero concluir diciendo que estamos muy optimistas con nuestra situación en Venezuela respecto a las oportunidades adicionales.

Nuestra última pregunta es de Phillip Jungwirth, de BMO.

Sí. Gracias, Phillip. Bueno, estamos muy entusiasmados con la oportunidad en Argentina. Y, obviamente, tenemos trayectoria allí, con 3 áreas de desarrollo en las que somos operadores o tenemos una posición no operadora. Estamos produciendo 80.000 barriles al día desde Argentina, con cortes de petróleo del 70% al 75%. Así que nos gustan los productos de Vaca Muerta.

Y estamos aprovechando las lecciones del negocio de shale y tight assets, que ahora incluye Bakken, DJ y Permian, para analizar realmente cómo cumplir con el crecimiento que compartimos en nuestro Investor Day, que es de 3x: crecer 3x para 2035.

Creo que la reunión a la que se refiere fue con el Ministro de Economía, y mantuvimos una conversación sobre el marco regulatorio que recientemente se ha extendido al sector de petróleo y gas. Por ello, hemos solicitado la concesión de El Trapial, una solicitud para ese activo. Y este marco nos otorga 30 años de estabilidad fiscal, incentivos como la depreciación acelerada y beneficios fiscales. Por lo tanto, esto hace que Argentina parezca una opción de crecimiento mucho más competitiva para nosotros.

Por lo tanto, seguiremos siendo disciplinados; no habrá cambios a corto plazo, pero, obviamente, existe una gran oportunidad de crecimiento.

Muy bien. Creo que esa es la última pregunta que tenemos. Nos gustaría agradecer a todos por su tiempo hoy. Agradecemos su interés en Chevron y su participación en la llamada de hoy. Por favor, cuídense y manténganse sanos. Katie, te devuelvo la palabra.

Gracias. Con esto concluye la conferencia de resultados del segundo trimestre de 2026 de Chevron. Ya pueden desconectarse.