Buenos días y bienvenidos a la conferencia de resultados del segundo trimestre de 2026 de Imperial Oil. La conferencia de hoy está siendo grabada. En este momento, me gustaría ceder la palabra al Sr. Peter Shaw, Vicepresidente de Relaciones con Inversores. Adelante, señor.

Buenos días a todos. Bienvenidos a nuestra conferencia telefónica de resultados del segundo trimestre. Me acompaña esta mañana el equipo de alta dirección de Imperial, que incluye a John Whelan, Presidente, Presidente Ejecutivo y CEO; Dan Lyons, Vicepresidente Senior de Finanzas y Administración; Cheryl Gomez-Smith, Vicepresidenta Senior de Upstream; y Scott Maloney, Vicepresidente de Downstream.

Los comentarios de hoy incluyen referencias a medidas financieras no GAAP. Las definiciones y conciliaciones de estas medidas pueden consultarse en el Anexo 6 de nuestro comunicado de prensa más reciente y están disponibles en nuestro sitio web mediante un enlace a esta conferencia telefónica.

Los comentarios de hoy pueden contener información con carácter prospectivo. Cualquier información con carácter prospectivo no es una garantía de rendimiento futuro, y el rendimiento y los resultados operativos reales pueden variar sustancialmente dependiendo de una serie de factores y suposiciones. La información con carácter prospectivo, así como los factores de riesgo y las suposiciones, se describen con más detalle en nuestro comunicado de resultados del segundo trimestre que publicamos esta mañana, así como en nuestro Form 10-K más reciente. Todos estos documentos están disponibles en SEDAR+, EDGAR y en nuestro sitio web, por lo que les pediría que los consulten.

John comenzará con unas palabras de apertura y luego le cederá la palabra a Dan, quien presentará una actualización financiera, y después John ofrecerá una actualización operativa. Una vez finalizado esto, seguiremos con una sesión de preguntas y respuestas. Con esto, le cedo la palabra a John para sus palabras de apertura.

Gracias, Peter. Buenos días a todos y bienvenidos a nuestra conferencia de resultados del segundo trimestre. Espero que todos se encuentren bien. Y como siempre, agradecemos que se hayan tomado el tiempo de acompañarnos esta mañana. Desde nuestra última conferencia de resultados, hemos observado una volatilidad continua en los mercados de materias primas, impulsada por eventos geopolíticos, lo que refuerza la importancia estratégica del suministro de materias primas y productos desde Canadá hacia el resto del mundo. Para Imperial, nuestro modelo de negocio consolidado y ventajoso proporciona de manera única un apalancamiento significativo en condiciones de alza, protegiéndonos al mismo tiempo contra escenarios de baja. Este es un beneficio estructural sustancial a largo plazo que nos permite devolver excedentes de efectivo adicionales a los accionistas a precios más altos, cumpliendo al mismo tiempo con nuestros planes de inversión y prioridades estratégicas en una variedad de escenarios de precios.

Como habrán visto con la reciente firma del MOU trilateral, los gobiernos y la industria, a través de la Oil Sands Alliance, continúan colaborando para crear las condiciones necesarias para apoyar un sector de arenas bituminosas en Canadá que sea más competitivo, en crecimiento y con menores emisiones. El MOU es un paso positivo. Y aunque definitivamente queda mucho trabajo por hacer, me siento animado y optimista sobre el potencial para los canadienses, para los habitantes de Alberta, para la industria y para Imperial.

Con un marco fiscal y regulatorio favorable, Imperial tiene el potencial de duplicar nuestra producción bruta operada en el upstream a lo largo del tiempo mediante el desarrollo de nuestras concesiones de arenas bituminosas de alta calidad utilizando nuestra tecnología de ventaja. En consonancia con ello, continuamos con la construcción del piloto de tecnología de recuperación mejorada de bitumen en nuestra concesión de Aspen, cuya puesta en marcha está prevista para principios del próximo año. Asimismo, seguimos maximizando el valor de nuestros activos existentes, aprovechando nuestras ventajas competitivas en tecnología, escala, integración, excelencia en la ejecución y, lo más importante, nuestro personal.

Desde una perspectiva financiera, el flujo de caja derivado de las actividades operativas superó los $2.700 millones en el trimestre. Excluyendo el impacto del capital circulante, el flujo de caja de las actividades operativas fue superior a $2.500 millones.

Pasando a las operaciones. Quiero destacar varios logros clave. En Kearl, la producción estuvo en línea con nuestro segundo mejor segundo trimestre de la historia. También completamos con éxito los trabajos de mantenimiento programados antes de lo previsto y por debajo del presupuesto. En Cold Lake, seguimos viendo resultados sólidos del proyecto Grand Rapids de SAGD asistido por solventes y del aumento de capacidad de nuestro proyecto Leming SAGD. Estos proyectos respaldan nuestra estrategia de transformar Cold Lake con tecnología de ventaja.

En el sector Downstream, hemos completado el mantenimiento programado en nuestra refinería de Strathcona, tras un intervalo récord de 10 años para la unidad de crudo, y prevemos que dicho mantenimiento se sitúe en el primer cuartil en cuanto a coste y duración frente a los referentes del sector. En general, nos sentimos muy optimistas con nuestra estrategia y con las inversiones que estamos realizando para aumentar el flujo de caja libre y seguir ofreciendo un retorno total para el accionista sin precedentes y líder en la industria.

Sin embargo, hemos tenido algunos retos a corto plazo en el sector Downstream que comentaré con más detalle a medida que analicemos las operaciones. Y como resultado, hemos reducido nuestras previsiones de rendimiento en el sector downstream en aproximadamente un 6%.

Dicho esto, me gustaría destacar que seguimos esperando mayores volúmenes y un mayor rendimiento en todo nuestro negocio durante la segunda mitad del año, ahora que nuestra importante actividad de reestructuración ha quedado atrás.

En cuanto a la asignación de capital, nuestro enfoque sigue siendo coherente con nuestras prioridades de larga data, que comienzan con la inversión en el negocio para mantener y aumentar el valor. A continuación, un dividendo fiable y creciente sigue siendo una prioridad clave. Nuestro dividendo anual ha crecido ya durante 31 años consecutivos.

Y, a medida que generemos excedentes de efectivo por encima de nuestros compromisos, buscaremos devolver dicho capital a los accionistas de manera oportuna. Como habéis visto en el comunicado y dada nuestra sólida solvencia financiera y confianza de cara al futuro, planeamos acelerar las recompras de acciones bajo el programa NCIB y prevemos recomprar todas las acciones permitidas restantes antes de que finalice el año.

Y con eso, le cedo la palabra a Dan para que hable sobre nuestro desempeño financiero.

Gracias, John. Comenzando con los resultados financieros del segundo trimestre, reportamos un beneficio neto de $2.190 billion, un aumento de $1.241 billion respecto al segundo trimestre de 2025, impulsado principalmente por el alza en los precios de las materias primas. Del mismo modo, al realizar la comparativa secuencial, el beneficio neto del segundo trimestre sube $1.250 billion respecto al primer trimestre de 2026, impulsado principalmente por el alza en los precios de las materias primas.

Ahora, dirigiendo nuestra atención a cada línea de negocio y analizándolas secuencialmente, las ganancias de upstream de $1.299 mil millones aumentan $829 millones respecto al primer trimestre, principalmente debido a los mayores precios del crudo. Las ganancias de downstream de $787 millones aumentan $176 millones respecto al primer trimestre debido a los mayores márgenes, compensados parcialmente por los impactos del mantenimiento planificado en la refinería de Strathcona. Nuestro negocio de Chemicals generó ganancias de $65 millones, un aumento de $41 millones respecto al primer trimestre debido a los mayores márgenes del polietileno.

Pasando al flujo de caja. En el segundo trimestre, generamos unos 2.700 millones de dólares en flujos de caja por actividades operativas. Excluyendo los efectos del capital circulante, los flujos de caja por actividades operativas del segundo trimestre fueron de 2.522 millones de dólares, lo que supone un aumento de unos 1.100 millones de dólares respecto al segundo trimestre de 2025. Cerramos el trimestre con una sólida posición de efectivo, con más de 2.800 millones de dólares en caja.

Pasando a CapEx. Los gastos de capital en el segundo trimestre sumaron 531 millones de dólares, 58 millones más que en el segundo trimestre de 2025 y 53 millones más que en el primer trimestre de 2026. En el Upstream, el gasto del segundo trimestre de 359 millones se centró en el capital de mantenimiento en Kearl, Cold Lake y Syncrude. En el Downstream, el CapEx del segundo trimestre se destinó principalmente a proyectos de capital de mantenimiento en toda nuestra red de refinerías.

Pasando a las distribuciones a los accionistas. En el segundo trimestre, pagamos 421 millones de dólares en dividendos. Y esta mañana temprano, declaramos un dividendo del tercer trimestre de 0,87 dólares por acción. Y como señaló John, también anunciamos planes para acelerar nuestro NCIB con el objetivo de completar el programa para fin de año, en línea con nuestra filosofía de larga data de devolver el excedente de efectivo a nuestros accionistas. Ahora le devuelvo la palabra a John para que analice el desempeño operativo de la compañía.

Gracias, Dan. Quiero aprovechar los próximos minutos para compartir los aspectos más destacados de nuestros resultados operativos. La producción upstream durante el trimestre promedió 414,000 barriles equivalentes de petróleo brutos por día, lo que supone una disminución de 5,000 barriles equivalentes de petróleo por día en comparación con el primer trimestre de 2026. Esto se debió a las actividades de mantenimiento programado en Kearl, a algunos mantenimientos no planificados en Cold Lake en mayo y a las lluvias extremas en Syncrude, factores que fueron compensados parcialmente por una mayor fiabilidad general y la ausencia del corte en el suministro regional de gas por parte de terceros.

Si bien nuestras previsiones de producción bruta para 2026 se mantienen, dados los resultados del primer semestre del año, ahora prevemos que la producción upstream del año completo se sitúe en la parte baja del rango de las previsiones.

Ahora presentaré los aspectos más destacados de cada uno de los activos, comenzando con Kearl. La producción trimestral de Kearl fue de 257.000 barriles por día, una disminución de 2.000 barriles por día respecto al primer trimestre de 2026, impulsada principalmente por la ejecución exitosa de los trabajos de mantenimiento programados, compensada parcialmente por la ausencia del corte en el suministro regional de gas por parte de terceros. Kearl también experimentó lluvias extremas a principios de junio, pero me complace decir que nuestro equipo logró limitar significativamente el impacto general en el rendimiento del sitio mediante protocolos robustos ante condiciones meteorológicas severas y planes de contingencia.

Pasando al mantenimiento programado (turnaround) completado en la unidad K1. El equipo entregó el trabajo antes de lo previsto y por debajo del presupuesto. Este logro completa el programa para ampliar los intervalos de mantenimiento de Kearl hasta alcanzar los 4 años, un referente en la industria, y permite avanzar en los planes para reducir los costes de mantenimiento y disminuir los tiempos de inactividad. Con este trabajo ya finalizado, nuestro próximo mantenimiento programado no tendrá lugar hasta 2029, cuando volveremos a la unidad K2, donde ejecutamos con éxito un mantenimiento programado el año pasado.

Cuando pienso en maximizar el valor en Kearl, se trata exactamente de esto. Mayores volúmenes con menos tiempo de inactividad y costes absolutos más bajos, lo que resulta en unos costes unitarios de caja materialmente inferiores. En consonancia con el enfoque que compartimos en nuestro Investor Day 2025, seguimos impulsando múltiples iniciativas de crecimiento en Kearl, incluyendo mejoras en la recuperación, la productividad y la fiabilidad.

Por ejemplo, continúan las obras en las columnas de flotación, que es uno de los proyectos de recuperación secundaria que estamos avanzando para apoyar una producción incremental y eficiente en capital mediante la captura de asfalto adicional del mineral ya procesado por la planta. Con la construcción próxima a su finalización, las actividades de puesta en marcha comenzarán en el tercer trimestre y se espera que la producción se inicie en el cuarto trimestre de este año.

Pasando a los puntos destacados de Cold Lake. La producción trimestral de Cold Lake promedió 149,000 barriles por día, lo que supone una disminución de 6,000 barriles por día en comparación con el primer trimestre de 2026 debido a un mantenimiento no planificado que finalizó en mayo.

Este trimestre, completamos una optimización clave de plantas en Cold Lake, transfiriendo los volúmenes de la planta Leming —nuestra planta más antigua, que procesaba aproximadamente el 5% de la producción de Cold Lake— a la capacidad excedente existente en las plantas de Maskwa y Mahkeses. Esta optimización de la infraestructura nos permite desmantelar la planta Leming, reduciendo nuestra estructura de costes y avanzando aún más en nuestra estrategia para maximizar el valor de nuestros activos existentes. Además, seguimos enfocados en el continuo aumento de la producción de nuestro proyecto Leming SAGD durante el resto del año.

Mirando hacia el futuro, disponemos de 3 oportunidades in-situ de alta calidad en nuestra cartera, donde nos centramos en la tecnología de solventes para maximizar el valor. Nuestros activos en Aspen, Clark Creek y Corner, junto con nuestra tecnología de ventaja, sustentan nuestra oportunidad de crecimiento a largo plazo con el potencial de duplicar con el tiempo nuestra producción bruta upstream operada. Como se ha mencionado, seguimos avanzando en el piloto de tecnología de recuperación mejorada de bitumen, con el inicio de operaciones previsto para 2027 según lo planeado.

Para completar la parte de upstream, ahora hablaré sobre Syncrude. La participación de Imperial en la producción de Syncrude durante el trimestre promedió 73,000 barriles por día, un aumento de 1,000 barriles por día en comparación con el primer trimestre de 2026, debido principalmente a la ausencia del tiempo de inactividad no planificado del Coker 8-3, que fue compensado en gran medida por los impactos de las lluvias extremas. Syncrude continuó utilizando el oleoducto de interconexión para importar bitumen y gasoil con el fin de garantizar una alta utilización del upgrader. Esto permitió aproximadamente 11,000 barriles por día de nuestra participación en la producción adicional de Syncrude sweet premium.

Como recordatorio, debido al mantenimiento no planificado requerido en Coker 8-3 en Syncrude el trimestre pasado, se tomó la decisión de aplazar las obras de mantenimiento programadas para el segundo trimestre en Coker 8-2. Prevemos que dicho mantenimiento comience ahora en la segunda quincena de agosto y tarde aproximadamente 50 días en completarse.

Pasemos al Downstream. En el segundo trimestre, refinamos un promedio de 331.000 barriles por día, lo que representa una utilización del 76%. En comparación con el primer trimestre de 2026, el rendimiento de la refinería disminuyó 53.000 barriles al día, impulsado principalmente por los trabajos de mantenimiento planificados en Strathcona. Nuestro equipo completó con éxito el mantenimiento planificado en la unidad de crudo de Strathcona, que había alcanzado su periodo de funcionamiento más largo hasta la fecha de 10 años. Prevemos que el mantenimiento se sitúe en el primer cuartil en comparación con los estándares de referencia de la industria. Nuestra planta de diesel renovable en Strathcona, la más grande de Canadá, continúa generando una rentabilidad muy atractiva en relación con las importaciones de mayor coste.

Tal como comentamos en nuestro comunicado de resultados esta mañana, hemos reducido nuestras previsiones de rendimiento de las instalaciones de procesamiento (downstream throughput) en aproximadamente un 6%. Esto se debe a 3 factores clave. En primer lugar, y aunque ya es cosa del pasado, tuvimos más tiempo de inactividad no planificado en el primer semestre del año. En segundo lugar, en Strathcona, hemos priorizado la producción de diesel renovable debido a su sólida rentabilidad económica. Esto ha mejorado los márgenes, pero ha reducido el rendimiento de crudo.

Y a medida que aumentamos la producción de diesel renovable, también identificamos congestión en algunas áreas de nuestro patio ferroviario. Actualmente estamos añadiendo capacidad adicional de manejo ferroviario para aliviar esa congestión y tenemos como objetivo completarlo para fin de año. Y, finalmente, a mediados de julio, Nanticoke experimentó un tiempo de inactividad no planificado que afectó a las unidades de crudo. Las demás unidades continúan en funcionamiento y esperamos reanudar la operación completa para principios de agosto. Estos elementos ya han sido plenamente integrados en el rango actualizado de las previsiones de downstream.

Las perspectivas generales para el segmento downstream siguen siendo positivas para lo que queda de año, gracias a mayores volúmenes, ventajas estructurales y un entorno de mercado favorable. Las ventas de productos derivados del petróleo fueron de 446,000 barriles por día, lo que supone una disminución de 5,000 barriles por día en comparación con el primer trimestre de 2026. En general, en toda nuestra red canadiense, observamos una demanda muy similar para cada uno de nuestros principales productos derivados del petróleo en el segundo trimestre de 2026 en relación con 2025.

Pasando ahora a Chemicals. Los beneficios en el segundo trimestre fueron de $65 million, un aumento de $41 million respecto al segundo trimestre de 2025 debido al incremento en los precios de los productos.

Para concluir, si bien el entorno externo sigue siendo dinámico, nuestras prioridades se mantienen sin cambios. Estamos enfocados en capturar el valor total de nuestro negocio integrado con ventajas competitivas, aumentar los volúmenes rentables, avanzar en las mejoras de costes estructurales y incrementar la generación de flujo de caja. Además, seguimos avanzando en nuestros planes de reestructuración. Nos encontramos firmemente en la fase de implementación, guiados por un enfoque robusto y disciplinado, y las cosas están progresando bien.

Como se ha compartido anteriormente, capturaremos beneficios significativos de eficiencia y eficacia a largo plazo a medida que transformemos más nuestro negocio, aprovechando la tecnología de rápido avance y los centros de capacidad global de ExxonMobil. A través de una implementación disciplinada, seguiremos fortaleciendo la competitividad de nuestras operaciones, maximizando el valor de nuestra base de activos y generando rendimientos superiores a largo plazo para los accionistas.

En el ámbito operativo, nuestro enfoque sigue centrado en la excelencia en la ejecución y en ser el operador más responsable. Esto incluye la ejecución segura y eficaz de las próximas actividades de mantenimiento programadas en Cold Lake y Sarnia. Dados los desafíos en la oferta global, el entorno externo continúa favoreciendo una sólida generación de flujo de caja con una notable escasez en los mercados de productos refinados. Con el trimestre de mantenimiento más intenso ya superado, estamos bien posicionados para ofrecer mayores volúmenes y capacidad de procesamiento en el segundo semestre, capturando un valor significativo y continuando con la entrega de rendimientos para los accionistas líderes en la industria.

Como se mencionó anteriormente, hoy también anunciamos nuestra intención de acelerar las recompras de acciones bajo el renovado NCIB y prevemos recomprar todas las acciones permitidas restantes antes de que finalice el año.

Como siempre, quiero agradecer a nuestros empleados por su compromiso, experiencia, profesionalismo y trabajo en equipo. Su dedicación a las operaciones seguras, la excelencia en la ejecución y el servicio al cliente y a la comunidad es lo que hace posibles nuestros logros.

Y me gustaría agradecerles a todos una vez más por su continuo interés y confianza en Imperial. Con esto, pasaremos a la sección de preguntas y respuestas de la llamada, y le devuelvo la palabra a Peter.

Gracias, John. Le agradeceríamos que se limitara a una pregunta más una de seguimiento para que podamos atender a todas las preguntas. Con eso, operador, ¿podría abrir la línea para las preguntas, por favor?

[Instrucciones del operador] Procederemos ahora con su primera pregunta, que proviene de la línea de Greg Pardy con RBC Capital Markets.

Gracias por el resumen. En el comunicado, probablemente lo que más ha llamado la atención es lo ocurrido en Kearl y que no solo el tiempo de inactividad está afectando a los ritmos de producción, sino también —creo que se refirió a ello como la falta de leyes de mineral excepcionales—. Por lo tanto, me gustaría saber si se están desplazando a una zona diferente de la mina, a un nuevo yacimiento o algo por el estilo, y si prevén volver a encontrar leyes de mineral más altas a medida que avancemos.

Greg, gracias por la buena pregunta. Ha sido muy interesante. No se trata de pasar a un grado de mineral inferior. Seguimos teniendo muchísima confianza en la calidad de nuestro mineral.

Realmente fue en el segundo trimestre de 2025 cuando experimentamos una ley de mineral excepcional. Por tanto, la excepción fue el segundo trimestre y parte del tercer trimestre de 2025. En aquel momento, alcanzamos la zona de mayor calidad de la mina. Esa fue la anomalía: el segundo y tercer trimestre del año pasado.

Hemos vuelto realmente a la ley de mineral que hemos estado viendo durante los últimos 2 o 3 años. Y, de media, me gustaría recalcar que tenemos una ley de petróleo de arenas bituminosas muy alta en comparación con otras minas de arenas bituminosas, y nos beneficia de ello de cara al futuro. Por tanto, reitero que la excepción fue realmente el segundo trimestre de '25, y no donde estamos ahora ni donde nos vemos en el futuro.

De acuerdo. Entendido. Gracias por la aclaración. Y John, solo... mientras miro nuestro modelo, en 2027, incluso si no realizamos cambios importantes en los volúmenes, los márgenes mejoran considerablemente.

Y supongo que esto se remite a su... y corríjanme si me equivoco, pero a su Investor Day 2025, y luego tienen estos... tienen diferentes objetivos de OpEx por unidad. Así que creo que son 18 USD en Kearl y 13 USD en Cold Lake. Solo tengo curiosidad, ¿son esos números alcanzables? ¿Y estoy trabajando con las cifras correctas en el plazo de tiempo adecuado?

Sí, absolutamente. Nuestro objetivo claro para 2027 es llegar a los $18 por barril. Y hemos estado reduciendo nuestro coste unitario hacia esa cifra. El año pasado estuvimos por debajo de los $20 por barril, y prevemos que volverá a bajar este año y que alcanzaremos los $18 por barril el próximo año.

Y seguimos muy enfocados en lograr que el activo alcance los 300,000 barriles por día de producción, y sentimos que todos los planes que hemos implementado en torno a la mejora de la recuperación, la mejora de la fiabilidad y disponibilidad, y el mantenimiento preventivo para el intervalo de 4 años del que acabo de hablar, todos esos elementos están encaminados a que alcancemos los [ 300 ].

Y como hemos comentado antes, cuando lleguemos ahí, no es necesariamente... no es una barrera rígida. Vamos a analizar qué oportunidades tenemos más allá de eso una vez que lleguemos. Así que pueden sentirse muy bien con los $18 por barril para el próximo año.

Procederemos ahora con su siguiente pregunta, que nos hace Menno Hulshof de TD Cowen.

Comenzaré con una pregunta sobre G&A o ventas en general en los estados financieros, que disminuyeron considerablemente trimestre a trimestre. Presumiblemente, seguirá bajando a partir de ahora a medida que avancen con la reducción de la plantilla. Pero, ¿podrían recordarnos cómo podría quedar esa cifra en términos de tasa de ejecución (run rate) una vez finalizado el proceso?

Bueno, le voy a pasar la palabra a Dan.

Menno, lo que dijimos es que para 2028, una vez hayamos completado nuestro programa de reestructuración, esperamos una reducción de 150 millones de dólares en el OpEx en efectivo de forma continua. Así que creo que eso sigue en pie. Y a medida que avanzamos con la reestructuración, obviamente no se ve todo eso todavía. Pero una vez que estemos organizados para 2028, eso es lo que esperamos ver.

Genial. Y supongo que la segunda pregunta es sobre el crecimiento, dada su referencia a tener los recursos para, teóricamente, duplicar la producción con el tiempo. Creo que tenemos una idea bastante clara de lo que está pasando en Aspen y con el piloto de [indiscernible] EBRT. Pero, ¿está pasando algo con Corner y Clark Creek en este momento?

Creo, Menno, que habla John. Gracias por la pregunta. Creo que allí estamos realizando algunas perforaciones de delimitación para asegurarnos de que comprendemos el recurso. Tenemos un control muy bueno sobre ello. Pero el objetivo principal allí en este momento es entender el recurso que tenemos y la mejor manera de desarrollarlo.

Prevemos que la tecnología de recuperación mejorada de betún es la que buscamos validar y aplicar en los 3 activos mencionados. Por supuesto, estamos llevando a cabo ese piloto en Aspen. Consideramos que Aspen es la primera fase de ese desarrollo.

Y luego, dependiendo del clima de inversión y de todo lo demás, tenemos una -- tenemos mucha flexibilidad en cuanto al ritmo de los desarrollos posteriores en Corner y Clair Creek. Sin embargo, hemos realizado el trabajo para comprender plenamente el recurso y avanzar allí de manera oportuna.