Hola a todos. Gracias por acompañarnos y bienvenidos a la conferencia de resultados del tercer trimestre del año fiscal 2026 de National Fuel Gas Company. [Instrucciones del operador] Ahora cedo la palabra a Ryan Vossler, Director de Relaciones con Inversores. Adelante, por favor.

Gracias y buenos días. Disculpad, hemos tenido problemas temporales con el moderador. Por ello, agradecemos que nos acompañéis en la conferencia telefónica de hoy para analizar el informe de resultados publicado ayer por la tarde.

Nos acompañan en la llamada desde National Fuel Gas Company Dave Bauer, Presidente y Director Ejecutivo; Tim Silverstein, Tesorero y Director Financiero; y Justin Loweth, Presidente de Seneca Resources y National Fuel Midstream. Al finalizar las intervenciones preparadas de hoy, abriremos el turno de preguntas.

El comunicado de resultados del tercer trimestre fiscal 2026 y la presentación para inversores de julio se han publicado en nuestro sitio web de Investor Relations. Es posible que hagamos referencia a estos materiales durante la llamada de hoy.

Nos gustaría recordarles que la teleconferencia de hoy contendrá declaraciones prospectivas. Si bien las expectativas, creencias y proyecciones de National Fuel se realizan de buena fe y se cree que tienen una base razonable, los resultados reales pueden diferir materialmente. Estas declaraciones son válidas únicamente a la fecha en que se realizan, y pueden consultar el comunicado de resultados de ayer por la noche para ver un listado de ciertos factores de riesgo específicos. Con esto, le cedo la palabra a Dave Bauer.

Gracias, Ryan, y buenos días a todos. Antes de pasar a la actualización sobre nuestro negocio, me gustaría dar la bienvenida a Ryan Vossler a nuestro equipo de IR. Él forma parte de nuestro grupo de estrategia corporativa y estará cubriendo el puesto de Investor Relations durante unas cuantas trimestres mientras Natalie esté de baja por maternidad. Y en ese sentido, felicidades a Natalie por el nuevo miembro de la familia. Les deseamos lo mejor.

Pasando a los resultados del trimestre. Anoche, informamos unos beneficios por acción ajustados de $1.54, lo cual estuvo en general en línea con nuestras expectativas. Tim y Justin darán más detalles sobre los resultados trimestrales y las previsiones para el resto del ejercicio fiscal más adelante en la llamada. Yo me centraré en las sólidas perspectivas a largo plazo para National Fuel y en las importantes oportunidades que vemos en todos nuestros negocios para seguir generando valor para los accionistas a largo plazo.

En las unidades de negocio reguladas, la creciente demanda de gas natural está impulsando un mayor interés y la expansión de nuestros sistemas de gasoductos interestatales. También estamos cerca de finalizar el cierre de nuestra adquisición de las empresas de servicios de gas de CenterPoint en Ohio. Estos catalizadores de crecimiento, combinados con las actividades pendientes de fijación de tarifas en nuestras diversas jurisdicciones, hacen que las perspectivas para las unidades de negocio reguladas sean excelentes.

En cuanto al segmento de Integrated Upstream and Gathering, el futuro es igualmente prometedor. Controlamos una posición significativa de superficie en el condado de Tioga, que es uno de los pocos recursos de gas natural de primer nivel que quedan en el país con superficie considerable sin desarrollar. Prevemos que el programa de arrendamiento discrecional que anunciamos anoche reforzará aún más nuestra presencia en la zona, aumentará la opcionalidad del plan de desarrollo y añadirá ubicaciones principales adicionales a nuestra trayectoria de casi 20 años de inventario existente con bajo punto de equilibrio. Esta posición ventajosa de superficie, junto con nuestro historial de mejoras significativas en la eficiencia de capital en todas nuestras operaciones totalmente integradas, nos entusiasma sobre el futuro de IUG.

Con esta sólida base de crecimiento en toda la compañía, hemos actualizado nuestras perspectivas a largo plazo. Asumiendo la curva futura actual de los precios del gas natural, ahora prevemos que el beneficio por acción crezca entre un 7% y un 10% anual en promedio hasta el ejercicio '29. Más importante aún, esperamos alcanzar este nivel de crecimiento generando, al mismo tiempo, entre 1.000 y 1.500 millones de dólares de flujo de caja libre durante el mismo periodo.

Esta combinación de un crecimiento significativo de los beneficios y la generación de flujo de caja libre constituye una propuesta de valor sumamente atractiva, que pocas empresas del sector energético pueden igualar. Si bien las empresas de servicios públicos de primer nivel están experimentando un crecimiento similar, la mayoría necesita captar una cantidad sustancial de capital propio para respaldarlo. National Fuel es única en el sentido de que podemos generar un crecimiento de beneficios significativo con flujos de caja generados internamente.

En lo que respecta a nuestras operaciones upstream, nuestra estructura de costes líder en la industria, nuestra cartera de marketing de alta calidad y nuestro compromiso con la cobertura a través de los ciclos de precios de las materias primas nos han permitido mantener márgenes de flujo de caja sólidos en comparación con nuestros pares.

Estos sólidos márgenes, junto con nuestra tendencia de mejora en la eficiencia del capital, nos hacen confiar en nuestra capacidad para aumentar tanto el beneficio por acción como el flujo de caja libre. Nuestra confianza en las perspectivas de la compañía está respaldada por los resultados tangibles que hemos observado en todo el sistema.

En primer lugar, tal como anunciamos anoche, hemos ampliado el alcance de nuestro Line N system Upgrade Project en 200.000 dekatherms diarios. En total, el proyecto revisado, que tiene como fecha objetivo de entrada en servicio noviembre de 2028, añadirá ahora 294.000 dekatherms de capacidad al sistema de Supply Corporation. La capacidad incremental está contratada por 20 años y respaldará la fase inicial de la conversión de carbón a gas en la Shippingport Power Station. Actualmente disponemos de más de 400.000 dekatherms diarios contratados para el emplazamiento de Shippingport, lo que permite tanto la generación de energía behind-the-meter como la generación de energía hacia la interconexión PJM. Con el tiempo, la demanda de gas en este emplazamiento tiene el potencial de duplicarse casi por completo, y estamos bien posicionados para respaldar ese crecimiento mediante futuros proyectos de expansión.

Además de Shippingport, seguimos observando interés en nuevas expansiones de nuestro sistema Line N en el suroeste de Pennsylvania. Esto incluye una demanda sustancial de capacidad para dar soporte tanto a centros de datos como a instalaciones de generación de energía. Continuamos manteniendo conversaciones con promotores para evaluar y avanzar en estos proyectos y esperamos tener más proyectos que anunciar.

También estamos activos en el frente de fijación de tarifas con casos de tarifas tanto en nuestra empresa de servicios públicos de Pennsylvania como en Supply Corporation. Empezando por Supply: nos encontramos en las etapas iniciales del caso de tarifas que presentamos en el segundo trimestre natural, con los procesos de investigación habituales en curso. Las discusiones de acuerdo deberían comenzar en septiembre, y espero tener más que decir al respecto en otoño a medida que trabajemos hacia una resolución con la FERC y nuestros transportistas.

Pasando a Pennsylvania. Seguimos avanzando en el caso de tarifas de servicios públicos que presentamos a principios de este año. Tenemos las tarifas de entrega más bajas del estado por un amplio margen, y tanto nuestros incrementos históricos a corto como a largo plazo han estado muy por debajo de la tasa general de inflación. Además, el incremento que estamos solicitando es bastante modesto. Por lo tanto, nuestra expectativa inicial era que sería sencillo alcanzar un acuerdo. Lamentablemente, sin embargo, ha habido cierta presión política reciente que ha dificultado encontrar puntos en común con todas las partes implicadas. Como resultado, el caso ha sido plenamente expuesto y esperamos una decisión recomendada por parte del ALJ el próximo mes. Seguimos optimistas en que, con nuestro enfoque de larga data en limitar los aumentos de tarifas para los consumidores, la comisión alcanzará un resultado que equilibre nuestra necesidad de seguir invirtiendo en la seguridad y fiabilidad del sistema con la asequibilidad para el cliente. Se espera que las nuevas tarifas base entren en vigor en noviembre, y el ajuste de nuestro mecanismo DIS debería proporcionar ingresos incrementales adicionales a partir del ejercicio fiscal '28.

En New York, estamos entrando en el último año de nuestro plan de tarifas de 3 años. Hemos estado trabajando con el personal de la comisión para desarrollar un nuevo seguidor de modernización del sistema que creemos que puede mantenernos fuera de un caso de tarifas durante el próximo año o dos. Presentamos una petición ante la comisión en mayo para un mecanismo que, como iteraciones anteriores, nos permitiría seguir obteniendo un rendimiento sobre nuestras inversiones en modernización de manera más inmediata. Más importante aún, esperamos lograr esto sin aumentar las tarifas de los clientes, lo cual es un verdadero beneficio mutuo. Anticipamos una orden de la comisión a finales del verano.

También hemos visto grandes avances en nuestra adquisición pendiente de la empresa de servicios públicos en Ohio. En junio, recibimos una orden de la Ohio Commission aprobando la adquisición. Además, nuestra emisión de deuda a largo plazo de $1.5 billion en junio completa nuestras necesidades de financiación para el cierre de la transacción. Nuestros equipos están trabajando estrechamente con CenterPoint para integrar con éxito el negocio en National Fuel, y seguimos en camino para cerrar en el cuarto trimestre del año natural.

En resumen, estamos entusiasmados con las perspectivas de nuestra empresa. Cada una de nuestras unidades de negocio está posicionada para generar un crecimiento significativo en los beneficios y en el flujo de caja libre. Además, nuestra adquisición de la empresa de servicios públicos reequilibrará nuestra mezcla de negocios y fortalecerá aún más nuestro perfil crediticio de grado de inversión. La envidiable combinación de beneficios en crecimiento, una mayor generación de flujo de caja libre y un sólido perfil crediticio sitúa a National Fuel en una posición muy favorable para generar valor a largo plazo para los accionistas. Con esto, cedo la palabra a Tim.

Gracias, Dave, y buenos días a todos. El beneficio ajustado por trimestre de $1.54 por acción disminuyó $0.10 en comparación con el año anterior. Esto se debió a una menor producción en nuestro negocio de Integrated Upstream and Gathering que compensó con creces las mayores ganancias por los precios del gas natural y las ganancias por coberturas.

En nuestras empresas reguladas, seguimos observando un crecimiento del margen de la facturación bruta derivado de nuestro plan de tarifas plurianual en New York y de los ingresos asociados al mecanismo DIS en Pennsylvania. Estos beneficios del trimestre se vieron compensados en gran medida por unos costes operativos más elevados en comparación con el año pasado, impulsados por la inflación general y por 2 partidas discretas.

En primer lugar, si recuerdan, en el ejercicio fiscal 2025 tuvimos un beneficio considerable relacionado con nuestro bad debt tracker en New York. El año pasado, empezamos a acelerar las amortizaciones como parte de nuestro acuerdo de tarifas. Con el bad debt tracker implementado, pudimos revertir gastos devengados anteriormente, los cuales se recuperarán en un procedimiento de tarifas futuro. Esto generó un beneficio que no se repitió este año.

En segundo lugar, en Pennsylvania, estamos viendo el impacto de un nuevo acuerdo laboral con nuestros empleados de operaciones de campo. Este incremento se incluyó en nuestro rate case de Pennsylvania, por lo que prevemos un desfase regulatorio mínimo en la recuperación de los costes asociados. Estos elementos fueron anticipados e incluidos en nuestras hipótesis de guidance anteriores.

Manteniéndonos en las perspectivas para el año fiscal, estamos revisando nuestra previsión de EPS ajustado para 2026 a un rango de entre $7.40 y $7.60 por acción. Este rango refleja principalmente nuestra actualización de las perspectivas de producción de Seneca para el año, que ahora proyectamos que se situará entre 420 y 430 Bcfe. Nuestra hipótesis de gas natural en NYMEX se mantiene sin cambios en $3 por MMBtu. Estamos bien cubiertos para el resto del año fiscal, con certeza de precios en el 75% de nuestra producción a precios muy superiores al strip actual.

Pasando al marco para el ejercicio fiscal 2027. Existe un fuerte impulso en toda la compañía, especialmente el crecimiento continuo de nuestros negocios regulados, la adquisición de la empresa de gas regulada de Ohio y las mejoras de eficiencia en curso en Seneca. En los negocios regulados, esperamos tener casi 30 millones de dólares adicionales en ingresos por expansión relacionados con los proyectos Tioga Pathway y Shippingport lateral. El capital volverá a niveles más históricos a medida que estos proyectos de expansión entren en servicio en noviembre.

También anticipamos ver el impacto de nuestros procesos de tarifas pendientes tanto en Supply Corp como en la jurisdicción de servicios públicos de Pennsylvania, y se espera que ambos concluyan durante el cuarto trimestre del año natural. Además, con nuestro plan de tarifas plurianual en curso en New York y el impacto de la adquisición de la empresa de servicios públicos de Ohio, prevemos un incremento material en las ganancias de nuestros negocios regulados.

En lo que respecta a la adquisición de la empresa de servicios de gas de Ohio, seguimos avanzando hacia el cierre. Tenemos como objetivo una fecha de cierre para el 1 de octubre y actualmente estamos trabajando diligentemente con CenterPoint para finalizar el plan de transición y los servicios relacionados, que prevemos completar en las próximas semanas.

Ese es un elemento clave para formalizar nuestras previsiones para el ejercicio fiscal 2027, las cuales planeamos presentar el próximo trimestre. En el segmento de Integrated Upstream and Gathering, tenemos una trayectoria de mejoras en la eficiencia de capital que esperamos que continúe durante los próximos años. Observamos un fuerte impulso en nuestro programa de desarrollo, el cual proyecta un mayor crecimiento de la producción con una menor inversión de capital a largo plazo.

En cuanto a la fijación de precios del gas natural, la curva forward actual sugiere un entorno de precios más moderado para el próximo año. La sólida cartera de coberturas proporciona una protección significativa, aunque prevemos que los precios realizados sean inferiores a los niveles del ejercicio fiscal 2026. También esperamos que los costes unitarios en efectivo aumenten moderadamente con la inflación, mientras que la DD&A por unidad continúa normalizándose hacia nuestra tasa prevista a largo plazo en el rango de entre 0,80 $ y 0,85 $. Nuestra tasa de DD&A actual se redujo temporalmente como resultado de los deterioros por pruebas de techo registrados en el ejercicio fiscal 2025.

Por último, veremos el impacto total de la actividad en los mercados de capitales completada durante este ejercicio fiscal. Como parte de la financiación de nuestra adquisición, emitimos 4,4 millones de acciones ordinarias y una deuda a largo plazo incremental de $1.2 mil millones. Sumado al impacto del pagaré de $1.2 mil millones que suscribiremos con CenterPoint al cierre, el cual conlleva un cupón del 6,5%, el impacto anual de esta financiación incrementará los costes por intereses y el número medio ponderado de acciones el próximo año.

Me gustaría profundizar un poco más en la financiación que completamos en junio, que fue la mayor captación de capital de deuda en la historia de nuestra empresa. Esta transacción multitranche cubrió la necesidad de financiación para el cierre de la adquisición de la empresa de servicios públicos en Ohio. Recaudamos un total de $1.5 mil millones en 3 tramos iguales, incluyendo plazos de 3, 5 y 10 años con una tasa de interés media ponderada de poco más del 5%. Estuvimos muy satisfechos con la transacción, ya que vimos una gran demanda por nuestros bonos, lo que derivó en una sólida ejecución. Utilizando una parte de los fondos, amortizamos un pagaré de $300 millones que vencía en octubre, lo que nos deja con los $1.2 mil millones adicionales de deuda a largo plazo que se utilizarán para financiar la adquisición en el cierre.

Desde la perspectiva del balance, se espera que las perspectivas actuales de los precios de las materias primas ejerzan cierta presión a corto plazo sobre las métricas de crédito, pero nuestra trayectoria de desapalancamiento a largo plazo se mantiene intacta. Mantenemos un diálogo activo con las agencias de calificación, las cuales siguen siendo muy constructivas respecto a nuestra calificación crediticia, con nuestras métricas clave situadas bien dentro de los umbrales de grado de inversión.

Dada nuestra sólida perspectiva y nuestra firme posición financiera, hemos mantenido nuestro compromiso de devolver efectivo a los accionistas. En junio, nuestro Consejo de Administración aprobó el 56.º aumento consecutivo de nuestro dividendo. Esto también prolongó nuestra racha de pago de dividendos durante 124 años consecutivos. Este es un historial que muy pocas empresas pueden igualar y algo que creemos que podrá continuar durante muchos años más. Estamos realmente entusiasmados con el futuro.

El contexto de nuestro sector es sólido, con una demanda de gas natural al alza, particularmente en nuestra propia zona de influencia. Esto está creando oportunidades de crecimiento en toda la compañía.

También nos acercamos al cierre de nuestra transformadora adquisición de la empresa de servicios públicos de gas de Ohio, la cual duplicará nuestra base de activos regulados y reequilibrará significativamente nuestra combinación de negocios global.

Combinando esto con una creciente generación de flujo de caja libre, nuestro enfoque prudente en la gestión del balance y nuestro compromiso de devolver efectivo a los accionistas, vemos un camino claro hacia una creación de valor significativa en los próximos años. Dicho esto, cedo la palabra a Justin.

Gracias, Tim, y buenos días a todos. Nuestro negocio de Integrated Upstream and Gathering registró una producción y un volumen de transporte de 104 Bcf y 117 Bcf durante el trimestre, respectivamente. Si bien el trimestre no cumplió plenamente con nuestras expectativas, fue un periodo importante de progreso en todo nuestro programa de desarrollo. Creemos que poseemos una de las posiciones de superficie de mayor calidad en Appalachia. Y uno de los beneficios de ello es la capacidad de refinar y optimizar continuamente nuestro programa de desarrollo. A medida que probamos, aprendemos y nos adaptamos, nuestra convicción en la calidad de nuestro recurso, la profundidad de nuestro inventario y la oportunidad a largo plazo no hacen más que fortalecerse.

A principios de este año, pusimos en marcha nuestro primer pad de codesarrollo Upper y Lower Utica, un hito importante en la optimización del desarrollo en múltiples horizontes. Generamos información valiosa sobre la calidad del yacimiento, la estrategia de aterrizaje, el diseño de completado y la secuenciación del desarrollo que ya se están incorporando en los planes futuros. Lo más importante es que no estamos observando comunicación entre los pozos Upper y Lower Utica, lo que proporciona otro dato positivo de que la sísmica es una barrera de fractura altamente efectiva entre los horizontes.

Si bien los pozos de Upper Utica en la pad tuvieron un rendimiento ligeramente inferior a nuestras expectativas originales, los resultados han mejorado nuestra comprensión sobre cómo debe adaptarse el desarrollo en toda la posición de superficie. Esta prueba refuerza nuestra confianza en la capacidad de desarrollar conjuntamente ambas zonas en nuestra posición de Tioga y maximizar el valor a largo plazo de nuestro negocio de Integrated Upstream and Gathering.

A medida que nuestra comprensión continúa evolucionando, nuestros planes a largo plazo están cada vez más orientados hacia el programa de desarrollo inicial de Lower Utica, el cual creemos que proporciona la mejor vía para optimizar el valor a lo largo del tiempo. También estamos refinando nuestra visión del diseño de finalización de Gen 4 Lower Utica, que parece ser el más adecuado para nuestra roca de mayor calidad, donde los EUR pueden acercarse a 3 Bcf por cada 1.000 pies, mientras que el diseño Gen 3 podría seguir siendo el óptimo en otras áreas. Continuaremos evaluando ese enfoque con una prueba de codesarrollo de Upper y Lower Utica en nuestra plataforma taft, donde todos los pozos de Lower Utica utilizan un diseño Gen 4 en lo que creemos es un área con una calidad de roca favorable.

Como parte de nuestras pruebas de Gen 4, hemos observado interacciones de fracturación entre pozos desplazados de Lower Utica que fueron mayores de lo previsto. A medida que probamos diseños de completado cada vez más intensivos, seguimos aprendiendo más sobre el comportamiento de las fracturas y la secuenciación del desarrollo. Si bien estas interacciones afectaron la producción a corto plazo, también proporcionaron información que mejorará los planes de desarrollo futuros, incluyendo ajustes en el diseño de etapas de pozos desplazados.

Finalmente, el trimestre también incluyó un hito operativo importante, ya que nuestro equipo perforó con éxito un pad de 4 pozos en Lower Utica con los laterales más largos en la historia de la compañía.

Cada pozo supera los 30.000 pies de profundidad medida y aproximadamente entre 18.000 y 20.000 pies de lateral tratable, lo que pone de relieve nuestra capacidad para perforar pozos más largos, lo que a su vez puede impulsar mejoras continuas en la eficiencia del capital. Situados en lo que consideramos una excelente calidad de roca, prevemos que estos pozos se encuentren entre los más productivos de nuestra cartera, con el potencial de mantener tasas de producción cercanas a los 40 millones de pies cúbicos por día por pozo durante un periodo prolongado. Prevemos poner en marcha estos pozos a principios de 2027 y esperamos compartir los resultados a medida que continuamos evaluando el pleno potencial de la Lower Utica.

Durante el resto del ejercicio fiscal, tenemos prevista una cantidad significativa de actividad de perforación. Estamos comenzando a producir el primer conjunto de pozos en nuestro pad Taft Utica de 8 pozos. Y en aproximadamente un mes, esperamos comenzar la producción en un pad Marcellus de 6 pozos en Lycoming County. Con 14 pozos previstos para entrar en funcionamiento durante el cuarto trimestre, esperamos cerrar el ejercicio '26 con tasas de producción diaria récord.

Dada la cronología de estas líneas de entrega, sumada a los impactos en la producción asociados a algunas de las pruebas de valoración realizadas a lo largo del año, prevemos que la producción anual total se sitúe entre 420 Bcf y 430 Bcf.

Tomando distancia, el tema común en todos estos puntos es la mejora continua. Las conclusiones obtenidas este trimestre refuerzan nuestra confianza en la posición de Tioga y en nuestra capacidad para generar ganancias sostenidas en la eficiencia del capital a lo largo del tiempo. Si bien el crecimiento de la producción sigue siendo un resultado importante, consideramos cada vez más que la eficiencia del capital es la mejor medida de la creación de valor a largo plazo. En pocas palabras, nuestro objetivo principal es generar más producción por cada dólar de capital invertido cada año. Nuestras pruebas continuas de diseño de pozos entre Gen 3 y Gen 4 son un buen ejemplo de esta filosofía, en la que optimizaremos continuamente el diseño de los pozos para impulsar la economía general del programa, en lugar de sesgar un lado de la ecuación sobre el otro.

Tal como se refleja en nuestros materiales para inversores, vemos un camino claro hacia la mejora continua de la eficiencia del capital, la cual creemos que podemos lograr mediante una optimización adicional del desarrollo, un mejor rendimiento de los pozos y nuestra capacidad continua para aprovechar una importante infraestructura de recogida.

Otra señal sólida del valor de nuestra posición en Tioga puede observarse en el mercado de arrendamientos actual. En toda la región de Appalachia, los operadores han virado cada vez más hacia la expansión de inventario orgánico. Y recientemente hemos visto un aumento de la actividad de arrendamiento en el condado de Tioga, donde Seneca ya mantiene una posición significativa. Basándonos en la calidad de nuestras hectáreas en esta zona, identificamos esta posibilidad hace varios años y pusimos en marcha un plan para actuar con rapidez y asegurar hectáreas adicionales en el momento oportuno. Nos encontramos muy por delante de la competencia gracias al trabajo de títulos, la relación con los propietarios de tierras y otros esfuerzos de largo plazo que nos permiten actuar con decisión a medida que surgen las oportunidades.

Con nuestros mayores esfuerzos de arrendamiento, queremos ser más transparentes sobre nuestro enfoque y ahora estamos separando el gasto en tierras entre las categorías de mantenimiento y discrecionales. Dados nuestros éxitos hasta la fecha, solo se requiere un gasto de mantenimiento modesto, de unos 15 millones de dólares al año, para sustentar nuestro plan de desarrollo a 5 años. El componente discrecional representa una inversión estratégica para proteger y ampliar lo que creemos que es una de las posiciones de inventario de gas natural más destacadas en Norteamérica. Durante los próximos años, vemos una oportunidad para desplegar entre 100 y 200 millones de dólares de capital discrecional para asegurar hectáreas principales adicionales y reforzar aún más nuestra posición en Tioga County. Esta estrategia prolonga la duración del inventario, mejora la opcionalidad del desarrollo y apoya un crecimiento sostenible más allá de nuestro horizonte de planificación actual. A medida que los competidores reconocen cada vez más el valor de este recurso, creemos que nuestras acciones tempranas nos han posicionado excepcionalmente bien para capturar esta oportunidad.

El resto de nuestro programa de capital sigue encaminado en gran medida, aunque estamos aumentando moderadamente nuestras previsiones en el punto medio, impulsado principalmente por el alza en los precios del diésel y del petróleo, así como por cambios en el cronograma.

Para concluir, las perspectivas de nuestro negocio de Integrated Upstream and Gathering se basan en una creencia sencilla: los activos excelentes adquieren aún más valor cuando se mejoran continuamente. Desde 2023, hemos mejorado constantemente el rendimiento de los pozos, optimizado la eficiencia del capital, asegurado contratos de transporte firmes con primas y fortalecido el valor a largo plazo de nuestra posición de inventario. Creemos que este progreso continuará en los próximos años a medida que optimicemos el desarrollo, aprovechemos nuestra infraestructura de gathering y sigamos mejorando la generación de free cash flow.

Al mismo tiempo, las perspectivas macroeconómicas del gas natural siguen siendo muy constructivas a largo plazo, con un crecimiento de las exportaciones de LNG y una mayor demanda de generación de energía, lo que proporciona un soporte duradero para los precios del gas natural a largo plazo, mientras que el aumento de la demanda local en Appalachia debería contribuir a mejorar los diferenciales de base. Si combinamos esto con la calidad de nuestra base de activos y nuestro enfoque continuo en la eficiencia del capital, creemos que estamos excepcionalmente bien posicionados para generar valor a largo plazo para los accionistas. Con esto, le devuelvo la palabra al operador para abrir la línea de preguntas.