Gracias, operador. Empecemos. Nuestra primera pregunta es de Biraj Borkhataria, de RBC.

Gracias, Biraj. Quiero ser muy claro con respecto a tu primera pregunta sobre las perspectivas del año, las recompras de acciones y demás. Primero, permíteme subrayar que estamos entrando en un periodo inexplorado en la guerra que está afectando a la economía y a nuestros negocios. Y también está afectando, por supuesto, a las materias primas, a la actividad industrial y así sucesivamente. Prefiero... quiero decir, porque hoy no podría anticipar lo que estoy viendo para el resto del año. Pero créeme, no tengo más información de la que tenéis vosotros, porque lo que está ocurriendo está, en cierto modo, fuera de mi control; no me refiero a lo que está pasando con Repsol. Me refiero a lo que está pasando en Ormuz, lo que está pasando en el Golfo Pérsico y lo que está pasando en Rusia.

Así que, en este sentido, lo que quiero subrayar es que, en primer lugar, vamos a lanzar un tercer programa de recompra de acciones en octubre. Eso va a suceder. En segundo lugar, voy a respetar el rango del 30% al 40% de la distribución total para finales de año, tal como anunciamos en el Capital Market Day. En cualquier caso, vamos a respetar este porcentaje. Y la decisión sobre el importe de esta tercera recompra de acciones en octubre se tomará en octubre, conociendo primero qué percepción tenemos, ya que para el 29 de octubre tendremos probablemente más claridad sobre la evolución y el rendimiento del año. Y, por supuesto, teniendo también en cuenta cuál es la situación macroeconómica de nuestra economía. Así que eso es, permítanme decir, la parte certainly de lo que estoy diciendo.

No estamos considerando otros mecanismos, dividendos especiales y demás. Hay que tener en cuenta que, en este sentido, el único límite que podríamos tener —y respondiendo esto solo desde un punto de vista técnico— es que, excluyendo los EUR 350 millones que correspondieron al primer tramo, tenemos el límite del 10% del capital de la compañía que fue aprobado en nuestra AGM en mayo. Así que, técnicamente, ese es el único límite que podríamos tener. Pero ese 10%, quiero decir, representa más de EUR 2 billion. Por lo tanto, no es una preocupación para nosotros en la actualidad.

Pero, de nuevo, soy consciente de que estamos reforzando nuestro balance. Permítanme decir que eso es positivo. Es positivo en un momento en el que existe volatilidad y la situación geopolítica es compleja. Y vamos a respetar todos los mecanismos con los que nos comprometimos con nuestros accionistas. Es nuestra prioridad, y vamos a lanzar de nuevo esta recompra de acciones en octubre, y tendremos en cuenta la información que tengamos en ese momento para tomar la mejor decisión. Pero, en cualquier caso, eso va a ser muy positivo para nuestros accionistas.

Pasando a la prima, a la prima de refinado, si tomamos este segundo trimestre, la contribución de los biocombustibles podría situarse en torno a los 2 $, 2,2 $ por barril. Recordad que el peso de los biocombustibles en nuestra cartera es ahora mayor debido a la puesta en marcha de la nueva modernización de la planta de Puertollano. También tenemos Cartagena, tenemos el coprocesamiento, etcétera. Y estamos experimentando márgenes bastante buenos para los biocombustibles y el HVO en el mercado internacional.

El resto está impulsado por la mezcla de crudos y la optimización del balance. Y cuando se produce una disrupción de este tipo en el mercado, se tiene mucho margen para modificar los rendimientos, cambiar los productos que se fabrican para centrarse más en el queroseno, que tiene mejores márgenes que otros productos, y así sucesivamente. Esa es la razón de este elevado diferencial de márgenes. Me refiero a una buena integración de nuestras refinerías y a la capacidad de adaptar la programación y la planificación de la refinería, tanto en términos de mezcla de crudos como de rendimiento de productos, a la mejor situación que vamos viendo en el mercado día tras día.

Así que 10,3 $ por barril en el trimestre como prima y 2,2 $ procedentes de biocombustibles.

Pasando a la actividad de mantenimiento en el tercer trimestre, en primer lugar —antes que nada, perdón, permítanme decir que en este mes de julio lo que tenemos es, quiero decir, que estamos optimizando al máximo la destilación en el último barril, lo que nos está dando un margen positivo. En julio podríamos haber tenido una tasa media de utilización de la destilación del 85% y la tasa de utilización de la conversión se sitúa en el 102% en julio. Ya saben que, técnicamente, podría estar por encima de esa cifra del 100% porque, principalmente, los cokers son unidades que trabajan por lotes. Es decir, si se optimiza el tiempo del ciclo, se podría producir por encima de la especificación técnica del 100%. Eso es lo que está ocurriendo en este mes de julio.

Y si pasamos al programa de mantenimiento, quiero decir, en este contexto estamos intentando maximizar la producción, lo cual es bastante lógico. Tuvimos en Bilbao la parada del coquer en abril y mayo, pero eso ya es pasado. No tenemos ningún mantenimiento allí. En Puertollano, me refiero a que una parada parcial de la conversión se va a prolongar hasta el cuarto trimestre, por lo que no habrá nada en el tercer trimestre. Y en Cartagena, tenemos que cambiar el catalizador del hidrocraqueador a finales de septiembre. Es decir, son solo algunos días, no estamos hablando de algo extremadamente complejo en cuanto a la duración de la... así que podríamos decir que, teóricamente, tenemos un tercer trimestre bastante despejado en cuanto a paradas de nuestras refinerías. Y probablemente lo que está ocurriendo en nuestra capacidad de conversión por encima de este 100% es un reflejo de esta situación.

Nuestra siguiente pregunta es de Michele Della Vigna, de Goldman Sachs.

Michele. Quiero decir, como dije antes, bueno, ya conocen las cifras del segundo trimestre, una media de 558.000 barriles al día. En julio, a día de hoy, 582.000 barriles al día. Las principales contribuciones provienen de Alaska, que está empezando a crecer. Vamos a tener Alaska a finales de septiembre con el aumento de producción totalmente operativo. Eso significa que tendremos 80.000 barriles brutos. Es decir, hay que restar la parte de Repsol de esta cifra. Venezuela, quiero decir, que Venezuela está funcionando de la manera correcta. Es decir, a pesar de este estado de emergencia y de esta difícil situación humanitaria que sufre Venezuela, quiero decir que Repsol ha demostrado un fuerte compromiso y solidaridad en este proceso, enviando ayuda humanitaria y estando plenamente comprometida con las acciones que el gobierno de Venezuela está promoviendo en este sentido. Pero la buena noticia, y no solo para Repsol, sino también para el país, es que los activos, los activos de hidrocarburos, incluidos los de Repsol, no han sufrido ningún daño significativo. Y eso es importante porque producimos el gas que sostiene el sistema eléctrico de Venezuela y la producción sigue siendo segura para el suministro. Y debo decir que —quiero decir— los representantes del gobierno en Venezuela están prestando toda la atención también a ayudar a las empresas a aumentar la producción. También contamos, y quiero subrayar esto, con todo el apoyo de las autoridades estadounidenses para la mejora de la situación en Venezuela.

Creo que el gobierno federal estadounidense lo está haciendo bastante bien, apoyando lo necesario para aumentar la producción en Venezuela, otorgando al gobierno y al pueblo venezolano la capacidad de tener más ingresos, más ingresos fiscales para mejorar la situación social y económica del país. Por tanto, estamos empezando a ver mejoras en esta producción en Venezuela. Hace 4 semanas, unos días antes del terremoto, tuve la oportunidad de estar en el país, en Caracas, y de reunirme con el Presidente Rodriguez y el Ministro de Petróleo de Venezuela. Y lo que quiero decir es que están plenamente comprometidos con este objetivo. Mantengo lo que dijimos: que a partir de abril, es decir, desde el momento en que recibamos todas las licencias necesarias y demás, vamos a aumentar nuestra producción en un 50% en 1 año, y vamos a multiplicar por 3 nuestra producción en 3 años. Y teniendo todo eso en cuenta, no puedo olvidar lo que también está ocurriendo en términos de crecimiento de la producción en el Marcellus en el sector no convencional, donde estamos viendo cierto incremento. En Leon-Castile, hoy podríamos estar produciendo 13.000, 14.000 barriles netos al día para Repsol. Y el año que viene estaremos produciendo 19.000 barriles al día. Así que también hay un aumento de la producción en Leon-Castile. En conjunto, vamos a estar en torno a los 600.000 barriles al día a finales de este año. Por tanto, me siento totalmente cómodo con el rango de 550.000, 570.000 barriles al día que tenía como indicación. Es decir, esa es la indicación.

Tengo la percepción de que probablemente nos situaremos en la parte alta de este rango a finales de este año. [Foreign Language]

Nuestra siguiente pregunta es de Sasikanth Chilukuru, de Jefferies.

Gracias, Sasi. Quiero decir, en primer lugar, hemos incrementado nuestro capital circulante este semestre en EUR 2.7 billion. Permítanme desglosar un poco esta cifra en dos tramos. El primero es el precio. Es decir, debido a que lo que tenemos en nuestros tanques, en nuestro almacenamiento, tiene un precio más alto. Así que, hablando a grandes rasgos, podrían ser EUR 1.4 billion derivados del precio. Y la otra parte es el volumen, EUR 1.3 billion.

Y permítanme decir que ese es el resultado del enfoque que tenemos ahora. Es decir, ¿qué hay detrás de esta decisión? Se podría decir: "vale, no estáis optimizando vuestro almacenamiento". Pero existen razones sólidas para ello. La primera —es decir, tengo que garantizar que cuando el margen de refinado sea de $34 por barril y con una prima de $9, no pueda tener un problema de suministro de petróleo porque haya una tormenta en Bilbao o en el puerto de A Coruña, etcétera. Por tanto, tengo que trabajar, digamos, de una forma menos optimizada en términos de capital circulante, porque tengo que garantizar que las refinerías tengan una conversión que cubra el 100% de nuestras unidades, que es lo que está ocurriendo hoy. Así que hay una razón para ello. Y cuando hablo de petróleo crudo, me refiero a productos intermedios y demás. Así que ahora tenemos una prioridad. Es decir, nuestro sistema de refinado está dando beneficios. Y tengo que garantizar que este proceso continúe sin interrupciones porque, de vez en cuando, ya saben, tenemos dos refinerías en el Océano Atlántico y tormentas y demás; incluso en el Mediterráneo aparecen de vez en cuando. Esa es la primera razón.

La segunda razón es que —quiero decir, lo que hemos visto, Sasi, es un mercado de productos muy ajustado. No sé qué está viendo el mercado, pero créeme, el diésel y el queroseno —es decir, el diésel y el combustible para aviones— podrían ser una preocupación para los europeos en los próximos meses. Por tanto, tenemos que garantizar que somos capaces, en primer lugar, de abastecer a nuestros clientes en España, porque tenemos un fuerte compromiso con ellos. Así que, si este compromiso implica que tenemos que aumentar el almacenamiento, lo haremos. Y, en segundo lugar, porque esta compañía también tiene un compromiso total con los países donde operamos. Tenemos un fuerte compromiso con la sociedad y la economía españolas.

Y el turismo es muy importante para España. El 15% del producto interior bruto español proviene del turismo. Este año, probablemente, el turismo va a experimentar un año incluso mejor porque, permítanme decir, la incertidumbre en algunas regiones del mundo, Europa del Este, Oriente Medio, la mayor dificultad para viajar a Asia, etc., va a concentrar una parte importante del turismo europeo en España. Y estamos plenamente comprometidos a garantizar que estas personas tengan productos de tipo jet para venir a España y abastecer al turismo y a la economía española. Y eso es parte de nuestro negocio porque ellos son nuestros clientes. Hemos aumentado nuestra producción de jet en un 35% en nuestras refinerías. Y ahora somos capaces de proporcionar no solo el queroseno que nuestros clientes necesitan en España, sino que también estamos suministrando jet a nuestros clientes en otros aeropuertos europeos.

Así que estamos vendiendo jet en París y en algunas otras zonas porque también estamos aprovechando esta situación como una oportunidad comercial para el futuro. Eso es lo que hay detrás de este capital de trabajo. Si me preguntan qué va a pasar al final del año, me refiero a términos físicos, quiero decir, no podemos aumentar este esfuerzo porque tenemos la capacidad máxima de las unidades de almacenamiento que tenemos en España. Por lo tanto, no verán un incremento que provenga de la parte física.

Si nos fijamos en el precio, eso no está en nuestras manos. Si el precio de los productos y el precio del petróleo es más alto, veréis un mayor flujo de caja operativo derivado de las operaciones, y veréis un mayor capital circulante debido a este precio. Por tanto, cuando hablamos de distribución, nos referimos, por supuesto, a la recompra de acciones con el flujo de caja operativo. Pero no habrá sorpresas en este sentido al final del año, Sasi. Las únicas sorpresas que podrían darse podrían ser positivas, porque podríamos tener, digamos, la capacidad de liberar en términos comerciales una parte de estos inventarios, una parte de este almacenamiento.

Tu segunda pregunta es muy interesante, Sasi, porque creo que primero tenemos que utilizar nuestra solidez financiera para capear y, en cierto modo, resistir en un escenario volátil a partir de este otoño, cuyo desarrollo es incierto. Y en segundo lugar, porque, quiero decir, en el futuro, por supuesto, podríamos tener oportunidades en un escenario diferente. Pero, de nuevo, vamos a ser muy prudentes en el uso del capital. Es decir, tener un balance sólido siempre es una oportunidad, pero vamos a ser muy prudentes en el uso del capital y en el uso del CapEx. Y reitero, la distribución para nuestros accionistas será la prioridad en el uso de este capital.

Y, por supuesto, estamos viendo muchas oportunidades de crecimiento en el sector E&P, como habéis mencionado, pero estas oportunidades son principalmente orgánicas. Tenemos una sólida cartera de proyectos para crecer. He mencionado antes Pikka, he mencionado Quokka, he mencionado Horseshoe. Venezuela también está ahí. Libia también está ahí. Tenemos oportunidades en nuestra cartera. Así que vamos a aprovechar estas oportunidades para crecer. No veo, permíteme decir, hoy en día, oportunidades en M&A dentro del E&P porque, quiero decir, los activos están caros debido al contexto macro actual. Pero eso no es una preocupación para mí ahora porque tenemos muchas oportunidades para crecer en el E&P de forma orgánica. Gracias, Sasi.

Nuestra siguiente pregunta es de Alastair Syme, de Citi.

Así que, gracias principalmente por su primer comentario, Alastair, porque en Repsol estamos realmente felices por la victoria de la selección española de fútbol el pasado domingo. Así que muchas gracias por su comentario al respecto.

Para responder a su pregunta, los biocombustibles, sí, quiero decir, la rentabilidad ha sido fantástica. Pero, ¿a qué se debe esto? En primer lugar, nos centramos principalmente en nuestro mercado. Con la producción que tenemos hoy, probablemente podríamos cubrir el 70%, algo así, de las necesidades de nuestros clientes en España. Si tomamos el promedio de este año o lo que prevemos, teniendo en cuenta los márgenes actuales de HVO que estamos experimentando, probablemente el EBITDA de este negocio se sitúe en torno a los EUR 300 millones o EUR 325 millones este año. Si sumamos lo que estamos obteniendo en la parte comercial de renovables más el trading, probablemente la cifra de EBITDA este año podría acercarse a los EUR 380 millones. Les recuerdo que el capital empleado en este negocio podría rondar los EUR 500 millones. Por tanto, la rentabilidad es buena.

Y probablemente lo que hay detrás es que estas unidades están totalmente integradas en nuestro sistema de refinado. Tenemos experiencia industrial en la gestión de este tipo de unidades. En segundo lugar, hemos trabajado intensamente durante los últimos años para construir la cadena de suministro necesaria para que todo eso sea rentable. Y en tercer lugar, por supuesto, tenemos el impacto del enfoque internacional en el mercado internacional, pero contamos con un mercado interno que es, en cierto modo, el centro de nuestra producción.

Como saben, también estamos desplegando estos combustibles renovables de forma comercial. Ya contamos con casi 1.700 gasolineras —o estaciones de servicio, perdón— en España que ofrecen un diesel 100% renovable. Se trata de una oferta para nuestros clientes y la estamos integrando como parte de nuestro negocio. Por tanto, creo que todo eso es lo que sustenta la rentabilidad que estamos obteniendo en este negocio. Es cierto que, en ocasiones, los márgenes internacionales podrían ser menores y es probable que los rendimientos sean más bajos en este momento, pero lo que quiero decir es que ahora mismo estamos bastante satisfechos.

Y como mencioné anteriormente, probablemente vamos a entrar en una tercera planta con un propósito específico, que probablemente consistirá en la modernización de una de nuestras refinerías para cubrir un poco la brecha entre lo que necesitamos en nuestros mercados y la producción actual que tenemos. En cuanto a Alaska, respecto a este desarrollo, me refiero a que Pikka 2 va a estar muy integrado con Pikka y con Pikka 1. Con Pikka, quiero decir, la producción actual sigue según lo previsto. Pikka 2 va a estar totalmente conectado a ello.

Y si pasamos a Quokka, quiero decir, es probable que Quokka tenga su propia planta de desarrollo, su propia instalación de procesamiento. Y, por supuesto, todo eso está bajo revisión. Lo que sabemos hoy sobre Quokka es que el rendimiento de los pozos podría ser muy positivo. Recuerden que la perforación, la prueba de producción que realizamos este febrero, marzo —no recuerdo la fecha exacta—, fue de alrededor de 3,900 barriles al día; me refiero a un solo pozo. Por tanto, somos muy optimistas respecto a las perspectivas de su potencial desarrollo. Y creemos, por esa razón, que podría ser un nuevo Pikka.

Pero nuestro enfoque en cuanto al desarrollo a corto plazo se centrará plenamente en las próximas semanas y meses en el análisis de la FID de Pikka 2, que probablemente se tomará con una alta probabilidad en 2027, porque preferimos conocer, por supuesto, toda la información procedente de los pozos, de la producción de Pikka 1 y demás, antes de tener el proyecto de ingeniería completo. Y cuando pregunta por los recursos, la respuesta es sí. Es decir, la cifra 2C incluye Pikka, incluye Quokka e incluye Horseshoe.

Nuestra siguiente pregunta es de Alejandro Vigil, de Santander.

Alejandro, muchas gracias. Es decir, tienes razón sobre el perfil de crecimiento en el Upstream. Solo quiero recordarte que cuando hablamos de 580.000 a 600.000, estamos teniendo en cuenta 2026, donde la media será algo entre 560.000 y 570.000. Por lo tanto, esto significa que prevemos crecimiento en 2027 y 2028; y recordad también que hemos —hemos excluido— y subrayé esto en el Capital Market Day, el incremento de Venezuela de esta cifra. Es decir, si Venezuela avanza en la dirección correcta, y esperamos —esperamos y estamos plenamente comprometidos con el desarrollo de Venezuela—, esta cifra de 580.000 a 600.000 barriles diarios para el periodo '26-'28 será mayor, porque tenemos que sumar la mejora que vamos a obtener en Venezuela. Y, de nuevo, lo que estamos viendo en Venezuela es un compromiso total del gobierno venezolano y de PDVSA para que las cosas vayan en la dirección correcta, aumentando la producción, incrementando los ingresos del país y mejorando la situación social y económica del país. También estamos viendo un compromiso total del gobierno federal estadounidense para hacer que todo eso sea posible. Así que cuantificar la guía para 2028 y 2030 no es un juego fácil ahora mismo, pero estamos viendo a la compañía produciendo por encima de los 600.000 barriles diarios. Pasando al RED III, quiero decir que esta implementación es positiva.

Es positivo porque lo que estamos viendo es que hay una certeza, y la certeza significa que tenemos más seguridad para tomar decisiones de inversión. Así que estoy seguro de que esta RED III va a respaldar la decisión de inversión que vamos a tomar en relación con esta tercera planta en España para producir biocombustibles y para el hidrógeno; creo que eso también justifica plenamente la FID que tomamos el mes pasado, es decir, en Petronor y Cartagena. Y creo que esto está abriendo la puerta, por supuesto, a la FID de Tarragona y, probablemente, a una cuarta en la geografía española de nuestra refinería. Por tanto, una implementación positiva y la certeza que va a favorecer las decisiones de inversión en España. [Foreign Language] Alejandro.

Nuestra siguiente pregunta es de Naish Cui, de Barclays.

Gracias, Nash. Es decir, sí, podría cuantificarlo. Venezuela, estamos recibiendo y seguiremos recibiendo los cargamentos que van a sufragar toda la producción de gas y los costes de nuestra producción de gas durante el año en Cardón. Así que tuvimos uno en abril, uno en julio, y vamos a recibir 4 cargamentos más para Cardón este trimestre del año.

En cuanto a Petroquiriquire, hemos empezado —hemos empezado— a recibir cargamentos de forma regular. Y estos cargamentos van a cubrir lo que es, por supuesto, lo que necesitamos para pagar el OpEx y el CapEx para aumentar la producción en Petroquiriquire. Por lo tanto, vamos a financiar con estos cargamentos la inversión necesaria para cumplir con el compromiso de todo el incremento de producción que mencioné anteriormente.

Así que, cuando habláis de las previsiones para el año, me refiero a que la producción anual está incluida porque, por supuesto, empezamos en abril, en este juego de abril, mayo. Esto significa que el impacto este año va a ser menor. Y por esa razón, me siento bastante cómodo diciendo que vamos a estar en el rango alto de los 560,000, 570,000 barriles al día.

Cuando pasemos a las métricas, esto —por supuesto, Venezuela como JV se incluirá en el apartado de dividendos dentro del flujo de caja operativo. Así que... pero todo eso está incluido en nuestras cifras.

Pasando a las perspectivas del margen de refinado. ¿A qué se debe esto? Primero, probablemente el factor principal, ya que todo el mundo habla de Ormuz y, probablemente, Ormuz no sea el factor principal detrás de los márgenes de refinado. Creo que Rusia podría ser incluso más importante que Ormuz hoy en día para el mercado europeo porque, probablemente, entre el 45%, 50% o 50% de las refinerías rusas están actualmente fuera de producción. Esto significa que esos 90 millones, 100 millones o 1.000 millones de barriles diarios de destilados medios que Rusia exportaba a Europa desaparecen por completo. Por lo tanto, el impacto es incluso mayor que el impacto procedente del Golfo Pérsico. Así que, en mi opinión, este es el primer motor.

La segunda, Hormuz, el estado de Hormuz. Por supuesto, la cifra que mencioné para Rusia, probablemente podríamos cuantificar algo similar a entre 800.000 y 900.000 barriles diarios de destilados medios que desaparecen del mercado europeo procedentes de Hormuz.

El tercer factor, quiero decir, es que la demanda es muy sólida. Me refiero a que incluso la International Energy Agency ha modificado las perspectivas de la demanda para este año. Es decir, se pronosticaba la cifra que tenéis en mente, una reducción de la demanda mundial de unos 100.000 barriles al día, pero probablemente casi replicando las cifras de consumo de 2025; incluso con estos precios, donde se podría pensar que existe algún tipo de elasticidad en partes de la demanda. Por tanto, la demanda mundial de hidrocarburos y de productos es muy sólida.

Y cuando analizamos nuestros mercados, me refiero principalmente a España y Portugal, porque la economía española está creciendo de una forma buena y saludable.

Y también tenemos esto, permítanme decir, la incorporación del sector turístico con más de 100 millones de visitantes en el país, todo lo cual también está impulsando la demanda al alza. Así que, sumado a este factor, voy a añadir otros dos para sentirme muy cómodo y probablemente positivo respecto a los márgenes de refinado, no solo para 2026, sino también para 2027.

En primer lugar, cuando se analizan los inventarios, las reservas en Europa, en U.S. y en los principales mercados son significativamente inferiores a la media de los últimos años. Por tanto, necesitamos reponer estas reservas y vamos a necesitar tiempo para ello.

Así que el cuarto factor. Quiero decir, el quinto; creedme que cada refinería está haciendo todo lo posible por producir tanto como sea posible, tal como está haciendo Repsol, por supuesto. Y si observáis Estados Unidos, eso está ocurriendo. Es decir, EE. UU. está exportando muchos productos. Y de nuevo, gracias a nuestros amigos y hermanos estadounidenses, aquí en Europa estamos asegurando las necesidades energéticas que tenemos, no solo en términos de gas, sino también en términos de producto, porque EE. UU. está compensando, está cubriendo la falta de producto procedente de Ormuz y de Rusia.

Así pues, las refinerías, de vez en cuando, necesitan mantenimiento, paradas técnicas o algo similar; a veces se producen penalizaciones operativas y demás. Y todo eso va a ocurrir en los próximos meses. Por esa razón, estoy convencido de que existen motivos sólidos para respaldar unos márgenes de refinado realmente buenos, no solo en 2026, sino también en 2027.

Nuestra siguiente pregunta es de James Carmichael, de Berenberg.

Gracias, James. Quiero decir, Venezuela está muy claro: Cardón está pagando las facturas del gas. Así que eso es un punto a favor. Y con Petroquiriquire, los cargamentos están pagando el OpEx y el CapEx que necesitamos para crecer en activos de petróleo. Así que tengo confianza en Venezuela. Creo que existe un fuerte compromiso por parte del gobierno de Venezuela y de PDVSA para hacer posible este crecimiento de la producción. Pero lo que necesitamos para crecer e invertir en este crecimiento es, por supuesto, un pago recurrente de los cargamentos. Así que todo esto es, déjenme decir, una perspectiva positiva porque la inversión significa más producción, significa más recaudación fiscal para el país y significa más barriles para Repsol. En este sentido, quiero decir que nos sentimos totalmente cómodos con el país y con el enfoque financiero prudente que estamos aplicando en el país para crecer.

Cuando hablamos del negocio de las renovables bajas en carbono, me refiero a que lo renovable es una parte —es un pilar— de nuestra estrategia. Quiero subrayar que tenemos 24 millones de clientes en España y Portugal y que aplicamos un enfoque multienergía en este mercado; es decir, que hoy en día, el 25% del flujo de caja operativo total de esta compañía proviene de nuestros clientes, de nuestro negocio comercial, y está creciendo, lo cual es crucial para la empresa. Y probablemente este año, el EBITDA —el flujo de caja operativo de este negocio— se situará en torno a los EUR 1.4 billion, EUR 1.5 billion. Por tanto, esto es importante. Probablemente este año sea un poco inferior al 25% del flujo de caja operativo, pero no se debe a que este negocio esté funcionando mal, ya que van a superar las cifras del año pasado. Se debe a que la situación que están experimentando otros negocios va a hacer que el flujo de caja operativo de la compañía crezca por encima de estas cifras.

Y nuestros clientes también necesitan energía; estamos haciendo crecer nuestro negocio de comercialización de energía, donde ya contamos con 3,3 millones de clientes y seguimos creciendo. Si comparamos las cifras con las del año pasado, tuvimos 0,5 millones de nuevos clientes durante el último año. Así pues, producimos energía. Producimos energía renovable para satisfacer las necesidades de nuestros clientes, ya sea en sus hogares o en sus vehículos, porque también quiero recordarles que tenemos 10.000 puntos de recarga accesibles en nuestra herramienta Waylet. Por este sentido, lo renovable es importante por esa razón: no solo por una ambición de transición, sino porque es negocio.

Y este negocio también está funcionando de la manera correcta, creciendo ahora de forma autofinanciada, tal como nos comprometimos en nuestro Capital Market Day. Tenemos una estrategia multienergética de integración ibérica, y estamos aplicando esta experiencia en producción renovable en los U.S., donde tenemos proyectos significativos que son competitivos. Por tanto, en este sentido, nos sentimos cómodos con este negocio y vemos el negocio de las renovables como un pilar a largo plazo de nuestra cartera. Como dije anteriormente, crecemos de forma autofinanciada y garantizando este 10% de rentabilidad, gracias a este sistema de rotación que está funcionando, como hemos demostrado también este trimestre con la transacción con un socio estratégico como es Masdar. Gracias, James.

Nuestra siguiente pregunta es de Fernando Abril, de Alantra.

Fernando. Me refiero a que, yendo a tu primera pregunta. En este caso, primero, teníamos —y tenemos y estamos felices de tener— un socio industrial como Masdar comprometido en el negocio de las renovables. No es el tipo de socios diferentes que teníamos antes, que eran más financieros. Este es un socio industrial en las renovables, es decir, con cierto apetito de cooperar también en la operación de este negocio. Por eso estuvimos encantados de darles el co-control de la operación. Esa fue la razón detrás de esto. Y, por supuesto, Fernando, también estamos respetando y cumpliendo lo que dijimos en nuestro Capital Market Day sobre el método de autofinanciación para este negocio. Así que no tenemos ninguna preferencia por este método; podría ser una opción. Pero también debo recordar que ahora hemos rotado todos los activos, eólicos y solares, que tenemos actualmente en operación en España. Por supuesto, vamos a desarrollar nuevos activos en el futuro, pero estamos abiertos a volver al modelo anterior del 51% con consolidación que teníamos antes. Si nos referimos a la cartera de renovables disponible para su venta, como mencionaste, tengo aquí mis notas: en la segunda mitad, Pinnington. Pinnington, ya sabes que son 800 megavatios totalmente operativos en los EE. UU., y estamos trabajando en la transacción que podría rotar este activo. Y, por supuesto, eso va a ser muy positivo en términos de caja y deuda para la compañía.

Los 8 $ restantes, quiero decir, de nuevo, permíteme decirte, Fernando, que la prima es una construcción teórica. Es decir, la prima es el resultado de comparar el margen de refinado con la construcción de la cesta de crudos y demás, y los resultados reales que estamos obteniendo en refinado. Sé que hay interés por saber exactamente qué hay detrás, pero es algo bastante teórico porque esta cifra es también la diferencia entre dos valores. Al intentar desglosar qué hay detrás de esos otros 8 $ de prima por barril, se debe principalmente a la capacidad. Es decir, podría ser 2 $, 2 $ o 3 $ como máximo de lo que está ocurriendo en Ormuz; si tenemos, por ejemplo, un crudo de Basra en nuestro presupuesto, en nuestro presupuesto teórico, porque Basra ahora está fuera del mercado con precios muy altos, no es una realidad en términos operativos en el mercado, sustituimos este crudo por otro. Y estamos capturando un margen adicional por encima del margen teórico que teníamos en el IMC. Eso podrían ser 2 $ por barril. Además de eso, tenemos la optimización del crudo; cuando hay mucha volatilidad y existen diferentes precios en distintas partes del mundo, la capacidad de optimizar la tasa es alta. Y probablemente el mayor impacto provenga del rendimiento por el lado del producto.

Es decir, si lo haces porque —y este es un caso real— si estás desplazando tu producción de diesel en algunos meses hacia el jet fuel porque los diferenciales del jet son significativamente más altos durante algunas semanas, estás optimizando tu margen teórico de refinación. Por lo tanto, estás capturando una prima adicional. Estas son las razones principales detrás de todo ello. [Foreign Language]

Nuestra siguiente pregunta es de Ahmed Ben Salem, de ODDO.

Gracias, Ahmed. Así que era una opción y sigue siendo una opción, pero esa no es nuestra prioridad ahora mismo. Estamos totalmente preparados para salir a bolsa. Teóricamente, quiero decir, contamos con todos los informes, todos los mecanismos de control y demás. Pero ahora no es nuestra prioridad.

Estamos convencidos de que nuestro Upstream es cada día mejor, con una mayor producción, la puesta en marcha de Alaska, los trabajos en Pikka 2 y la mejora de nuestra posición en Venezuela. Por ello, al estar convencidos de que tenemos un negocio cada vez mejor, no tenemos prisa por lanzarnos al mercado.

Así pues, los dos socios, Repsol y EIG, estamos totalmente alineados en este momento; es decir, centrados durante todo el año 2026 y los meses venideros en mejorar la calidad del negocio. Por tanto, es una opción. Estamos preparados, pero no vamos a ejecutar esta opción en los próximos meses y, en cualquier caso, no en 2026. Gracias.

Nuestra siguiente pregunta es de Guilherme Levy, de Morgan Stanley.

Guilherme, si pasamos a su primera pregunta, quiero decir, tiene razón. Dije que no tenemos —que estamos operando a plena capacidad de almacenamiento y demás. Lo dije. Dije que no tenemos ningún interés en aumentar en términos físicos la capacidad actual que tenemos porque, con la capacidad que tenemos, quiero decir, no es solo nuestro propio límite físico lo que podríamos superar, como usted mencionó, es decir, buscando otros almacenamientos potenciales en el país, sino que creemos que tenemos suficiente producto para cumplir con el proceso operativo de nuestras refinerías de la manera correcta y para cubrir las necesidades de nuestros clientes y garantizar la seguridad del suministro de queroseno, diésel y gasolina en el mercado español. Por lo tanto, estamos tranquilos y no estamos buscando nueva capacidad de almacenamiento. Es decir, hemos invertido EUR 2.7 billion para garantizar la seguridad del suministro durante los últimos 6 meses, y estamos conformes con esta cifra. Venezuela, voy a ser muy claro, Guilherme. Ahora, desde el punto de vista de Repsol, no es momento de hablar de la deuda del pasado. La deuda está ahí, pero estamos totalmente alineados con el compromiso del gobierno venezolano, y estamos totalmente alineados con el mensaje del gobierno estadounidense de que ahora es el momento de aumentar la producción en Venezuela para mejorar la situación social y económica del país; aumentar la producción para obtener nuevos ingresos para el país a través de este incremento de la producción en un juego de beneficio mutuo.

Y estoy seguro de que, en el futuro, estas conversaciones llegarán. Pero ahora no está sobre la mesa. Y ahora estamos plenamente comprometidos con este mensaje de aumentar la producción en Venezuela, por supuesto, como dije antes, de forma financiera y garantizando que Repsol no esté exponiendo más dinero en Venezuela, financiando este crecimiento con el dinero que obtengamos a través de los cargamentos que recibiremos. Creo que esta vez llegará, que llegará. Pero ahora, con respecto a este año, no está sobre la mesa.

Nuestra siguiente pregunta es de Henri Patricot, de UBS.

Henri. Sí, quiero decir, esperamos un tercer trimestre sólido en el negocio de clientes porque... quiero decir, julio está transcurriendo de forma muy positiva. Y permítanme, quiero decir, simplificarlo, por supuesto, considérenlo como una simplificación. Pero este verano, sumado al segundo trimestre, tenemos... quiero decir, parte de esos 100 millones de visitantes que vienen a España, volando, alquilando coches y conduciendo por nuestras carreteras. Eso es parte de este sólido tercer trimestre. Y hay que tener en cuenta que las Islas Canarias y las Islas Baleares también son destinos importantes y hay que volar hasta allí. En segundo lugar, tenemos, quiero decir, a millones de personas de Francia, de Suiza, de Alemania, de Bélgica, que van hacia Argelia y Marruecos conduciendo a través del Estrecho de Gibraltar, quiero decir, por supuesto, utilizando el ferry en Algeciras, pero cruzando y recorriendo la Península Ibérica en coche. Eso también es parte del incremento en verano. Y, por supuesto, los ciudadanos españoles, que también vamos a usar el coche este verano. Así que sí, podríamos esperar un tercer trimestre fuerte en nuestro negocio de clientes. Si pasamos a Alaska, quiero decir, tengo que decir que la fase inicial de la evaluación de Quokka es similar, o podría ser similar, a Pikka, con una posible extensión hacia el sur que también está allí. Así que, quiero decir, este sur, potencialmente con el conocimiento que tenemos hoy, creemos que tiene propiedades muy buenas. Por lo tanto, nos sentimos cómodos ahora con la suposición de que podría ser similar a Pikka.

Pero, de nuevo, tenemos que matizar lo que estoy diciendo ahora, aunque ese es nuestro enfoque actual.

Nuestra siguiente pregunta es de Matt Lofting, de JPMorgan.

Muchas gracias por su pregunta, Matt. Quiero ser muy claro al respecto. Estamos preparados para lo peor. Si lo peor llegara a suceder, Repsol está preparada para suministrar a la economía española los productos que fabricamos. Y cuando digo lo peor, me refiero a un empeoramiento de la situación en Hormuz. No estoy diciendo que vaya a suceder. Sería estupendo ver una solución a corto plazo. Pero, en caso de que se plantee la hipótesis de un empeoramiento de la situación en Hormuz, estamos preparados para lo peor.

Estamos preparados en cuanto a la mezcla de crudo, que proviene en un 100% de la zona del Atlántico y el Mediterráneo. Disponemos de capacidad de almacenamiento y producción suficiente para garantizar que todo el queroseno que se vaya a utilizar en España durante el año pueda ser suministrado dentro de la cuota que tenemos, por supuesto, por Repsol, e incluso podríamos tener un exceso del 30% de nuestra producción que podría utilizarse para abastecer de queroseno a clientes potenciales cuyos proveedores se hayan quedado sin producto. Por tanto, estamos preparados para el peor de los escenarios. Hemos desarrollado un esfuerzo logístico de almacenamiento y producción para ello.

Pero quiero decir que espero que lo que estoy diciendo no llegue a cumplirse. Sin embargo, al ver lo que está ocurriendo en cuanto a la escasez de queroseno y diésel en el mercado europeo, no voy a ocultar que me preocupa seriamente la capacidad que vamos a tener en Europa para asegurar este producto en algunos países. Y profundizaré más: estamos preparados, en nuestra pequeña dimensión, por supuesto, para cubrir las necesidades de España y también para ayudar modestamente a otros países europeos de nuestra zona de influencia, suministrándoles los productos que pudieran necesitar para asegurar, por supuesto, parcialmente las necesidades que pudieran tener en caso de que esta situación empeore.

Quiero decir, por supuesto, permítame profundizar un poco más en su pregunta sobre la intervención del mercado y demás. Creo que ahora la prioridad de las autoridades en Europa y en España es garantizar la seguridad del suministro. Cuando usted habla, y cuando nosotros hablamos, del riesgo de no disponer del producto que nuestras sociedades podrían necesitar en los próximos meses, quiero recordar que en España estamos mejor que en algunos otros países europeos. Tenemos un sistema de suministro reforzado, y eso es gracias a empresas como Repsol, como Moeve, como BP, que invirtieron fuertemente en el sistema de refinado en España.

En el caso de Repsol, hemos invertido EUR 15 billion en nuestro sistema de refinado en España durante los últimos 14 años. Y además de eso, como mencioné anteriormente, hemos invertido más de EUR 2.7 billion en el último mes para garantizar el suministro de queroseno y diésel. Es decir, creo que ahora es el momento de garantizar el suministro.

Para garantizar el suministro, es necesario contar, por supuesto, con el incentivo adecuado de los beneficios, el incentivo legítimo de ganar dinero porque, quiero decir, hoy en día creo que eso no va a suceder, pero si alguien quisiera introducir un gravamen extraordinario injustificado y contraproducente o algo por el estilo en el negocio energético, en el sector energético, esta medida socavará la seguridad del suministro y erosionará la competitividad de la industria europea.

Así que creo que quiero plantearlo de alguna manera en la que seamos la garantía de la seguridad del suministro; es el momento de garantizar la seguridad del suministro en España y en Europa. Para apoyar la temporada turística española, no es el momento de atacar la refinación y la actividad industrial porque, quiero decir, si se analiza la contabilidad de Repsol este trimestre, el dinero no proviene del precio del petróleo o del precio del gas. Proviene de la actividad industrial.

Así que, si se ataca la refinación y la actividad industrial que hace posible la seguridad del suministro, se está, de alguna manera, allanando el camino para tener problemas de suministro a corto plazo. Y permítanme profundizar un poco en este concepto de que algunas personas hablan de beneficios extraordinarios y demás. Me refiero a que, si tomamos el resultado neto de Repsol del primer semestre de 2025, es decir, estos 200 —perdón, EUR 400 millones, y le sumamos algo que es solo un efecto contable debido al precio del petróleo y al impacto en el almacenamiento, que es el efecto de inventario, EUR 600 millones, más los EUR 200 millones que perdimos el año pasado debido al blackout, tendríamos el año pasado un beneficio semestral de EUR 1.2 billion.

Si tomamos los EUR 2.2 billion de este año y restamos la cifra de EUR 800 million procedente del efecto de las existencias —que, de nuevo, es un efecto contable derivado del precio de las existencias que se tiene—, estamos hablando de EUR 1.4 billion. Así que, de EUR 1.2 billion a EUR 1.4 billion. El resultado neto de Repsol, si desacoplamos lo que está ocurriendo de fondo, ha mejorado un 15% interanual. ¿Es eso correcto? Sí. Es positivo, sí, por supuesto, pero no es en absoluto extraordinario.

Nuestra siguiente pregunta es de Ignacio Doménech, de JB Capital.

Ignacio, gracias. Recordad que hace algunos meses dije que estamos plenamente comprometidos a lograr un EBITDA positivo en el negocio químico este año y un EBIT positivo, un resultado positivo en 2027. Y cuando dije eso, por supuesto, no estaba pasando nada en Hormuz y demás. Así que, lógicamente, Hormuz ha anticipado lo que dije. Por tanto, tenéis dos tendencias diferentes aquí. Tenéis algo que es puntual y a corto plazo, que es la restricción del suministro de productos procedentes de Hormuz, lo que ha incrementado de forma importante los márgenes del negocio químico este trimestre, y eso es lo que está ocurriendo ahora. ¿Va a durar para siempre? No, durará mientras persista la restricción de productos en Hormuz. Pero, al mismo tiempo, tenemos una tendencia más importante que está mejorando la calidad del negocio día tras día. Por supuesto, la eficiencia que estamos aplicando en logística, en términos operativos y demás, que está reduciendo costes. Y lo que es aún más importante, el nuevo EBITDA que va a tener este negocio; primero, por los nuevos proyectos actuales: la planta de polietileno de ultra alto peso molecular en Puertollano está empezando a producir este polímero técnico que va a añadir alrededor de EUR 20 millones, EUR 25 millones de EBITDA año tras año. Cuando vayamos a Sines, la planta de polietileno lineal empezará la producción en septiembre, y el polipropileno a principios de octubre, en un escenario de márgenes normales.

Sines va a añadir 130 millones de EUR, 135 millones de EUR de nuevo EBITDA con, digamos, márgenes internacionales bajos, una cifra cercana al 80%, 85% algo así. Además de eso, estamos electrificando las crackers. Sines ya estará en marcha. En Tarragona, en el primer trimestre de 2027, veremos el efecto de la nueva planta de óxido de propileno en Tarragona. Así que las cosas están cambiando para mejor. Ese es un efecto claro. Y lo que vimos este trimestre, digamos, que probablemente fue un 90% proveniente del ámbito internacional y un 10% proveniente de los cambios que estamos realizando en nuestro negocio. Las previsiones para el resto del año, porque, quiero decir, podría decir que seguiremos mejorando los fundamentos del negocio. Pero, por supuesto, no sé cuál será el efecto de Hormuz. Yo... quiero decir, creo que desde mi punto de vista está cristalino. Es decir, incluso si mañana tuviéramos —y eso sería fantástico— una solución completa en Hormuz y Hormuz estuviera totalmente abierto mañana, me resulta difícil ver el margen de refinado para todo el año por debajo de los 15 $ por barril, dado el retraso logístico, la guerra en Rusia y demás. Y observando la situación de los biocombustibles, creo que también es difícil ver que la prima para todo el año pueda estar por debajo de los 6, 7 $ por barril. Así que, incluso si Hormuz y Bab el-Mandeb se normalizaran al 100% mañana, y eso sería fantástico.

Creo que el margen total para todo el año seguirá estando por encima de los $20, $21 por barril en el caso de la refinación y, probablemente, en el caso de la química las cosas no son exactamente iguales, pero podríamos —quiero decir, en cualquier caso, tener un EBITDA positivo este año. Y me refiero a trabajar en la dirección de lograr un EBIT positivo en el negocio el próximo año; incluso en el caso de ver Hormuz abierto al 100%, sería fantástico.

Nuestra siguiente pregunta es de Paul Redman, de BNP Paribas.

Paul, tomaré esa decisión en octubre, por supuesto. Mejor dicho, propondré esta decisión a mi Consejo de Administración, y el Consejo tomará la decisión en octubre. Y voy a tener en cuenta cuál es el escenario macroeconómico y cuál es la volatilidad de nuestro mercado en octubre. En ese momento, decidiré en qué punto del rango del 30% al 40% nos situaremos. Pero nos situaremos en este rango, no hay duda de ello.

Me refiero a que me siento cómodo con el balance. Cuando te enfrentas a un escenario volátil e incierto, necesitas un balance sólido. Necesitas un bajo nivel de apalancamiento porque, en primer lugar, este sector es volátil. Tenemos altibajos y tenemos que estar preparados para cualquier situación.

Y de nuevo, porque hay que aprovechar las oportunidades. Y como dije anteriormente, hoy tenemos muchas oportunidades en nuestra cartera que podrían desarrollarse de forma prudente, dándonos la oportunidad de crecer en un escenario y en unas condiciones que podrían ser favorables para la compañía. Pero ante la falta de certeza que tenemos, me siento cómodo hoy con el balance y con el bajo nivel de apalancamiento que tenemos actualmente. Gracias, Matt. Perdón, Paul. Disculpad.

Esa era nuestra última pregunta por hoy. Con esto, damos por finalizada nuestra conferencia de resultados del segundo trimestre. Muchas gracias por su asistencia.