Buenos días y gracias por acompañarnos mientras analizamos los resultados del tercer trimestre de 2026 de RGC Resources. Soy Kelsie Davenport, Directora de Finanzas de RGC Resources, Inc. Esta mañana me acompañan Paul Nester, Presidente y CEO de RGC Resources; y Tommy Oliver, Vicepresidente Senior de Asuntos Regulatorios y Externos. Tim no se encuentra bien de salud esta mañana y, lamentablemente, no puede estar con nosotros. Antes de empezar, repasemos algunos puntos administrativos. [Instrucciones del operador] El enlace a la presentación de hoy está disponible en la página de Información Financiera e Inversores de nuestro sitio web en www.rgcresources.com. [Instrucciones del operador]

Pasamos a la diapositiva 1. Esta presentación contiene previsiones y proyecciones. La diapositiva 1 incluye información sobre riesgos e incertidumbres, incluidas declaraciones de carácter prospectivo que deben entenderse en el contexto de nuestras presentaciones públicas. La diapositiva 2 contiene nuestro orden del día. Analizaremos nuestros aspectos operativos y financieros más destacados correspondientes al tercer trimestre y a los primeros 9 meses de nuestro año fiscal 2026. A continuación, revisaremos las perspectivas para el resto de 2026, reservando un tiempo al final para preguntas. Ahora cedo la palabra a Tommy para que continúe con la presentación.

Bien, gracias, Kelsie, y buenos días a todos. Pasando ahora a las operaciones en la diapositiva 3. La actividad principal de extensiones y renovaciones ha continuado a un ritmo constante durante el ejercicio fiscal 2026. Instalamos 3.5 millas de tubería principal nueva durante los primeros 3, lo siento, durante los primeros 9 meses del presente ejercicio fiscal, un poco por debajo de nuestra instalación en el mismo periodo del ejercicio fiscal 2025. Además, conectamos 464 nuevos servicios en 2026, una cifra inferior a la del mismo periodo del año pasado. Contamos con una sólida cartera de pedidos pendientes de extensiones de tubería principal, lo que habla bien de nuestro continuo desarrollo residencial en toda la región.

Como se muestra en el lado derecho de la diapositiva, renovamos 2.7 millas de tubería principal y 322 servicios durante los primeros 9 meses del año fiscal 2026. Si bien el clima invernal frenó la renovación de millas de tubería principal en comparación con el mismo periodo del año pasado, las renovaciones de servicios aumentaron un 40%.

Pasemos a la diapositiva 4. La diapositiva 4 muestra nuestros volúmenes de gas entregados durante el trimestre. Los patrones meteorológicos durante el tercer trimestre dieron lugar a algunos resultados contraintuitivos, especialmente en mayo. El trimestre fue ligeramente más frío que el mismo periodo del año anterior, como se muestra en la diapositiva, pero esos días se produjeron de forma irregular y, como resultado, no generaron el uso típico de gas que se esperaría de un clima más frío. Sin embargo, esto supuso un crédito para los clientes bajo el ajuste de normalización meteorológica.

En conjunto durante el trimestre, el consumo residencial y comercial se mantuvo estable. El consumo industrial aumentó más de un 25%, debido principalmente a nuestro mayor cliente industrial. Como recordatorio, bajo nuestra estructura de tarifas por tramos en esa clase de clientes, esos dekatherms incrementales se suministran con nuestro margen más bajo.

Pasamos a la diapositiva 5; los volúmenes de gas entregados no reflejan exactamente la misma tendencia para lo que va del año fiscal 2026. Los volúmenes residenciales y comerciales disminuyeron a pesar de que los grados día de calefundación aumentaron un 3%. Muchos de esos grados día de calefundación se generaron en torno al evento Winter Storm Fern, mientras que otras partes del año fueron más cálidas que el periodo equivalente del año anterior. Los volúmenes aumentaron un 1%, y la caída en los sectores residencial y comercial se compensó con incrementos industriales, liderados nuevamente por ese mismo cliente industrial que acabamos de mencionar. Dentro de estas cifras se incluye la ausencia este trimestre de un cliente que durante mucho tiempo estuvo entre los 10 principales y que cesó sus operaciones en marzo. Analizamos esa situación con más detalle en la conferencia de resultados anterior.

La diapositiva 6 muestra el CapEx de los primeros 9 meses del año fiscal 2026 en comparación con 2025. La inversión total fue de $16.1 millones en el año actual, un aumento de aproximadamente el 2% respecto al mismo periodo del año anterior. Como es habitual, aceleramos el ritmo del gasto de capital en el tercer trimestre y compensamos la mayor parte de los déficits derivados de los retrasos meteorológicos del trimestre anterior. Analizaremos los planes para todo el año más adelante en la presentación. Ahora voy a cederle la palabra de nuevo a Kelsie para que revise nuestros resultados financieros del trimestre. ¿Kelsie?

Gracias, Tommy. La diapositiva 7 muestra tanto nuestros resultados financieros del tercer trimestre como los acumulados de los primeros 9 meses del año fiscal 2026. Los resultados del tercer trimestre fueron nominalmente superiores a los del mismo periodo del año anterior. El beneficio neto fue de aproximadamente $550,000, o $0.05 por acción diluida, impulsado principalmente por la mejora de los márgenes. Las tarifas provisionales que entraron en vigor el 1 de enero, junto con los nuevos ingresos estatales, impulsaron el aumento del margen a pesar de la pérdida del gran cliente industrial que hemos mencionado en llamadas anteriores y del clima que Tommy acaba de comentar.

Los gastos operativos, tal como se muestra en la diapositiva, son inferiores debido a los costes del gas. Sin embargo, los gastos de operación y mantenimiento ajenos al gas son superiores en comparación con el tercer trimestre del año fiscal 2025, debido principalmente a las presiones inflacionistas en los costes de personal, servicios profesionales y soporte de IT.

Los resultados acumulados en lo que va de año también se muestran en la diapositiva 7. El beneficio neto fue de $14.2 millones en los primeros 9 meses del ejercicio fiscal 2026, o $1.37 por acción diluida, frente a los $1.31 por acción diluida en los primeros 9 meses del ejercicio fiscal 2025, lo que supone un aumento del 4.6%. El efecto del incremento de la tarifa base no relacionada con el gas fue notable en el segundo trimestre, impulsando en gran medida nuestros resultados acumulados, ya que los ingresos adicionales afectaron al componente volumétrico. Por lo tanto, se reconoció una mayor parte del incremento durante la temporada de calefacción de invierno debido a la mayor demanda de energía. En consecuencia, cuando los volúmenes entregados son menores en la segunda mitad del ejercicio fiscal, el margen y el beneficio neto también son menores. Los conceptos que han provocado un aumento de los gastos en el trimestre también están impulsando un incremento de los gastos en los resultados acumulados del año.

Pasando a la diapositiva 8, nuestro balance sigue siendo sólido. Durante el trimestre, refinanciamos una nota de $15 millones que vence a finales de este mes y conlleva un tipo de interés del 2%. A fecha de 30 de junio, está clasificada como deuda a largo plazo. Esta nota con inicio diferido y su correspondiente swap de tipos de interés se han fijado a un plazo de 3 años al 5.2%.

Quería añadir algunos comentarios sobre la inversión en el Mountain Valley Pipeline. El tronco principal del MVP lleva en servicio algo más de 2 años y está operando de forma segura y fiable, tal como se esperaba. Nuestra participación en los beneficios de la empresa conjunta es comparable este año con la de hace un año, y seguimos recibiendo distribuciones de exceso de caja trimestralmente.

Para mejorar el flujo de caja futuro de MVP, hay dos proyectos en marcha: Southgate y Boost. Southgate transportará gas desde el final de la línea principal hacia North Carolina, y Boost permitirá un aumento del 30% en la cantidad de gas que puede transportarse a través de la línea principal. Southgate se encuentra en fase de construcción y progresa según lo previsto. Boost está trabajando activamente en sus permisos y ya ha realizado los pedidos de equipos. Hemos invertido algo más de $1 million en el ejercicio fiscal para estos proyectos, con una financiación procedente de las líneas de crédito que establecimos en septiembre del año pasado. Estamos satisfechos con el progreso y las perspectivas de ambos proyectos. Ahora cedo la presentación al CEO de RGC, Paul Nester. ¿Paul?

Gracias, Kelsie, y buenos días. Gracias por acompañarnos en la conferencia de resultados del tercer trimestre. Estamos en la diapositiva 9. Tenemos varios puntos que tratar, ya que estamos cerca de finalizar el ejercicio fiscal 2026. Vamos a empezar con la diapositiva 10 con una actualización sobre nuestra instalación de LNG.

Si nos acompañaron el trimestre pasado, y si han leído nuestro informe 10-Q, habremos revelado que sufrimos algunos daños estructurales en la instalación de LNG durante el segundo trimestre fiscal. Nuestros equipos siguen allí trabajando para evaluar esos daños y mantener la seguridad de la instalación. Están haciendo un gran trabajo. Me gustaría darles las gracias por toda su fantástico trabajo durante los últimos 6 meses. Seguimos en contacto con la State Corporation Commission sobre este asunto, así como con nuestra compañía de seguros. Ciertamente, cuando dispongamos de más información para comunicar, lo haremos de la manera adecuada.

Como pueden ver en la diapositiva, hemos estado trabajando intensamente para sustituir el suministro de peak shaving que proporcionaba nuestra instalación de LNG. Recordarán que la empresa utilizaba dicha instalación en los días de invierno más fríos para complementar el volumen de nuestro gasoducto interestatal. Al no disponer de la instalación, pueden observar que hemos añadido gas a través de uno de nuestros principales gasoductos interestatales, el Columbia Pipeline, también conocido como TCO. Estamos entusiasmados con esto y agradecidos por ello.

Vamos a hablar de un proyecto de capital que ya está en marcha y que permitirá llevar más gas de Mountain Valley hacia el interior del sistema de distribución de Roanoke Gas. Ese proyecto también ha comenzado, y estamos en proceso de adquisición de camiones de LNG. Es algo que ya hemos hecho en el pasado, especialmente antes de que se completara Mountain Valley.

Pasando a la diapositiva 11, hemos mantenido la previsión de capital para 2026 prácticamente igual a la que os mostramos el trimestre pasado, en 22 millones de dólares. Hemos modificado algunas de las partidas, por así decirlo, de ese gasto. Hemos adelantado de nuevo la extensión principal Mountain Valley-Lafayette para este año. Ese proyecto estaba en nuestra previsión de capital a 5 años, por lo que era algo que la empresa tenía la intención plena de realizar, pero ahora lo hemos adelantado un poco hacia 2026. Cuando empecemos a mostraros nuestra previsión de capital para 2027, será un componente de mayor peso en la misma.

Ahora me gustaría pedirle a Tommy que aborde los resultados del reciente caso de tarifas y otros acontecimientos regulatorios. ¿Tommy?

Sí, gracias, Paul. Estamos ahora en la diapositiva 12. Como comentamos en nuestra última conferencia de resultados, Roanoke Gas presentó un caso de tarifas acelerado el 2 de diciembre del año pasado, solicitando aproximadamente 4.3 millones de dólares en ingresos anuales incrementales, basándose en nuestro retorno sobre el capital actualmente autorizado del 9.9% y un ratio de capital del 59%. Las tarifas entraron en vigor el 1 de enero de 2026, sujetas a reembolso.

Nos complace informar que el 1 de julio de 2026 alcanzamos un acuerdo con el personal de la SCC que resolvió todos los asuntos del caso. Participamos en la audiencia programada el 15 de julio de 2026. Los ingresos incrementales estipulados acordados en el acuerdo fueron de $3.85 million, y comenzamos a aplicar esas tarifas más bajas resultantes del acuerdo a partir del 1 de agosto. Estamos satisfechos de haber llegado a un acuerdo y creemos que este fue un resultado razonable. A fecha de 30 de junio, tenemos $275,000 acumulados para reembolsos a clientes relacionados con las tarifas aplicadas a partir del 1 de enero de 2026.

Sin embargo, en este caso no se abordaron los costes continuos asociados al incidente de la instalación de LNG. Seguimos informando al personal y trabajando con ellos durante todo el proceso. Además, hemos establecido un activo regulatorio y esperamos su recuperación en futuros procedimientos.

Sí, gracias, Tommy. Es un gran resultado y solo quiero agradecer a Tommy, a su equipo y al resto del equipo de RGC por ello. Realmente es un esfuerzo de toda la compañía. Refleja la inversión en el sistema para seguir haciéndolo seguro o, mejor dicho, para mantenerlo seguro y fiable. Además, gran parte del apoyo de toda la empresa se dedica a la fijación de tarifas. Estamos muy contentos con este resultado; creo que es justo y adecuado en este momento. Por supuesto, siempre tenemos presente, ¿verdad, Tommy?, el impacto en el cliente y lo que esto supone para sus facturas.

Absolutamente, sí. Gracias.

Muy bien, antes de abrir la línea para preguntas, echemos un vistazo a nuestras previsiones para 2026. Hemos estrechado el rango respecto a lo que presentamos el trimestre pasado. Gran parte de esto es el resultado de algunos de esos patrones meteorológicos inusuales y del suministro de gas natural asociado a ello durante el periodo de mayo. Por lo tanto, ahora estamos mostrando el extremo inferior del rango en $1.29 y el extremo superior en $1.32.

Al igual que en 2025, proyectamos una pequeña pérdida en el ejercicio, lo cual es típico del cuarto trimestre. Tanto Kelsie como Tommy hablaron de ello. La naturaleza de las tasas volumétricas permite, ciertamente, márgenes más altos en el primer y segundo trimestre, y menos en el tercer y cuarto trimestre.

Se ha debatido mucho sobre los tipos de interés y la presión inflacionista, especialmente en las últimas semanas. Creo que la mayoría de la gente cree ahora que podríamos tener una subida de tipos en algún momento un poco más adelante este año. Si volvemos a la misma época del año pasado, había proyecciones de entre 3 y 4 bajadas de tipos. Obviamente, eso simplemente no es posible dada la importancia de la presión inflacionista.

Kelsie habló sobre la nota que refinanciamos. Realmente fue un gran esfuerzo por parte del equipo aquí, y agradezco a nuestros socios bancarios que trabajaron con nosotros en ello.

Tommy habló sobre el inicio de la construcción de viviendas y el desarrollo residencial. La economía de Roanoke Valley sigue siendo, yo diría, netamente positiva. Hablamos de nuestro gran cliente industrial que, lamentablemente, cesó sus operaciones en marzo, pero, por lo demás, creo que sigue siendo muy positiva.

El Google Data Center está avanzando. Continúa la inversión en el complejo médico de aquí, especialmente en el Taubman Cancer Center. La construcción de este es sencillamente fenomenal, junto con otros desarrollos cercanos, por lo que nos entusiasma. A finales del tercer trimestre se anunció una gran inversión extranjera directa en la región. Esa empresa va a invertir unos $85 million y creará casi 500 puestos de trabajo. También estamos muy entusiasmados con eso.

Así que, de nuevo, como siempre, lo primero es que queremos agradecer a nuestros clientes. Sin ellos, no estaríamos aquí. Y también me gustaría agradecer una vez más a nuestros empleados. Hemos tenido otro trimestre trabajando con mucha seguridad, y estoy orgulloso de sus esfuerzos en ese sentido. Dicho esto, nos gustaría abrir la línea para preguntas.

[Instrucciones del operador]

Buenos días a todos.

Vaya. Buenos días. Es un placer teneros con nosotros.

Observando la diapositiva sobre la actualización de LNG. Me preguntaba si podría darnos un poco más de detalle sobre cuál es el problema real y, tal vez, una posible solución para el mismo. Es decir, ¿se trata de una situación en la que hay que retirar el tanque para reemplazarlo o es algo distinto?

Sí, estaré encantado de responder a esa pregunta, [ Mike ]. En febrero, durante el evento de la tormenta invernal Fern, en el que tuvimos un clima extraordinariamente frío durante un periodo prolongado y que, como sabe, envolvió a la mayor parte del país, tuvimos lo que se conoce como formación de hielo alrededor de la base del tanque. Esto hizo que el tanque se desplazara un poco, por así decirlo, y causara algunos daños estructurales. Quizás un término para definirlo sería fatiga del metal.

Afortunadamente, no se produjo ninguna fuga ni ninguna condición de inseguridad como consecuencia de ello, y volvemos a estar muy agradecidos por eso. El tanque fue construido y puesto en funcionamiento en 1972, por lo que tiene 54 años. Aunque se trata de un activo con una vida útil de aproximadamente 90 a 95 años, por así decirlo, está a mitad de su recorrido y, de nuevo, presentó cierto compromiso estructural y metálico.

Así que estamos trabajando con los ingenieros que hemos contratado, que son especialistas en tanques, para ayudarnos a determinar cuáles son nuestras opciones, Mike, para el tanque. ¿Podemos realizar reparaciones en algunos de esos puntos donde hubo fatiga del metal? O estamos evaluando, por ejemplo, la posibilidad de utilizar aparatos de contención de tanques más nuevos y modernos. Como recordatorio, nuestro tanque es de aproximadamente 200,000 galones, lo que también equivale a un tanque de aproximadamente 220,000 dekatherm. Yo diría que ha tenido un tamaño adecuado, si no quizás un poco más grande de lo que hemos necesitado en el sistema Roanoke Gas, lo cual, de nuevo, es algo muy positivo. Ha sido maravilloso para la resiliencia y la fiabilidad durante muchísimos años.

Así que todavía estamos evaluando cómo se perfila el futuro y cuáles son nuestras opciones futuras para el almacenamiento. Sin duda, queremos que el almacenamiento en el sistema ayude con el peak shaving. Actualmente tenemos la suerte de contar con el tercer gasoducto, Mountain Valley. Y quizás recuerden que, hace ya muchos años, siempre hablábamos de que, si algo le sucediera a un componente de nuestro suministro, tener esa fuente de suministro adicional disponible marcaría la diferencia, y ese es verdaderamente el caso hoy en día.

Entonces, ¿cree que lo tendrá, obviamente no para esta temporada de invierno, sino para la próxima temporada de invierno, si se soluciona el problema?

Ese es el plan por ahora. Estamos trabajando para tener esa capacidad de peak shaving mediante almacenamiento en el sistema para la temporada de invierno 2027-2028. Correcto. Ese es nuestro objetivo en este momento. ¿Alguna otra pregunta?

[Instrucciones del operador] Esperaremos solo un momento más para ver si hay más preguntas. Muy bien. Al no haber ninguna, damos por concluida la conferencia de resultados del tercer trimestre. Una vez más, queremos agradecer a todos y cada uno de ustedes por dedicar tiempo a acompañarnos, y esperamos que disfruten de la sesión. Esperamos estar con ustedes en diciembre, cuando compartamos los resultados de todo el año 2026. Como informaron Kelsie y Tommy, hemos tenido unos primeros 9 meses bastante buenos y esperamos completar el año fiscal. Les deseamos a todos un fin de semana seguro y feliz. Gracias.